RU2202039C2 - Process of completion, examination of operation of wells - Google Patents
Process of completion, examination of operation of wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2202039C2 RU2202039C2 RU2001118620A RU2001118620A RU2202039C2 RU 2202039 C2 RU2202039 C2 RU 2202039C2 RU 2001118620 A RU2001118620 A RU 2001118620A RU 2001118620 A RU2001118620 A RU 2001118620A RU 2202039 C2 RU2202039 C2 RU 2202039C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- well
- working fluid
- pressure
- jet apparatus
- flow rate
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Jet Pumps And Other Pumps (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при освоении, исследовании и эксплуатации скважин с помощью насосно-эжекторных систем. The invention relates to the oil and gas industry and can be used in the development, research and operation of wells using pump-ejector systems.
Известен способ освоения и эксплуатации скважин с применением насосно-эжекторной системы, включающий спуск струйного аппарата в скважину, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность и сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины (патент РФ 2118719, кл. F 04 F 5/54, 1998 г.). Известный способ не обеспечивает возможности проведения полноценных гидродинамических исследований скважины. A known method of development and operation of wells using a pump-ejector system, including the descent of the jet apparatus into the well, injection of a working fluid into the nozzle of the jet apparatus by a surface pump, creating a depression on the formation, causing inflow, ejecting the well products to the surface and separating the gas-liquid mixture at the wellhead (RF patent 2118719, class F 04 F 5/54, 1998). The known method does not provide the possibility of conducting full hydrodynamic studies of the well.
Известен также способ освоения, исследования скважин и интенсификации нефтегазовых притоков, включающий спуск струйного аппарата на забой скважины, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность и проведение исследований продуктивного пласта (патент РФ 2131023, кл. Е 21 В 43/25, 1999 г.). Недостатком известного способа является невозможность оперативного контроля забойного давления при проведении технологического процесса. There is also known a method of development, research of wells and intensification of oil and gas inflows, including the descent of the jet apparatus to the bottom of the well, creating depression on the formation, causing inflow, ejecting the borehole products to the surface and conducting studies of the productive formation (RF patent 2131023, class E 21 B 43 / 25, 1999). The disadvantage of this method is the impossibility of operational control of bottomhole pressure during the process.
Наиболее близким к заявляемому техническому решению является способ освоения, исследования и эксплуатации скважин, включающий спуск струйного аппарата на забой скважины, нагнетание поверхностным насосом рабочей жидкости в сопло струйного аппарата, создание депрессии на пласт, вызов притока, эжектирование скважинной продукции на поверхность, сепарацию газожидкостной смеси на устье скважины, замер дебита пластовой жидкости и контроль забойного давления на различных режимах дистанционным глубинным манометром с передачей информации по кабелю на поверхность с использованием каротажной станции (Хоминец З. Д., Косаняк И.Н., Лисовский B.C. Результаты и перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и разработке месторождений. Нефтяное хозяйство, 1998, 5, с.72-75). Недостатком данного способа являются высокие материально-технические и трудовые затраты, что существенно удорожает проведение технологического процесса и ограничивает вследствие этого область его применения. Closest to the claimed technical solution is a method of developing, researching and operating wells, including lowering the jet apparatus to the bottom of the well, pumping the working fluid into the nozzle of the jet apparatus by the surface pump, creating depression on the formation, causing inflow, ejecting the well products to the surface, separating the gas-liquid mixture at the wellhead, measuring the production fluid rate and monitoring bottomhole pressure in various modes with a remote depth gauge with the transmission of information cable to the surface using a logging unit (Hominets ZD, Kosanyak IN, Lisowski B.C. results and prospects of the use of jet pumps in the search, exploration and development. Oil Industry, 1998, 5, s.72-75). The disadvantage of this method is the high material and technical and labor costs, which significantly increases the cost of the process and limits the scope of its application.
Задачей изобретения является расширение области применения технологического процесса освоения, исследования и эксплуатации скважин. The objective of the invention is to expand the scope of the technological process of development, research and operation of wells.
