Способ определения объема отложений в колонне подъемных труб скважины

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных насосов с электрическими приводами, снабженными частотными регуляторами электротока. Техническим результатом является продление безаварийной и эффективной эксплуатации скважин. Способ определения объема отложений в колонне подъемных труб скважины заключается 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. В данном способе 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. Исходя из математического выражения, объем отложений определяют с учетом длины колонны лифтовых труб от глубинного насоса до устья скважины, внутреннего диаметра чистых лифтовых труб, производительности электроцентробежного насоса после изменения частоты тока электропривода, времени изменения частоты тока электропривода и времени изменения обводненности скважинной продукции на устье скважины. 1 ил.

 

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:

Vотл - 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:

Vотл - 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).



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН), в частности к способам оценки объема отложений в колонне лифтовых труб.

Предлагаемое изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для контроля технического состояния нефтегазовых скважин. Предлагаемый способ включает регистрацию по стволу скважин амплитуды электромагнитного поля в низкочастотном диапазоне, вызванном вибрацией потока жидкости в заколонном пространстве обсадной колонны с остаточной намагниченностью.

Изобретение относится к способам определения момента постановки скважин на ремонт и может быть использовано в газовой и нефтяной промышленности. Техническим результатом является определение оптимального момента постановки скважины на ремонт.

Изобретение относится к бурению скважин, в частности к средствам отслеживания бурения множества скважин относительно друг друга. Техническим результатом является повышение точности обнаружения магнитного градиента за счет минимизации влияния тока на магнитный градиометр.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для изучения явлений интерференции и взаимовлияния скважин. Предложена система определения коэффициентов взаимовлияния скважин, включающая модуль баз данных, блок выборки данных, модуль подготовки данных, модуль расчета коэффициентов, отчетный модуль, блок отображения отчетов.

Данное изобретение относится к способу визуализации скважинной среды с использованием скважинной системы визуализации. Техническим результатом является оптимизация передачи данных при различных эксплуатационных условиях.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых и газоконденсатных месторождений для контроля технического состояния скважин и оперативного изменения технологического режима их эксплуатации.

Изобретение относится к средствам для исследования подземных пластов с использованием электрических полей. Предложена система для создания или измерения электрических полей в скважине, содержащая: первый электрод, находящийся внутри скважины, имеющей ось, и имеющий электрический контакт с землей; усилитель, соединенный с первым электродом; и второй электрод, выполненный таким образом, что между первым электродом и вторым электродом создано первое электрическое поле.

Изобретение относится к области приборостроения и может быть использовано для получения информации о таянии ледника и температуре в его толще. Устройство содержит термокосу из датчиков температуры, расположенных на известном равном друг от друга расстоянии, и которые последовательно соединены между собой гибким кабелем.

