Способ контроля техническогосостояния фильтра b колонне эксплуата-ционных труб

Союз Советскин

Социалистические

Республик

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (61) Дополнительное к авт. сеид-ву (22) Заявлено 26. 02. 79(21) 2729580/22-03 (51) M. К.н..

Е 21 В 43/08 с присоединением заявки М

Веударстеенный кемнтет

СССР (23) П риоритет

f нв делам нзебретеннй н открытнй

Опубликовано 30,05.81. Бюллетень М 20

Дата опубликования описания 02 .06, 81 (53) УДК 622. 245. .54(088.8) (72) Авторы изобретения

N. А. Гаджиев и М. N. Асланов

) Р

Азербайджанский политехнический институт им. Ч. Иидрьща (7l ) Заявитель (54) СПОСОБ КОНТРОЛЯ ТЕХНИЧЕСКОГО СОСТОЯНИЯ

ФИЛЬТРА В КОЛОННЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫХ ТРУБ

Изобретение относится к добыче нефти и газа, в частности к исследованию призабойной зоны при эксплуатации скважин.

Известно, что по мере эксплуатации нефтяных скважин, в результате неправильного выбора или нарушения режима отбора жидкости или частных ее остановок, на забре оседают твердые примеси (песок, глина, соли), выносимые из пласта газожидкостной смесью, которые постепенно закупоривают фильтр..

В результате нормальное функционирование фильтра. нарушается, что обычно ведет к уменьшению давления на устье скважины (1).

Недостаток заключается в том, что достоверность контроля мала, поскольку давление может уменьшаться и в ре зультате изменения технологического режима °

Наиболее близким техническим решением является способ контроля технического состояния фильтра в колонне эксплуатационных труб, включающий измерение дебита на устье скважи-. ны 12).

Недостаток известного способа заключается в том, что оценка закупоривания фильтра по информации дебита затрудняется тем, что он может уменьшаться и по многим другим причинам.

Например, дебит скважин на устье может уменьшаться в результате изменения технологического режима, номинальных параметров оборудования (диаметра штуцера, труб, насоса) и пр. Поэтому в нефтепромысловой практике, для выявления наличия закупоривания фильтра, не довольствуются информацией дебита и прибегают к непосредственной механической (инструментальной) проверке месторасположения фактического забоя скважин.

Для этого скважину. обычно останавливают на стальном троссе через насосно-компрессорные трубы, на забой опускают груз. Проведение этой работы

83 в процессе эксплуатации скважин и нередко даже при ее остановке сопряжена с техническими трудностями. Она достаточно трудоемка, требует значительной затраты времени и создает аварийную ситуацию в скважине. Кроме того, даже при благоприятном истечении обстоятельств, фактически обнаруживается наличие или отсутствие пробки ца забое, а не наличие или отсутствие закупоренных отверстий фильтра.

Цель изобретения — повышение достоверности оценки технического состояния фильтра в процессе эксплуатации скважин.

Указанная цель достигается тем, что в фиксированной точке эксплуатационных труб, в частности, на устье скважины, дополнительно измеряют температуру периодически, с определенными интервалами времени, и закупоривание фильтра оценивается по одновременному уменьшению температуры и дебита.

В процессе эксплуатации скважин между газожидкостными продуктами добычи, нагретыми до температуры пласта, н подъемными трубами происходит теплообмен. Газожидкостная смесь при своем движении от забоя к устью передает часть своего тепла трубам и охлаждается. При этом ясно, что тепловой поток, исходящий от продуктов добычи, имеет направление к трубам и через их поверхность передается в затрубное пространство.

Для этого случая коэффициент теплопередачи является сложной функцией от ряда параметров: длины и диаметра труб, давления на входе и выходе, удельного веса, компонентного состава и средней скорости потока сжимаемой жидкости. Коэффициент теплопередачи обычно определяют опытным путем, так как результаты расчета резко расходятся с данными, опыта.

В начале эксплуатации или после подземного ремонта зона фильтра открыта полностью и по всей толще эксплуатируемого горизонта имеет свободный доступ пластовой смеси и скважину.