Решение поставленной задачи достигается тем, что перед спуском определяют коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла струйного аппарата, а при нагнетании рабочей жидкости замеряют давление нагнетания, расход рабочей жидкости и рассчитывают забойное давление по формуле
где Рзаб - забойное давление,
Рнагн - давление нагнетания рабочей жидкости на устье скважины,
ρ - плотность рабочей жидкости,
g - ускорение свободного падения,
H - глубина скважины,
ΔPтр - потери давления на трение при нагнетании рабочей жидкости на участке от устья до забоя скважины,
Qp - расход рабочей жидкости,
μ - коэффициент расхода сопла струйного аппарата,
F - площадь выходного сечения сопла струйного аппарата.The solution of this problem is achieved by the fact that before the descent, the flow coefficient and the area of the outlet cross section of the nozzle of the jet apparatus are determined, and when the working fluid is injected, the discharge pressure, the flow of the working fluid are measured and the bottomhole pressure is calculated by the formula
where P zab - bottomhole pressure,
P pump - pressure of the working fluid at the wellhead,
ρ is the density of the working fluid,
g is the acceleration of gravity,
H is the depth of the well,
ΔP Tr - pressure loss due to friction during injection of the working fluid in the area from the mouth to the bottom of the well,
Q p is the flow rate of the working fluid,
μ is the flow coefficient of the nozzle of the jet apparatus,
F is the area of the outlet section of the nozzle of the jet apparatus.
Формула (1) получена следующим образом. Formula (1) is obtained as follows.
При нагнетании рабочей жидкости в сопло струйного аппарата расход рабочей жидкости Qр определяется выражением
где ΔРр - перепад давлений при истечении рабочей жидкости через сопло.When injecting the working fluid into the nozzle of the jet apparatus, the flow rate of the working fluid Q p is determined by the expression
where ΔP p is the pressure drop during the expiration of the working fluid through the nozzle.
В случае расположения струйного аппарата на забое скважины можно с достаточной для практических целей точностью принять
ΔPp=Pp-Pзаб, (3)
где Рр - давление рабочей жидкости перед соплом.In the case of the location of the jet apparatus at the bottom of the well, it is possible to accept with sufficient accuracy for practical purposes
ΔP p = P p -P zab , (3)
where R p - pressure of the working fluid in front of the nozzle.
Величину Рр можно найти по формуле
Pp=Pнагн+ρgН-ΔРтp, (4)
где ΔP тр - потери давления на трение при нагнетании рабочей жидкости на участке от устья до забоя скважины - можно определить по известным из курса гидродинамики зависимостям.The value of P p can be found by the formula
P p = P load + ρgH-ΔP tp , (4)
where ΔP tr - pressure loss due to friction during injection of the working fluid in the area from the wellhead to the bottom of the well - can be determined from the known dependencies from the course of hydrodynamics.
После несложных преобразований формул (2)-(4) получаем выражение для расчета забойного давления, представленное формулой (1). After simple transformations of formulas (2) - (4), we obtain an expression for calculating the bottomhole pressure, represented by formula (1).
Таким образом, замерив давление нагнетания и расход рабочей жидкости, а также зная коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла струйного аппарата, можно рассчитать и оперативно контролировать при проведении технологического процесса забойное давление по формуле (1), что позволяет отказаться от дорогостоящих и трудоемких работ с использованием каротажной станции. Thus, by measuring the discharge pressure and the flow rate of the working fluid, as well as knowing the flow coefficient and the area of the outlet cross section of the nozzle of the jet apparatus, it is possible to calculate and quickly control the bottomhole pressure during the process by formula (1), which allows you to abandon expensive and time-consuming work with using a logging station.
В одном из вариантов осуществления способа решение поставленной задачи достигается также тем, что освоение скважины начинают, используя в качестве рабочей жидкости воду, а после вызова притока из пласта замеряют дебиты нефти и пластовой воды, поддерживая при этом путем изменения режима работы поверхностного насоса и/или изменения устьевого давления соотношение между расходом рабочей жидкости, дебитом нефти и дебитом пластовой воды, исходя из неравенства
где Qp - расход рабочей жидкости,
Qв - дебит пластовой воды,
Qн - дебит нефти,
bкр - критическая обводненность, при которой происходит инверсия фаз водонефтяной эмульсии.In one embodiment of the method, the solution of the problem is also achieved by the fact that the development of the well is started using water as the working fluid, and after the inflow from the reservoir is called, the flow rates of oil and produced water are measured, while maintaining by changing the operating mode of the surface pump and / or changes in wellhead pressure the ratio between the flow rate of the working fluid, oil production rate and production water production rate, based on the inequality
where Q p is the flow rate of the working fluid,
Q in - the rate of produced water,
Q n - oil flow rate,
b cr - the critical water cut, in which there is an inversion of the phases of the oil-water emulsion.
