Способ мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в работающей скважине
METHOD FOR MONITORING THE THICKNESS OF FORMATION OF ASPHALTENE-RESIN-PARAFFIN DEPOSITS IN A WORKING WELL

Изобретение относится к скважинной добыче нефти и может быть использовано для мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений (АСПО) по длине насосно-компрессорных труб (НКТ) на месторождениях нефти с образованием и накапливанием тяжелых компонент нефти и других сопутствующих веществ.
Уровень техники
Известен способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб добывающей скважины (патент РФ №2381359, кл. МПК Е21В 47/00, дата публ. 10.02.2010), заключающийся в заполнении полости колонны труб жидкостью повышенной плотности. Для скважины, оборудованной штанговой глубинной насосной установкой, кольцевое пространство между лифтовыми трубами и колонной штанг последовательно заполняют жидкостями со значительно отличающимися плотностями и не имеющими способности к растворению отложений. После каждого заполнения определяют величину нагрузки на полированный шток в момент закрытия нагнетательного клапана плунжера при его ходе вверх путем динамографирования глубинного насоса, а объем отложений рассчитывается по аналитической формуле. Недостатками данного способа является возможность применения его только на скважинах, оборудованных штанговой глубинной насосной установкой; необходимость остановки скважины во время определения замера, а также невозможность оценки объема отложений в каждом сечении лифтовой колонны.
Известен способ определения наличия отложений в полости линейного участка трубы постоянного проходного сечения при прокачке кислородосодержащего потока и устройство для его реализации (патент РФ №2594397, кл. МПК F17D 3/00, дата публ. 20.08.2016), включающий облучение кислородосодержащего потока, создание радиоактивной метки в кислородосодержащем потоке облучением быстрыми нейтронами в импульсном режиме, регистрацию гамма-квантов, анализ спектра на наличие энергетического пика гамма-квантов с энергией 6,13±0,62 МэВ от кислорода. Определяют время переноса метки как разницу моментов начала облучения и начала регистрации гамма-квантов от метки, измеряют время переноса на последовательно расположенных равных по длине частях исследуемого участка трубы и определяют наличие отложений на участке, соответствующем минимальному времени переноса метки. Для реализации способа применяют устройство определения наличия отложений в полости линейного участка трубы постоянного проходного сечения при прокачке кислородосодержащего потока. Недостатками данного способа является сложность практического применения известного способа и необходимость использования радиоизотопа; необходимость установки высокотехнологичного дополнительного оборудования для работы с радиоизотопами.
Известен способ исследования отложений, образовавшихся на стенках эксплуатационной колонны скважины, и устройство для его осуществления (патент РФ №2209965, кл. МПК Е21В 49/00, Е21В 47/08, дата публ. 10.08.2003), включающий заполнение скважины без насосно-компрессорных труб жидкостью глушения и спуск в нее измерительного устройства, определение продольного профиля и состава твердых отложений по глубине колонны. На каждой заданной глубине с помощью многосекционного пробоотборного устройства осуществляют секционный отбор образцов твердых отложений со стенок колонны не менее чем в трех точках, равномерно расположенных по внутренней ее окружности. Срабатывание каждой секции по глубине скважины производят поочередно при соответствующих величинах гидростатического давления столба жидкости или созданием необходимого избыточного давления на устье скважины, а затем на поверхности производят измерение толщины и физико-химический анализ отобранных образцов. Недостатками данного изобретения является необходимость проведения большого количества вспомогательных операций по глушению скважины и проведения измерения; невозможность проведения измерения в режиме реального времени без остановки работы добывающей скважины.
