Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины
METHOD OF DETERMINATION OF DEPOSIT VOLUME IN WELL FLOW COLUMN

Предлагаемое изобретение относится к скважинной добыче асфальтосмолопарафиновых нефтей с помощью глубинных электроцентробежных насосов (ЭЦН).
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.
Известен способ диагностики состояния межтрубного пространства добывающей скважины (патент РФ №2199005, опубл. 20.02.2003 г.), по которому с помощью акустического сигнала, его отражения и дальнейшей интерпретации можно судить о распределении нефтяных фракций и парафиновых пробок по стволу скважины. Реализация способа требует специальной техники и аппаратуры. К тому же по этому способу невозможно оценить объем АСПО в лифтовых трубах скважины.
В наземных трубопроводах систем сбора, подготовки и транспортировки нефти, газа и воды объем отложений определяется как разница между внутренним объемом чистого трубопровода и трубопровода с отложениями. Последний параметр находится путем заполнения полости трубопровода фиксированным объемом жидкости повышенной плотности с использованием разделителя жидкостей для трубопровода по патенту РФ №2324552 (опубл. 20.05.08, бюл. №14).
Такой подход невозможно применить к скважине из-за того, что конец колонны лифтовых труб находится на глубине нескольких сот метров и гидравлически сообщен с продуктивным пластом, поэтому не способен контролироваться исследователем по объему закаченной жидкости в лифтовые трубы.
Технической задачей заявляемого изобретения является разработка технологии определения объема отложений, находящихся в адгезионной форме на внутренние поверхности лифтовых труб скважин с УЭЦН, без подъема лифтовых труб на поверхность.
Техническая задача по изобретению реализуется тем, что по способу оценки объема отложений в колонне лифтовых труб скважины, заключающемуся в изменении свойства жидкости, поступающей в колонну лифтовых труб скважины и измерении объема этой жидкости, меняют температуру жидкости в колонне лифтовых труб путем изменения частоты электрического тока погружного электродвигателя (ПЭД) установки электроцентробежного насоса скважины, время прихода на устье скважины по колонне лифтовых труб жидкости с измененной температурой фиксируют с помощью двух датчиков температуры, один из которых находится в нижней части колонны лифтовых труб, второй - в верхней части колонны лифтовых труб скважины, объем жидкости с измененной температурой в колонне лифтовых труб находят как произведение искомого времени на расход скважиной жидкости, а объем отложений определяют по формуле
где
отл
V - объем отложений на внутренней поверхности колонны лифтовых труб;
- длина колонны лифтовых труб между двумя датчиками температуры;
D - внутренний диаметр чистых лифтовых труб;
к - эмпирический коэффициент, учитывающий разницу в состоянии скважинной продукции в колоне лифтовых труб и в устройстве по измерению его объема, определяется предварительно для колонны НКТ без отложений;
Q - производительность электроцентробежного насоса, поддерживается постоянной во время оценки объема отложений;
1
t - хронологическое время изменения температуры скважинной продукции в зоне датчика температура, установленного в нижней части колонны лифтовых труб;
2
t - хронологическое время изменения температуры скважинной продукции в зоне датчика температура, установленного в верхней части колонны лифтовых труб.
Во время осуществления предложенного способа производительность ЭЦН или расход скважинной жидкости в кольцевом пространстве в зоне ПЭД поддерживаются постоянной величиной путем регулирования устьевой задвижки, расположенной в верхней части колонны лифтовых труб.
Для осуществления предложенного способа на скважинах с глубокой подвеской электроцентробежного насоса внутреннюю поверхность НКТ предварительно покрывают теплоизоляционным материалом. Известные сегодня составы, например жидкая керамоизоляция фирмы RE-TERM ООО «Интал» (г. Уфа) толщиной 1 мм, способна по эффективности заменить общеизвестный пенопласт толщиной в 30 мм.
Благодаря искусственной и естественной теплоизоляции НКТ (наличие АСПО) скважинная продукция после изменения своей температуры в зоне ПЭД и ЭЦН сохранит при подходе к верхнему датчику перепад температуры, пропорциональный начальному перепаду температур, зафиксированный нижним датчиком температуры.