В случае выполнении неравенства (5) при эжектировании будет образовываться маловязкая, легко расслаивающаяся эмульсия типа "нефть в воде", что существенно облегчает условия подъема продукции скважины и сепарации смеси на поверхности. При этом насос будет в течение всего процесса освоения, исследования и эксплуатации скважины нагнетать в сопло струйного аппарата отделенную сепаратором воду. Поэтому потери давления на трение ΔPтр будут минимальны, что также способствует удешевлению способа.In the case of inequality (5), ejection will produce a low-viscosity, easily stratified oil-in-water emulsion, which greatly facilitates the conditions for raising the well production and separating the mixture on the surface. At the same time, the pump will pump water separated by a separator into the nozzle of the jet apparatus during the entire process of development, research and operation of the well. Therefore, the friction pressure loss ΔP tr will be minimal, which also contributes to the cheaper method.
В третьем варианте выполнения способа для решения поставленной задачи струйный аппарат устанавливают на колонне двойных насосно-компрессорных труб, нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата и эжектирование скважинной продукции на поверхность осуществляют по каналам колонны двойных насосно-компрессорных труб и контролируют при этом в процессе освоения, исследования и эксплуатации скважины динамический уровень жидкости, а также давление газа в затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины, дублируя замер забойного давления с использованием соотношения
Pзаб = Pзатр+ΔPг+ρзатрg(H-Hдин), (6)
где Рзаб - забойное давление,
Рзатр - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины,
ΔPг - увеличение давления за счет собственного веса столба газа на участке от устья скважины до динамического уровня,
ρзатр - плотность среды в затрубном пространстве скважины на участке от динамического уровня до забоя,
g - ускорение свободного падения,
H - глубина скважины,
Hдин - динамический уровень жидкости.In the third embodiment of the method for solving the problem, the jet apparatus is installed on a column of double tubing, the injection of working fluid into the nozzle of the jet apparatus and the ejection of well products to the surface are carried out through the channels of the string of double tubing and are monitored during the development, research and operation of a well; dynamic fluid level as well as gas pressure in the annulus between the outer surface of a double pump pipes and the inner surface of the production casing of the well, duplicating the measurement of bottomhole pressure using the ratio
P zab = P ng + ΔP g + ρ ng g (HH dyn ), (6)
where P zab - bottomhole pressure,
P shut - gas pressure in the annulus at the wellhead,
ΔP g - pressure increase due to the dead weight of the gas column in the area from the wellhead to the dynamic level,
ρ shut - the density of the medium in the annulus of the well in the area from the dynamic level to the bottom,
g is the acceleration of gravity,
H is the depth of the well,
H din - dynamic fluid level.
Величина ΔPг находится по широко известной барометрической формуле, а значение ρзатр может быть определено по соответствующим зависимостям из курса технологии и техники добычи нефти.The value of ΔP g is found by the well-known barometric formula, and the value of ρ shutter can be determined by the corresponding dependencies from the course of technology and techniques for oil production.
Указанные технологические операции позволяют избежать добычи скважинной продукции по эксплуатационной колонне и связанных с этим осложнений (например, коррозии эксплуатационной колонны, отложений парафина, солей, гидратов и т. д.). The indicated technological operations allow avoiding the production of borehole products from the production string and related complications (for example, corrosion of the production string, deposits of paraffin, salts, hydrates, etc.).
