RU2280153C1 - Heating method and device for oil production well provided with sucker-rod borehole pump - Google Patents
Heating method and device for oil production well provided with sucker-rod borehole pump Download PDFInfo
- Publication number
- RU2280153C1 RU2280153C1 RU2005103530/03A RU2005103530A RU2280153C1 RU 2280153 C1 RU2280153 C1 RU 2280153C1 RU 2005103530/03 A RU2005103530/03 A RU 2005103530/03A RU 2005103530 A RU2005103530 A RU 2005103530A RU 2280153 C1 RU2280153 C1 RU 2280153C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- hollow
- heating
- sucker
- rod
- cable
- Prior art date
Links
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 title claims abstract description 190
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 24
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 title abstract description 7
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 29
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 claims abstract description 26
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 17
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims abstract description 13
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims abstract description 13
- 239000003129 oil well Substances 0.000 claims description 18
- 244000273618 Sphenoclea zeylanica Species 0.000 claims description 12
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 6
- 239000000725 suspension Substances 0.000 claims description 5
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 claims description 2
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 claims 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 4
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000007787 solid Substances 0.000 abstract 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 abstract 1
- 239000003921 oil Substances 0.000 description 26
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 20
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 239000000463 material Substances 0.000 description 8
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 6
- 230000005611 electricity Effects 0.000 description 5
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 5
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 4
- 230000007935 neutral effect Effects 0.000 description 4
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 4
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 3
- 241000252254 Catostomidae Species 0.000 description 2
- 239000003153 chemical reaction reagent Substances 0.000 description 2
- 230000008878 coupling Effects 0.000 description 2
- 238000010168 coupling process Methods 0.000 description 2
- 238000005859 coupling reaction Methods 0.000 description 2
- 230000001419 dependent effect Effects 0.000 description 2
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 2
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 2
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 2
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 238000001556 precipitation Methods 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 239000013000 chemical inhibitor Substances 0.000 description 1
- 230000003749 cleanliness Effects 0.000 description 1
- 230000002860 competitive effect Effects 0.000 description 1
- 238000010924 continuous production Methods 0.000 description 1
- 230000008021 deposition Effects 0.000 description 1
- 239000003989 dielectric material Substances 0.000 description 1
- 238000009792 diffusion process Methods 0.000 description 1
- 239000000428 dust Substances 0.000 description 1
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 1
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 1
- 229920001038 ethylene copolymer Polymers 0.000 description 1
- 230000008020 evaporation Effects 0.000 description 1
- 238000001704 evaporation Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- 230000017525 heat dissipation Effects 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 1
- 239000011810 insulating material Substances 0.000 description 1
- 150000004812 organic fluorine compounds Chemical class 0.000 description 1
- -1 organosilicon Chemical class 0.000 description 1
- 235000019271 petrolatum Nutrition 0.000 description 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 1
- 229920005989 resin Polymers 0.000 description 1
- 239000011347 resin Substances 0.000 description 1
- 238000009827 uniform distribution Methods 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
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
- E21B36/006—Combined heating and pumping means
-
- 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
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)
- Reciprocating Pumps (AREA)
- Pipe Accessories (AREA)
- Compressor (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, может быть использовано для депарафинизации нефтедобывающих скважин, работающих с штанговыми глубинными насосами в различных климатических зонах.The invention relates to the oil industry and, in particular, can be used for dewaxing oil wells working with sucker rod pumps in various climatic zones.
Известно изобретение (US, A, 4716960) "Method and system for introducing electric current into a well", заключающееся в том, что для доставки электричества используется часть штанги с продольным отверстием внутри, в котором проведена полированная электрическая жила для подачи электроэнергии на нагревательные элементы, установленные в верхней части штангового насоса.Known invention (US, A, 4716960) "Method and system for introducing electric current into a well", which consists in the fact that the part of the rod with a longitudinal hole inside, in which a polished electric core is used to supply electricity to the heating elements, is used to deliver electricity mounted on top of a rod pump.
Недостаток способа. Сложность и ненадежность системы изоляции доставки электричества на необходимую глубину скважины, в цепи резьбовых соединений у колонны разные сопротивления, что не обеспечивает равномерность нагрева, ненадежность многоконтактной системы, малое КПД, т.к. идет значительное рассеивание тепла от НКТ в затрубное пространство, а НКТ имеет большую наружную площадь рассеивания.The disadvantage of this method. The complexity and unreliability of the insulation system for delivering electricity to the required depth of the well in the string of threaded connections at the column has different resistances, which does not ensure uniform heating, unreliability of the multi-contact system, low efficiency, because there is significant heat dissipation from the tubing into the annulus, and the tubing has a large external diffusion area.
