Способ диагностики отложений асфальтосмолопарафиновых веществ в скважине при добыче нефти

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и позволяет обеспечить возможность проведения диагностики отложений в условиях работающей скважины, снижения времени и трудоемкости и одновременно обеспечить возможность определения полного интервала и интенсивности отложений АСПВ по всему интервалу. Способ включает операцию перемещения калиброванного инструмента на гибком тяговом органе (ГТО) внутри колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с последующим определением интенсивности. Одновременно с перемещением калиброванного инструмента от забоя к устью скважины измеряют величину статического и динамического напряжений ГТО, а определение интенсивности отложений производят по различию величин динамического и статического натяжений ГТО на всем интервале отложений по длине колонны НКТ, 2 ил. Ё

СОЮЗ СОВЕТСКИХ

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

ГОСУДАРСТВЕННЫЙ КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4482016/03 (22) 15,09.88 (46) 07.03.92, Бюп. М 9 (71) Пермский тосударственный научно-исследовательский и проектный институт неф-. тяной промышленности . (72) Л. И. Локшин, В. В. Пугачевский, 0, Л.

Ермаков, Г. А, Туров и В; Г. Южанинов. (53) 622.276,5(088.8) (56) PHTC ВНИИОЭНТ. Сер. Нефтепроиысловое дело. M., 1983, вып. 4, с. 6-7, РД 39-5765657-042, МНИнефтепром, ВНИИ, 1986, с. 15, и. 7.3.1. (54) СПОСОБ ДИАГНОСТИКИ ОТЛОЖЕНИЙ АСФАЛЬТОСМОЛОПАРАФИНОВЫХ

ВЕЩЕСТВ В СКВАЖИНЕ ПРИ ДОБЫЧЕ

НЕФТИ (57) Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и позволяет

Изобретение относится к нефтегазодо. бывающей промышленности.

Целью изобретения является обеспечение возможности проведения диагностики отложений в условиях работающей скважины, снижение времени и трудоемкости при одновременном обеепечении возможности определения полного интервала и интенсивности отложений по всему интервалу.

На фиг. 1 представлена схема для.реализации способа диагностики отложений асфал ьтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в скважине; на фиг. 2- статическая: и динамическая тензограммы;натяжений гибкого тягового органа Ао длине ивонны

Н КТ.

Устройство для реализации способа ди-. агностики отложений АСПВ в скважйне еедержит в качестве калиброванного

„, SU,, 1717798 А1 (я)з Е 21 В 37/00, G 01 В 5/28 обеспечить возможность проведения диагностики отложений в условиях работающей скважины, снижения времени и трудоемкости и одновременно обеспечить возможность определения полного интервала и интенсивности отложений АСПВ по всему интервалу. Способ включает операцию перемещения калиброванного инструмента на гибком тяговом органе (ГТО) внутри колонны насосно-компрессорных труб (HKT) с последующим определением интенсивности, Одновременно с перемещением калиброванного инструмента от забоя к устью скважины измеряют величину статического и динамического напряжений ГТО, а определение интенсивности отложений произво- дят по различию величин динамического и статического натяжений ГТО на всем интер- вале отложений по длине колонны НКТ, 2 ил.

1 инструмента обычный известный скребок с режущими кромками, которые при ходе вниз складываются, а при ходе вверх раскрыва отся. Скребок 1 с тяжелым грузом 2 закреплен на гибком тяговом органе— скребковом проводе 3. Скребок 1 на сребковом проводе 3 перемещают в скважине при помощи электропривода 4. B качестве силоизмерительного устройства 5 используется устройство, включающее опорную раму 6, направляющие ролики 7, тензометрическую месдозу 8 с нажимным роликом 9. Месдоза

8 подключена к усилителю 10 и регистрирующему прибору 11., например самопищущему м илливол ьтметру H-3012 (фиг. 1).

Силоизмерительное устройство 5 установлено на скребковом проводе 3 в зоне вхождения его на ведомый барабан электропривода 4, при этом скребковый

1717798

1848-1889

71 30

186

45 привод 3 охвачен с одной стороны нажимным роликом 9, а с другой стороны — двумя направляющими роликами 7. Нажимным винтом 12 силоизмерительного устройства задан прогиб скребкового провода на 15-20 5 мм, Скребок 1 с грузом 2 посредством гибкого тягового органа 3 установлен внутри колонны НКТ 13.

Сущность способа диагностики отложений АСПВ в скважине при добыче нефти 10 заключается в том, что перемещают калиброванный инструмент на гибком тяговом органе внутри колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с последующим определением интенсивности отложений. 15.

Одновременно с перемещением калиброванного инструмента от забоя к устью скважины измеряют величины статического и динамического натяжений гибкого тягового органа, Определение интенсивности отло- 20 жений производят по различию величин динамического и статического натяжения гибкого тягового органа на всем интервале отложений по длине колонны НКТ.

