EA007085B1 - Способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления - Google Patents
Способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- EA007085B1 EA007085B1 EA200101009A EA200101009A EA007085B1 EA 007085 B1 EA007085 B1 EA 007085B1 EA 200101009 A EA200101009 A EA 200101009A EA 200101009 A EA200101009 A EA 200101009A EA 007085 B1 EA007085 B1 EA 007085B1
- Authority
- EA
- Eurasian Patent Office
- Prior art keywords
- heating
- cable
- temperature
- well
- heating cable
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 20
- 238000009434 installation Methods 0.000 title claims description 31
- 238000004018 waxing Methods 0.000 title abstract 2
- 239000003129 oil well Substances 0.000 title description 2
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 148
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 36
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 16
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims abstract description 15
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims abstract description 15
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 claims abstract description 6
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 claims description 9
- 239000010959 steel Substances 0.000 claims description 9
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical group [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 6
- 239000000463 material Substances 0.000 claims description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 5
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 claims description 3
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 abstract description 2
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 17
- 235000019198 oils Nutrition 0.000 description 16
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 8
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 description 6
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 5
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 5
- 229920002313 fluoropolymer Polymers 0.000 description 5
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 3
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 3
- 239000007858 starting material Substances 0.000 description 3
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 2
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 2
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- -1 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 2
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 238000004873 anchoring Methods 0.000 description 1
- 239000010426 asphalt Substances 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 1
- 235000019476 oil-water mixture Nutrition 0.000 description 1
- 238000013021 overheating Methods 0.000 description 1
- 239000003208 petroleum Substances 0.000 description 1
- 229920000139 polyethylene terephthalate Polymers 0.000 description 1
- 239000005020 polyethylene terephthalate Substances 0.000 description 1
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 239000002689 soil Substances 0.000 description 1
- 239000007787 solid Substances 0.000 description 1
- 239000000758 substrate Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000012549 training Methods 0.000 description 1
- 238000013519 translation Methods 0.000 description 1
- 239000001993 wax Substances 0.000 description 1
- 230000003313 weakening effect Effects 0.000 description 1
- 238000003466 welding Methods 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Electric Connection Of Electric Components To Printed Circuits (AREA)
- Production Of Liquid Hydrocarbon Mixture For Refining Petroleum (AREA)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
Abstract
Сущность изобретения заключается в том, что способ депарафинизации нефтегазовых скважин предусматривает проведение подготовительной операции, введение в зону возможного парафинообразования нагревательного кабеля (5), его нагрев с регулированием теплового режима. В процессе проведения подготовительной операции определяют возможную глубину парафинообразования, длину нагревательного кабеля (5) и его мощность в зависимости от дебита скважины, давления в скважине, температуры плавления изоляционного материала нагревательного кабеля (5) и температуры в зоне расположения нижнего конца опущенного в скважину нагревательного кабеля (5), а расход энергии, затрачиваемой на нагрев, регулируют временем работы нагревательного кабеля (5) и его температурой, которую регулируют и поддерживают по всей длине рабочей части нагревательного кабеля (5) на 5-50°С выше температуры плавления парафина, при этом температуру выходящего из скважины потока продукта поддерживают в зависимости от температуры окружающей среды и по меньшей мере на 5°С выше максимальной температуры выходящего потока продукта при отсутствии нагревательного кабеля (5). Нагревательный кабель (5) содержит по меньшей мере два нагревательных элемента (1 6), изолированных друг от друга, расположенных в изоляционной оболочке (17) и подключенных одними своими концами к источнику питания, при этом другие концы нагревательных элементов (16) соединены между собой и изолированы, а отношение электрических сопротивлений нагревательных элементов (16) выбрано в пределах от 1,0 до 10,0.
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для оборудования нефтегазодобывающих скважин, а более точно касается способа депарафинизации нефтегазовых скважин и установки для его осуществления.
Предшествующий уровень техники
Известен способ для регулирования теплового режима скважин (КП, А, 2114982), включающий распределение подводимого тепла вдоль скважины непрерывно или циклично, таким образом, что в каждом поперечном сечении скважины поддерживают количество теплоты, восполняют его расход на прогрев нефтяной колонны труб и окружающих пород и регулируют значение скорости прохождения жидкости или газа.
Из-за отсутствия оперативных средств расчета совокупности параметров, определенных формулой изобретения, невозможно регулировать режим нагрева скважины.
Известно устройство для нагрева скважины (РСТ/Ки 91/00073), содержащее введенный в скважину кабель, состоящий из размещенных в общей изолирующей оболочке медной жилы с изоляцией и двухслойной стальной брони, при замыкании которых в нижней части осуществляется электрический нагрев скважинного пространства.
В известном устройстве также отсутствует система регулирования нагрева кабеля.
