Bottom -hole Pressures in Oil Wells

---

Bottom -hole Pressures in Oil Wells
B
Y 
C
HARLES 
V.
M
ILLIKAN
,
T
ULSA
,
O
KLA
.
AND 
C
ARROLL 
V.
S
IDWELL
,
S
EMINOLE
,
O
KLA
. 
(Tulsa Meetin g, October, 1930 ) 
T
HERE
is n othin g m ore im portan t in petroleum en gin eerin g than a defin ite 
kn owledge of the pressure at the bottom of an oil well at an y existin g operatin g con -
dition , an d the relation of this pressure to the pressure within th e producin g for-
m ation . A kn owledge of bottom -hole pressures is fun dam ental in determ in in g the 
m ost efficient m ethods of recovery an d the m ost efficient liftin g procedure, yet there 
is less inform ation about these pressures than about an y other part of the gen eral 
problem of producin g oil. 
D
ETERMINATION OF 
B
OTTOM
-
HOLE 
P
RESSURES
Bottom -hole pressure m ay be calculated or determ in ed by several m ethods. On an
in active well it m ay be calculated from the fluid head or, if the well is shut in , by add-
in g the casin g h ead pressure, the static head of the gas an d the fluid head. In wells 
flowin g n aturally through tubin g the pressure at the bottom of the tubin g m ay be cal-
culated by addin g the pressure at the casin g head between the tubin g an d the casin g 
an d the pressure due to the weight of the colum n of gas, but there is always possibil-
ity of error caused by fluid being in the an nular space above the bottom of the tubin g. 
If a well with tubin g is flowin g through either the an n ular space or the tubin g, suffi-
cien t gas m ay be in jected through the static space to in sure that it is free of fluid but 
n ot sufficien t to establish an appreciable friction loss. The pressure at the bottom of 
the tubin g can then be calculated by addin g to the pressure at the tubin g head the 
pressure due to the weight of the colum n of gas. This is probably the m ost accurate 
m ethod of calculatin g bottom -hole pressures. In wells flowin g by gas-lift, the pres-
sure at the poin t the gas en ters the flow m ay be calculated by a gas-flow form ula. 
1
Published by perm ission of the Am erada Petroleum Corporation .
2
Chief Production En gin eer, Am erada Petroleum Corporation .
3
Production En gin eer, Am erada Petroleum Corporation .

