SU956774A1

SU956774A1 - Method of determining variations of seam pressure in well

Info

Publication number: SU956774A1
Application number: SU813249700A
Authority: SU
Inventors: Ильдус Газизович Хангильдин
Original assignee: Башкирский государственный научно-исследовательский и проектный институт нефтяной промышленности
Priority date: 1981-02-23
Filing date: 1981-02-23
Publication date: 1982-09-07

Description

Изобретение относитс к гидродин мическим исследовани м пластов и мо жет быть использовано в нефтедобывающей промышленности. Известен способ исследовани глу биннонасосных скважин с регистр цией давлени глубинным манометром, спускаемым в скважину на проволоке через затрубное пространство l . Однако известный способ исследовани несовершенен, так как в процессе спуска или подъема прибора могут возникать различного рода осложнени , такие, как обрывы прово локи или захлесты, что ведет или к поломке прибора, или к снижению точ ности замеров давлени в результате неисправностей тех или иных механизмо глубинного манометра, возникающих всл ствие ударов последнего о колонну насосно-компрессорных труб или обсадную колонну скважины. Кроме того , известный способ исследовани может быть применим лишь в тех сква жинах, где зазор между колонной насосно-компрессорных труб к обсадной колонной позвол ет прохоходение прибора . Все перечисленные факторы в конечном счете вли ют на точность определени гидродинамических параметров пластов. Известен также способ определени Изменений забойного давлени в вод ных скважинах путем замеров давлени на устье в насосно-компрессорных трубах: вокруг насосно-компрессорных труб создают термоизолирующую среду путем пуска скважин на излив ерез затрубное пространство 2 . Данный способ повышает точность измерений, однако он может быть применен только в изливающихс сква инах , т.е. в скважинах с высоким пластовым давлением. Наиболее близким к изобретению вл етс способ определени изменени забойного давлени в неизливающихс скважинах, оборудованных гидроштанговыми глубиннонасосными установками, включающий замер устьевого давлени во времени после перекрыти выкидной линии насоса. Гидравлическа св зь забо скважины с устьем обеспечиваетс через насосно-компрессорные трубы за счет разр дки энергии, аккумулированной в надпакерной зоне кольцевого пространства и воздействующей на дифференциальный плунжер глубинного насоса З . Этот способ может быть применен только в тех глубиннонасосных скважи нах, где в затрубном пространстве имеетс аккумулированна энерги столба жидкости или сжатого газа, воздействующа на плунжер.дифференциального исполнени ,.и не может быть использован в скважинах, оборудованных штанговыми насосами . Целью изобретени вл етс обеспечение возможности определени в скважинах, оборудованных штанговыми насосными установками, изменений давлени без снижени точности измерений путем создани гидравлической св зи забо скважины с устьем за счет потенциальной энергии противовесов на кривошипе станка-качалки. Указанна цель достигаетс тем, что замеры устьевого давлени производ т после обеспечени работы уста новки в неравномерном режиме путем предварительного перепуска всей откачиваемой жидкости в затрубное пространство и последующим перекрытием выкидной линии насоса с одновременным отключением электропривода станка-качалки при расположении его кривошипа с противовесами, отличном от положени верхней и нижней мертвых точек, а изменение забойного давлени определ ют из следующего соотношени / WT -rd где iPj - изменение во времени забо ного давлени , МПа, изменение во времени усть вого давлени , МПа; площадь поперечного сечени устьевого сальниковог штока, РПД - площадь поперечного сечени плунжера глубинного насоса, м. На фиг. 1 представлена принципиальна схема установки, с помощью к торой осуществл етс данный способ; на фиг. 2 - крива восстановлени забойного давлени . Перепуск жидкости осуществл ют о крытием устьевого переливного клапа на 1, соедин ющего затрубное пространство с полостью насосно-компрессорных труб 2. Работа установки в неравновесном режиме необходима дл того, чтобы обеспечивать после пере крыти выкидной линии 3 насоса 4 гидравлическую св зь забо скважины с устьем через насосно-компрессорные трубы за счет потенциальной энергии .веса грузов (противовесов 5), установленных на кривошипе б редуктора 7 станка-качалки 8. В противном случае противовесы будут расположены в верхней мертвой точке, и передача изменений забойного давлени на поверхность станет невозможной. При расположении же противовесов в нижней мертвой точке потенциальна энерги грузов может быть полностью израсходована, и гидравлическа св зь забо с устьем скважины нарушена , что отражаетс на точности показаний уетьевого манометра 9. Остановку станка-качалки осуществл ют отключением электроэнергии без использовани тормозного барабана 10, чтобы сила т жести противовесов полностью передавалась через сальниковый шток 11 и штанги 12 на плунжер 13 глубинного насоса 4. При выполнении этих требований жидкость, заключенна в насосно-компрессорных трубах, сх«ата под действием силы от веса грузов на кривошипе, превышающей силу веса штанг и столба жидкости в насосно-компрессорных трубах . При таких услови х изменение уровн в затрубном пространстве за счет притока жидкости из пласта воздействует через всасывающую линию насоса на площадь плунжера и измен ет давление в насосно-компрессорных трубах. Изменение давлени отражаетс на показани х устьевого манометра . Полученные показани устьевого манометра пересчитывают по приведенному выше соотношению, стро т кривую восстановлени забойного давлени фиг.2) и обрабатывают известными методами с целью определени гидродинамических параметров пласта аналогично фонтанной скважине. Приме р. Дано: дебит скважины до остановки О 106м сут, по- . ристость