Известно изобретение (RU, А 2100579) "Штанговая насосная установка для эксплуатации малодебитных скважин", содержащая устьевое оборудование с выкидным трубопроводом, колонну насосных труб, колонну полых труб, помещенную в колонну насосных труб, глубинный насос, размещенный на конце полых штанг, газовый трубопровод, трубопровод для подачи химических реагентов.The invention is known (RU, A 2100579) "A sucker rod pump installation for operating low-production wells", comprising wellhead equipment with a flow line, a pump pipe string, a hollow pipe string placed in a pump pipe string, a downhole pump located at the end of the hollow rods, a gas pipeline , pipeline for supplying chemical reagents.
Недостаток данного устройства заключается в том, что подаваемые химические реагенты неравномерно распространяются по пространству внутри НКТ, вес полых штанг недостаточен для работы насоса при опускании их в скважину, что не обеспечивает надежность его работы.The disadvantage of this device is that the supplied chemical reagents are unevenly distributed throughout the space inside the tubing, the weight of the hollow rods is insufficient for the pump to work when lowering them into the well, which does not ensure the reliability of its operation.
В основу настоящего изобретения положена задача создания конкурентоспособного способа нагрева нефтедобывающей скважины с штанговым глубинным насосом и устройства для его осуществления, обеспечивающих предотвращение образования парафина на стенках скважин с дебитами, характерными для данного типа скважин.The present invention is based on the task of creating a competitive method for heating an oil well with a sucker rod pump and a device for its implementation, which prevents the formation of paraffin on the walls of wells with flow rates characteristic of this type of well.
Поставленная задача решается тем, что осуществляют способ нагрева нефтедобывающей скважины, работающей со штанговым глубинным насосом внутри насосно-компрессорных труб в скважине, заключающийся в выполнении расположенных внутри насосно-компрессорных труб в скважине насосных штанг глубинного штангового насоса полыми, герметично соединенными, размещении гибкого изолированного нагревательного кабеля внутри колонны указанных полых штанг и нагревании добываемой жидкости от устья скважины до нижнего конца гибкого изолированного нагревательного кабеля равномерно всей длиной гибкого нагревательного кабеля до температуры, на 2-60°С превышающей температуру плавления парафина в добываемой жидкости, при этом нагрев добываемой жидкости осуществляют непосредственно через колонну полых штанг при их возвратно-поступательном движении внутри насосно-компрессорных труб.The problem is solved in that they carry out a method of heating an oil well operating with a sucker rod pump inside the tubing in a well, which consists in performing tubing in the well of the sucker rod sucker rods hollow, hermetically connected, placing a flexible insulated heating cable inside the column of these hollow rods and heating the produced fluid from the wellhead to the lower end of the flexible insulated heating of the supply cable uniformly with the entire length of the flexible heating cable to a temperature 2-60 ° C higher than the melting temperature of paraffin in the produced fluid, while the produced fluid is heated directly through the column of hollow rods during their reciprocating movement inside the tubing.
При этом пространство между внутренними сторонами колонны полых штанг и нагревательным кабелем заполняют диэлектрической и термопроводящей жидкостью, уровень которой поддерживается на конце верхней их части; температура выходящего потока из скважины должна быть по меньшей мере на 15°С выше максимальной температуры потока, выходящего из скважины при отсутствии нагревательного кабеля.At the same time, the space between the inner sides of the hollow rod string and the heating cable is filled with dielectric and thermally conductive liquid, the level of which is maintained at the end of their upper part; the temperature of the outlet stream from the well should be at least 15 ° C higher than the maximum temperature of the stream exiting the well in the absence of a heating cable.
Перед спуском нагревательного кабеля регулируют величину полного хода колонны полых штанг с поршнем (плунжером) с помощью завинчивания гаек траверсы, пока вся колонна полых штанг не будет подвешена на траверсе без слабины.Before lowering the heating cable, regulate the full stroke of the column of hollow rods with a piston (plunger) by tightening the nuts of the yoke until the entire column of hollow rods is suspended on the yoke without slack.
При спуске нагревательного кабеля регулируют длину нагревательного кабеля внутри полых штанг с независимой подвеской на траверсе путем расчетной установки нагревательного кабеля с учетом длины колонны полых штанг и теплового коэффициента их расширения, чтобы нижний конец нагретого кабеля не доходил до нижнего конца полого штока штангового глубинного насоса не менее чем на 100 мм и окончательным креплением кабеля фиксирующим элементом на муфте крепления колонны полых штанг.When lowering the heating cable, regulate the length of the heating cable inside the hollow rods with independent suspension on the traverse by calculating the installation of the heating cable taking into account the length of the column of hollow rods and the thermal coefficient of expansion so that the lower end of the heated cable does not reach the lower end of the hollow rod of the rod deep pump than 100 mm and the final cable fastening with a fixing element on the hollow rod column coupling.
