Способ диагностики отложений асфальтосмолопарафиновых веществ в скважине при добыче нефти Советский патент 1992 года по МПК E21B37/00 G01B5/28 

Изобретение относится к нефтегазодот бывающей промышленности.

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

На фиг. 1 представлена схема для реализации способа диагностики отложений асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в скважине; на фиг. 2 - статичёск&я и динамическая тензограммы,натяжений гибкого тягового органа по длине колонны НКТ.

Устройство для реализации способа диагностики отложений АСПВ в скважине содержит в качестве калиброванного

инструмента обычный известный скребок с режущими кромками, которые при ходе вниз складываются, а при ходе вверх раскрываются. Скребок 1 с тяжелым грузом 2 закреплен на гибком тяговом органе - скребковом проводе 3. Скребок 1 на сребко- вом проводе 3 перемещают в скважине при помощи электропривода 4. В качестве сило- измерительного устройства 5 используется устройство, включающее опорную раму 6, направляющие ролики 7, те изометрическую месдозу 8 с нажимным роликом 9. Месдоза 8 подключена к усилителю 10 и регистрирующему прибору 11., например самопищуще- му милливольтметру Н-3012 (фиг. 1). Силоизмерительное устройство 5 установлено на скребковом проводе 3 в зоне вхождения его на ведомый барабан электропривода 4, при этом скребковый

SI

ч о

00

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 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 заключается в том, что перемещают калиброванный инструмент на гибком тяговом органе внутри колонны насосно-компрес- сорных труб (НКТ) с последующим определением интенсивности отложений. Одновременно с перемещением калиброванного инструмента от забоя к устью скважины измеряют величины статического и динамического натяжений гибкого тягового органа. Определение интенсивности отло- жений производят по различию величин динамического и статического натяжения гибкого тягового органа на всем интервале отложений по длине колонны НКТ.

Прим е р. Характеристика скважины: Способ эксплуатацииФонтанныйИнтервал перфорации, м1848-1889 Дебит, т/с 71 Диаметр муфтовых труб мм 73(2,5) Пластовое давление, атм . 186 Буферное дав- ление, атм 18 Максимальный

диаметр калибро-V

ванного инструмента мм 45 . Минимальный диаметр калиброванного инструмента, мм 33 Глубина спуска калиброванного инстру-

мента, м1040-1050

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- грузки, равный суммарному весу груза 2 (Рг), скребка 1 (Рс) и скребкового (Рпр) провода 3 : РА Рг + Рс + Рпр (фиг. 2, точка А). Далее при работающей скважине включают электропривод 4, который с помощью скребково- 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 (Рг)

скребка 1 (Рс), провода 3 (Рпр) и силы трения (Ртр) скребка 1 с НКТ 13: РБ Рг + Рс + Рпр + Ртр, что соответствует точке Б на фиг. 2. Величину натяжения регистрируют на диаг раммной 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 - Рср. Тогда гибкий тяговый орган испытывает нагрузку, равную

Р Рг + Рс + Рпр + Ртр + РСР.

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

Рв Рг + Рс (фиг. 2, точка В).

Полученные регистратором 11 тензог- раммы 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 II, записанная самописцем, является уровнем динамической нагрузки II. На участке НКТ, соответствующем участку тензограммы Ба, отложений АСПВ нет. Участок аб на тензрг- рамме П характеризует зону отложения АСПВ по НКТ. Этот участок характеризуется ростом нагрузки вследствие проявления силы срезания отложений АСПВ - 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 сребковогр провода, который, устанавливают расчетным путем, либо предварительно взвешивают.

и-тРО

Для корреляции получаемых по тензог- раммам 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

регистрация усилий резания при подъеме скребка, После этого цикл исследований повторяется с шаблоном другого диаметра. Тарировку необходимо проводить для каждой скважины или группы скважин с близкими геологопромысловыми характеристиками.

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

Фор м у л а и зоб р е т е н и я Способ диагностики отложений асфадь- тосмолопарафиновых веществ в скважине при добыче нефти, включающий применение калиброванного инструмента на гибком тяговом органе внутри .колонны насосно- компрессорных труб с последующим определением интенсивности отложений, о тл и- чающийся тем, что, с целью обеспения возможности 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 различаю величин динамического и статического натяжений гибкого тягового органа на всем интервале отложений по длине колонны на- сосно-компрессорных труб.

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

. 1