Кроме того, дублирование замера забойного давления с использованием соотношения (6) и сопоставление Pзаб с величиной, определенной по формуле (1), дает возможность провести диагностику состояния сопла струйного аппарата. В случае, если наблюдается существенная разница в значениях забойного давления, найденных по формулам (1) и (6), то это может быть вызвано, например, износом сопла и увеличением площади его проходного сечения в процессе эксплуатации. Следовательно, в данном случае правильным будет результат, полученный по соотношению (6). Если же разница в значениях забойного давления, определенных по формулам (1) и (6), невелика и находится в пределах погрешности замеров, то это свидетельствует о нормальном состоянии проточной части струйного аппарата.In addition, duplication of bottomhole pressure measurements using relation (6) and comparison of P zab with the value determined by formula (1), makes it possible to diagnose the state of the nozzle of the jet apparatus. In the event that there is a significant difference in the bottomhole pressure values found by formulas (1) and (6), this can be caused, for example, by wear of the nozzle and an increase in the area of its passage section during operation. Therefore, in this case, the result obtained by relation (6) will be correct. If the difference in the bottomhole pressure values determined by formulas (1) and (6) is small and is within the measurement error, this indicates the normal condition of the flow part of the jet apparatus.
В четвертом варианте выполнения способа решение поставленной задачи достигается тем, что струйный аппарат спускают в скважину и извлекают из скважины с помощью канатной техники. In the fourth embodiment of the method, the solution of the problem is achieved by the fact that the inkjet apparatus is lowered into the well and removed from the well using cable technology.
В пятом варианте осуществления способа для решения поставленной задачи струйный аппарат спускают совместно с глубинным манометром, имеющим блок непрерывной записи забойного давления, при этом после освоения скважины меняют режимы эксплуатации скважины путем изменения давления нагнетания и/или расхода рабочей жидкости и/или замены проточной части струйного аппарата на проточную часть с другими геометрическими размерами площади рабочего сопла и/или камеры смешения, замеряют значения дебита скважины и забойного давления на различных режимах и строят индикаторную диаграмму скважины, по которой определяют границу рациональной области эксплуатации скважины. In the fifth embodiment of the method for solving the problem, the jet apparatus is lowered together with a depth gauge having a unit for continuous recording of bottomhole pressure, and after development of the well, the operating modes of the well are changed by changing the injection pressure and / or flow rate of the working fluid and / or replacing the flow part of the jet apparatus on the flow part with other geometric dimensions of the area of the working nozzle and / or mixing chamber, measure the flow rate of the well and bottomhole pressure at various modes and build indicator diagram wells which define the boundary of the field of rational exploitation wells.
В шестом варианте выполнения способа, полученные замеры забойного давления используют при построении карты изобар разрабатываемого нефтяного пласта. In the sixth embodiment of the method, the obtained bottomhole pressure measurements are used in constructing the isobar map of the oil reservoir under development.
Указанная совокупность отличительных признаков заявляемого изобретения позволяет решить поставленную задачу расширения области применения способа. The specified set of distinctive features of the claimed invention allows to solve the problem of expanding the scope of the method.
На фиг.1 представлена схема насосно-эжекторной системы для осуществления способа; на фиг.2 - вариант выполнения скважинной части установки при спуске струйного аппарата на колонне двойных насосно-компрессорных труб; на фиг.3 - узел установки при спуске струйного насоса с помощью канатной техники; на фиг.4 - индикаторная диаграмма скважины. Figure 1 presents a diagram of a pump-ejector system for implementing the method; figure 2 is an embodiment of the downhole part of the installation when lowering the jet apparatus on a string of double tubing; figure 3 - installation site when lowering the jet pump using cable technology; figure 4 is an indicator diagram of the well.