Расход энергии, затрачиваемый на нагрев кабеля, регулируют путем выбора временного и температурного диапазонов нагрева, благодаря чему обеспечивается стабильный режим работы установки и скважины в течение длительного времени, при этом температуру нагревательного кабеля регулируют путем его периодического нагрева до максимальной заданной температуры и охлаждения в пределах 30°. Такой режим стабилизирует равномерность процесса прогрева скважины и создает постоянство условий для исключения выпадения парафина в осадок.The energy consumption spent on heating the cable is regulated by choosing the time and temperature ranges of heating, which ensures a stable operation of the installation and the well for a long time, while the temperature of the heating cable is regulated by periodically heating it to the maximum specified temperature and cooling within 30 °. This mode stabilizes the uniformity of the process of heating the well and creates constancy of conditions to exclude the precipitation of paraffin in the sediment.
Поставленная задача решается тем, что устройство для нагрева нефтедобывающей скважины, работающей с штанговым глубинным насосом, содержащее гибкий изолированный нагревательный кабель, источник питания, к которому через станцию управления нагревом кабеля подсоединен этот кабель, который помещен в колонну полых насосных штанг глубинного штангового насоса с наружным диаметром 12-74 мм, совершающих возвратно-поступательные движения внутри колонны насосно-компрессорных труб.The problem is solved in that a device for heating an oil well operating with a sucker rod pump, comprising a flexible insulated heating cable, a power source to which this cable is connected via a cable heating control station, which is placed in a column of hollow sucker rods of a sucker rod pump with an external with a diameter of 12-74 mm, making reciprocating movements inside the tubing string.
Пространство между внутренней стороной колонны полых насосных штанг и поверхностью нагревательного кабеля заполнено диэлектрической и термопроводящей жидкостью, уровень которой поддерживается на конце верхней их части, при этом полые насосные штанги соединены герметически; а колонна полых насосных штанг имеет длину от траверсы-"качалки" до поршня (плунжера) насоса, где штанги жестко соединены с верхней частью полого штока.The space between the inner side of the column of hollow sucker rods and the surface of the heating cable is filled with a dielectric and thermally conductive liquid, the level of which is maintained at the end of their upper part, while the hollow sucker rods are connected hermetically; and the column of hollow sucker rods has a length from the rocker arm to the pump piston (plunger), where the rods are rigidly connected to the upper part of the hollow rod.
При этом колонна полых насосных штанг вместе с нагревательным кабелем совершает вертикальные возвратно-поступательные перемещения, равные ходу поршня штангового насоса, в то же время колонна полых штанг и нагревательный кабель имеют независимые друг от друга подвески на траверсе-"качалке", при этом кабель в нагретом состоянии не достает до нижнего конца полого штока, соединенного с поршнем-плунжером штангового насоса не менее чем на 100 мм.At the same time, the column of hollow sucker rods together with the heating cable makes vertical reciprocating movements equal to the stroke of the piston of the sucker rod pump, at the same time, the column of hollow suckers and the heating cable have independent from each other suspensions on the traverse “rocking chair”, while the heated state does not reach the lower end of the hollow rod connected to the piston-plunger of the sucker rod pump by at least 100 mm.
Согласно изобретению по меньшей мере один нагревательный элемент кабеля выполнен многожильным, при этом жилы кабеля соединяются в нижней его части и изолируются, а верхние концы подсоединяются к источнику питания через станцию управления нагревом кабеля, при этом кабель становится более гибким и позволяет варьировать мощностью и температурой. Нагревательные элементы могут быть выполнены из одного или того же материала или из разных материалов, имеющих близкие по значению коэффициенты теплового расширения, что обеспечивает надежность соединения их нижних концов.According to the invention, at least one heating element of the cable is multi-core, while the cable cores are connected in its lower part and isolated, and the upper ends are connected to the power source through the cable heating control station, while the cable becomes more flexible and allows you to vary power and temperature. The heating elements can be made of the same material or of different materials having close thermal expansion coefficients, which ensures reliable connection of their lower ends.
Причем нагревательный кабель может дополнительно содержать по меньшей мере один заключенный в изоляционную оболочку электрически нейтральный силовой элемент из стальных жил, при этом нагревательные элементы выполнены из другого материала и расположены коаксиально к нейтральному силовому элементу, но изолированы друг от друга; кроме того, нагревательный кабель может дополнительно содержать по меньшей мере один электрически зависимый силовой элемент из стальных жил, при этом нагревательные элементы выполнены из другого материала и расположены коаксиально к силовому элементу, но изолированы друг от друга, причем внутренний нагревательный элемент электрически связан с силовым элементом.Moreover, the heating cable may further comprise at least one electrically neutral power element enclosed in an insulating sheath made of steel wires, while the heating elements are made of another material and are located coaxially to the neutral power element, but are isolated from each other; in addition, the heating cable may further comprise at least one electrically dependent power element of steel cores, while the heating elements are made of another material and are located coaxially to the power element, but are isolated from each other, and the internal heating element is electrically connected to the power element .