Известно устройство для поддержания теплового режима скважины на уровне предупреждения в ней парафиногидратообразования, содержащее подключенный к трехфазному источнику питания геофизический кабель с сердечником из семи многопроволочных токопроводящих жил, подушку под броню в виде обмотки из полиэтилентерефталатной ленты, броню из стальных круглых проволок (А.Г.Малышев и др. Применение греющих кабелей для предупреждения парафиногидратообразования в нефтяных скважинах, журнал Нефтяное хозяйство, 1990, № 6, стр. 58-60).
Известное устройство характеризуется низким уровнем выделяемой электрической мощности, недостаточной для предупреждения образования отложений парафина, особенно в случаях высокого содержания парафиновых фракций в нефти (более 10%).
Известно устройство для нагрева скважин и способ поддержания ее теплового режима (КП, А, 2029069), содержащее нагреватель в виде металлического цилиндра и электропроводящей шины, связанных между собой. Параметры нагревателя всех сечений и площадей нагревателя и нагреваемого объекта взаимосвязаны. Регулирование теплового режима осуществляют сравнением температур нагреваемой в скважине жидкости и плавления парафина. Устанавливают значение рабочего тока, необходимого для предотвращения осаждения парафина на стенках скважины.
Так как поперечное сечение нагревательного элемента имеет различную площадь, то это приводит к местному недогреву и перегреву некоторых зон скважины, что чревато для безопасности работ на скважине. Кроме того, предусмотренные критерии 15 режимов включения и выключения нагрева не обеспечивают получение необходимого эффекта.
Краткое описание изобретения
В основу настоящего изобретения положена задача разработки способа депарафинизации нефтегазовых скважин и установки для его осуществления, обеспечивающих за счет создания в зоне парафинообразования температуры, превышающей температуру плавления парафина, повышение дебита скважины.
Поставленная задача решается тем, что в способе депарафинизации нефтегазовых скважин, предусматривающем проведение подготовительной операции, введение в зону возможного парафинообразования нагревательного кабеля, его нагрев с регулированием теплового режима, согласно изобретению регулируют и поддерживают по всей длине рабочей части нагревательного кабеля но на 5-50°С выше температуры плавления парафина, при этом температуру выходящего из скважины потока продукта поддерживают в зависимости от температуры окружающей среды и по меньшей мере на 5°С выше максимальной температуры выходящего потока продукта при отсутствии нагревательного кабеля.
Изучение в процессе подготовительной операции особенностей нефтегазовой скважины дает возможность заранее определить глубинные пределы парафинообразования в скважине, а, следовательно, задать длину нагревательного кабеля, температуру в зоне расположения нижнего конца кабеля, дебит скважины и температурные параметры до введения в скважину нагревательного кабеля. Мощность нагрева кабеля выбирают таким образом, чтобы обеспечить нагрев всей добываемой нефти и попутной воды и газов до температуры, выше температуры плавления парафина на 5-50°С, при этом кабель нагревают до такой степени, чтобы не допустить расплавления изоляционного материала с учетом скважинной температуры в зоне расположения нижнего конца кабеля. Регулируя расход энергии временем и температурой нагрева, обеспечивают рациональный режим нагрева кабеля на 5-50°С выше температуры плавления парафина и экономии электроэнергии. Поддержание температуры выходящего потока продукта по меньшей мере на 5°С выше максимальной температуры выходящего потока продукта скважины при отсутствии нагревательного кабеля обеспечивает непрерывный контроль за нормальной работой скважины. Таким образом, при реализации предлагаемого способа практически полностью обеспечивается ежедневно 100%-ная очистка насосно-компрессорных труб от парафина.
- 1 007085
Для обеспечения надежности эффективной работы скважины с нагревательным кабелем целесообразно дополнительно осуществлять контроль дебита и температуры выходящего потока продукта из скважины.
Мощность нагревательного кабеля выбирают в зависимости от дебита скважины в пределах 10+10п, где п - максимальный дебит скважины при работе с нагревательным кабелем. Выбор мощности по предлагаемой эмпирической формуле обеспечивает качественное выполнение основных технологических операций способа.
Расход энергии, затрачиваемой на нагрев нагревательного кабеля, регулируют путем выбора временного и температурного диапазонов нагрева и паузы, благодаря чему обеспечивается стабильный режим работы в скважине в течение длительного времени.
Для эрлифтного метода добычи нефти температуру выходящего из скважины потока продукта поддерживают на 5-15°С, а для фонтанирующих скважин и скважин с добычей нефти с помощью электроцентробежных насосов по меньшей мере на 15°С выше максимальной температуры выходящего потока продукта при отсутствии нагревательного кабеля. Благодаря этому обеспечивается непрерывный контроль за эффективной работой скважины.
Температуру нагревательного кабеля целесообразно регулировать путем чередования его нагрева до максимально заданной температуры и охлаждения в пределах 30°С от этой температуры. Такой режим стабилизирует равномерность процесса прогрева скважины и создает постоянство условий для исключения выпадения парафина в осадок.