Насосно-эжекторная система для осуществления способа освоения, исследования и эксплуатации скважин содержит (см. фиг.1) струйный аппарат 1, спущенный на забой скважины 2, поверхностный насос 3 для нагнетания рабочей жидкости в сопло 4 струйного аппарата 1, создающего депрессию на пласт 5, сепаратор 6 газожидкостной смеси на устье скважины 2, дебитомер 7 пластовой жидкости, манометр 8 для замера давления нагнетания и расходомер 9 для измерения расхода рабочей жидкости. В состав системы входят также вентиль 10 на байпасной линии 11 насоса 3, задвижка 12, манометр 13 для замера устьевого давления Pу, пакер 14, выкидная линия 15 и влагомер 16.The pump-ejector system for implementing the method of developing, researching and operating wells includes (see FIG. 1) an
В варианте выполнения насосно-эжекторной системы скважинная часть установки содержит (см. фиг.2) струйный аппарат 1 с соплом 4, спущенный на забой скважины 2 на колонне двойных насосно-компрессорных труб 17, манометр 8, уровнемер 18 и манометр 19 на затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб 20 и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины 2. In an embodiment of the pump-ejector system, the downhole part of the installation contains (see FIG. 2) a
В одном из вариантов изобретения насосно-эжекторная система содержит (см. фиг. 3) струйный аппарат 1 с соплом 4 совместно с глубинным манометром 21, имеющим блок непрерывной записи забойного давления, спущенный в скважину и извлекаемый из скважины с помощью канатной техники. Узел установки струйного насоса 1 содержит ловильную головку 22, фильтр 23 и уплотнительные кольца 24. In one embodiment of the invention, the pump-ejector system comprises (see FIG. 3) a
Индикаторная диаграмма скважины (см. фиг. 4) это зависимость дебита скважины Q от давления Р. На диаграмме скважины показаны значения пластового давления Рпл, давления насыщения нефти газом Рнас, минимально допустимого забойного давления Рзаб. мин. доп..The indicator diagram wells (see. FIG. 4) is the flow rate Q dependent on the pressure of the well P. The graph shows the values wellbore formation pressure P pl gas oil saturation pressure P us minimum downhole pressure P Zab. min add. .
Способ освоения, исследования и эксплуатации скважин согласно настоящему изобретению осуществляют следующим образом. The method of development, research and operation of wells according to the present invention is as follows.
Перед спуском определяют коэффициент расхода и площадь выходного сечения сопла 4 струйного аппарата 1. Коэффициент расхода можно найти, например, путем несложных экспериментов на стенде. Затем струйный аппарат 1 спускают на забой скважины 2. Поверхностным насосом 3 нагнетают рабочую жидкость в сопло 4 струйного аппарата 1, создавая депрессию, вызывая приток из пласта 5 и эжектируя скважинную продукцию на поверхность. На устье скважины 2 газожидкостную смесь разделяют в сепараторе 6. Часть отделенной жидкости (рабочая жидкость) идет на прием насоса 3 и нагнетается далее в струйный аппарат 1, а другая часть (пластовая жидкость, добытая из скважины) направляется в выкидную линию 15. Дебит пластовой жидкости замеряют дебитомером 7. Забойное давление на различных режимах контролируют следующим образом. При нагнетании рабочей жидкости замеряют давление нагнетания манометром 8 и расход рабочей жидкости расходомером 9. Забойное давление при этом рассчитывают по формуле (1). Before the descent, the flow coefficient and the area of the outlet cross section of the
В одном из вариантов способа освоение скважины начинают, используя в качестве рабочей жидкости воду. После вызова притока из пласта замеряют дебиты нефти и пластовой воды с использованием дебитомера 7 и влагомера 16. При этом поддерживают путем изменения режима работы поверхностного насоса 3 (с помощью вентиля 10 на байпасной линии 11) и/или изменения устьевого давления Ру (с помощью задвижки 13) соотношение между расходом рабочей жидкости, дебитом нефти и дебитом пластовой воды, исходя из неравенства (5).In one embodiment of the method, well development is started using water as the working fluid. After calling the inflow from the reservoir, the oil and formation water flow rates are measured using a flow meter 7 and a moisture meter 16. At the same time, they are maintained by changing the operating mode of the surface pump 3 (using valve 10 on the bypass line 11) and / or changing the wellhead pressure Р у (using gate valves 13) the ratio between the flow rate of the working fluid, the flow rate of oil and the flow rate of produced water, based on inequality (5).