Нагревательные элементы расположены друг относительно друга симметрично или коаксиально, а общее электрическое сопротивление нагревательных элементов составляет не превышает 20 Ом.The heating elements are arranged symmetrically or coaxially with respect to each other, and the total electrical resistance of the heating elements does not exceed 20 Ohms.
Может быть, что каждый нагревательный элемент выполнен в виде ленты, площадь поперечного сечения которой изменяется от одного ее конца к другому, кроме того, нагревательный кабель содержит по меньшей мере один дополнительный нагревательный элемент.It may be that each heating element is made in the form of a tape, the cross-sectional area of which varies from one end to the other, in addition, the heating cable contains at least one additional heating element.
Одновременно нагревательный кабель в своей нижней части может изменять свое сопротивление для повышения температуры нагрева штангового глубинного насоса, причем длина более нагреваемой части кабеля должна быть не менее длины кабеля, максимально входящего в насос, при этом соединение полых штанг с поршнем или плунжером штангового насоса аналогично соединению монолитных штанг, а спуск нагревательного кабеля производится после спуска и крепления на траверсе колонны полых штанг.At the same time, the heating cable in its lower part can change its resistance to increase the heating temperature of the sucker rod pump, and the length of the more heated part of the cable should be not less than the length of the cable entering the pump as much as possible, while connecting the hollow rods to the piston or plunger of the sucker rod pump is similar to monolithic rods, and the descent of the heating cable is made after the descent and fastening on the traverse of the column of hollow rods.
Нагревательный кабель содержит по меньшей мере один датчик температуры, установленный около нагревательных жил внутри кабеля, а система управления нагревом выполнена с возможностью регулирования его температуры с возможностью чередования его нагрева до максимально заданной температуры и его охлаждения в пределах 30°С от этой температуры.The heating cable contains at least one temperature sensor installed near the heating cores inside the cable, and the heating control system is configured to control its temperature with the possibility of alternating its heating to the maximum temperature and its cooling within 30 ° C from this temperature.
Установка содержит систему управления нагревом скважины, включающую в себя датчики съема информации и станцию управления нагревом кабеля 16 с микроЭВМ с программным управлением режимом нагрева при ручном выборе температурного и временного диапазонов нагрева и прибор перевода работы станции в автоматический режим в диапазоне установленных интервалов (уставок), а также контроллер, обеспечивающий контроль за электрическими, температурными и временными параметрами работы кабеля и установки в целом.The installation includes a control system for heating the well, which includes information pickup sensors and a heating control station for
Поставленная задача решается также тем, что штанговый глубинный насос (вариант 1), имеющий привод от возвратно-поступательного движения колонны полых насосных штанг внутри насосно-компрессорных труб, содержащий корпус, жестко закрепленный внутри колонны насосно-компрессорных труб, поршень-плунжер, через монолитный шток соединенный с нижним концом колонны полых штанг, а также центральный полый шток, с нижней частью которого соединен поршень-плунжер, а верхняя его часть через полый переходник соединена с колонной полых насосных штанг, причем внутри центрального полого штока расположен нижний конец гибкого изолированного нагревательного кабеля.The problem is also solved by the fact that the sucker rod pump (option 1), having a drive from the reciprocating movement of the string of hollow sucker rods inside the tubing, comprising a housing rigidly fixed inside the tubing string, the piston-plunger, through monolithic a rod connected to the lower end of the column of hollow rods, as well as a central hollow rod, the lower part of which is connected to a plunger piston, and its upper part is connected through the hollow adapter to the column of hollow pump rods, than the lower end of the flexible insulated heating cable is located inside the central hollow rod.
