Способ контроля технического состояния подземного оборудования скважин

Способ контроля технического состояния подземного оборудования скважин

Иллюстрации

Показать все

Реферат

 

Изобретение относится к добыче нефти насосным способом и может быть использовано для определения мест негерметичности насосно-компрессорных труб (НКТ) и режима подачи нефти электроцентробежными насосами (ЭЦН) с помощью сопоставления термограмм (ТГ), зарегистрированных после остановки ЭЦН, в процессе опрессовки НКТ и непосредственно после пуска ЭЦН, с геотермическими ТГ. Цель изобретения - повышение оперативности контроля технического состояния подземного оборудования скважин с ЭЦН и однозначности определения мест негерметичности колонны НКТ. Для этого рассчитывают величину разности температур, возникающих при прохождении нефти через ЭЦН, поформуле ΔТ=W-W<SB POS="POST">N</SB>/Q<SP POS="POST">.</SP>ρ<SP POS="POST">.</SP>C + ΔТ<SB POS="POST">0</SB>, где W и W<SB POS="POST">N</SB> - подводимая к насосной установке и расходуемая на увеличение потенциальной энергии жидкости мощности соответственно

Q - расход жидкости

ρ - плотность жидкости

C - удельная теплоемкость жидкости

ΔТ<SB POS="POST">0</SB> - превышение температуры жидкости при приеме насоса над геотермической температурой. Останавливают ЭЦН, в скважину в НКТ спускают регистрирующий чувствительный термометр и регистрируют ТГ непосредственно после остановки ЭЦН вдоль ствола скважины от устья до места подвески ЭЦН. Сопоставляя зарегистрированную т-ру над насосной установкой с рассчитанной т-рой, определяют техническое состояние насосной установки. Производят опрессовку НКТ давлением коллектора, открывая коллекторную задвижку, и регистрируют ТГ в интервале от устья до ЭЦН. Запускают в работу ЭЦН и снова регистрируют ТГ вдоль ствола внутри НКТ в обычной и дифференциальной форме (градиент - ТГ). Определяют места утечек в НКТ по сопоставлению зарегистрированных и геотермических ТГ, а места разделов нефть-вода, нефть-газ в межтрубном пространстве определяют по градиент-ТГ. 2 з.п.ф-лы, 2 ил.

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСНИХ

РЕСПУБЛИК (I9) SU и! I

А1 (51)4 Е 21 В 47 06 оГ, ):з

ИГ» 4Т-„

Е,» (:

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

ГОСУДАРСТ8ЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГННТ СССР

Н А ВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4274053/73-03 (22) 01.07.87 (46) 07.09.89. Бюл. N 33 (71) Башкирский государственный университет им. 40-летия Октября (72) P.А,Валиуллин, В.Я.<федотов, P.Ê.ßðóëëèH, А,1!!.Рамазанов, P.Т.Булгаков, В.Ф„Назаров, А.M.Fpшов и В,М„Игнатьев (53) 622,241 (088.8) (56) Авторское свидетельство СССР

У 150455, кл. Е 21 В 47/00, !962, Авторское свидетельство СССР

11- 796399, кл. Е 21 В 47/06, 1981„

Позин Л.З. Дифференциальная термометрия нефтяных и газовых скважин. — М.: Недра, 1964, с.70. (54) СПОСОБ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО

СОСТОЯНИЯ ПОДЗЕМНОГО ОБОРУДОВАНИЯ

СКВАЖИН (57) Изобретение относится к добыче нефти насосным способом и может быть использовано для определения мест негерметичности насосно-компрессорных труб (НКТ) и режима подачи нефти электроцентробежными насосами (ЭЦН) с помощью сопоставления термограмм (ТГ), зарегистрированных непосредственно после остановки ЭЦН, в процессе опрессовки НКТ и непосредственно после пуска ЭЦН, с геотермическими ТГ. Пель изобретения — повышение оперативности контроля технического состояния подземного оборудования скважин с 3UH и однозначности определения мест негерметичности колонны НКТ. Для этого рассчитывают величину разности т-р, возникающих при прохождении нефти через ЭЦН, по формуле 6 Т = W-W„/g P С + Д Т, где