пласта m 0,18J эффективна мощность h jL7,6 м , сжимаемость нефти рц , сжимаемость среды Р(, 110- см /кгс, площадь поперечного сечени плунжера 56 мм насоса 24,5 см , площадь поперечного сечени сальйикового JJT 4,9 см% pi 0,2. штока Fj, Результаты исследовани - скважины приведены в таблице.The invention relates to hydrodynamic studies of formations and can be used in the oil industry. There is a known method for studying deep-well pumping wells with pressure recording by a depth gauge descending into the well on a wire through the annulus l. However, the known method of investigation is imperfect, since various types of complications can arise in the process of lowering or lifting the device, such as wire breaks or overlaps, which either leads to device breakage or a decrease in the accuracy of pressure measurements as a result of malfunctioning of various mechanisms. deep gauge, arising from the impact of the latter on the tubing string or casing well. In addition, the known method of investigation can be applied only in those wells where the gap between the tubing string to the casing string allows the device to penetrate. All of these factors ultimately affect the accuracy of determining the hydrodynamic parameters of the formations. There is also known a method for determining changes in bottomhole pressure in water wells by measuring the pressure at the wellhead in tubing: around the tubing create a thermal insulating medium by starting wells on the spout through the annulus 2. This method improves the accuracy of measurements; however, it can only be applied in pouring out wells, i.e. in wells with high reservoir pressure. The closest to the invention is a method for determining the change in bottomhole pressure in non-flowing wells equipped with hydraulic thrust pumping installations, including measuring wellhead pressure over time after the flow line of the pump closes. The hydraulic connection of the wellbore to the wellhead is provided through the tubing due to the discharge of energy accumulated in the annular space of the packer and affecting the differential plunger of the deep well pump Z. This method can be applied only in those deep-well wells in which there is accumulated energy of a liquid column or compressed gas in the annulus, which acts on the plunger and is of differential design, and cannot be used in wells equipped with sucker-rod pumps. The aim of the invention is to enable the determination of pressure changes in wells equipped with sucker-rod pumping units without reducing the accuracy of measurements by creating a hydraulic connection at the well bottom with a mouth due to the potential energy of the counterweights on the pumping crank. This goal is achieved by measuring wellhead pressure after ensuring that the installation operates in an uneven mode by pre-passing all pumped liquid into the annulus and then blocking the pump discharge line while disconnecting the electric pumper when its crankshaft with counterweights different from the positions of the upper and lower dead points, and the change in the bottomhole pressure is determined from the following ratio: / WT -rd where iPj is the change in the bottomhole time th pressure, MPa, the time variation of Ust Vågå pressure, MPa; cross-sectional area of wellhead stem rod, RPD - cross-sectional area of the plunger of a submersible pump, m. In FIG. 1 is a schematic diagram of the installation, with the help of which this method is carried out; in fig. 2 — borehole pressure recovery curve. The fluid is bypassed by covering the wellhead relief valve for 1 connecting the annulus with the tubing cavity 2. The non-equilibrium mode is required to ensure the hydraulic connection of the well 4 to the wellhead after shutting off the discharge line 3 of the pump 4 through the tubing due to the potential energy of the weight of the goods (counterweights 5) installed on the crank 6 of the gearbox 7 of the pumping unit 8. Otherwise, the counterweights will be located in the upper dead point, and the transfer of bottomhole pressure changes to the surface will become impossible. When the counterweights are located at the bottom dead center, the potential energy of the weights can be completely consumed, and the hydraulic connection to the wellhead is broken, which reflects on the accuracy of the readings of the net gauge 9. The pumping unit is stopped by turning off the power without using the brake drum 10 to The strength of the weight of the counterbalances was completely transmitted through the gland rod 11 and the rod 12 to the plunger 13 of the submersible pump 4. When these requirements are met, the fluid enclosed in the pump pressor pipes, cx ata under the action of a force on the weight of the goods on the crank, exceeding the force of the weight of the rods and the liquid column in the tubing. Under such conditions, a change in the level in the annulus due to the influx of fluid from the reservoir acts through the pump suction line on the area of the plunger and changes the pressure in the tubing. The change in pressure is reflected in the wellhead gauge. The readings of the wellhead manometer are recalculated using the above ratio, the bottomhole pressure recovery curve of Fig. 2 is constructed and processed using known methods to determine the formation hydrodynamic parameters in a manner similar to a well. Primer p. It is given: well flow rate up to a stop O 106m d, ... reservoir density m 0.18J effective thickness h jL7.6 m, compressibility of oil pp, compressibility of medium P (110 cm / kgf, plunger cross section area 56 mm pump 24.5 cm, cross section of jjt salyik 4.9 cm % pi 0.2 of stem Fj. The results of the study — the wells are listed in the table.