Пример. Характеристика скважины: 25

Способ эксплуатации " . Фонтанный

Интервал перфорации, м

Дебит, т/с

Диаметр муфтовых труб мм 73(2,5)

Пластовое давление, атм

Буферное дав- 35 ление, атм

Максимальный диаметр калиброванного инструмента(мм 40

Минимальный диаметр калиброванного инструмента, мм 33

Глубина спуска калиброванного инстру- 45 мента, м . 1040-1050

Скребок 1 опускается на скребковом проводе 3 с устья скважины на ее забой. При установке скребка 1 на забое скважины отбивают нижний уровень статической на- 50 грузки, равный суммарному весу груза 2 (Рг), скребка 1 (Pc) и скребкового {Рпр) провода 3

: PA = Рг + Pc + Рпр (фиг. 2, точка А), Далее при работающей скважине включают электропривод 4, который с помощью скребково- 55 го провода 3 перемещает скребок 1 от забоя скважины к ее устью по колонне НКТ 13.

Силоизмерительное устройство при этом воспринимает натяжение гибкого тягового .органа 3, равное сумме веса груза 2 (Р ) скребка 1 (Pc), провода 3 (Рпр) и силы трения (Prp) скребка 1 с НКТ 13: РБ = Рг+ Pc+ Рпр+

Р>р, что соответствует точке Б на фиг. 2.

Величину натяжения регистрируют на диаграммной ленте самописца регистратора 11, При прохождении скребком 1 зоны отложений АСПВ 14 (фиг. 1) на гибкий тяговы орган

3 действует дополнительная сила сопротивления, равная силе срезания отложений

АСПВ скпебком 1 — Pcp. Тогда гибкий тяговый орган испытывает нагрузку, равную

Р = Рг+ Рс+ Рпр+ Ртр+ Рср.

В конечном положении скребок 1 останавливают концовым выключателем, Самописец отбивает верхиий уровень статической нагрузки, равный весу скребка (Рс) и весу груза (Рг):

Рв = Рг + Рс (фиг. 2, точка В).

Полученные регистратором 11 тензограммы обрабатывают следующим образом, Соединяют точки нижнего(А) и верхнего (В) уровней статической нагрузки (фиг. 2).

Получают линию I уровня статической нагрузки гибкого тягового органа. Кривая И, записанная самописцем, является уровнем динамической нагрузки II. На участке НКТ, соответствующем участку тенэограммы Ба, отложений АСОВ нет. Участок аб на тензограмме П характеризует зону отложения

АСПВ по НКТ. Этот участок характеризуется ростом нагрузки вследствие проявления силы срезания отложений АСП — Рср. Интервал отложений АСПВ (участок аб) в функции от длины НКТ выделяют по превышению нагрузки над линией ас, проведенной параллельно линии статической нагрузки. А так как уровень нагрузки линии ас превышает уровень статической нагрузки на величину силы трения Ртр, то амплитуды вибраций силы срезания отложений АСПВ Рср характеризует интенсивность отложений АСПВ по длине НКТ.

Масштаб для регистрации нагрузки определяют следующим образом.

На фиг. 2 измеряли отрезок h, соответствующий весу сребкового провода, который. устанавливают расчетным путем, либо предварительно взвешивают, M- ()

Для корреляции получаемых по тензограммам данных с толщиной отложений

АСПВ проводится тарировка следующим образом. В скважину вместе со скребком опускается шаблон определенного диаметра, расположенный. непосредственно над ним. В месте остановки шаблона его диаметр равняется диаметру остаточного проходного сечения НКТ. Затем производится

1717798 регистрация усилий резания при подъеме скребка. После этого цикл исследований по- вторяется с шаблоном другого диаметра..

Тарировку необходимо проводить для каждой скважины или группы скважин с 5 близкими геологопромысловыми характеристиками.

Исследования, проведенные предложенным способом, позволили увеличить межочистной период даже без примвнения 10 реагентов депарафинизации с 6 до 12 ч, т,е. в 2 раза; .

Формула изобретения

Способ диагностики отложений Есфальтосмолопарафиновых веществ в скважиме 15 при добыче нефти, включающий. применеwe калиброванного инструмента на гибком . тяговом органе внутри колонны насоснокомпрессорных труб с последующим определением интенсивности отложений, о тл ич а ю шийся тем, что, с целью обеспения воэможности проведения диагностики отложений в условиях работающей скважины, снижения времени и трудоемкости при одновременном обеспечении возможности определения полного интервала и интенсивности отложений по всему интервалу, одновременно с перемещением калиброванного инструмента от забоя к устью скважины измеряют величины статического и динамического натяжений гибкого тягового органа, а определение интенсивности отложений производят по различию величин динамического и статического натяжений гибкого тягового органа на всем интервале отложений по длине колонны насосно-компрессорных труб.

171.7798

Составитель В.Борискина

Техред М.Моргентал Корректор О.Малец

Редактор А,Мотыль

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

Заказ 851 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

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