Поставленная задача решается также тем, что штанговый глубинный насос (вариант 2), имеющий привод от возвратно-поступательного движения колонны полых насосных штанг внутри насосно-компрессорных труб, содержащий корпус, жестко закрепленный внутри колонны насосно-компрессорных труб, поршень-плунжер, через монолитный шток соединенный с нижним концом колонны полых штанг, полый шток, в нижней части которого закреплен плунжер, а в верхней части - полый переходник, соединяющий полый шток с колонной полых насосных штанг, а также всасывающие и нагнетательные клапаны, при этом к нижней части полого штока прикреплен полый удлинитель штока, к которому в нижней части через полый переходник закреплена дополнительная часть колонны полых штанг.The problem is also solved by the fact that the sucker rod pump (option 2), having a drive from the reciprocating motion of the string of hollow sucker rods inside the tubing, comprising a housing rigidly fixed inside the tubing string, the piston plunger, through monolithic a rod connected to the lower end of the column of hollow rods, a hollow rod, in the lower part of which a plunger is fixed, and in the upper part - a hollow adapter connecting the hollow rod to the column of hollow sucker rods, as well as suction and non-flap valves, while a hollow stem extension is attached to the lower part of the hollow stem, to which an additional part of the hollow rod string is fastened to the lower part through the hollow adapter.
При этом к нижней части полого штока крепится полый удлинитель штока, к которому в нижней части через полый переходник крепится дополнительная часть колонны полых штанг, при этом соединенные в единую конструкцию колонна полых штанг, полый шток с полым удлинителем штока и соединенная с ними дополнительная колонна полых штанг образуют систему с единым внутренним отверстием одного диаметра для пропуска нагревательного кабеля через штанговый насос в нижний горизонт скважины. Целесообразно, чтобы всасывающие и нагнетательные клапаны насоса и поршня (плунжера) были размещены вокруг полого штока и полого удлинителя штока.At the same time, a hollow stem extension is attached to the lower part of the hollow stem, to which an additional part of the hollow rod string is attached to the lower part through the hollow adapter, while the hollow rod string, the hollow stem with the hollow stem extension and the additional hollow string connected to them are attached rods form a system with a single internal hole of the same diameter for passing the heating cable through the rod pump into the lower horizon of the well. It is advisable that the suction and discharge valves of the pump and piston (plunger) are placed around the hollow stem and hollow stem extension.
Необходимо, чтобы установленные в насосе полый шток и его полый удлинитель были выполнены с соотношением наружного диаметра штока Dш к внутреннему диаметру насоса Dн, выбранным в пределах 0,15<Dш/Dн<0,7.It is necessary that the hollow rod installed in the pump and its hollow extension are made with a ratio of the outer diameter of the rod D w to the inner diameter of the pump D n , selected within 0.15 <D w / D n <0.7.
Длина полого удлинителя, позволяющая пропустить нагревательный кабель через всю длину насоса, выбирается такой, чтобы обеспечить возвратно-поступательное движение поршню (плунжеру) и подсоединение к нему верхней и нижней частей колонны полых штанг, а также опускание и размещение цельного нагревательного кабеля от устья скважины до конца колонны полых штанг, опущенных ниже насоса и обеспечивающих условия для равномерного прогрева насоса и лифта скважины.The length of the hollow extension, allowing the heating cable to pass through the entire length of the pump, is selected so as to provide reciprocating motion to the piston (plunger) and connecting the upper and lower parts of the hollow rod string to it, as well as lowering and placing the integral heating cable from the wellhead to the end of the column of hollow rods, lowered below the pump and providing conditions for uniform heating of the pump and well lift.
Краткий перечень чертежейBrief List of Drawings
В дальнейшем предлагаемое изобретение поясняется конкретными примерами его выполнения и прилагаемыми чертежами, на которых:In the future, the invention is illustrated by specific examples of its implementation and the accompanying drawings, in which:
Фиг.1 изображает общий вид установки по депарафинизации для достаточного прогрева в скважине, оборудованной ШГН с поршнем;Figure 1 depicts a General view of the installation for dewaxing for sufficient heating in a well equipped with SHGN with a piston;
Фиг.2 - общий вид установки по депарафинизации для достаточного прогрева в скважине, оборудованной ШГН с плунжером;Figure 2 is a General view of the installation for dewaxing for sufficient heating in a well equipped with SHG with a plunger;
Фиг.3 - независимую подвеску колонны полых штанг и нагревательного кабеля на траверсе-"качалке";Figure 3 - independent suspension of the column of hollow rods and heating cable on the traverse, "rocking chair";
Фиг.4 - поперечное сечение нефтедобывающей скважины;Figure 4 is a cross section of an oil well;
Фиг.5 - соединительный конец колонны полых штанг с поршнем или плунжером штангового насоса;5 is a connecting end of a column of hollow rods with a piston or plunger of a rod pump;
Фиг.6 - конструкцию штангового глубинного насоса с центральным полым штоком и полым удлинителем, в нижней части которого прикреплена дополнительная полая штанга с нагревательным кабелем внутри.6 is a design of a sucker rod pump with a central hollow rod and a hollow extension, in the lower part of which an additional hollow rod with a heating cable inside is attached.