Поставленная задача решается также тем, что в установке для депарафинизации нефтегазовых скважин, содержащей спускаемый в зону возможного парафинообразования нагревательный кабель и соединенную с ним систему управления его нагрева, согласно изобретению, нагревательный кабель содержит по меньшей мере два нагревательных элемента, изолированных друг от друга, расположенных в изоляционной оболочке и подключенных одними своими концами к источнику питания, при этом другие концы нагревательных элементов соединены между собой и изолированы, а отношение электрических сопротивлений нагревательных элементов выбрано в пределах от 1,0 до 10,0, при этом установка дополнительно содержит по меньшей мере один датчик температуры, установленный на нагревательном кабеле, а система управления нагревом выполнена с возможностью ступенчатого регулирования температуры нагревательного кабеля с чередованием его нагрева до максимально заданной температуры и его охлаждения в пределах 30°С от этой температуры.
Использование в нагревательном кабеле различного количества нагревательных элементов и выбор соотношений их электрических сопротивлений позволяет регламентировать мощность кабеля, а, следовательно, и количество тепла, передаваемое нагревательным кабелем жидкому или твердому субстрату для исключения возможности образования парафиновых пробок. Таким образом, предлагаемая установка обеспечивает получение сверхдобычи нефти или газа.
По меньшей мере один нагревательный элемент может быть выполнен многожильным, при этом кабель становится более гибким и позволяет варьировать мощностью и температурой.
Нагревательные элементы могут быть выполнены из одного и того же материала или из разных материалов, имеющих близкие по значению коэффициенты теплового расширения, что обеспечивает надежность соединения их нижних концов.
Для обеспечения повышения разрывного усилия с целью исключения обрыва кабеля под собственным весом нагревательный кабель дополнительно содержит изолированный и электрически нейтральный трос из стальных жил, при этом нагревательные элементы выполняют из медных и/или стальных жил.
Для простоты изготовления нагревательного кабеля нагревательные элементы могут быть расположены друг относительно друга либо симметрично, либо коаксиально.
Общее электрическое сопротивление нагревательных элементов составляет менее 15 Ом, благодаря чему обеспечивается безопасность работы.
При наличии двух датчиков температуры один из них размещают в месте соединения нагревательных элементов, что дает возможность иметь информацию о температуре кабеля в самой критической зоне его работы, позволяет задавать кабелю оптимальную температуру, обеспечивая надежность и долговечность его работы.
Для надежного спуска и подъема, а также для размещения и удержания кабеля в процессе работы установки она содержит натяжной ролик, размещенный на крепежном приспособлении, установленном на расстоянии от устья скважины, направляющий ролик и сальниковое уплотнение, размещенные на устьевом оборудовании, через которые пропускают нагревательный кабель при введении его в скважину.
С целью обеспечения контроля за эффективной работой скважины установка содержит расходомер для контроля дебита скважины.
Система управления нагревом нагревательного кабеля содержит микроЭВМ с программным управлением режимом нагрева при ручном выборе временного и температурного диапазона нагрева и паузы и реле перевода в автоматический режим нагрева в диапазоне установленного временного интервала. Такое выполнение системы обеспечивает оптимальный режим установки по добыче нефти.
- 2 007085
Краткий перечень чертежей
Для лучшего понимания предлагаемое изобретение поясняется в дальнейшем конкретными примерами его выполнения и прилагаемыми чертежами, где фиг. 1 изображает общую схему размещения установки депарафинизации нефтегазовых скважин; фиг. 2 - схему крепления зажимом нагревательного кабеля на тормозном валике;
фиг. 3 - сечения нагревательного кабеля;
фиг. 4 - узел с направляющим роликом и конструктивные решения его крепления на фонтанной арматуре;
фиг. 5 - узел с натяжным роликом и вариант его крепления;
фиг. 6 - электрическую схему системы управления нагревом кафеля.
Лучший вариант осуществления изобретения
Способ предусматривает проведение подготовительной операции, в которую входит изучение технологической и геологической документации, относящейся к нефтегазовой скважине, на которой предполагается применение электрокабельного способа депарафинизации скважин. К необходимым данным для выбора и обоснования параметров установки необходимо знать: средний суточный дебит жидкости, поступающей из скважины, процентное содержание парафина, интервал образования парафиновых пробок в скважине, температурный режим скважины в интервале парафинообразования, среднедневную температуру на выходе продукта из скважины, диаметр нефтекомпрессорных труб. Эти параметры позволяют определить длину нагревательного кабеля в пределах до 2000 м, перспективный дебит скважины при работе с нагревательным кабелем и в зависимости от этого выбрать мощность нагревательного кабеля. Мощность нагревательного кабеля выбирают по эмпирической формуле 10-10п, где η - максимальный дебит скважины при работе с нагревательным кабелем, который составляет десятки тонн. Мощность нагревательного кабеля должна быть достаточной для нагрева всей добываемой нефти и попутной воды и газов до температуры, превышающей температуру плавления парафина на 5-50°С, но при этом кабель должен быть нагрет до такой степени, чтобы не допустить расплавления изоляционного материала кабеля с учетом температуры окружающей среды в скважине в нижней части зоны парафинообразования и зоны парафиноотложения, которая может составлять до 1200 м. Эти параметры позволяют выбрать оптимальный режим работы скважины. Так, например, температура плавления парафина близка к 60°С, температура плавления изоляционной оболочки нагревательного кабеля, например, из фторопласта составляет 110-120°С, а температура нефтяной смеси с водой на глубине 1200 м от устья скважины (при длине кабеля - 1200 м) равна 60°С. При выборе температуры нагрева кабеля необходимо исходить из следующих предпосылок: исходная температура нижнего конца кабеля на глубине 1200 м (наихудшие условия работы кабеля) составляет 60°С, а температура плавления фторопласта равна 110°С. Чтобы не работать при предельной температуре, выбирают температуру кабеля на 10°С ниже предельного, то есть 100°С. Следовательно, необходимо дополнительно повысить температуру кабеля на 40°С. Верхний конец кабеля на уровне поверхности окопа устья скважины имеет температуру, равную температуре почвы, например 30°С, поэтому максимальная температура, которую должен иметь кабель при его нагреве, будет равна 40°С+30°С=70°С.
