книги / Тепловая депарафинизация скважин

Рис. 3.7. Номограмма для определения веса штанг в жидкости. Для штанг диамет­ ром, мм: 1 — 25, 2 — 22, 3 — 19.

Уменьшение нагрузки Д Р тах за счет противодавления столба жидкости в за­

трубном пространстве по номограмме рис. 3.9 составит 530 кг.

Увеличение нагрузки за счет устьевого давления Ру составляет по номограмме

рис. 3.10 — 360 кг.

Максимальная нагрузка без учета сил трения составит:

Глубина спуска насоса, м

Рис. 3.8. Номограммы для определения веса столба жидкости над плунжером: а,б —

соответственно для насосов диаметром 44 и 57 мм. Плотность нефтей, кг/м3: 1 — 960; 2 - 940; 3 - 920; 4 - 900; 5 - 880.

Вывод. Не позднее 3 . . . 4 суток на данной скважине необходимо провести очистку глубинно-насосного оборудования от АСПО, иначе произойдет зависание или заклинивание штанговой колонны.

Рис. 3.11. Гидравлический динамограф постоянного действия (ГДПК): 1 —мессдоза; 2 —рычаг; 3 — траверса подвески; 4 —механизм привода диаграммного бланка; 5 — геликс с рабочим пером.

Силоизмерительная часть состоит из корпуса с встроенной в него гид­ равлической мессдозой 1 и рычагом 2, и устанавливается при проведении исследований между траверсами канатной подвески 3.

Гидравлическая мессдоза (трансформатор давления) выполнена в ви­ де полости, заполненной смесью спирта и воды и перекрытой мембраной из тонкой листовой латуни. К нижней стороне мембраны прилегает пор­ шень, передающий усилия, возникающие при работе динамографа, и со­ здающий в полости мессдозы давление жидкости, пропорциональное при­ ложенному усилию. Полость мессдозы с помощью капиллярной трубки соединяется с манометрической геликоидальной пружиной (геликсом).

Самописец, прикрепленный винтами к мессдозе динамографа, пред­ ставляет собой корпус, внутри которого установлены механизм привода

—в течение первых 2 ... 4 качаний проверяют правильность размещения опорных роликов в канавках рычагов. В случае зашкаливания рабочего пера изменяют масштаб измерения;

—при проведении исследовательских работ, отработки технологии и кон­ троле качества проведения химических и тепловых методов обработки динамограф устанавливают за сутки до проведения запланированных операций по удалению АСПО;

—после проведения обработки дальнейший контроль за динамикой из­ менения нагрузок осуществляют в течение 2 ... 3 суток.

Пример изменения характера нагрузок работы скважины до обработ­ ки, в процессе проведения горячей промывки и после обработки приведен на диаграмме, представленной на рис. 3.13. Результаты обработки в целом положительные. Максимальные нагрузки снизились на 5000 Н, а минималь­ ные выросли на 5000 Н (расстояние между двумя концентричными кругами на диаграмме равняется 10000 Н).

Сектор Б отражает характер изменения максимальных и минималь­ ных нагрузок во время промывки работающей скважины горячей неф­ тью.

3.2.4.Прогнозирование АСПО методом опрессовки

Впроцессе эксплуатации скважины на внутренней поверхности НКТ происходит непрерывный рост парафиновых отложений, вследствие че­ го объем сводного пространства труб и находящейся там жидкости по­ стоянно уменьшается. Из-за изменения объема жидкости в полости НКТ время набора давления на устье скважины при работе штангового на­

опрессовки. Данный способ прогнозирования отложения АСПО обла­ дает тем достоинством, что основывается на инструментальных заме-

где t0 — время опрессовки чистых НКТ, мин; t — время опрессовки в ис­ следуемый период времени, мин.

&р = Р0 - Р,

где Р0 и Р —начальное и конечное давления опрессовки, МПа. Апробирование технологии прогнозирования образования АСПО мето­

дом опрессовки проводилось на скважинах 362, 375, 716 и 717 Киенгопской площади. В ходе исследований периодически, раз в 5-7 дней, упомяну­ тые скважины подвергались опрессовке до давления 4 МПа. В процессе опрессовки фиксировали время набора давления, снимали контрольные ди­ намограммы и замеряли динамические уровни. Результаты исследований представлены на рис. 3.14. Цифрами на рисунках показаны текущие даты операций по депарафинизации скважин от начала исследований.

Рис. 3.14. Влияние продолжительности эксплуатации скважин на время их опрес­ совки.

Пример. По результатам опрессовки скв. 717 определить толщину АСПО.

Расчет. По формуле (3.23), по результатам опрессовки скважины на 49 сутки

Остальные результаты расчета сведены в таблицу 3.6.

Таблица 3.6. Результаты расчета

Полученные данные свидетельствуют, что время опрессовки скважин после очистки НКТ от АСПО значительно превосходит время опрессовки запарафиненных скважин. После каждого раза очистки труб время опрес­ совки неизбежно возрастает. Все это указывает на то, что данным мето­ дом можно, с достаточной точностью, определять степень запарафинивания НТК и величину межочистного периода.

Предложенный метод позволяет оценить и качество проводимых го­ рячих промывок. Так, например, на скв. 717 промывка, проведенная на 27 день, эффективнее промывки, проведенной на 51 сутки, поскольку время опрессовки НКТ после ее осуществления меньше, чем время опрессовки НКТ после промывки на 27 день. На скв. 362 только первую горячую про­