W u W — подводимая к насосной yc.— и тановке и расходуемая на увеличение потенциальной энергии жидкости мощности соответственно; Р— расход жидкости; p — HJIoTHocTb жидкости; Г удельная теплоемкость жидкости; ДТ,— превышение т-рьt жидкости при приеме насоса над геотермической т-рой.Останавливают ЭЦН, в скважину в НКТ спускают регистрирующий чувствительный термометр и регистрируют ТГ непосредственно после остановки ЭЦН вдоль ствола скважины от устья до места подвески ЭЦН, Сопоставляя зарегистригованную т-ру над насосной установкой с рассчитанной т-роА, определяют техническое состояние насосной установки. Производят опрессовку НКТ давлением коллектора, открывая коллекторную задвижку, и регистрируют ТГ в интервале от устья до ЭЦН. Запуска-" ют в работу ЭЦН и снова регистрируют

ТГ вдоль ствола внутри НКТ в обычной и дифференциальной форме (градиент-ТГ). Определяют места утечек в

НКТ по сопоставлению зарегистрированных и геотермических ТГ, а места разделов нефть - вода, нефть - газ в межтрубном пространстве определяют по градиент-ТГ. 2 з.п, ф-лы, 2 ил. где W

40 Wï

45 С

3 1506

Изобретение относится к нефтедобыче и может быть использовано в нефтегазовой промьшцтенности для контроля технического состояния скважин, оборудованных погружными электронасосами, в частности для определения мест негерметичности насосно-компрессорных труб (НКТ) и характера работы электроцентробежньгх насосов (ЭЦН).

Целью изобретения является повышение оперативности контроля технического состояния подземного оборудования скважин с электроцентробежными насосами, определение мест негерметичности колонны НКТ и определение нефтеводораздела и динамического уровня в межтрубном пространстве.

На фиг.1 и 2 приведены графики реализации способа на скважинах.

На фиг.1 обозначено: кривая 1 геотермограмма; кривая 2 — термограмма при отключенной насосной установке; кривые 3,4 — термограммы при открытой устьевой задвижке коллектора, зарегистри,)oBBHHblp соответственно на спуске и на подъеме; кривая 5 термограмма осле пуска насосной установки

Сопоставление термограмм 2 — 4 позволяет предположить наличие негерметичности НКТ в районе 900 м. Сопоставление термограмм 5 и 2 подтверждает наличие негерметичности на глубине 900 м, так как выше этой глубины кривые 2 и 5, а также 1, практически повторяют друг друга с незначительным параллельным сдвигом, что свидетельствует о малости потока жидкости в НКТ в указанном интервале.

Кроме того, разность между геотермической температурой и температурой жидкости на выходе насосной установки (1070 м) при ее работе почти в

2 раза превышает разность температур, рассчитанную по формуле, что также указывает на наличие неисправности насосно-подъемного оборудования.

На фиг,2 обозначено: кривая 1 геотермограмма; кривые 2 — 4 — термограммы, зарегистрированные соответственно через 2 мин, 50 мин, и

2 ч 4Q мин, после отключения насосной установки; кривые 5 — 7 термо граммы; 5, 6 и 7 — градиент-термограммы, зарегистрированные соответственно через 15 мин, 37 мин и

3 ч 15 мин после пуска насосной установки. Так как подъемное оборудо097 4 вание данной скважины герметично,замеры при остановленной насосной установке и oTKpflToH устьевой задвижки коллектора не проводились. На термограммах 2 — 4 аномалии охлаждения, перемещающиеся вверх (глубины соответственно 670 м, 515 и и 415 м), соответствуют положению уровня жидкости в межтрубном пространстве, т.е. по термограммам 2 — 4 возможно прослеживание процесса восстановления статического уровня жидкости в межтрубном пространстве после отключения насосной установки. На термограммах 5 — 7 и зарегистрированных одновременно с ними градиент-термо I ( граммах 5 -7 отмечается положение динамического уровня жидкости в меж20 трубном пространстве соответственно на глубинах 492 и, 542 м и 750 м.

