Способ определения объема отложений в колонне подъемных труб скважины

Способ определения объема отложений в колонне подъемных труб скважины

Иллюстрации

Показать все

Реферат

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных насосов с электрическими приводами, снабженными частотными регуляторами электротока.

Эксплуатация месторождений нефти со значительным содержанием асфальтенов, смол и парафинов осложнена тем, что со временем колонна лифтовых труб заполняется отложениями, состоящими, как правило, из тяжелых компонент нефти с определенной долей механических примесей, неорганических солей и воды. Отложения сужают проходное сечение лифтовых труб, ведут к повышению нагрузки на погружной электродвигатель насосной установки и снижают производительность ЭЦН.

Для продления безаварийной и эффективной эксплуатации таких скважин необходимо периодически диагностировать лифтовые трубы на содержание отложений. По результатам таких исследований лифтовые трубы со значительным объемом АСПО необходимо промывать растворителем по приемлемой технологии.

Объем отложений в лифтовых трубах можно определить шаблонированием внутренней поверхности лифтовых труб без их подъема на поверхность (Б.А. Мазепа. Парафинизация нефтесборных систем и промыслового оборудования. - М.: Недра, 1966. - с. 30-31). Способ требует разгерметизации скважины, проведения многочисленных спуско-подъемных операций с шаблонами и пробоотборниками различных форм.

Известно изобретение по патенту РФ №2457324 «Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины» (опубл. 27.07.2012, бюл. 21), по которому колонна лифтовых труб заполняется реперной жидкостью с большей плотностью. Недостатком способа является то, что реперную жидкость необходимо подавать через специальную трубку в межтрубном пространстве.

Наиболее близким к заявляемому изобретению по техническому решению является способ эксплуатации скважины, оборудованной установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) с частотно-регулируемым приводом по патенту РФ на изобретение №2421605 (опубликовано 20.06.2011). По изобретению отмечается, что в межтрубном пространстве скважины скапливается чистая нефть с минимальной обводненностью, и этот известный факт используется авторами для оптимизации работы УЭЦН. По изобретению не описана технология определения объема отложений в колонне насосно-компрессорных (НКТ) или подъемных труб.

Технической задачей заявляемого изобретения является разработка технологии определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме на внутренних поверхностях подъемных труб скважины, путем заполнения полости колонны подъемных труб жидкости с измененными свойствами и измерения объема такой жидкости без снабжения скважины дополнительным оборудованием в виде трубки от устья до приема глубинного насоса.

Техническая задача по изобретению выполняется тем, что по способу оценки объема отложений в колоне подъемных труб скважины, который заключается в заполнении колонны подъемных труб жидкостью со свойством, отличным от пластовой жидкости, измерении объема этой жидкости и вычитании этой величины от внутреннего объема колонны чистых подъемных труб, меняют обводненность жидкости в колонне подъемных труб путем изменения производительности глубинного насоса благодаря изменению частоты электрического тока, питающего электропривод насоса, объем жидкости с измененной обводненностью в колонне подъемных труб определяют как произведение измененной производительности насоса на время заполнения колонны труб жидкостью с измененной обводненностью, а объем отложений находят по формуле:

где:

V_отл - объем отложений на внутренней поверхности колонны лифтовых труб;

- длина колонны лифтовых труб от глубинного насоса до устья скважины;

D - внутренний диаметр чистых подъемных труб;

Q - производительность глубинного насоса (расход жидкости по колонне НКТ после изменения частоты тока электропривода;

t₁ - хронологическое время изменения частоты тока электропривода глубинного насоса (начало поступления меченой жидкости в колонну труб);

t₂ - хронологическое время изменения обводненности скважинной продукции на устье скважины (время прихода на устье скважины меченой жидкости).

Предложенный способ основан на известном факте накопления практически безводной нефти между обсадной колонной и колонной НКТ (подъемных труб) выше приема насоса. Явление это основано на гравитационном разделении обводненной пластовой нефти в кольцевом пространстве ввиду отсутствия вертикального движения. Этому способствует и тот факт, что по большинству скважин производительность глубинного насоса соответствует суточному притоку флюидов из нефтяного пласта, а это означает, что в межтрубное пространство пластовая жидкость при таком режиме работы глубинного насоса и не поступает.

По изобретению предлагается обозначить (метить) скважинную жидкость с помощью такой ее характеристики как обводненность. При изменении со станции управления частоты электрического тока меняется производительность глубинного насоса в ту или иную сторону, меняется и обводненность жидкости, поступающей в колонну труб благодаря поступлению или не поступлению нефти из межтрубного пространства скважины. Согласно формуле 1 объем отложений определяется как разница между внутренним объемом чистых подъемных труб и объемом меченой жидкости, заполнившей действующую колонну труб с отложениями после изменения обводненности жидкости, поступающей в колонну труб путем изменения производительности глубинного насоса.