Изобретение относится к данным об углеводородной скважине, собираемым на мобильной буровой установке. Технический результат - увеличение пропускной способности системы.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц. Путем изменения депрессии регистрируют приращение значений паровой фазы, скорости и дебита газового потока в ту или иную сторону или отсутствие приращений. На основании полученных результатов выявляют скважину–обводнительницу. В ней проводят ядерные исследования для выявления интервала обводнения или нескольких интервалов. В указанных интервалах осуществляют геолого-технические мероприятия по водоизоляционным работам с целью повышения коэффициента извлекаемости газа. Технический результат заключается в повышении достоверности определения скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к области добычи метана из угольных пластов, в частности к способам проведения селективных гидродинамических исследований в скважинах на многопластовых метаноугольных месторождениях. Техническим результатом является повышение точности и качества гидродинамических исследований угольных пластов метаноугольных скважин. Способ включает спуск в метаноугольную скважину на колонне насосно-компрессорных труб с двухпакерной компоновкой внутрискважинного оборудования, включающего винтовой насос, датчик забойного давления и температуры, выделение с помощью пакеров одного из вскрытых угольных пластов исследуемой метаноугольной скважины, после чего осуществляют понижение уровня жидкости с темпом создания депрессии на продуктивный угольный пласт не более 0,3 атм/сут и проводят гидродинамические исследования. Причем гидродинамические исследования проводят во второй метаноугольной скважине, расположенной в 30-100 м от первой метаноугольной скважины, для чего на колонне насосно-компрессорных труб с двухпакерной компоновкой спускают внутрискважинное оборудование, при этом выделяя пакерами тот же продуктивный угольный пласт, после проведения исследований останавливают винтовой насос на второй метаноугольной скважине и проводят гидродинамические исследования на первой метаноугольной скважине. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к способам разобщения водоносных и нефтеносных интервалов ствола горизонтальной скважины. При реализации способа проводят спуск с промывкой в пробуренную необсаженную эксплуатационной колонной горизонтальную часть ствола скважины по меньшей мере одного скважинного фильтра в составе хвостовика, оборудованного срезаемыми заглушками. Далее проводят герметизацию скважинного пространства между хвостовиком и стенками скважины пакером или пакерами. Затем разрушают заглушки внутри хвостовика специальным инструментом, отсоединяют хвостовик от транспортной колонны, которую извлекают на поверхность. Проводят освоение скважины, спуск подземного оборудования и ввод скважины в эксплуатацию. Пакер используют водонабухающий, или нефтенабухающий, или водонефтенабухающий. Перед спуском хвостовика фильтры дополнительно оборудуют нижним пакером, проводят исследование в открытом стволе скважины на наличие и определение интервалов притоков воды, калибровку открытого ствола с шаблонированием и определяют участки открытого ствола скважины без каверн в стенках скважины с двух сторон от интервалов водопритоков. С учетом этих исследований собирают хвостовик и спускают в скважину. Фильтры располагают вне интервалов водопритоков. Пакеры располагают в определенных участках открытого ствола скважины, а именно с двух сторон от интервалов водопритоков. Верхний пакер располагают в обсаженной части ствола скважины. После чего осуществляют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров. После технологической выдержки, достаточной для набухания пакеров, спрессовывают пространство между эксплуатационной и транспортной колоннами труб нагнетанием жидкости, обеспечивающей наиболее быстрое набухание пакеров. В случае отсутствия герметичности повторяют замену скважинной жидкости в стволе скважины на жидкость, обеспечивающую наиболее быстрое набухание пакеров, технологическую выдержку и опрессовку до полного отсутствия циркуляции в скважине или приемистости в межтрубном пространстве. При наличии водопритока со стороны забоя скважины низ хвостовика оборудуют клапаном, пропускающим жидкость в направлении из хвостовика в скважину. Техническим результатом является повышение эффективности изоляции обводненных интервалов открытого ствола горизонтальной скважины за счет объективного контроля установки и активации (посадки) пакеров. 1 з.п. ф-лы, 8 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для определения динамического или статического уровня жидкости в нефтедобывающей или водозаборной скважинах. Техническим результатом является создание способа определения уровня жидкости в скважине в постоянном режиме без применения электромагнитной волны в качестве сигнала, инициирующего начало отсчета времени. Способ заключается в создании акустической волны на уровне жидкости в скважине и измерении времени распространения волны в скважинном пространстве. При этом акустическую волну одновременно создают в газовой и жидкой средах и фиксируют хронологическое время прихода акустической волны по газовой среде от уровня жидкости до приемника на устье скважины - tгаз и хронологическое время прихода второй акустической волны от уровня жидкости до приемника в зоне глубинной насосной установки - tжид, информация по этим хронологическим временам передается на станцию управления скважины, а уровень жидкости определяют по математической формуле. 1 ил.

Изобретение относится к средствам связи между поверхностью и скважиной. Техническим результатом является обеспечение надежной и эффективной связи между оператором и устройствами в скважине. В частности, предложена забойная система связи для ствола скважины с большим отходом, содержащая: блок оператора, функционально выполненный с возможностью обеспечения по меньшей мере одного из дистанционного мониторинга и управления двумя или более устройствами, установленными в стволе скважины с большим отходом; множество первых коммуникаторов, установленных в наклонно-направленном с большим зенитным углом удлинении ствола скважины и выполненных с возможностью приема или передачи сигнала, по меньшей мере сигнала с или на по меньшей мере одно из двух или более устройств; и множество вторых коммуникаторов, пространственно удаленных от ствола скважины. Причем каждый один из множества первых коммуникаторов спарен с соответствующим одним из множества вторых коммуникаторов для формирования множества пар, так что каждая пара из множества пар расположена удаленно от других пар из множества пар. Каждая пара из первого коммуникатора и второго коммуникатора установлена в основном в вертикальной плоскости, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения. Причем второй коммуникатор функционально поддерживает связь для передачи сигналов как с первым коммуникатором, так и с блоком оператора для обеспечения передачи сигналов между первым коммуникатором и блоком оператора через второй коммуникатор. Второй коммуникатор каждой пары расположен в объеме в форме треугольной призмы, причем основание объема в форме треугольной призмы образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины с гребнем объема в форме треугольной призмы, образованным линией, проходящей вдоль отрезка длины наклонно-направленного с большим зенитным углом удлинения скважины, или в конусообразном объеме, основание конусообразного объема образовано поверхностью, в которой выполнен ствол скважины, и гребень конусообразного объема образован местом первого коммуникатора. По меньшей мере одна пара коммуникаторов сконфигурирована для выборочного соединения и функционирования с одним из двух или более устройств, установленных в стволе скважины с большим отходом. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано в процессе проведения скважинных электромагнитных исследований. Предложена скважинная телеметрическая система и способ, в которых электроизоляционный материал расположен выше и/или ниже запускающего электрический ток устройства или приемника вдоль скважинной колонны для расширения диапазона телеметрической системы, увеличения скорости телеметрии и/или понижения скважинных требований электропитания. Технический результат - предотвращение цепей короткого замыкания через буровой раствор и в обсадной трубе или непосредственно в обсадной трубе. 3 н. и 12 з.п. ф-лы, 5 ил., 1 табл.