Предложенный способ основан на известном факте нагрева скважинной продукции при ее подъеме по кольцевому пространству между обсадной колонной и погружным электродвигателем. В свою очередь степень нагрева составных частей ПЭД, в частности циркулирующего внутри электродвигателя масла и корпуса электродвигателя, зависит от величины мощности питающего электрического тока или его частоты - для переменного тока. Поэтому увеличивая величину частоты переменного тока, мы можем повышать температуру пластовой жидкости, поступающей на прием электроцентробежного насоса. Дополнительный эффект нагрева скважиной продукции образуется благодаря силе трения рабочих колес ЭЦН об основания направляющих аппаратов насоса. Добавим, что явление дополнительного нагрева жидкости в полости насоса также находится в прямой зависимости от частоты питающего электротока. Обеспечение во время измерений постоянства производительности УЭЦН способствует изменению температуры скважинной жидкости после изменения частоты питающего электротока.
Проведенные измерения температуры скважиной продукции, находящейся в лифтовых трубах на выходе глубинного ЭЦН, показали, что пластовая жидкость в зоне ПЭД и ЭЦН способна разогреваться на 20°С с 25°С (температура продуктивного пласта) до 45°С (температура жидкости на выходе насоса).
По изобретению предлагается обозначить (метить) скважинную жидкость с помощью такой ее характеристики, как температура. При изменении со станции управления частоты электрического тока меняется мощность ПЭД, в частности ее тепловыделяющая способность, а в сочетании с постоянством скважинного потока в зоне ПЭД это приводит к изменению температуры жидкости на выходе из электроцентробежного насоса. Это изменение фиксируется во времени датчиком температуры в нижней части колонны лифтовых труб. Благодаря наличию асфальтосмолопарафиновых отложений на внутренней поверхности колонны лифтовых труб степень теплопередачи через стенки насосно-компрессорных труб лифтовой колонны значительно снижается и через определенное время жидкость с измененной температурой доходит до устья скважины и этот момент фиксируется датчиком температуры в верхней части колонны лифтовых труб. Объем такой жидкости - с измененной температурой определяется как произведение неизменной производительности ЭЦН на время прихода жидкости с измененной температурой (меченой жидкости). Объем отложений определяется как разница между объемом колонны чистых труб и объемом меченой жидкости.
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 - многофункциональный кабель электропитания, связи и управления, 7 - станция управления скважиной с частотным преобразователем тока, 8 - верхний датчик температуры, 9 - нижний датчик температуры, 10 - регулируемая задвижка. Кольцевое пространство между обсадной колонной и ПЭД обозначено на схеме зоной А.
Способ реализуется в следующей последовательности:
1. В скважину спускают УЭЦН с датчиками и чистой колонной лифтовых труб.
2. Для чистой колонны НКТ изменяют частоту электротока ПЭД и меняют температуру скважинной продукции в зоне А и в зоне нижнего датчика 9. При этом расход жидкости Q по колонне лифтовых труб поддерживают постоянной величиной с помощью изменения проходного сечения задвижки 10.
2
1
3. С помощью датчиков температуры фиксируют время прохождения Δt по чистой колонне НКТ скважинной продукции с измененной температурой: Δt=t-t.
отл
4. В расчетную формулу (1) подставляют все измеренные значения и находят коэффициент κ по формуле (2) с учетом того, что параметр V=0
5. С течением времени при возникновении подозрения на образование АСПО в НКТ скважины или в плановом порядке проводят оценку объема отложений по формуле (1), повторив пункты 2 и 3 (смотри выше) для НКТ с отложениями и использую уже известный эмпирический коэффициент к.
В данном способе определения объема отложений в колонне лифтовых труб предложено заполнять лифтовые трубы меченой жидкостью, в качестве индикатора такой жидкости выбрана ее температура. Изменение температуры скважинной жидкости достигается работой ПЭД в том или ином режиме, но с постоянной производительностью. Также предложено по изобретению для скважин с большой длиной лифтовых труб использовать трубы с внутренней теплоизоляцией. На наш взгляд предложенные технические мероприятия обладают новизной, а в совокупности существенно отличаются от известных технических и технологических решений.