В третьем варианте способа струйный аппарат спускают на колонне двойных насосно-компрессорных труб 20. Нагнетание рабочей жидкости в сопло струйного аппарата 1 и эжектирование скважинной продукции на поверхность осуществляют по каналам колонны двойных насосно-компрессорных труб 20. При этом в процессе освоения, исследования и эксплуатации скважины контролируют динамический уровень жидкости, а также давление газа в затрубном пространстве между наружной поверхностью двойных насосно-компрессорных труб 20 и внутренней поверхностью эксплуатационной колонны скважины 2, дублируя замер забойного давления с использованием соотношения (6). In the third variant of the method, the jet apparatus is lowered onto a string of
В четвертом варианте способа струйный аппарат 1 спускают в скважину и извлекают из скважины с помощью канатной техники. Ловильная головка 22 служит для захвата и извлечения из скважины насоса. Фильтр 23 с щелевидными отверстиями предназначен для задержки механических примесей и предотвращает их поступление. In the fourth embodiment of the method, the
В пятом варианте способа струйный аппарат 1 спускают совместно с глубинным манометром 21, имеющим блок непрерывной записи забойного давления. При этом после освоения скважины меняют режимы эксплуатации скважины путем изменения давления нагнетания и/или расхода рабочей жидкости и/или замены проточной части струйного аппарата на проточную часть с другими геометрическими размерами площади рабочего сопла и/или камеры смешения, замеряют значения дебита скважины и забойного давления на различных режимах и строят индикаторную диаграмму скважины. В связи с тем, что нарушается линейный закон фильтрации, индикаторная линия принимает нелинейный вид и становится выпуклой к оси дебитов. Нельзя увеличивать депрессию на пласт для того, чтобы предотвратить падение дебита. Необходимо иметь запас минимально допустимого забойного давления, с тем, чтобы не перейти границу рациональной области эксплуатации скважины. In the fifth embodiment of the method, the
В шестом варианте способа по полученным замерам забойного давления строят карты изобар разрабатываемого нефтяного пласта. In the sixth embodiment of the method, the isobar maps of the developed oil reservoir are constructed from the obtained bottomhole pressure measurements.
Указанная совокупность отличительных признаков изобретения позволяет снизить материально-технические и трудовые затраты путем существенного упрощения и удешевления процесса контроля забойного давления, облегчения условий подъема продукции скважины и сепарации смеси на поверхности, минимизации потерь давления на трение, своевременной диагностики состояния сопла струйного аппарата, а также предотвращения осложнений, связанных с добычей скважинной продукции по эксплуатационной колонне. Кроме того, предотвращаются недопустимые режимы эксплуатации скважины. The specified set of distinctive features of the invention allows to reduce material and technical and labor costs by significantly simplifying and cheapening the downhole pressure control process, facilitating the conditions for raising well production and separating the mixture on the surface, minimizing friction pressure losses, timely diagnosis of the state of the jet apparatus nozzle, and preventing complications associated with the production of well products in the production casing. In addition, unacceptable well operation modes are prevented.
Таким образом, расширяется область применения способа по сравнению с известными изобретениями. Thus, the scope of the method is expanding in comparison with the known inventions.
Claims (6)
где Рзаб - забойное давление;
Рнагн - давление нагнетания рабочей жидкости на устье скважины;
ρ - плотность рабочей жидкости;
g - ускорение свободного падения;
Н - глубина скважины;
ΔРтр - потери давления на трение при нагнетании рабочей жидкости на участке от устья до забоя скважины;
Qp - расход рабочей жидкости;
μ - коэффициент расхода сопла струйного аппарата;
F - площадь выходного сечения сопла струйного аппарата.1. A method for developing, researching and operating wells, including lowering the jet apparatus to the bottom of the well, injecting a working fluid into the nozzle of the jet apparatus with a surface pump, creating depression on the formation, causing inflow, ejecting the well products to the surface, separating the gas-liquid mixture at the wellhead, measuring production fluid flow rate and bottom-hole pressure control in various modes, characterized in that before the descent, the flow coefficient and the area of the outlet section of the nozzle of the jet apparatus are determined, and when injecting the working fluid, the injection pressure, the flow rate of the working fluid are measured and the bottomhole pressure is calculated by the formula
where P zab - bottomhole pressure;
P pump - pressure of the working fluid at the wellhead;
ρ is the density of the working fluid;
g is the acceleration of gravity;
N - well depth;
ΔР Tr - pressure loss due to friction during injection of the working fluid in the area from the mouth to the bottom of the well;
Q p is the flow rate of the working fluid;
μ is the flow coefficient of the nozzle of the jet apparatus;
F is the area of the outlet section of the nozzle of the jet apparatus.