Поддерживать постоянно одну и ту же температуру кабеля при включенном источнике питания затруднительно, поэтому его температуру регулируют путем чередования нагрева до максимально заданной температуры (70°С) и охлаждения в пределах 30°С от этой температуры, например на 10°С, то есть до установления температуры кабеля, равной 60°С.
В зависимости от мощности установки и дебита скважины установка может работать непрерывно, например, 4, 8, 12, 16, 20 и более часов, после чего она отключается, и опять включается на заданный суточный режим работы. Режим подбирают путем ежедневного замера дебита скважины (до максимальной величины) и температуры выходящего потока продукта.
При эрлифтном способе добычи нефти температура внутри насосно-компрессорной трубы на глубине 1000-1200 м будет ниже 60°С, например 50°С, в этом случае температуру кабеля необходимо повысить на 50°С. Таким образом, нагрев кабеля до 100°С дает возможность плавить парафин и любые слитки асфальтобитумных образований.
Расход энергии, затрачиваемой на нагрев кабеля, регулируют временем нагрева кабеля и его температурой, которую поддерживают по всей длине рабочей части кабеля на 5-50°С. Температуру выходящего потока продукта из скважины поддерживают в зависимости от температуры окружающей среды и по меньшей мере на 5°С выше максимальной температуры выходящего потока продукта при отсутствии нагревательного кабеля. Особенностью способа при эрлифтном методе добычи нефти является контроль за температурой выходящего из скважины потока продукта, которую поддерживают на 5-15°С выше максимальной температуры выходящего потока продукта при отсутствии нагревательного кабеля. Эта температура ниже той, которую поддерживают на фонтанирующих скважинах и скважинах с добычей нефти с помощью электроцентробежных насосов. Для таких скважин она выше указанной температуры по меньшей мере на 15°С. Таким образом, предлагаемый способ практически полностью обеспечивает ежедневно 100%-ную очистку от парафина нефтекомпрессорных труб.
- 3 007085
Для реализации заявляемого способа депарафинизации нефтегазовых скважин предлагается установка.
На бетонной площадке располагается устьевое оборудование 1 (фиг. 1), к верхнему, горизонтально расположенному фланцу 2 которого крепится узел 3 с направляющим роликом 4 (фиг. 4), через который в скважину опускается нагревательный кабель 5. Предварительно кабель 5 проходит через натяжной ролик 6, размещенный на крепежном приспособлении 7, которое вмуровано в бетонном фундаменте (фиг. 5), и сальниковое уплотнение 8. На крепежном приспособлении 7 установлен тормозной валик 9, к которому с помощью зажимов 10 (фиг. 2) жестко крепится один конец нагревательного кабеля 5, другой конец которого подсоединен к соединительной электрической коробке 11 взрывобезопасного исполнения. С другой стороны к соединительной электрической коробке 11 подведен и закреплен силовой кабель 12, причем второй конец силового кабеля 12 введен в систему управления нагревом кабеля 5, выполненную в виде автоматизированного регулятора 13 нагрева, установленного и закрепленного на опоре 14, к которой подведена силовая линия 15 напряжением 380 В от подстанции (на фиг. 1 не показана). Вся система при этом заземлена.
Нагревательный кабель 5 (фиг. 3) содержит по меньшей мере два нагревательных элемента 16, которые заключены в изоляционную оболочку 17 и изолированы друг от друга. Количество нагревательных элементов может быть различным и зависит от мощности нагревательного кабеля 5, при этом нагревательные элементы 16 могут быть расположены друг относительно друга произвольным образом, как показано, например, на фиг. 3в, или симметрично (фиг. 3б и 3г), или коаксиально (фиг. 3д). Нижние концы нагревательных элементов 16 соединены между собой и изолированы, а отношение электрических сопротивлений нагревательных элементов 16 выбрано в пределах от 1,0 до 10,0, причем общее электрическое сопротивление нагревательных элементов 16 составляет менее 15 Ом. Нагревательные элементы могут быть выполнены из одного и того же материала, например, из меди или стали, или из разных материалов, имеющих близкие по значению коэффициенты теплового расширения.
