Bottom -hole Pressures in Oil Wells

 Sim pson an d First Wilcox open to hole. 
b
 Estim ated from increase in fluid level. 
The form ation pressures an d the production of four wells for 10 m on ths are shown
graphically in Fig. 7. These wells are in South Earlsboro pool, secs. 22 an d 23, T.9 N., 
R.6 E., in Sem in ole Coun ty, Oklahom a. The pool is kn own to have en croachin g edge 
water form in g a n atural water flood, the static head of which is the sam e as the origi-
n al pressure in the field. Un der such con dition s it is reason able to expect the water to 
have con siderable effect on the rate of declin e of production and on the form ation
pressure in the area adjacent to an y in dividual well. If the oil an d gas are rem oved 
from the reservoir faster than the water en croach es, the form ation pressure, an d 
therefore the rate of recovery, will declin e as in the first part of the curves for Ed-
wards 2 an d Groun ds 2. When the production of oil an d gas decreases to such a rate 
that water replaces it at the sam e rate as it is rem oved, both the form ation pressure 
an d the rate of recovery should be con stan t, as in Edwards 2 after J uly, in Groun ds 5 
after Septem ber an d throughout Edwards 5. When the flood approaches the well, 
there will be an in crease in the form ation pressure an d also the rate of production , as 
in Edwards 2 an d Edwards 5 in J an uary. When the water reaches the well, the rate of 
recovery will decrease an d the pressure will rem ain con stan t or m ay in crease, as in
Grounds 2 after Novem ber an d Groun ds 5 after J uly. While correlation of the oil 
production , form ation pressures an d water en croachm en t in these wells is obvious, it 
is probable that if the bottom -hole pressure were available durin g each of the pro-
duction tests, a correlation between the pressure differential in the form ation an d the 
rate of production would perm it a broader an d m ore defin ite in terpretation . 
Pierce an d Rawlin s
1
have determ in ed a m ath em atical relation ship of rate of pro-
duction an d differential pressure within the producin g form ation for gas wells. A 
sim ilar correlation has been found in certain oil wells in the Yates field an d in the 
Sem in ole district. Moore has given other relation s of the rate of production an d pres-
sure differentials in th e san d.
2
 Data on two wells in the Sem in ole district, worked out 
accordin g to the m ethod of Pierce an d Rawlin s, are given in Figs. 8 an d 9. The data in
Fig. 8 were taken in a well producin g from the Wilcox san d where the form ation 
1
H. R. Pierce an d E. L. Rawlin s: The Study of a Fun dam en tal Basis for Con trollin g 
an d Gaugin g Natural Gas Wells, Pt. 2. U. S. Bur. Min es Rept. of In v estigation s 2930
(1929).
2
T. V. Moore: Determ in ation of Poten tial Production of Wells Without Open Flow 
Tests. Subtopic of Im provem en t in Production Practice, by W. W. Scott. Am er. Petro 
In st. Proc. Eleventh An n ual Meetin g, Sec. IV, 27.

---

20 0
BOTTOM-HOLE PRESSURES IN OIL WELLS
pressure was 412 lb., an d in Fig. 9 in a well producin g from the Hun ton lim e in which
the form ation pressure was 1520 lb. 
Pierce 
an d Rawlin s also foun d 
F
IG
. 7—RELATIONSH IP OF FORMATION PRESSURE TO RATE OF OIL PRODUCTION. 
(24-H R. POTENTIAL TEST) 
that when this rate of production was expressed by a curve the slope of the curve did 
n ot chan ge with depletion . While sufficient data have not been obtain ed to determ in e 
what the effect of depletion m ay have on the correlation in oil wells, it is believed that 
it m ay not be so sim ple as in gas wells. In gas wells the sam e fluid is m ovin g through 
the san d at all stages of depletion while in oil wells the characteristics of the fluid 
chan ge as the production is depleted, prin cipally due to a chan ge in the absolute gas-
oil ratio. Other differences of lesser im portan ce, such as chan ge in gravity of oil and 

---

C. V. MILLIKAN AND CARROLL V. SIDWELL 
20 1
20 1 
gravity of gas, in cludin g that due to som e of the lower hydrocarbon s which were orig-
in ally in liquid state becom in g gas, an d ch an ge of size of drain age ch an n els due to
F
IG
. 8 —RELATIONSH IP BETWEEN FORMATION PRESSURE (P
s
) MINUS BOTTOM-H OLE PRESSURE (P
p
) 
AND RATE OF OIL PRODUCTION.
F
IG
. 9—RELATIONSH IP BETWEEN FORMATION PRESSURE (P
s
) MINUS BOTTOM-H OLE PRESSURE (P
p
) 
AND RATE OF OIL PRODUCTION.
erosion within the producin g form ation , m ay affect the correlation after som e deple-
tion has occurred. Even though the slope is chan ged, a correlation should still exist 
which can be expressed m athem atically, but it will require m ore tests to determ in e 
than if the slope should rem ain con stan t. Th e application of this relationship in pro-
rated fields should be especially im portan t. Potential production m ight be estab-
lished without openin g an y well to its open-flow capacity. This would save gas and 

