СПОСОБ ДИАГНОСТИКИ МЕСТОПОЛОЖЕНИЯ АСПО В СКВАЖИНЕ
DIAGNOSTICS METHOD OF DARP LOCATION IN WELL

Предлагаемое изобретение относится к сфере скважиной добычи нефти и может быт использовано на месторождениях нефти, где в подъемных трубах скважин наблюдается образование и накапливание тяжелых компонент нефти и других сопутствующих веществ.
Проблема заполнения колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) - лифтовых труб нефтедобывающих скважин асфальтосмолопарафиновыми отложениями (АСПО) стала основной для многих нефтяных компаний страны в последние годы из-за ухудшения структуры запасов нефти. Несмотря на применение ингибиторов АСПО колонна НКТ способна за несколько месяцев эксплуатации практически заполниться отложениями.
Наиболее привлекательным для удаления АСПО из колонны НКТ без подъема труб на поверхность земли, является применение скребков на стальной проволоке (геофизическом кабеле) или закачка органических растворителей. Закачка растворителя в колонну труб с устья скважины обеспечивает доставку реагента в товарном виде в зону с отложениями. Для этого следует воспользоваться колтюбинговой гибкой трубкой малого диаметра, например 3/4 дюйма. Остается определиться с местоположением АСПО по длине колонны НКТ с тем, чтобы минимизировать объем дорогостоящего реагента для удаления отложений.
Известно изобретение «Способ диагностики отложений асфальтосмолопарафиновых веществ в скважине при добыче нефти» по А.с. №1717798 (опубл. 07.03.92, бюл. 9.). Способ использует механический способ диагностики, о присутствии отложений на той или иной глубине лифтовых труб судят по натяжению гибкого тягового органа, на котором в колонну труб спускают скребок специальной конструкции. Недостатком такого способа, по мнению заявителей, является то, что при значительной толщине отложений из-за не цилиндрической формы скребка и его габаритов существует большая вероятность его остановки и не прохождения до глубинного насоса.
Известно изобретение «Способ определения объема отложений в колонне лифтовых труб скважины» по патенту РФ на изобретение №2610945 (опубл. 17.02.2017, бюл. 5). Согласно изобретению в колонну НКТ устанавливают два датчика температуры, один - в нижней части колонны, а второй - в устьевой зоне колонны. По показаниям датчиков определяют время подъема скважинной продукции (водо-нефтяной эмульсии) с повышенной температурой. Температуру СП над насосом повышают путем большей теплопередачи от погружного электродвигателя (ПЭД) электроцентробежной установки благодаря регулируемому росту частоты тока питания ПЭД. По изобретению определяется объем отложений в колонне лифтовых труб, но остается неизвестным их местоположение по длине колонны труб.
Прототипом к заявляемому изобретению является способ определения отложений в колонне скважинных труб по А.с. №643632 (опубл. 25.01.79) авторов Азербайджанского политехнического института, согласно которого о наличии отложений в колонне НКТ судят по одновременному увеличению температуры и уменьшению дебита скважины. Данный способ является удобным способом диагностики отложений в лифтовых трубах, но он показывает интегральную величину отложений в колонне НКТ, то есть показывает наличие отложений. Метод не показывает местоположения отложений, так как теплопередача от относительно теплой нефти в сторону холодной окружающей среды за пределами колонны НКТ происходит примерно с одинаковой интенсивностью на всей длине колонны труб от глубинного насоса до устья скважины. Это происходит несмотря на такие осложняющие явления как дегазация нефти в колонне НКТ и колебания динамического уровня нефти в межтрубном пространстве скважины.
Технической задачей по изобретению является такое совершенствование способа диагностики отложений в колонне насосно-компрессорных труб скважины, которое бы обеспечило определение местоположения отложений по длине НКТ с тем, чтобы органический растворитель, скребок или тепловое воздействие применить именно в этой зоне колонны труб. Это повысит эффективность обработки скважины и даст неоспоримую экономию по расходу органического растворителя, тепловой или электрической энергии.