Рассмотрим наиболее удобный вариант, когда производительность насоса повышают с оптимального до максимально возможного значения. Под оптимальной производительностью понимается такой режим работы насоса и такая частота тока питания привода насоса, при которых пластовая жидкость полностью поступает на прием глубинного насоса.

Схема скважинного оборудования для реализации предложенного способа приведена на рисунке, где 1 - обсадная колонна скважины, 2 - колонна лифтовых труб (НКТ), 3 - отложения на внутренней поверхности НКТ, 4 - погружной электродвигатель (ПЭД), 5 - электроцентробежный насос (ЭЦН), 6 - расходомер, 7 - влагомер, 8 - станция управления скважиной с частотным регулятором тока, 9 - кабель электропитания насоса.

Рассмотрим реализацию способа на примере эксплуатации в скважине УЭЦН. Способ реализуется в следующей последовательности:

1. Скважину с УЭЦН и с частотным регулятором тока дополнительно оборудуют расходомером 6 и влагомером 7 при условии, что это измерительное оборудование ранее отсутствовало (они могут быть в комплектации стандартных автоматических групповых замерных установок).

2. С помощью частотного регулятора тока обеспечивается оптимальный режим работы глубинного насоса 5, при котором динамический уровень жидкости в межтрубном пространстве остается неизменным, и вся пластовая жидкость поступает на прием насоса. При этом выше насоса в межтрубном пространстве находится безводная нефть. Обводненность продукции в колонне НКТ фиксируется влагомером 7.

3. С течением времени при возникновении подозрения на образование отложений в колонне НКТ со станции управления скважиной 8 повышают до максимально возможного значения частоту электрического тока ПЭД 4. Этот момент фиксируется по хронологическому времени параметром t₁. Сразу после этого производительность насоса 5 значительно повышается, и начинается дополнительный отбор безводной нефти из межтрубного пространства. С этого момента в полости колонны НКТ движется меченая жидкость, то есть жидкость с меньшей обводненностью. И движется она с новой и большей скоростью, этот факт - новый расход жидкости Q также успешно фиксируется во времени расходомером 6.

4. Момент подхода меченой жидкости на устье скважины t₂ фиксируется влагомером 7 по характерному скачку обводненности в сторону понижения.

5. Объем отложений определяется по формуле 1.

При обратном снижении частоты электрического тока от максимально достигнутого до оптимального значения будет наблюдаться обратный процесс, то есть обводненность продукции из НКТ будет повышаться ввиду отбора только пластовой жидкости и исключения поступления на вход в насос безводной нефти из межтрубного пространства. И в этом случае согласно формулы изобретения возможно определить искомую величину - объем отложений в колонне подъемных труб.

В заявленном способе определения объема отложений в колонне НКТ предложено заполнять лифтовые трубы меченой жидкостью, в качестве индикатора такой жидкости выбрана ее обводненность или доля нефти в жидкости. Изменение обводненности скважинной продукции достигается работой глубинного насоса в том или ином режиме с помощью регулирования частоты электротока привода насоса.

На наш взгляд, предложенное техническое мероприятие обладают новизной и существенно отличается от известных технических и технологических решений.

Способ определения объема отложений в колоне подъемных труб скважины, заключающийся в заполнении колонны подъемных труб скважины жидкостью со свойством, отличным от пластовой жидкости, измерении объема этой жидкости и вычитании этой величины от внутреннего объема колонны чистых подъемных труб, отличающийся тем, что меняют обводненность жидкости в колонне подъемных труб путем изменения производительности глубинного насоса благодаря изменению частоты электрического тока, питающего электропривод насоса, объем жидкости с измененной обводненностью в колонне подъемных труб определяют как произведение измененной производительности насоса на время заполнения колонны труб жидкостью с измененной обводненностью, а объем отложений находят по формуле:

где:

V_отл - объем отложений на внутренней поверхности колонны подъемных труб;

- длина колонны лифтовых труб от глубинного насоса до устья скважины;

D - внутренний диаметр чистых лифтовых труб;

Q - производительность глубинного насоса после изменения частоты тока электропривода;

t₁ - хронологическое время изменения частоты тока электропривода глубинного насоса скважины;

t₂ - хронологическое время изменения обводненности скважинной продукции на устье скважины (время прихода меченой жидкости).