По меньшей мере один из нагревательных элементов 16 может быть выполнен многожильным, как показано на фиг. 3б. Кроме того, нагревательный кабель 5 может содержать изолированный и электрически нейтральный трос 18 из стальных жил с изоляцией, обеспечивающий исключение обрыва кабеля 5 под собственным весом. В качестве одного из нагревательных элементов 16 (фиг. 3е) могут быть использованы спущенные в скважину нефтекомпрессорные трубы. Однако при этом могут возникнуть проблемы с их изоляцией.
Узел 3 с направляющим роликом 4 жестко закреплен на устьевом оборудовании 1 таким образом, что условная касательная, проходящая в полукруглой выемке направляющего ролика 4 на расстоянии, равном радиусу нагревательного кабеля 5 от самой глубокой части выемки, практически совпадает с осью скважины, а натяжной ролик 6 для кабеля 5 установлен на расстоянии Ь от устья скважины, которое выбрано в пределах 1-10 м так, что продольные щеки направляющего и натяжного роликов 4 и 6 располагаются в одной плоскости, причем нагревательный кабель 5 электрически соединен с автоматизированным регулятором 13 нагрева через силовой кабель.
На фиг. 6 показана принципиальная схема автоматизированного регулятора 13 нагрева кабеля 5, который содержит автомат 18 с тепловой защитой от короткого замыкания; магнитный пускатель 19, диодный мост 20, амперметр 21, вольтметр 22, предохранитель 23 цепи трансформатора 24; выключатель 25 местного освещения; кнопки 26 пуск-стоп; блок контактов 27; контакты 28 реле 29 переключения автомат - ручной; катушка магнитного пускателя 30; контакты 31 теплового реле 32; тумблер 33 переключения автомат-ручной; предохранитель 34 регулятора 35 временного и температурного режима; термосопротивление 36 температурного датчика 37; шунт 38; лампы 39 освещения.
На конце кабеля 5 нагревательные элементы 16, состоящие из меди, заключенные во фторопластовые оболочки, должны быть жестко соединены друг с другом на нижнем рабочем конце кабеля. В случае изготовления кабеля из меди в центре кабеля размещают трос 18 из стальных проволок, изолированный фторопластовой изоляцией для того, чтобы кабель не порвался от собственного веса. Для изоляции жестко соединенных нагревательных элементов 16 центральный стальной трос 18 во фторопластовой оболочке укорачивают внутри кабеля 5 приблизительно на 8-10 см, а концы нагревательных элементов 16 очищают от оболочки, зачищают и соединяют, например, газовой сваркой, после чего концы скручивают, чтобы придать им минимальный поперечный размер, и герметично изолируют.
Предлагаемая установка депарафинизации нефтегазовых скважин работает следующим образом.
Скважина, на которой предусматривается использование установки, предотвращающей образование парафиновых пробок в нефтекомпрессорных трубах, проходит соответствующую подготовку. Узел 3 с направляющим роликом 4 диаметром 500-600 мм жестко крепится на устьевом верхнем фланце.
На расстоянии 5-10 м от бетонной площадки устья скважины устанавливают анкерное приспособление 7, на котором размещают натяжной ролик 6 диаметром 500-600 мм таким образом, чтобы боковые щеки натяжного ролика 6 и направляющего ролика 4 были бы расположены в одной плоскости. Анкерное приспособление 7 с натяжным роликом 6 имеет тормозной валик 9. Кроме того, на безопасном расстоянии от устьевого оборудования 1 устанавливается автоматизированный регулятор 13 нагрева (полное наименование: автоматизированный регулируемый источник электропитания) на опоре 14, к которо
- 4 007085 му подводится и электрически подсоединяется силовая линия 15 напряжением 380 В, а от регулятора 13 к крепежному приспособлению 7 прокладывается силовой кабель 12, концы которого подключены с одной стороны к регулятору 13, а с другой стороны - к соединительной коробке 11.
Для спуска кабеля 5 в скважину отключают подачу газа в пространство между насоснокомпрессорными трубами, если в скважине установлен электроцентробежный насос, то его отключают, промывают скважину паром или горячей водой на глубину спуска кабеля 5, проверяют чистоту скважины зондированием (спуск груза).
Перематывают кабель 5 с заводского барабана на барабан лебедки каротажной установки, последнюю размещают на одной прямой с направляющим роликом 4, натяжным роликом 6 и начинают разматывать кабель 5.
Перед спуском кабеля 5 в скважину на верхний фланец 2 устьевого оборудования 1 устанавливают сальниковое уплотнение 8, ослабляя его таким образом, чтобы нагревательный кабель 5 свободно проходил через него.