Поставленная задача решается тем, что по способу диагностики асфальтосмолопарафиновых отложений в скважине, заключающийся в том, что в колонне лифтовых труб скважины замеряют температуру газожидкостного состава (ГЖС) и по ее величине судят о наличие отложений внутри колонны лифтовых труб, в скважинах с 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 длины колонны лифтовых труб и по выявленной разнице замеренных температур в сторону повышения температуры судят о формировании отложений в той или зоне колонне лифтовых труб.
Расположение датчиков давления на кабеле по осевой линии колонны НКТ изображено на фиг. 1, где позициями обозначены: 1 - обсадная колонна, 2 - колонна НКТ, 3 - электроцентробежный насос с погружным электродвигателем, 4 - датчик температуры, 5 - гибко-пластичные центраторы. 6 - кабель электропитания с функцией обратной связи, 7 - утяжелитель, 8 - кабель электропитания ПЭД ЭЦН, 9 - станция управления скважины с контроллером, обслуживающий датчики температуры.
Для реализации предложенного способа необходимо выполнить следующие процедеры:
1. До пуска глубинного насоса в действие в колонне НКТ без отложений по его осевой линии располагают равномерно по его длине с определенной дискретностью, например через каждые 50 м датчики температуры 4.
Расположение датчиков на осевой линии достигается с помощью гибко-пластичных центраторов 5, выполненных в виде крестиков с максимальным габаритом, чуть меньшим, чем внутренний диаметр НКТ.
2. Датчики расположены на электрическом кабеле 6, на который возложены две функции - кабель обеспечивает датчики электропитанием и одновременно служит линией обратной связи, то есть передает показания датчиков температуры на станцию управления скважиной 9.
3. Сразу после пуска насоса в эксплуатацию и наступления синхронизации работы системы «пласт-скважина-насос», например это будет видно по одновременной стабилизации дебита скважины и динамического уровня жидкости в МП, необходимо зафиксировать показания датчиков температуры и получить фоновую зависимость температуры газожидкостного состава от длины колонны НКТ от насоса до устья скважины. Пример такой зависимости приведен на фиг. 2, фрагмент А.
4. В последующем такие зависимости контроллер станции управления будет посылать на рабочие места персонала предприятия с необходимой частотой, например, ежедневно или еженедельно.
5. Появление асфальтосмолопарафиновых отложений внутри колонны НКТ в той или иной его зоне приведет к одновременному появлению двух физических эффектов:
- повышению скорости движения газожидкостного потока в трубах;
- теплоизоляции ГЖС в колонне труб, снижению теплопередачи за пределы труб и сохранению температуры потока на более высоком уровне.
Для демонстрации вышесказанного приведем три стандартные ситуации, когда через некоторое время в колонне лифтовых труб сформируются АСПО в той или иной зоне по ее длине.
Отложения образовались в нижней части колонны НКТ. Слой асфальтенов, смол и парафинов теплоизолирует стальную поверхность труб, теплопотери снизятся, поэтому на этом участке температура ГЖС вырастет в сравнении с фоновой зависимостью. Отклонение температуры в сторону роста приведено на фрагменте В фиг. 2. В верхних участках колонны труб отложения отсутствуют, поэтому далее кривая зависимости температуры от длины труб Т = f (L) пойдет параллельно фоновой зависимости.
Отложения образовались в средней части колонны НКТ (фрагмент С на фиг. 2). До этой зоны зависимость Т = f (L) будет совпадать с фоновой, в средней части колонны НКТ плавно отойдет от фоновой в сторону роста температуры и выше к устью будет идти параллельно фоновой.
Отложения образовались в верхней части колонны НКТ (фрагмент D на фиг. 2). До верхней части колонны НКТ зависимость Т = f (L) будет совпадать с фоновой, а выше плавно отойдет от фоновой в сторону роста температуры.
Во всех трех ситуациях скважинная продукция приходит на устье скважины с повышенной температурой, так же как описано в А.с. №643632 (прототип). Существенное отличие, по мнению авторов, предложенного способа от прототипа заключается в том, что по заявленной технологии диагностики отложений становится возможным определение местоположения отложений по длине насосно-компрессорных труб. А это в свою очередь способствует адресному применению способа удаления АСПО в скважине, сокращению рабочего времени и экономии материальных затрат предприятия.