где Qр - расход рабочей жидкости;
Qв - дебит пластовой воды;
Qн - дебит нефти;
bкр - критическая обводненность, при которой происходит инверсия фаз водонефтяной эмульсии.2. The method according to p. 1, characterized in that the development of the well is started using water as the working fluid, and after the inflow from the reservoir is called, the oil and formation water flow rates are measured while maintaining by changing the operating mode of the surface pump and / or changing the wellhead pressure ratio between the flow rate of the working fluid, oil production rate and production water production rate, based on the inequality
where Q p is the flow rate of the working fluid;
Q in - the rate of produced water;
Q n - oil flow rate;
b cr - the critical water cut, in which there is an inversion of the phases of the oil-water emulsion.
Pзаб = Pзатр+ΔPг+ρзатрg(H-Hдин),
где Рзаб - забойное давление;
pзатр - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины;
ΔРг - увеличение давления за счет собственного веса столба газа на участке от устья скважины до динамического уровня;
ρзатр - плотность среды в затрубном пространстве скважины на участке от динамического уровня до забоя;
g - ускорение свободного падения;
Н - глубина скважины;
Ндин - динамический уровень жидкости.3. The method according to p. 1 or 2, characterized in that the jet apparatus is installed on a string of double tubing, the injection of working fluid into the nozzle of the jet apparatus and the ejection of well products to the surface is carried out through the channels of the string of double tubing and is monitored during the development, research and operation of the well, the dynamic fluid level, as well as the gas pressure in the annulus between the outer surface of the double tubing and the inner by the number of production casing wells, duplicating bottomhole pressure measurements using the ratio
P zab = P cg + ΔP g + ρ cg g (HH dyn ),
where P zab - bottomhole pressure;
p shut - gas pressure in the annulus at the wellhead;
ΔР g - pressure increase due to the dead weight of the gas column in the area from the wellhead to the dynamic level;
ρ shut - the density of the medium in the annulus of the well in the area from the dynamic level to the bottom;
g is the acceleration of gravity;
N - well depth;
N din - dynamic fluid level.
Рзаб≥1,1 Рзаб. мин. доп,
где Рзаб. мин. доп - минимально допустимое забойное давление.5. The method according to claim 4, characterized in that the inkjet apparatus is lowered together with a depth gauge having a unit for continuous recording of bottomhole pressure, while after developing the well, the operating modes of the well are changed by changing the injection pressure and / or flow rate of the working fluid and / or replacement the flow part of the jet apparatus to the flow part with other geometric dimensions of the area of the working nozzle and / or mixing chamber, measure the flow rate of the well and bottomhole pressure in various modes and build an indicator diagram MTN wells, using which the rational operation of the boundary of the borehole from the ratio
P zab ≥1.1 P zab. min ext
where P zab. min add - the minimum allowable bottomhole pressure.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001118620A RU2202039C2 (en) | 2001-07-06 | 2001-07-06 | Process of completion, examination of operation of wells |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2001118620A RU2202039C2 (en) | 2001-07-06 | 2001-07-06 | Process of completion, examination of operation of wells |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2202039C2 true RU2202039C2 (en) | 2003-04-10 |
Family
ID=20251444
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2001118620A RU2202039C2 (en) | 2001-07-06 | 2001-07-06 | Process of completion, examination of operation of wells |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2202039C2 (en) |
Cited By (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531414C1 (en) * | 2013-05-30 | 2014-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation |
| CN105041281A (en) * | 2015-06-12 | 2015-11-11 | 中国石油大学(华东) | Experimental evaluation system for influence of superheated steam on reservoir |
| RU2622412C1 (en) * | 2016-07-04 | 2017-06-15 | Петр Игоревич Сливка | Depleted well operation plant |
| RU2636843C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-11-28 | Александр Николаевич Лукашов | Method for taking deep samples of formation oil in well when testing and coupling for directing flow of formation fluid for its implementation |