Наиболее близким к предлагаемому техническому решению и указанному техническому результату является способ диагностики местоположения АСПО в скважине (патент РФ №2703552, МПК Е21В 37/06, опубл. 21.10.2019), заключающийся в том, что в колонне лифтовых труб скважины замеряют температуру газожидкостного состава (ГЖС) и по ее величине судят о наличии отложений. Внутри колонны лифтовых труб скважины, оборудованной электроцентробежным насосом, равномерно по длине лифтовых труб от устья до глубинного насоса по осевой линии труб располагают датчики температуры на стационарной основе. По данным датчиков температуры периодически строят графики зависимости температуры ГЖС от расстояния датчика температуры по длине колонны лифтовых труб до устья скважины, и по выявленной разнице замеренных зависимостей в сторону повышения температуры судят о формировании отложений во времени в определенной части колонны лифтовых труб. К основному недостатку данного способа относится невозможность количественного определения толщины образовавшегося слоя АСПО, позволяя только на качественном уровне (присутствуют отложения или нет) определить наличие АСПО по длине НКТ.
Раскрытие сущности изобретения
Задачей изобретения является создание способа мониторинга толщины образования АСПО в работающей скважине.
Технический результат, обеспечиваемый изобретением, заключается в возможности количественного определения толщины сформировавшихся отложений на внутренней поверхности колонны насосно-компрессорных труб в режиме реального времени.
Указанный технический результат достигается благодаря тому, что способ мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в работающей скважине, при котором размещают в скважине телеметрическую систему, оборудованную термопарами, при этом, вывод телеметрической системы подключают кабельным способом к передающему и записывающему устройству, после чего измеренное термопарами значение температуры внешней поверхности колонны насосно-компрессорных труб направляют на передающее и записывающее устройство, которое в постоянном режиме осуществляет передачу массива данных с настраиваемой дискретностью на персональный компьютер, при этом, телеметрическую систему с термопарами крепят вплотную к внешней поверхности колонны насосно-компрессорных труб, расположенной внутри эксплуатационной колонны, причем расстояние между сечениями с термопарами по длине колонны НКТ составляет не более 10 метров, при этом, при начальном пуске в работу нефтедобывающей скважины осуществляют измерение температуры внешней поверхности колонны НКТ в рассматриваемых сечениях, выводят скважину на установившийся режим работы, после чего фиксируют полученные значения температуры, после чего направляют на передающее и записывающее устройство измеренное термопарами значение температуры внешней поверхности колонны НКТ в каждом из рассматриваемых сечений, далее передают массив данных на персональный компьютер от передающего и записывающего устройства с дискретностью от 1 секунды до 1 минуты по беспроводному каналу связи, после чего производят расчет температуры установившегося потока нефтесодержащей жидкости по закону Фурье с учетом измеренных значений температуры внешней поверхности НКТ, тепловых характеристик материала НКТ и толщины стенки НКТ, при этом, в случае фиксации уменьшения значения температуры внешней поверхности НКТ осуществляют количественное определение толщины отложений с использованием корреляционных зависимостей тепловых параметров сформировавшегося отложения, толщины стенки НКТ и закона Фурье.
Краткое описание чертежей
На Фиг. 1 представлена схема устройства для осуществления заявляемого способа мониторинга толщины образования асфальтеносмолопарафиновых отложений в работающей скважине.
Осуществление изобретения
Колонну насосно-компрессорных труб 1 размещают в эксплуатационную колонну 2 нефтедобывающей скважины. На внешней поверхности колонны НКТ 1 размещают телеметрическую систему 3, оборудованную термопарами 4 на каждом из рассматриваемых сечений, при этом термопары 4 крепят вплотную к внешней поверхности колонны НКТ 1 с целью измерения ее температуры. Расстояние между сечениями с термопарами 4 по длине колонны НКТ 1 составляет не более 10 метров. Уменьшение расстояния между сечениями с установленными термопарами 4 увеличивает точность определения толщины слоя АСПО, образовавшегося внутри НКТ 1.