Сначала пропускают свободный конец нагревательного кабеля 5 под натяжной ролик 6, через направляющий ролик 4 и сальниковое уплотнение 8, вручную проталкивают кабель 5 в скважину на глубину 15-20 м. Затем кабель 5 начинает опускаться в скважину под собственным весом, а потом метров через 100 спуск кабеля 5 осуществляют с притормаживанием лебедки. После спуска кабеля на всю его длину устанавливают зажимы 10 над сальниковым уплотнением 8 и после того, как кабель повис на зажимах 10 над сальниковым уплотнением 8, кабель 5 дополнительно крепят к тормозному валику 9, например, зажимами 10 (хомутами, стяжками, петлями) и затем затягивают сальниковое уплотнение 8. Освободив второй конец кабеля 5 от лебедки каротажной станции, подключают его электрически к силовому кабелю 12 через соединительную коробку 11.
Подготовка к работе автоматизированного регулятора 13 режима нагрева кабеля 5 в ручном режиме осуществляется в следующей последовательности: включают вводной автомат 18, а затем там же тумблер ручного управления и кнопку 26 П.
Подготовка установки к работе в автоматизированном режиме осуществляется в следующей последовательности: отключают тумблер ручного управления и включают тумблер 33 автоматизированного управления.
После подготовки работы регулятора 13 в ручном или автоматизированном режиме на электронном регуляторе 37 устанавливают выбранный режим нагрева кабеля 5 и временной режим цикличной работы (интервал времени работы и временная пауза между выключением и новым включением). Причем регулируют режим нагрева кабеля 5 таким образом, чтобы температура по всей его длине в скважине по меньшей мере 3-4 ч в сутки была бы на 5-50°С выше температуры плавления парафина, при этом температура выходящего потока продукта из скважины была не менее, чем на 5°С выше минимальной температуры выходящего потока продукта при отсутствии нагревательного кабеля 5 и контролируют режим работы скважины по дебиту с помощью расходомера и по температуре вышедшего из скважины продукта.
Один из датчиков температуры устанавливают на нижнем конце нагревательного кабеля 5.
Регулятор 13 (фиг. 6) обеспечивает управление временными и температурными параметрами работы кабеля 5 в скважине как в ручном, так и автоматизированном режимах.
Ручное управление режимом работы кабеля осуществляется по схеме, которая принципиально не отличается от широко известных и содержит: пульт управления, который включает магнитный пускатель 30 с контактами 19 и тепловым реле 32; диодный мост 20; приборы 21 и 22 для индикации режима работы нагревательного кабеля.
Дополнительно в описанную схему внесено реле 29 перевода работы регулятора 13 в автоматизированный режим и регулятор 35 временного и температурного режима нагрева кабеля.
Регулятор 35, содержащий специализированную микроЭВМ с программным управлением выполнения режимных операций, обеспечивает ручной выбор временного и температурного диапазонов работы и пауз и автоматическое их выполнение в диапазоне установленного временного интервала. Устройство обеспечивает пределы измеряемых температур от 0 до 150°С, а временные пределы - от 1 мин до 24 ч.
Принципиальные изменения, внесенные в схему, дают возможность работать в широких диапазонах временных и температурных режимов, которые позволяют решать основную задачу в нефтедобывающей скважине - исключить возможность образования парафиновых пробок, тем самым обеспечить непрерывную добычу с максимально возможным постоянным дебитом нефти из скважины.
Практическая полезность заявляемого изобретения подтверждена проведенными испытаниями установки, в результате которых скважина, ранее полностью закрывавшаяся парафином через 3,5 суток, проработала без остановки для очистки 90 дней с увеличением ежесуточного дебита более, чем в 1,5 раза. Температура нагрева кабеля от 65 до 100°С, повышение температуры продукта на выходе из скважины - с 28 до 43°С, увеличение суточного дебита - с 16 до 27 т, изменение содержания воды - с 18 до 12%, время работы установки не менее 4 ч в сутки.
- 5 007085
Промышленная применимость
Изобретение может быть использовано для оборудования нефтегазовых скважин и поддержания в них теплового режима в целях предотвращения образования и ликвидации парафиновых пробок.
Claims (13)
- ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ1. Способ депарафинизации нефтегазовых скважин, заключающийся в введении на заданную глубину в зону возможного парафинообразования нагревательного элемента, его нагрев и регулирование теплового режима по глубине скважины с поддержанием температуры нагрева нагревательного элемента выше температуры плавления парафина в потоке продукта, отличающийся тем, что в качестве нагревательного элемента используют нагревательный кабель, имеющий в изоляционной оболочке по меньшей мере два изолированных друг от друга нагревательных элемента, а температуру нагрева этого кабеля поддерживают по всей длине его рабочей части на 5-50°С выше температуры плавления парафина в потоке продукта, а температуру выходящего из скважины потока продукта поддерживают на 5-15°С выше максимальной температуры выходящего потока продукта при отсутствии нагревательного кабеля.
- 2. Способ по п.1, отличающийся тем, что температуру нагревательного кабеля регулируют путем чередования его нагрева до максимально заданной температуры и охлаждения в пределах 30°С от максимально заданной температуры.