Группа изобретений относится к буровым работам, а в частности к распределенным подземным способам измерений. Способ мониторинга скважинных показателей в буровой скважине, проходящей через формацию, включает размещение в буровой скважине колонны соединенных труб, формирующей скважинную электромагнитную цепь, обеспечивающую создание электромагнитного сигнального канала между множеством датчиков в колонне соединенных труб. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от первого датчика указанного множества датчиков. Получают через скважинную электромагнитную цепь данные от второго датчика указанного множества датчиков, который расположен на расстоянии в продольном направлении от первого датчика в колонне соединенных труб. Сопоставляют данные первого датчика и данные второго датчика. Делают вывод о скважинном показателе на основе данных от датчиков. Управляют скважинным показателем на основе указанного сопоставления путем выборочной регулировки с учетом указанного вывода по меньшей мере одного параметра, влияющего на указанный скважинный показатель. Причем выборочную регулировку указанного по меньшей мере одного параметра выполняют до тех пор, пока указанный скважинный показатель не будет соответствовать целевому скважинному показателю в заданном диапазоне погрешности. Техническим результатом является повышение достоверности получаемых данных и повышение эффективности управления скважинным показателем или скважинным параметром на основе полученных данных. 8 н. и 20 з.п. ф-лы, 27 ил.

Изобретение относится к направленному бурению скважин. Техническим результатом является повышение точности определения расстояния и направления до целевой скважины за счет усиления электромагнитного поля в целевой области исследования. В частности предложена система для определения расстояния и направления до целевой скважины от второй скважины, в которой выполняют бурение, содержащая: обсадную колонну, размещенную по меньшей мере в части целевой скважины; буровую колонну в скважине, в которой выполняют бурение, при этом буровая колона выполняет измерения в процессе бурения; источник электрического тока, предназначенный для возбуждения подачи тока к целевой скважине путем прямого электрического соединения с целевой скважиной; и измерительный прибор электромагнитного поля во второй скважине. Причем система содержит изолированный провод и электрод, размещенные настолько глубоко, насколько приемлемо, в скважине для установления электрического контакта с обсадной колонной целевой скважины, и дополнительную изолирующую секцию в обсадной колонне для обеспечения направления больше тока в ближайшую зону измерения. При этом измерительный прибор электромагнитного поля реагирует на электромагнитное поле и на радиальные градиенты электромагнитного поля, создаваемые электрическим током в целевой скважине. 4 н. и 27 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к устройству для проведения измерений, относящихся к поиску нефти и газа при направленном бурении. Техническим результатом является повышение точности идентифицирования продуктивной зоны. Предложена система для направленного бурения, содержащая: оптический вычислительный элемент (105; 405; 805), расположенный в корпусе (401), выполненном с возможностью крепления к бурильной колонне; окно (402) в корпусе, выполненное с возможностью получения света извне корпуса таким образом, чтобы свет был направлен из области снаружи бурильной колонны к оптическому вычислительному элементу, когда корпус установлен на бурильной колонне; и аналитический блок (420), предназначенный для обеспечения сигнала на основании сигнала, выходящего из оптического вычислительного элемента в ответ на прием оптическим вычислительным элементом света из области снаружи бурильной колонны. Обеспечиваемый сигнал предназначен для направленного бурения на основании характеристики области, определенной по сигналу, выходящему из оптического вычислительного элемента. 6 з.п. ф-лы, 11 ил.

Изобретение относится к средствам исследования скважин. Техническим результатом является повышение точности получения данных исследований. Предложен способ автоматической оценки данных скважинного исследования подземного ствола скважины, включающий прием измеренных значений скважинного навигационного датчика и автоматическую оценку данных наземного датчика, полученных практически в то же время, что и измеренные значения от навигационного датчика, для определения, действительно ли измеренные значения навигационного датчика были получены при приемлемых условиях скважинных исследований ствола скважины. Измеренные значения навигационного датчика оцениваются для определения, удовлетворяют ли измеренные значения определенным заданным условиям, требуемым для получения приемлемых данных скважинного исследования. Рекомендация для скважинного исследования автоматически генерируется на основании выполненных автоматических оценок. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных насосов с электрическими приводами, снабженными частотными регуляторами электротока. Техническим результатом является продление безаварийной и эффективной эксплуатации скважин. Способ определения объема отложений в колонне подъемных труб скважины заключается 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. В данном способе 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. Исходя из математического выражения, объем отложений определяют с учетом длины колонны лифтовых труб от глубинного насоса до устья скважины, внутреннего диаметра чистых лифтовых труб, производительности электроцентробежного насоса после изменения частоты тока электропривода, времени изменения частоты тока электропривода и времени изменения обводненности скважинной продукции на устье скважины. 1 ил.

Наверх