Лучший вариант осуществления изобретенияThe best embodiment of the invention
Предлагаемый способ нагрева нефтедобывающей скважины с штанговым глубинным насосом осуществляют следующим образом.The proposed method for heating an oil well with a sucker rod pump is as follows.
Известен почти на всех нефтяных месторождениях России и за рубежом штанговый глубинный насос, приводом которого является станок-"качалка", корпус насоса жестко установлен в насосно-компрессорных трубах, а подвижной поршень (плунжер) насоса связан с нижним концом колонны монолитных штанг, соединенных с приводом.A sucker rod pump, the drive of which is a rocking machine, is known in almost all oil fields in Russia and abroad, the pump housing is rigidly mounted in tubing, and the movable piston (plunger) of the pump is connected to the lower end of the column of monolithic rods connected to driven.
В скважинах, содержащих даже незначительный процент парафина в нефти, основное торможение движения жидкости в НКТ создается в зоне механического насоса, и парафин, налипший на части поршня, перемещается вместе с ним вверх-вниз, практически прекращая подачу нефти из скважины. Если зона пониженной температуры находится выше расположения насоса, то налипание парафина на НКТ и штанги в этой зоне перекрывает полностью или частично скважину и монолитные или полые штанги перемещаются вверх-вниз без какого-либо эффекта, при этом создается опасность прихвата колонны насосных штанг в скважине.In wells containing even an insignificant percentage of paraffin in oil, the main inhibition of fluid movement in the tubing is created in the area of the mechanical pump, and paraffin adhering to the piston parts moves with it up and down, practically stopping the flow of oil from the well. If the zone of reduced temperature is higher than the location of the pump, the adhesion of paraffin to the tubing and rods in this zone blocks the well completely or partially and monolithic or hollow rods move up and down without any effect, thereby creating a risk of sticking the string of pump rods in the well.
Известен способ для использования электричества в нефтяных скважинах, работающих с ШГН (US, № 476960). Предлагаемый способ предусматривает доставку электричества через внутреннее сечение полых насосных штанг и контактирование проводника через нижний скользящий контакт с НКТ и осуществляет нагрев от них нефтяной жидкости в лифте скважины.A known method for using electricity in oil wells working with SHGN (US, No. 476960). The proposed method provides for the delivery of electricity through the internal section of the hollow sucker rods and contacting the conductor through the lower sliding contact with the tubing and heats the oil fluid from them in the elevator of the well.
Недостатком данного способа является сложная многофункциональная система нагрева с использованием НКТ в качестве нагревательного элемента;The disadvantage of this method is a complex multifunctional heating system using tubing as a heating element;
ненадежность системы в плане изолирования насосных штанг, НКТ и обсадных труб друг от друга;the unreliability of the system in terms of isolating the sucker rods, tubing and casing from each other;
большая потребляемая мощность электроэнергии за счет прогрева НКТ и затрубного пространства.high power consumption due to heating of the tubing and annulus.
Известна штанговая глубинная установка для откачки нефтяной жидкости из скважин (RU, А, № 2100579), состоящая из устьевой арматуры, насосно-компрессорных труб, полых насосных штанг, штангового глубинного насоса, включающего корпус, цилиндр, плунжер (поршень), нагнетательные и всасывающие клапаны. Полые насосные штанги используются в данной установке для дистанционной доставки к штанговому насосу подогретого газа или химических ингибиторов.Known sucker rod installation for pumping oil from wells (RU, A, No. 2100579), consisting of wellhead fittings, tubing, hollow sucker rods, sucker rod pump, including a housing, cylinder, plunger (piston), discharge and suction valves. Hollow sucker rods are used in this installation for remote delivery of heated gas or chemical inhibitors to the sucker rod pump.
Недостатками данной установки являются:The disadvantages of this installation are:
Недостаточная эффективность и большие расходы на подогрев и доставку газа и тем более ингибиторных веществ к штанговому насосу, отсутствует равномерное распределение тепла, доставляемого газом или ингибиторного вещества по всей длине скважин.Lack of efficiency and high costs for heating and delivery of gas and, moreover, inhibitor substances to the sucker rod pump; there is no uniform distribution of heat delivered by gas or inhibitor substance along the entire length of the wells.
Невозможность оперативного регулирования подогретого газа и химических реагентов в поступающую в глубинный насос жидкость.The impossibility of operational control of heated gas and chemicals in the fluid entering the deep pump.
Известные способ и устройство позволяют несколько увеличить дебит скважины, однако они недостаточно эффективны при добыче нефти, содержащей асфальтены, смолы и парафины. При добыче нефти таким способом из нефти выпадают эти отложения и осаждаются на стенках колонны насосно-компрессорных труб, что приводит к частым остановкам скважины и вызывает необходимость проведения ремонтных работ.The known method and device can slightly increase the flow rate of the well, however, they are not effective enough for the extraction of oil containing asphaltenes, resins and paraffins. When oil is extracted in this way, these deposits are deposited from oil and deposited on the walls of the tubing string, which leads to frequent shutdowns of the well and necessitates repair work.
