Результат интеллектуальной деятельности: СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ И НЕФТЕПРОМЫСЛОВОГО ТРУБОПРОВОДА

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при обнаружениях солеотложений в обсадной колонне добывающей скважины и нефтепромысловом трубопроводе.

Известен способ контроля технического состояния скважины, заключающийся в закачивании «меченой» жидкости и измерении радиоактивности до и после ее закачивания. В скважину последовательно закачивают осадитель радиоактивных изотопов, например водный раствор едкого натрия, и «меченый» растворитель - 10%-ный водный раствор соляной кислоты, активированный радиоактивными изотопами, причем растворитель отделяют от осадителя и технической воды подушками из органической жидкости (Патент РФ №357538, опубл. 2000.01.20).

Способ требует остановки скважины и применения специальных технических средств. Способ сложен и позволяет определить нарушения обсадной колонны при их значительном размере.

Известен способ эксплуатации скважины, согласно которому ведут гамма-каротаж, проводят контрольный гамма-каротаж и сопоставление их друг с другом. В качестве радиоизотопа при гамма-каротажах используют радиоактивные элементы породы. При сопоставлении гамма-каротажей совмещают последующую и предыдущую кривые гамма-каротажа, строят кривую разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой, максимальную разницу между значениями гамма-единиц принимают за 100%, определяют динамику и % изменения гамма-единиц в зонах скважины. При определении нарушения обсадной колонны выше уровня жидкости в скважине нарушение определяют на сухом участке по началу изменения кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой гамма-каротажа, а источник поступления воды в заколонное пространство определяют по концу изменения той же кривой, при этом за показатель наличия нарушения выбирают разницу между значениями гамма-единиц 80-100% и отсутствие динамики и скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа. При определении нарушения обсадной колонны ниже уровня жидкости в скважине нарушение определяют по началу изменения кривой разницы между значениями гамма-единиц последующей и предыдущей кривой гамма-каротажа, при этом за показатель наличия нарушения выбирают разницу между значениями гамма-единиц 5-60%, отсутствие динамики и скачкообразное изменение показателя гамма-каротажа, интервал заколонных перетоков определяют совместно с термометрией по изменению температурных аномалий и выполаживанию термокривой. Выявленные нарушения ремонтируют (Патент РФ №2235193, опубл. 2004.08.27). Известный способ может быть принят за прототип.

Известный способ также требует остановки скважины и позволяет обнаружить нарушения сплошности обсадной колонны при их значительном размере и при весьма активном их проявлении.

В предложенном изобретении решается задача определения места солеотложений на ранней стадии при весьма неактивном их проявлении.

Задача решается тем, что в способе эксплуатации добывающей скважины и нефтепромыслового трубопровода ведут определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины или на выходе из групповой замерной установки, расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, сборном трубопроводе или в групповой замерной установке, расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении разных вод, определение скорости потока жидкости по трубопроводу, определение места отложения солей, вынесение заключения о работоспособности оборудования.

Признаками изобретения являются:

1) определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины или на выходе из групповой замерной установки;

2) расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, сборном трубопроводе или в групповой замерной установке;

3) расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении разных вод;

4) определение скорости потока жидкости по трубопроводу;

5) определение места отложения солей;

6) вынесение заключения о работоспособности оборудования.

Признаки 1-6 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения

При эксплуатации нефтяных месторождений на поздней стадии разработки одна из основных проблем, которая встает перед разработчиками, - рост отложения солей на оборудовании, который может привести к выходу из строя дорогостоящего оборудования. При большом фонде скважин, наземных трубопроводов в условиях экономической целесообразности встает вопрос раннего обнаружения солеотложений и принятия решения, нужно ли срочно заниматься ремонтом или можно подождать и ремонт провести после отработки межремонтного периода.

В предложенном способе решается задача раннего обнаружения солеотложений, т.е. на такой стадии, когда нарушение еще невозможно обнаружить прочими способами, такими как термометрия, расходометрия и т.п. Задача решается следующим образом.

При эксплуатации добывающей скважины и нефтепромыслового трубопровода ведут определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины или на выходе из групповой замерной установки. Количественно определяют сульфат бария в твердых взвешенных частицах, качественно - сульфид железа, карбонат кальция, гипс, оксид кремния и т.д. (при необходимости возможно количественное определение).

Проводят расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, сборном трубопроводе или в групповой замерной установке:

- содержание хлоридов, в пересчете на хлорид натрия, С_NaCl, г/дм³;

- содержание сульфат ионов (SO₄ ^2-), г/дм³;

- содержание ионов бария (Ва²⁺), С_Ba, г/дм³;

- содержание сульфата бария (BaSO₄) в твердых взвешенных частицах г/дм³;

1. Выполняют расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников (все параметры смешения обозначены - *)

где

1,1 - эмпирический коэффициент, учитывающий отложения сульфата бария на стенках глубинонасосного оборудования,

0,588 и 0,414 - коэффициенты пересчета сульфата бария на ионы бария и сульфата соответственно.

2. Проверяют соотношение:

если

иначе

3. Выполняют расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении разных вод.

По значениям С_NaCl и по графикам чертежа определяют время окончания реакции т_р.

Графические зависимости были получены в лабораторных условиях по изменениям оптических характеристик растворов, полученных при смешении сульфатной и баритовой вод при различной минерализации по хлориду натрия.

Для значений концентраций хлорида натрия в промежуточных значениях можно использовать стандартные формулы интерполирования.