- 3. Установка для депарафинизации нефтегазовых скважин, содержащая спускаемый в зону возможного парафинообразования нагревательный кабель (5), включающий в себя по меньшей мере два нагревательных элемента (16), изолированных друг от друга, расположенных в изоляционной оболочке (17) и подключенных одними своими концами к источнику питания, а также соединенную с ним систему управления его нагрева, отличающаяся тем, что другие концы нагревательных элементов (16) нагревательного кабеля соединены между собой и изолированы, а отношение электрических сопротивлений нагревательных элементов (16) выбрано в пределах от 1,0 до 10,0, при этом установка дополнительно содержит по меньшей мере два датчика температуры, один из которых размещен в кабеле рядом с местом соединения нагревательных элементов, а система (13) управления нагревом выполнена с возможностью ступенчатого регулирования температуры нагревательного кабеля (5) с чередованием его нагрева до максимально заданной температуры и создания паузы для его охлаждения в пределах 30°С от этой температуры.
- 4. Установка по п.3, отличающаяся тем, что по меньшей мере один нагревательный элемент (16) выполнен многожильным.
- 5. Установка по п.3, отличающаяся тем, что нагревательные элементы (16) выполнены из одного и того же материала.
- 6. Установка по п.3, отличающаяся тем, что нагревательные элементы (16) выполнены из разных материалов, имеющих близкие по значению коэффициенты теплового расширения.
- 7. Установка по п.3, отличающаяся тем, что нагревательный кабель (5) дополнительно содержит изолированный и электрически нейтральный трос (18) из стальных жил, при этом нагревательные элементы (16) выполнены из медных жил.
- 8. Установка по п.3, отличающаяся тем, что нагревательные элементы (16) расположены симметрично друг относительно друга.
- 9. Установка по п.3, отличающаяся тем, что нагревательные элементы (16) расположены коаксиально.
- 10. Установка по пп.3-9, отличающаяся тем, что общее электрическое сопротивление нагревательных элементов (16) составляет менее 15 Ом.
- 11. Установка по п.3, отличающаяся тем, что содержит натяжной ролик (6), размещенный на крепежном приспособлении (7), установленном на расстоянии от устья скважины, направляющий ролик (4) и сальниковое уплотнение (8), размещенные на устьевом фланце, через которые пропускают нагревательный кабель (5) при введении его в скважину.
- 12. Установка по п.3, отличающаяся тем, что она содержит расходомер для контроля дебита скважины.
- 13. Установка по п.3, отличающаяся тем, что система управления нагревом нагревательного кабеля содержит микроЭВМ с программным управлением режимом нагрева при ручном выборе временного и температурного диапазонов нагрева и паузы и реле перевода в автоматический режим нагрева в диапазоне установленного временного интервала.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU99121365/03A RU2166615C1 (ru) | 1999-10-11 | 1999-10-11 | Способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления |
| PCT/RU2000/000099 WO2001027437A1 (fr) | 1999-10-11 | 2000-03-24 | Procede de deparaffinage des puits de gaz et de petrole et installation correspondante |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| EA200101009A1 EA200101009A1 (ru) | 2002-08-29 |
| EA007085B1 true EA007085B1 (ru) | 2006-06-30 |
Family
ID=20225708
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| EA200101009A EA007085B1 (ru) | 1999-10-11 | 2000-03-24 | Способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления |
Country Status (4)
| Country | Link |
|---|---|
| AU (1) | AU3684000A (ru) |
| EA (1) | EA007085B1 (ru) |
| RU (1) | RU2166615C1 (ru) |
| WO (1) | WO2001027437A1 (ru) |
Families Citing this family (9)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2275493C1 (ru) | 2004-11-11 | 2006-04-27 | Юрий Сергеевич Самгин | Способ и устройство для запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины |
| RU2398956C1 (ru) * | 2009-06-25 | 2010-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "НТ" | Способ ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления |
| RU2449112C1 (ru) * | 2010-08-13 | 2012-04-27 | Открытое Акционерное Общество "Ставропольский радиозавод "Сигнал" (ОАО "Ставропольский радиозавод "Сигнал") | Способ стабилизации тепловых режимов работы нефтяных скважин и нефтепроводов |
| RU2455461C1 (ru) * | 2010-11-15 | 2012-07-10 | Алексей Михайлович Клишковский | Способ нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине и установка для его осуществления |
| AR084995A1 (es) | 2011-12-01 | 2013-07-24 | Pablo Javier Invierno | Cable calefactor de tuberias de extraccion de hidrocarburos para pozos expuestos a presiones elevadas y pozos con espacio anular inundado en forma eventual, permanente o combinada |
| RU2494231C1 (ru) * | 2012-04-19 | 2013-09-27 | федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Пермский национальный исследовательский политехнический университет" | Способ депарафинизации нефтедобывающей скважины |
| RU2550776C1 (ru) * | 2014-08-18 | 2015-05-10 | Открытое акционерное общество "Татнефть" им. В.Д. Шашина | Способ эксплуатации скважины |