Кроме того, на кривых 5 -7 скачком градиента температуры отмечается положение нефтеводораэдела на глубинах

25 550 м, 634 м и 855 м. Таким образом, подтверждается возможность определения уровня жидкости в межтрубном пространстве как после отключения, так и после пуска насосной установки.

30 При работе насосной установки жидкость, поступающая в НКТ, разогревается относительно геотермической температуры на величину (Ьт) в соответствии с формулой мощность, подводимая к насосной установке; мощность, расходуемая на увеличение потенциальной .энергии жидкости; дебит скважины; плотность жидкости; удельная теплоемкость жидкости превышение температуры жидкости над геотермической на приеме насоса.

Таким образом, сопоставляя величи50 ну разогрева жидкости над работающей на-.осной установкой с формулой, можно выявлять отклонения в характере работы насосной установки. В результате теплообмена жидкости, движущейся в

НКТ, со средой, находящейся в межтрубном пространстве (вода, нефть, газ .и т.д,) и горными породами вдоль оси, в НКТ возникают грлдиенты темпе97

35

45

5 15060 ратуры, причем место положения границ раздела сред в межтрубье (вода, нефть, нефть/гаэ) отличается скачком градиента температуры, при этом регистрацию температуры для повышения од5 нозначности удобно проводить в дифференциальной форме. При возникновении утечки жидкости в НКТ. характер теплообмена в интервале от места негерметичности до приема насосной установки резко меняется, что приводит к изменению градиентов температур.

Ксли на термограммах, зарегистрированных сразу после остановки насосной установки, имеются неповторяющиеся хаотичные изменения температуры амплитудой до 1 С и более, то это указывает на то, что в процессе работы насосной установки происходит зах- 2р ват воздуха (газа) из межтрубья,т.е. насосная установка работала на срыве подачи.

Кроме того, сопоставление замеров в остановленной скважине с последую- 25 щими замерами в процессе опрессовки

НКТ позволяет определить наличие и место негерметичности НКТ.

Способ осуществляют следующим образом„

Останавливают ЭЦН, закрывают задвижку коллектора, через сальниковое устройство опускают в НКТ глубинный прибор и проводят регистрацию термограмм в интервале от устья до подвеса насосной установки.

Производят опрессовку НКТ, в частности, путем открытия задвижки коллектора и регистрируют термограммы в том же интервале.

Запускают насосную установку и регистрируют термограммы, причем термограммы дополнительно регистрируют в дифференциальной форме.

Определяют места негерметичности НКТ и характер работы насосной установки по сопоставлению зарегистрированных и геотермических термограмм.

Применение предлагаемого способа по сравнению с известными позволяет сократить время непроизвольного простоя скважины во время исследований, повысить однозначносTb выдаваемых заключений и получить дополнительную информацию о характере работы насосной установки.

Формула изобретения

1, Способ контроля технического состояния подземного оборудования скважин, включающий регистрацию термограмм вдоль ствола скважины после ее пуска с последующим сопоставлением зарегистрированных и геотермических термограмм, о т л и ч а ю щ и йс я тем, что, с целью повышения оперативности контроля технического состояния подземного оборудования скважин с электроцентробежными насосами и определения мест негерметичности колонны насосно-компрессорных труб (НКТ), регистрируют термографы внутри НКТ при спуске термометра до насосной установки, при этом термограммы регистрируют непосредственно после отключения насосной установки, повышают давление в НКТ и регистрируют термограммы внутри ИКТ в процессе повышения давления и непосредственно после пуска насосной установки, 2, Способ по п„1, о т л и ч а юшийся тем, что повышение давления в HKT производят путем открытия устьевой задвижки коллектора, 3. Способ по п.1, о т л и ч а юшийся тем, что,с целью определения нефтеводораздела и динамического уровня в межтрубном пространстве, дополнительно регистрируют термограммы в дифференциальной форме после пуска насосной уст, новкп, 1506097

Щ1/Г1

Составитель В.Петров

Техред М.,11идык

Корректор И.Муска

Редактор Г.Волкова

Заказ 5402/33 Тираж 514 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб., д. 4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, ул. Гагарина, 101