Данные для расчета по групповой замерной установке сводят в таблицу 1.

Пояснения к таблице.

Суммарный дебит по воде определяют как сумму дебитов по воде всех скважин.

В долях (колонка 5) (n_i) определяют делением дебита по воде каждой скважины на суммарный дебит.

Концентрацию смешения по барию (С*Ва) определяют по формуле:

С*Ва=Σ(n_i×СВа_i)

Концентрацию смешения по сульфату (С*SO₄) определяют по формуле:

С*SO₄=Σ(n_i×CSO₄)

Концентрацию по сульфату бария определяют следующим образом:

если С*Ва/137≤С*SO₄/96, то С*BaSO₄=С*Ва×1,7

если С*Ва/137≥С*SO₄/96, то С*BaSO₄=С*SO₄×2,43

Минерализацию по хлориду (С Cl) определяют по формуле:

CNaCl=1,65Σ(n_i×CCl_i),

где 1,65 - коэффициент пересчета Cl в NaCl

Время окончания реакции (т_р) также определяют по графикам чертежа.

Выполняют определение скорости потока жидкости по трубопроводу.

Данные для расчета по скважинам:

- высота верхнего уровня перфорации, Н_к, м;

- глубина спуска насоса, Н_н, м;

- дебит скважины по жидкости, Q_ж м³/сут;

- диаметр эксплуатационной колонны, D_эк м.

Определяют время подъема жидкости по стволу скважины до насоса:

площадь сечение эксплуатационной колонны, м²

S_эк=(тт×D² _эк)/4

Скорость подъема, м/мин

u_п=Q_ж/(1440×S_эк)

Время подъема, мин

т_н=(1440×S_эк×(Н_к-Н_н))/Q_ж

где 1440 - коэффициент пересчета м³/сут в м³/мин

Данные для расчета по групповой замерной насосной установке:

- дебит скважин Q_ж, их обводненность;

- диаметр (внутренний) сборного коллектора групповой замерной установки, D_гзу, мм;

- площадь сечения, м²

S_гзу=(тт×D²)/4;

- скорость движения жидкости, м/мин

u_д=Q_ж/(1440×S_гзу).

5. Определяют места отложения солей

Ориентировочное место отложения солей определяют по формуле

Н=0,5 u_д×т_р

Н_к=u_д×т_р

т_р - предельное время, максимум отложений приходится на 0,5 т_р

6. Выносят заключение о работоспособности оборудования.

Количество сульфата бария выделившегося из м³ пластовой воды определяется по формуле:

где D_вод. - дебит скважины (дебит групповой замерной насосной установки) по воде определяется как (Q_ж×% воды)/100, м³/сут

С_нас. определяют по таблице 2.

• концентрации, полученные расчетным путем по произведению растворимости и ионной силе раствора хлорида натрия.

Пример конкретного выполнения

Эксплуатируют нефтепромысловый трубопровод.

Проводят определение качественного и количественного состава твердых взвешенных частиц и состава попутно добываемой воды на устье скважины или на выходе из групповой замерной установки (таблица 3).

Таблица 3 № скважины Дебит, м3/сут % воды Дебит по воде, м3/сут В долях Результаты анализа Хлориды, г/л Кальций, г/л Сульфаты, г/л Барий, г/л 5691 16 75 12 0,2 67,3 10,3 0,254 - 5693 19 85 16,15 0,26 77,6 10,9 0,151 - 11304 7,5 20 1,5 0,02         14782 40 73 29,6 0,49 40 4,05 - 0,29 21431 10 16 1,6 0,03         Дебит по воде: 60,85 (Dвод.) По жидкости: 92,5 (Qж)   Концентрация смешения по барию 0,142 г/л (кг/м3) Концентрация смешения по сульфату 0,09 Концентрация по сульфату бария 0,219 Минерализация по хлориду (NaCl) 44,57 (73,54)

Проводят расчет концентрации смешения солей, содержащихся в водах, поступающих в скважину из различных источников, сборном трубопроводе или в групповой замерной установке.

Выполняют расчет окончания реакции образования твердых солей в месте замера, образующихся при смешении разных вод.

Определяют по графикам чертежа 1 т_р, примерно 20 мин.

Выполняют определение скорости потока жидкости по трубопроводу.

D_гзу=219 мм, δ=8 мм

S_гзу=(3,14×(0,219-0,016)²)/4=0,032 м²

u_д=Q_ж/(1440×S_гзу)

u_д=92,5/1440×0,032=2,007 м\мин

Определяют места отложения солей

Н=0,5 u_д×т_р

Н_к=0,5×2,007×20=20 м

Н_к=u_д×т_р

Н_к=2,007×20=40 м

Выносят заключение о работоспособности оборудования.

В интервале 20-40 м от групповой замерной установки образуется отложение сульфата бария со средней скоростью:

m=(0,219-0,06)×60,85=9,675 кг/сут

из них на стенке закрепляется 0,967 кг (0,1 m), остальное выносится на товарный парк.

Время сужения проходного сечения трубопровода в 2 раза можно оценочно рассчитать по формулам:

S^* _эк=(тт×D² _эк)/4-(тт×(0,5D_эк)²)/4=0,024 м²

т_0,5=2233 сут (около 6 лет)

где плотность сульфата бария.

Таким образом определяют места солеотложений на ранней стадии при весьма неактивном их проявлении, что известными способами не определяется.

Применение предложенного способа позволит решить задачу определения места солеотложений на ранней стадии при весьма неактивном их проявлении.