| EA030206B1 (ru) * | 2017-01-13 | 2018-07-31 | Научно-Исследовательский И Проектный Институт Нефти И Газа (Нипинг) | Способ удаления асфальтосмолопарафиновых отложений |
| RU2729303C1 (ru) * | 2019-11-12 | 2020-08-05 | Владислав Юрьевич Никулин | Способ нагрева потока жидкости в нефтяной скважине |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4572299A (en) * | 1984-10-30 | 1986-02-25 | Shell Oil Company | Heater cable installation |
| RU2023867C1 (ru) * | 1991-04-08 | 1994-11-30 | Внедренческое научно-производственное предприятие "Нефтегазспецэлектро" | Устройство для ликвидации парафиногидратных образований в скважинных трубах |
| RU2029069C1 (ru) * | 1992-12-16 | 1995-02-20 | Самгин Юрий Сергеевич | Устройство для нагрева скважины и способ поддержания ее теплового режима |
| US5782301A (en) * | 1996-10-09 | 1998-07-21 | Baker Hughes Incorporated | Oil well heater cable |
-
1999
- 1999-10-11 RU RU99121365/03A patent/RU2166615C1/ru not_active IP Right Cessation
-
2000
- 2000-03-24 EA EA200101009A patent/EA007085B1/ru not_active IP Right Cessation
- 2000-03-24 AU AU36840/00A patent/AU3684000A/en not_active Abandoned
- 2000-03-24 WO PCT/RU2000/000099 patent/WO2001027437A1/ru active Application Filing
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| AU3684000A (en) | 2001-04-23 |
| WO2001027437A1 (fr) | 2001-04-19 |
| RU2166615C1 (ru) | 2001-05-10 |
| EA200101009A1 (ru) | 2002-08-29 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US4570715A (en) | Formation-tailored method and apparatus for uniformly heating long subterranean intervals at high temperature | |
| US4572299A (en) | Heater cable installation | |
| US4585066A (en) | Well treating process for installing a cable bundle containing strands of changing diameter | |
| CN103987915B (zh) | 用于绝缘导线的一体式接合头 | |
| EP3126625B1 (en) | Insulated conductors formed using a final reduction step after heat treating | |
| EA007085B1 (ru) | Способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления | |
| EA004096B1 (ru) | Устройство и способ электрического подогрева скважины | |
| EA003976B1 (ru) | Способ и устройство для герметизации плавлением металла кольцевого зазора между кондукторной и эксплуатационной обсадными колоннами нефтяной или газовой скважины | |
| RU2398956C1 (ru) | Способ ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления | |
| CA2776521A1 (en) | Methods for assessing a temperature in a subsurface formation | |
| EA005650B1 (ru) | Система и способ электрического нагрева скважины | |
| RU2158819C2 (ru) | Способ предотвращения образования и ликвидации парафиновых пробок в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления | |
| US3438444A (en) | Method and apparatus for removing paraffin and solid deposits from an oil well | |
| RU2167008C1 (ru) | Способ очистки нефтегазовых трубопроводов от парафиновых отложений и пробковых образований и устройство для его осуществления | |
| RU2655265C1 (ru) | Способ разрушения парафиновых, гидратных, гидратопарафиновых и ледяных отложений в эксплуатационных скважинах для поддержания их рабочего режима | |
| RU2275493C1 (ru) | Способ и устройство для запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины | |
| RU57355U1 (ru) | Установка для депарафинизации нефтяных скважин | |
| RU2338868C2 (ru) | Способ ликвидации и предотвращения асфальтопарафиновых пробок в нефтегазовых скважинах и установка для его осуществления | |
| RU2455461C1 (ru) | Способ нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине и установка для его осуществления | |
| RU2182959C2 (ru) | Способ депарафинизации нефтяной скважины и передвижная электрокабельная установка для его осуществления | |
| RU2301469C1 (ru) | Способ соединения высокотемпературного и низкотемпературного отводов кабельной линии | |
| RU2293841C2 (ru) | Способ депарафинизации оборудования нефтяных скважин и устройство для его осуществления | |
| EP0049608B1 (en) | Method of heating | |
| RU2449112C1 (ru) | Способ стабилизации тепловых режимов работы нефтяных скважин и нефтепроводов | |
| RU199201U1 (ru) | Установка омического обогрева скважин |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| FA9A | Withdrawal of a eurasian application | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AM BY KZ KG MD TJ TM RU |
|
| NF4A | Restoration of lapsed right to a eurasian patent |
Designated state(s): AM BY KZ KG MD TJ TM RU |
|
| PD4A | Registration of transfer of a eurasian patent in accordance with the succession in title | ||
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): AZ KZ |
|
| NF4A | Restoration of lapsed right to a eurasian patent |
Designated state(s): BY KZ RU |
|
| NF4A | Restoration of lapsed right to a eurasian patent |
Designated state(s): BY RU |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ |
|
| NF4A | Restoration of lapsed right to a eurasian patent |
Designated state(s): KZ |
|
| MM4A | Lapse of a eurasian patent due to non-payment of renewal fees within the time limit in the following designated state(s) |
Designated state(s): KZ |