---

C. V. MILLIKAN AND CARROLL V. SIDWELL 
195
195 
Several types of pressure bom bs h ave been used to m easure the 
pressure at the bottom of wells. On e is a piece of steel tubin g with a 
check valve in the bottom an d a con n ection for a pressure gage at the 
top. It is lowered into the well to the poin t at which the pressure is 
desired, then brought to the surface an d th e pressure read from a 
pressure gage put on the top con n ection . Several bom bs have been
m ade which en close a m axim um readin g pressure gage. Som e use a 
m axim um in dicatin g poin ter, but this is n ot as satisfactory as a stylus 
on the poin ter scratchin g a sm oked surface. Con sideration has been 
given to electrical in strum ents that can be lowered in to a well an d 
m ade to give a con tin uous readin g at the surface, but so far as is 
kn own , this m ethod has not yet been developed to practical use. A 
recordin g gage built up with a com m on gage pressure elem ent, re-
cordin g on a sm all circular clock-driven chart, has been used occa-
sion ally, but its use is lim ited because of its large diam eter an d diffi-
culty of close readin g. An other recordin g gage is being developed by 
which the pressure is determ in ed with a piston an d sprin g, on the 
sam e prin ciple as an en gin e in dicator gage, an d an other obtain s the 
pressure from a fluid-filled tube with elastic walls. 
The Am erada pressure gage was used in determ in in g the bottom -
hole pressures con sidered in this paper. It was developed in the la-
boratory of the Geophysical Research Corpn . un der the direction of 
Dr. F. M. Kan n en stin e. A cross-section al drawin g of the instrum ent 
is shown in  
F
IG
. 1
. The gage con sists of three m ain parts: clock, chart-
carrier, and pressure elem ent. The clock is of special design , havin g a 
diam eter of 1
3
8
�
in . an d an overall len gth of 7 in . The carrier holds a 
chart 7 in . lon g an d 2
7
8
�
in . wide. The m ovem en t of the chart is ob-
tain ed by a cen tral screw operated by the clock. This screw drives the 
chart-carrier down ward so that its weight alm ost balan ces the fric-
tion an d thus reduces the power dem an d on the clock. The pressure 
elem ent con sists of pressure-elem ent tubin g, fabricated in to a spiral 
coil 
7
8
�
in . in diam eter an d 7 in . lon g. The lower en d of this tube is 
soldered to an openin g in the base, which extends to the outside of 
the bom b. The upper end is sealed an d attached to a sh aft, to which 
is also attached an arm and brass stylus for recordin g on a m etallic-
faced paper ch art. Th e en tire in strum ent is built on a fram e which 
fits in to a steel case, an d as it is run in to the well is 41 in . lon g, 2 in . 
outside diam eter an d weighs 25 lb. It is usually run on a steel-wire 
m easurin g lin e. 
Clocks of five different speeds have been m ade, which will run the full len gth of a 
chart in on e, three, twelve, twenty-four or forty-eight hours. Pressure elem ents of 
various ran ges m ay be used. The lowest ran ge used thus far has a calibration of 
75 lb., an d the highest has a calibration of 110 0 lb. per in ch of m ovem ent of the sty-
F
IG
. 
1 
C
ROSS-
SECTION 
OF 
AMERADA PRES-
SURE GAGE.

---

196 
BOTTOM-HOLE PRESSURES IN OIL WELLS
lus. In m ost cases, tem perature correction m ay be n eglected. The chart readin g will 
be approxim ately 1 lb. low for each 65°F in crease in tem perature. 
F
IG
. 2—CH ART FROM WELL PRODUCING ON GAS-LIFT. 
In strum en t was at bottom of hole while gas was bein g in jected. Pressure in creased at tim e gas in -
jection was started, an d dropped when well began to flow. Note pressu re variation caused by flowin g 
by heads.
 
F
IG
. 3—P
RESSURE CH ANGE IN BOTTOM OF WELL FLOWING NATURALLY BY H EADS, AND RATE OF GAS 
PRODUCTION ON SAME TIME SCALE.
Although this in strum en t appears to be delicate, service in the field has proved 
that it will stan d hard usage. Five ch arts taken in producin g wells are reproduced in
Figs. 2 to 6 inclusive. The pressure scale an d notes showin g depth s of readin gs an d 
som e of the chan ges in the well which caused a chan ge in pressure have been added.
The chart shown in Fig. 2 was m ade in a well producin g by gas-lift, flowin g between 
2½ in. tubing and 7 in . casin g. The bottom of the tubin g was 360 2 ft. an d the top of 
the san d at 4124 ft. 

---

C. V. MILLIKAN AND CARROLL V. SIDWELL 
197
197 
F
IG
. 4—PRESSURE INCREASE DOWN TO 
38 30
FT. IS DUE TO WEIGH T OF GAS COLUMN BELOW 
38 30
FT. 
INCREASE DUE TO FLUID H EAD. 
F
IG
. 5.—PRESSURE CH ART FROM WELL FLOWING NATURALLY. INSTRUMENT WAS SUSPENDED FOR A 
TIME AT EACH OF INDICATED DEPTH S. 
F
IG
. 6.—PRESSURE BELOW WORKING BARREL IN PUMPING WELL. 
Readin gs were taken n ear these depths before gas was injected to start the well 
flowin g. The pressure of 558 lb. recorded at 4120 ft. was con sidered as the pressure 
in the producin g form ation . The pressure at the bottom of the tubin g in creased 26 lb. 
after startin g to in ject gas, probably owin g to the weight of the gas un der pressure. 
Durin g the last five hours of the chart the well was flowin g by heads at the rate of 