Целью изобретения для нагрева нефтедобывающих скважин с ШГН является создание технологии и техники, обеспечивающей увеличение эффективности способа постоянного нагрева штангового насоса и потока нефтяной жидкости, предотвращающее выпадение парафинов и образование асфальто-смолистых отложений в скважине, что обеспечивает чистоту насосно-компрессорных труб, уменьшает вязкость нефтяной жидкости в трубах, увеличивает текучесть жидкости, обеспечивая увеличение межремонтных периодов работы скважины и оборудования, и, в конечном итоге увеличение дебита.The aim of the invention for heating oil wells with SHGN is to create a technology and technique that provides an increase in the efficiency of the method of continuous heating of the sucker rod pump and the flow of oil liquid, preventing the loss of paraffins and the formation of asphalt-tar deposits in the well, which ensures the cleanliness of the tubing, reduces the viscosity of the oil fluid in pipes, increases fluidity of the fluid, providing an increase in the overhaul periods of the well and equipment, and, ultimately, the magnitude of the flow rate.
Принципиально новыми техническими решениями в изобретении являются:Fundamentally new technical solutions in the invention are:
1. Постоянный нагрев всей поверхности колонны полых насосных штанг и штангового глубинного насоса и извлекаемой из скважины нефтяной жидкости;1. Constant heating of the entire surface of the column of hollow sucker rods and sucker rod pump and oil fluid extracted from the well;
2. Использование в качестве нагревателя гибкого источника тепла (нагревательного кабеля), размещенного внутри колонны полых штанг;2. Use as a heater a flexible heat source (heating cable) located inside the column of hollow rods;
3. Независимая подвеска колонны полых штанг и нагревательного кабеля на траверсе-"качалке";3. Independent suspension of the column of hollow rods and heating cable on the traverse- "rocking chair";
4. Технология спуска нагревательного кабеля в колонну полых насосных штанг и их регулировка;4. The technology of lowering the heating cable into the string of hollow sucker rods and their adjustment;
5. Регулировка взаимного расположения колонны полых насосных штанг и нагревательного кабеля;5. Adjusting the relative position of the column of hollow sucker rods and heating cable;
6. Использование диэлектрической и термопроводящей жидкости в пространстве между внутренними стенками колонны полых насосных штанг и нагревательным кабелем.6. The use of dielectric and thermally conductive fluid in the space between the inner walls of the column of hollow sucker rods and a heating cable.
7. Глубинный штанговый насос с устройством, позволяющим пропустить через центральную часть поршня (плунжера) нагревательный кабель, в нижней части которого устанавливают дополнительные полые штанги, длина которых обеспечивает нагрев жидкости и насоса до такой температуры, которая исключит выпадения парафина из нефти в штанговом насосе и лифте скважины.7. A deep-well sucker-rod pump with a device allowing a heating cable to pass through the central part of the piston (plunger), in the lower part of which additional hollow rods are installed, the length of which ensures the heating of the fluid and the pump to a temperature that will prevent paraffin from falling out of oil in the sucker-rod pump and lift well.
Новизна и изобретательский уровень данного технического решения подтверждается тем, что использование нагревательного кабеля для депарафинизации нефтедобывающих фонтанирующих, газлифтных скважин, оборудованных погружными электроцентробежными насосами, известно с 1990 года.The novelty and inventive step of this technical solution is confirmed by the fact that the use of a heating cable for dewaxing oil-producing gushing, gas-lift wells equipped with submersible electric centrifugal pumps has been known since 1990.
Однако прошло 15 лет и в нефтяной промышленности, где работают тысячи дипломированных специалистов, озадаченных решением проблемы по депарафинизации нефтедобывающих скважин, оборудованных ШГН, до сих пор никто из них не предложил использование нагревательного кабеля с размещением его в полых насосных штангах, расположенных внутри насосно-компрессорных труб, так как используемые насосные штанги в абсолютном большинстве случаев являются монолитными и никто не мог решить эту задачу с тем, чтобы сделать штанги полыми, где можно разместить этот нагревательный кабель. Так, например, в изобретении, защищенном патентом № 2132452, так и пишется, что "...способ с нагревательным кабелем... неприменим для скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами."However, 15 years have passed in the oil industry, where thousands of graduates are working, puzzled by solving the problem of dewaxing oil wells equipped with SHGN, so far none of them has proposed the use of a heating cable with its placement in hollow sucker rods located inside the pump and compressor pipes, since the used sucker rods in the vast majority of cases are monolithic and no one could solve this problem in order to make the rods hollow, where you can place this heating cable. So, for example, in the invention protected by patent No. 2132452, it is written that "... the method with a heating cable ... is not applicable for wells equipped with sucker rod pumps."
