Асфальтосмолопарафиновые отложения в колонне лифтовых труб нефтедобывающих скважин диагностируются работниками нефтепромыслов по степени ухудшения работы глубинного насосного оборудования и по снижению дебита скважин при условном постоянстве остальных значимых факторов. Такие оценки дают только качественную картину образования отложений в насосно-компрессорных трубах и не позволяют определять массу или объем отложений. Последние параметры важны для определения объема органического растворителя, который необходимо доставить в колонну НКТ по одной из существующих технологий. В нефтедобывающих компаниях сложилась практика пассивной эксплуатации глубинного насосного оборудования скважин, когда в течение времени дебит по жидкости снижается из-за нарастания объема отложений в глубинном насосе и колонне лифтовых труб. При значительном падении дебита скважины или полном его исчезновении колонну НКТ и насос поднимают на поверхность, ревизируют, удаляют отложения пропаркой, а насос, как правило, заменяют на новый. Органические растворители могут полностью удалить отложения, накопленные в трубах, но стоят дорого, поэтому для экономичного применения таких реагентов необходимо знать с большой точностью объем отложений в колонне лифтовых труб.

В качестве реперной жидкости, то есть жидкости со стабильными свойствами, отличными от скважинной жидкости, можно использовать две категории жидкостей. Во-первых, это жидкость, доставленная в колонну лифтовых труб с поверхности земли по специальной – реагентной трубке, проложенной по межтрубному пространству от устья до насоса. В качестве реперной жидкости может выступать минерализованная вода, и тогда ее объем в колонне НКТ покажет объем АСПО. Разумнее в диагностических целях использовать органический растворитель, так он способен выполнить сразу две функции – показать количественно наличие отложений и спустя некоторое время удалить их определенную часть.

.....

Полную версию статьи можно скачать здесь.