Объем поступающей пластовой смеси и скорость ее подъема по стволу скважины максимальны. В этом случае абсо4336

4 лютное значение температуры для любой фиксированной точки в подъемной трубе максимально.

По мере эксплуатации скважины от5 верстия фильтра постепенно закупориваются или закрывается оседающими на забое твердыми примесями, выносимыми газожидкостной смесью из пласта. Этот фактор может привести к изменению тем10 пературы при эксплуатации.

В процессе эксплуатации скважин уменьшение температуры в заданной точке ствола однозначно характеризуется пробкообразованием или закупориванием отверстий фильтра. Следовательно, данные периодического измерения температуры в фиксированной точке ствола в процессе эксплуатации скважин содержат более достоверную информацию о пробко20 образовании в призабойной зоне или о закупоривании отверстий фильтра.

Имеет значение фиксирование точки измерения в скважине. Если засорение подъемных труб незначительное, то

25 представляется возможным измерять температуру на устье скважины. Это значительно упрощает требования к техни

1ческим средствам и процессу съема информации температуры. Если же подь- емные трубы засорены, то, в целях

30 достижения максимально возможной достоверности, целесообразно измерение температуры производить в точке несколько ниже предполагаемого участка засорения подъемных труб, ибо засорение подъемных труб проявляет себя обратным тепловым эффектом.

Контроль за работой скважин производится с момента их пуска после ремонта. Интенсивность закупоривания отверстий фильтра оценивается .по информации дебита 0 и температуры Т на устье с последующей корреляцией их между собой. При этом обнаруживается, что. в течении межремонтного пе45 риода работы скважин (20-25 сут) уменьшение на (50-607) сопровождается одновременным уменьшением температуры жидкости на устье, примерно с ,26 до 2! С.;

Данные контроля приведены в таблице.

834336

Временные интервалы замера, сут

Величины температуре г ад.

Изменение дебита

Периоды эксплуатации скважин

Техническое состояние призабойной эоны

Начало эксплуатации

Отверстия ФильтРа счищены тепловой обработкой

1 26,0

2 25,8

0,00

0,02

0,10

25,4

Проявление процесса закупоривания отверстий фильтра

Снижение дебита

23,8 0,27

15 22,4

20 21,5

0,45

Передремонт- Отверстия фильтра ный период загрязнены, доступ смеси B скважину затруднен

0,60

20,9

0,70

Составитель Е. Молчанова

Редактор Е. Кинув Техред С. Мигунова Корректор Л Иван

Заказ 4030 58 Тираж 627 Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета СССР по делам изобретений и открытий

113035 Москва, Ж-35 Ра ская наб., д. 4/5

Филиал ППП "Патент", r. Ужгород, ул. Проектная, 4

Применение предлагаемого способа . позволит получить по сравнению с существующими способами повьппение достоверности оценки пробкообразования на забое и засорения отверстий фильтра при эксплуатации скважин, возможность осуществления непрерывного или периодического контроля за интенсивностью засорения призабойной зоны с диспетчерского пункта одновременно по"всем скважинам мес-.орождения, отсутствие необходимости остановки скважины, возможность прогнозирования предельного межремонтного периода эксплуатаэз ции скважин и выработки рекомендаций по рациональному распределению бригад подземного ремонта скважин.

Формула изобретения

Способ контроля технического состояния фильтра в колонне зксплуатационных труб, включающий иэ ерение де" бита на устье скважины, о т л и ч аю шийся тем, что, с целью повышения достоверности определения технического состояния фильтра в процессе эксплуатации скважины, дополни- . тельно измеряют изменение температуры в фиксированной точке эксплуатационных труб, а о загрязнении приэабойной зоны и фильтра судят по одновременному уменьшению температуры и дебита.

Источники информации, принятые во внимание при экспертизе

1. Муравьев И.И. и др. Эксплуатация нефтяных месторождений. И., Гостоптехиздат, 1949, с. 742.2. Вопросы гидродинамики и термо-.

I динамики пласта. Труды ВНИИ, вып. 8, N., Гостоптехиздат, 1956, с. 406-411.