Зна зависимость д P-j f(gt) (аналогично фонтанной скважине), стро т кривую восстановлени забойного давлени . Выдел ют пр молинейный участок и выбирают две точки, по которым наход т угловой коэффициент:Knowing the dependence d P-j f (gt) (similarly to the flowing well), a downhole pressure recovery curve is constructed. A straight line is selected and two points are selected by which the slope is found:

&Р - дРг & P - dRg

i tg ос Igt, - Igt,i tg os igt, - igt,

- (0,ai - 0,7)10 . .. 4,158 - 3,380 -L/ii..- (0, ai - 0.7) 10. .. 4.158 - 3.380 -L / ii ..

kh i, наход т -лр - гидропроводFkh i, find lp - hydraulic conduitF

ность пласта:reservoir formation:

2,3-11,57-106 2,3-11,57-106

kh 2, 4 It- 1,41kh 2, 4 It- 1.41

|U . 411 1| U. 411 1

дсм dsm

158,16 СПЗ 158,16 SDR

Отсюда можно определить коэффициент From here you can determine the coefficient

45 пьезопроводности45 piezoconductivity

,1|(т(н + Рс), 1 | (t (n + pc)

158,16158.16

1760 СО, 18.11 + 1). 10-51760 CO, 18.11 + 1). 10-5

3012,5 см УС. 3012.5 cm FF.

Использование предлагаемого способа измерений забойного давлени в скважинах обеспечивает по сравнению с известными снижение трудовых и материальных затрат, св занных со спуском глубинных приборов, возможность проведени исследований в наклонно-направленных скважинах, в которых исследование может быть осу- . ществлено лишь эхометрированием или волнометрированием (точность их в пенообразующихс скважинах очень низка) , повысить точность зг1меровThe use of the proposed method of measuring bottomhole pressure in wells provides, in comparison with the known, reduction of labor and material costs associated with the descent of deep-seated devices, the possibility of conducting research in directional wells in which the study can be carried out. Only by echometry or wave metering (their accuracy in foaming wells is very low), to improve the accuracy of

Claims

Claim

A method for determining the change in bottomhole pressure in wells equipped with deep pump units by measuring wellhead pressure in time after blocking the flow line of the pump, characterized in that, in order to determine the change in bottomhole pressure, in wells equipped with sucker rod pumps, before shutting ^υ Thieme flowline pump bypass all the liquid pumped into the annulus of the well simultaneously with overlapping flowline disconnected electric stanί where downhole PRESSURE / mustache evogo davleizmenenie Niya, MPa * dP _DPT - change 'Nia, MPa;

- cross-sectional area of the wellhead stuffing box, m ² ; '

- the cross-sectional area of the plunger of the deep pump, m ² .