Вывод телеметрической системы 3, прикрепленной к внешней поверхности НКТ 1, через затрубную задвижку 6, входящую в состав устьевой арматуры скважины 7, подключают кабельным способом к передающему и записывающему устройству 5. Измеренное термопарами 4 значение температуры внешней поверхности колонны НКТ 1 в каждом из рассматриваемых сечений направляют на передающее и записывающее устройство 5, размещенное на поверхности 8. Так как асфальтеносмолопарафиновые отложения выступают в роли теплоизоляционного слоя, наличие образующегося слоя АСПО устанавливается в результате фиксации уменьшения температуры внешней поверхности колонны НКТ 1.
Передающее и записывающее устройство 5 в постоянном режиме осуществляет передачу массива данных с настраиваемой дискретностью передачи данных от 1 секунды до 1 минуты по беспроводному каналу связи 9 на персональный компьютер 10, на котором реализован математический алгоритм определения толщины слоя АСПО.
Реализованный математический алгоритм работает следующим образом:
1. При начальном пуске в работу нефтедобывающей скважины осуществляют измерение температуры внешней поверхности колонны НКТ 1 в рассматриваемых сечениях, выводят скважину на установившийся режим работы, после чего также фиксируют полученные значения температуры.
2. Производят расчет температуры установившегося потока нефтесодержащей жидкости по закону Фурье с учетом измеренных значений температуры внешней поверхности колонны НКТ 1, тепловых характеристик материала НКТ 1 и известной толщины стенки колонны НКТ 1.
3. В случае фиксации уменьшения значения температуры внешней поверхности колонны НКТ 1 осуществляют количественное определение толщины АСПО с использованием корреляционных зависимостей тепловых параметров сформировавшегося отложения и толщины НКТ, а также с использованием закона Фурье. Общий вид используемой формулы определения толщины органических отложений представлен в выражении 1.
Аспо
2
1
1
ст
АСПО
2
где, δ - толщина органических отложений, м; d - внутренний диаметр насосно-компрессорной трубы, м; π - число Пи; ΔT - средняя разность температур между потоком нефти и внешней поверхностью насосно-компрессорной трубы, °С;  - линейная плотность теплового потока, Вт/м; α - коэффициент теплоотдачи от флюида к стенке, Вт/(м⋅К); d - внешний диаметр насосно-компрессорной трубы, м; λ - коэффициент теплопроводности материала насосно-компрессорной трубы, Вт/(м⋅град); λ - коэффициент теплопроводности АСПО, определяемый по корреляционным зависимостям, Вт/(м⋅град).
В случае применения предлагаемого способа на скважинах, эксплуатирующихся в периодическом или кратковременно периодическом режимах работы, пункт 1 алгоритма выполняют на протяжении всего цикла работы-останова скважины, т.к. при рассматриваемых режимах эксплуатации скважин происходят естественные процессы охлаждения неподвижного потока в колонне насосно-компрессорных труб в рассматриваемых сечениях.
Корреляционные зависимости тепловых параметров органических отложений от толщины рассматриваемого слоя изучаются заранее в лабораторных условиях и могут быть рассчитаны для любого нефтяного месторождения.
Проведены опытные лабораторные исследования по оценке технологической возможности определения толщины органических отложений путем изменения температуры внешней поверхности трубы, внутри которой циркулирует нефтесодержащая жидкость. Исследования проведены с помощью опытного макета устройства для оценки толщины органических отложений в нефтедобывающей скважине. При проведении исследований, датчиком определяли температуру на внешней поверхности участка трубопровода с толщиной стенки 6.5 мм - до образования отложений и перед окончанием исследования при постоянном расходе и температуре нефтесодержащей жидкости. По полученным результатам, с использованием специального алгоритма, определяли толщину отложений в данной трубопроводе. Затем данные верифицировались по ручным замерам толщины отложений. Результаты опытных исследований представлены в Таблице.
Предложенный способ позволяет эффективно количественно определять толщину сформировавшихся отложений на внутренней поверхности колонны насосно-компрессорных труб в режиме реального времени без необходимости остановки скважины и подъема глубинно-насосного оборудования на поверхность.