---

198
BOTTOM-HOLE PRESSURES IN OIL WELLS
1560 bbl. per day, with an in put volum e of 940 ,0 0 0 cu. ft. an d a trap volum e of 
1,60 0 ,0 0 0 cu. ft. per day. The chart shown in Fig. 3 was taken in a well flowin g by 
heads at th e rate of 58 0 bbl. of oil per day, from 3935 ft. through 8
5
8
�
in . casin g. The 
form ation pressure at the top of the pay zon e was 1520 lb. The rate of gas production , 
which is plotted sim ultan eously with the pressure at the bottom of the hole, was ob-
tain ed with an orifice m eter, usin g a fast m eter chart. The tim e, pressures and gas 
volum e were repeated with m arked regularity durin g each flow. The chart repro-
duced in Fig. 4 was taken in a well that had been flowin g by gas-lift, but was shut-
down at the tim e the chart was taken an d still had a tubin g-head pressure of 224 lb. 
The increase in pressu re due to the weight of the colum n of gas is recorded down to 
3750 ft., where the pressure was 257 lb. From the pressure in crease in fluid between
40 0 0 an d 40 70 ft., an d the pressure in crease from the top to 3750 ft. in gas, the poin t 
at which the gage wen t in to fluid is calculated at 38 30 ft. When the tubin g pressure 
was released the pressure at the bottom tem porarily dropped on ly 15 lb., showin g 
that the tubin g filled with fluid alm ost as fast as the gas pressure in the tubin g could 
be released. The chart shown in Fig. 5 was taken in a well producin g at the rate of 
220 0 bbl. of oil an d 2,50 0 ,0 0 0 cu. ft. of gas per day through 8
5
8
�
in . casin g. The chart 
shows pressures at in tervals of 250 ft. in the flowin g colum n of oil an d gas. The ex-
cessive vibration of the gage while at 3925 ft. was probably caused by the gage hang-
in g opposite a stratum of pay san d. The chart reproduced in Fig. 6 was taken in a 
pum pin g well and is explain ed in a later paragraph (p. 20 4).These charts are repre-
sentative of a large n um ber that have been obtain ed in wells producin g un der a wide 
variety of con dition s. 
A
PPLICATION OF 
B
OTTOM
-H
OLE 
P
RESSURES
The value of determ in in g pressures in differen t form ation s while drillin g through 
them is shown in Table 1. These pressures were obtain ed in wells in the Carr City 
pool in the Sem in ole district, Sem in ole Cou n ty, Oklahom a. Measured pressures in 
these form ation s perm it certain precaution s which m ight otherwise be overlooked. 
For exam ple, in drillin g it is the un iversal practice in the Sem in ole district to produce 
the sm all am oun t of oil which m ay occur in the Sim pson with the “First Wilcox” 
san d. As these san ds are usually drilled with cable tools, the m uch higher pressure in
the Sim pson would cause oil to flow from the hole in to the “Wilcox” san d when the 
porous part of the “Wilcox” is first encoun tered, an d if the hole were not free from
drill cuttin gs they m ight be packed so tight around the bit that a fishin g job would 
result. It is n ot un com m on to fin d a large difference in the origin al pressures in for-
m ation s that are separated by a relatively short vertical distan ce. 

---

C. V. MILLIKAN AND CARROLL V. SIDWELL 
199
199 
TABLE 1.—Pressures Determ in ed w hile Drillin g in Carr City Pool 
Form ation 
Top, Ft. 
Bottom , Ft. 
Pressure, Lb. 
Hunton
398 0
3910
1520
Sim pson
40 68
4124 
1152 
First Wilcox 
4124 
4142 
637
a
Secon d Wilcox 
4217 
8 0 0
b
a