| RU2702438C1 (en) * | 2019-04-01 | 2019-10-08 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Depression-repression drilling assembly for completion and repair of well |
| RU2703553C1 (en) * | 2019-04-01 | 2019-10-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Depression-repression assembly for well completion and repair in difficult conditions |
-
2001
- 2001-07-06 RU RU2001118620A patent/RU2202039C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
| Title |
|---|
| ХОМИНЕЦ З.Д. и др. Результаты и перспективы применения струйных насосов при поиске, разведке и разработке месторождений, Нефтяное хозяйство, №5, 1998, с. 72-75. * |
Cited By (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2531414C1 (en) * | 2013-05-30 | 2014-10-20 | Федеральное государственное бюджетное учреждение науки Институт проблем нефти и газа Российской академии наук (ИПНГ РАН) | Method of borehole and wellhead equipment layout for well survey envisaging injection of injection fluid to formation and extraction of fluids from formation |
| CN105041281A (en) * | 2015-06-12 | 2015-11-11 | 中国石油大学(华东) | Experimental evaluation system for influence of superheated steam on reservoir |
| CN105041281B (en) * | 2015-06-12 | 2018-07-13 | 中国石油天然气股份有限公司 | Experimental evaluation system for influence of superheated steam on reservoir |
| RU2622412C1 (en) * | 2016-07-04 | 2017-06-15 | Петр Игоревич Сливка | Depleted well operation plant |
| RU2636843C1 (en) * | 2016-10-17 | 2017-11-28 | Александр Николаевич Лукашов | Method for taking deep samples of formation oil in well when testing and coupling for directing flow of formation fluid for its implementation |
| RU2702438C1 (en) * | 2019-04-01 | 2019-10-08 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Depression-repression drilling assembly for completion and repair of well |
| RU2703553C1 (en) * | 2019-04-01 | 2019-10-21 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Кубанский государственный технологический университет" (ФГБОУ ВО "КубГТУ") | Depression-repression assembly for well completion and repair in difficult conditions |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US10697277B2 (en) | Simulation device and method for integrated evaluation experiment for sand control wellbore plugging and plugging removal | |
| US6234030B1 (en) | Multiphase metering method for multiphase flow | |
| US5309761A (en) | Methods and apparatus for measuring the erodability of drilling fluid deposits | |
| Cooke Jr et al. | Field measurements of annular pressure and temperature during primary cementing | |
| US9328574B2 (en) | Method for characterizing subsurface formations using fluid pressure response during drilling operations | |
| CN103998783A (en) | Horizontal and vertical well fluid pumping system | |
| CN111512017A (en) | Low-pressure gas-lift type artificial lifting system and method | |
| CN102822445A (en) | Method for determining formation fluid control events in a borehole using a dynamic annular pressure control system | |
| EA023468B1 (en) | Method for determining formation integrity and optimum drilling parameters during drilling | |
| US5361631A (en) | Apparatus and methods for determining the shear stress required for removing drilling fluid deposits | |
| RU2253009C1 (en) | Method for concurrent-separate operation of several beds via one force well in turns | |
| RU2371576C1 (en) | Method of simultaneously-divided survey and development of multipay field (versions) | |
| US5612493A (en) | Method of determining gas-oil ratios from producing oil wells | |
| RU2202039C2 (en) | Process of completion, examination of operation of wells | |
| Coutinho et al. | The case for liquid-assisted gas lift unloading | |
| US20190178064A1 (en) | Gas lift accelerator tool | |
| EA038439B1 (en) | Method and arrangement for operating an extraction of a fluid in a borehole | |
| RU2297525C2 (en) | Method for full extraction of productive formations of oil and gas deposits | |
| CN114991690B (en) | Formation pressure test method and device while drilling | |
| Gaither et al. | Single-and two-phase fluid flow in small vertical conduits including annular configurations | |
| RU2005112794A (en) | PUMPING PACKING UNIT FOR A WELL WITH ONE OR MULTIPLE OBJECTS | |
| RU2551038C2 (en) | Method of tightness testing of injection well | |
| RU2726664C1 (en) | Method of development of oil multilayer deposit | |
| US12055001B2 (en) | Monobore drilling methods with managed pressure drilling | |
| RU2750500C1 (en) | Method for supplying aspo solvent into well |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20110707 |