---

20 2 
BOTTOM-HOLE PRESSURES IN OIL WELLS
extra labor an d lessen the dan ger of brin gin g in bottom water. It deserves m uch at-
tention in this con n ection . 
F
IG
. 10 —CORRELATION OF BOTTOM-H OLE PRESSURE, RATE OF PRODUCTION AND CASINGH EAD 
PRESSURE.
The relation of rate of production , casin gh ead pressure an d bottom -hole pressure 
obtain ed from a series of tests at various rates of production are shown by curves in
Fig. 10 . These tests were taken from a well producin g from the Hun ton lim e in the 
Carr City pool, Sem in ole Coun ty, Oklahom a. They were m ade over a period of about 
two weeks, an d were taken at ran dom , rath er than in the sequen ce of the plotted 
poin ts. The pressure in the producin g form ation did n ot chan ge an y m easurable 
am oun t durin g this period. Subsequent tests have n ot given the un iform relation ship 
of casin ghead pressure with bottom -hole pressures an d rate of production that was 
obtain ed in this series. Sim ilar data on a num ber of wells have shown that the corre-
lation between the casin ghead pressure an d bottom -hole pressure is often in defin ite 
an d becom es m ore irregular as the bottom -hole pressure approach es the pressure in
the producin g form ation . 

---

C. V. MILLIKAN AND CARROLL V. SIDWELL 
20 3
20 3 
F
IG
. 11—PRESSURES AT VARIOUS DEPTH S IN FLOWING WELLS.
Pressure gradien ts have been taken in wells flowin g n aturally an d by gas-lift. Som e 
typical gradients are shown in Fig. 11. Addition al well data, at the tim e these pres-
sures were taken, are given in Table 2. Curves A, B, C, D an d E are on the sam e well 
un der different pressure con dition s. The curves are plotted on sem i-logarithm ic pa-
per an d m ost of the poin ts approach a straight lin e in the lower part of the flow 
strin g, but toward the top of the well there is a ten den cy for the gradien t to becom e 
steeper, except in curve C. It suggests that the place at which this chan ge occurs m ay 
be the place where the flow chan ges from viscous to turbulen t. The velocity at this 
poin t probably varies with the absolute gas-oil ratio, because it sh ows up on the low 
as well as the h igh velocities. Th ese curves in dicate that the flow of oil an d gas m ix-

---

20 4 
BOTTOM-HOLE PRESSURES IN OIL WELLS
tures through vertical pipes is probably m ore regular an d the loss in pressure less 
than is gen erally con sidered. 
TABLE 2.-W ell Data at Tim e Gradien ts Show n in Fig. 11 W ere Taken 
Curve 
Size of Flow Strin g, 
In . 
Absolute Gas-oil 
Ratio at Top of 
Well, Cu. Ft. per 
Bbl. 
Velocity at Top of 
Flow Strin g Ft per 
Sec. 
A 
8
5
8
�
28
1.2 
B 
8
5
8
�
36 
0 .4 
C 
8
5
8
�
68
56.5 
D 
8
5
8
�
10 4 
8 1.6 
E 
8
5
8
�
669 
35.3 
F 
7 
10 65 
141.5 
G 
5
3
16
�
1420
94.4 
Bottom -hole pressures have been taken in pum pin g wells un der operatin g con di-
tion s by placin g the gage in a perforated an chor below the stan din g valve. The chart 
obtain ed in on e of these wells is reproduced in Fig. 6. This well had been shut down 
for over 24 hr. at the tim e this ch art started and the pressure recorded was 53 lb., 
which is con sidered as the form ation pressure. After pum pin g 5 hr. the pressure de-
creased to 30 lb., which is 66 per cent. of the form ation pressure (absolute).The pres-
sure did not ch an ge durin g the rest of the period of the chart (33 hr.). Durin g this 
tim e production averaged 16 bbl. per hour. An other well had a form ation pressure of 
69 lb., and pum ped 27½ bbl. Per hour, with a bottom -hole pressure of 56 lb., which 
is 8 4 per cent. of the form ation pressure (absolute). It is probable that the am ount of 
oil pum ped from each of these wells was lim ited by the capacity of the pum p, as it is 
un likely that the m axim um am oun t of oil was delivered to either well with so Iowa 
differential pressure in the form ation . A kn owledge of bottom -hole pressures in
pum pin g wells will give as m uch in form ation for solvin g recovery problem s as in
flowin g wells. It will also show whether the rate of production obtain ed is lim ited by 
the capacity of the pu m p or by the capacity of the san d to deliver oil to the well. 
SUMMARY 
Production con trol an d liftin g procedure can be m ore in telligently directed when
bottom -hole pressures an d pressures within the producin g form ation are kn own . By 
com parin g these pressures the operator m ay determ in e whether th e rate of produc-
tion being obtain ed is lim ited by the capacity of the m ethod of liftin g the oil or by the 
capacity of the well to produce. The best size of flow strin g for a well flowin g n atural-
ly or by gas-lift m ust be determ in ed by the use of an estim ated, calculated or m eas-
ured bottom -hole pressure, an d the degree of accuracy is in proportion to the accura-
cy of the bottom -hole pressure upon which the calculation is based. Production con -

---

C. V. MILLIKAN AND CARROLL V. SIDWELL 
20 5
20 5 
trol used to obtain m ore efficient use of the gas en ergy accom pan yin g the oil, to re-
tard bottom water in vasion , or to obtain m ore effective n atural water flood, is usually 
accom plished by regulatin g the pressure at the casin ghead or chan gin g the operatin g 
m ethod. These are in direct m ethods because a chan ge in the rate of production is a 
result of chan ge in the bottom -hole pressure (m ore specifically a chan ge in the differ-
ential pressure between the producin g form ation an d the bottom of the hole) caused
by a chan ge of the casin ghead pressure or m ethod of operation . Reliable pressures at 
the bottom of oil wells an d in the producin g form ation are essential in solvin g prob-
lem s of liftin g an d recovery of oil.