Кроме того, в данном изобретении имеется несколько технических решений, связанных с конкретными решениями задач, имеющих исключительное значение для совершенствования конкретной конструкции установки для нагрева скважин с ШГН.In addition, in this invention there are several technical solutions associated with specific solutions to problems of exceptional importance for improving the specific design of the installation for heating wells with SHGN.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.The proposed method is as follows.
Способ нагрева нефтедобывающей скважины со штанговым глубинным насосом осуществляют путем ее прогрева на полную глубину возможного парафинообразования скважины, причем прогрев добываемой жидкости, которая находится в скважине между колонной полых штанг и НКТ, осуществляют равномерно всей длиной гибкого источника тепла (нагревательного кабеля) до температуры, превышающей температуру плавления парафина на 2-60°С от устья скважины до нижнего конца кабеля, который размещают внутри колонны полых штанг, передающей возвратно-поступательное движение поршню или плунжеру глубинного насоса, при этом прогрев добываемой жидкости осуществляют непосредственно через колонну полых штанг. Причем, как показала практика, температура плавления парафина колеблется от 37 до 58°С. Таким образом, нагрев от 60°С до 100°С вполне обеспечит расплавление парафина с учетом прогрева окружающей среды, включая металлические трубы и затрубное пространство.A method of heating an oil producing well with a sucker rod pump is carried out by heating it to the full depth of the possible paraffin formation of the well, and heating the produced fluid, which is located in the well between the hollow rod string and tubing, is carried out uniformly with the entire length of the flexible heat source (heating cable) to a temperature exceeding the paraffin melting point is 2-60 ° C from the wellhead to the lower end of the cable, which is placed inside the column of hollow rods transmitting a reciprocating the movement of the piston or plunger of the deep pump, while heating the produced fluid is carried out directly through the column of hollow rods. Moreover, as practice has shown, the melting point of paraffin ranges from 37 to 58 ° C. Thus, heating from 60 ° C to 100 ° C will completely ensure the melting of paraffin, taking into account the heating of the environment, including metal pipes and the annulus.
При этом пространство между внутренней стороной колонны полых штанг и поверхностью нагревательного кабеля заполняют диэлектрической и термопроводящей жидкостью (например, веретенное, трансформаторное масло и т.п.), уровень которой поддерживается на конце верхней их части; температура выходящего потока из скважины должна быть по меньшей мере на 15°С выше максимальной температуры потока, выходящего из скважины при отсутствии нагревательного кабеля.The space between the inner side of the column of hollow rods and the surface of the heating cable is filled with dielectric and thermally conductive fluid (for example, spindle, transformer oil, etc.), the level of which is maintained at the end of their upper part; the temperature of the outlet stream from the well should be at least 15 ° C higher than the maximum temperature of the stream exiting the well in the absence of a heating cable.
Расход энергии, затрачиваемый на нагрев кабеля, регулируют путем выбора временного и температурного диапазонов нагрева, благодаря чему обеспечивается стабильный режим работы установки и скважины в течение длительного времени.The energy consumption spent on heating the cable is regulated by choosing the time and temperature ranges of heating, which ensures a stable operation of the installation and the well for a long time.
Температуру нагревательного кабеля регулируют путем периодического нагрева до максимальной 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.The temperature of the heating cable is regulated by periodically heating to the maximum desired temperature and cooling within 30 ° C from this temperature. This mode stabilizes the uniformity of the process of heating the well and creates constancy of conditions to exclude the precipitation of paraffin in the sediment.
Мощность нагревательного кабеля должна быть достаточной для нагрева всей добываемой нефтяной жидкости и попутных газов до температуры, превышающей температуру плавления парафина на 2-60°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 2000 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 сополимера этилена составляет 110-120°С, а температура нефтяной жидкости на глубине 2000 м от устья скважины (при длине кабеля - 2000 м) равна 60°С. При выборе температуры нагрева кабеля необходимо исходить из следующих предпосылок: исходная температура нижнего конца кабеля на глубине 2000 м (наихудшие условия работы кабеля) составляет 60°С, а температура плавления изоляции равна 110°С. Чтобы не работать при предельной температуре, выбирают максимальную рабочую температуру кабеля не более 100°С.The power of the heating cable must be sufficient to heat all produced oil fluid and associated gases to a temperature exceeding the melting point of paraffin by 2-60 ° C, but the cable must be heated to such an extent as to prevent melting of the insulating material of the cable taking into account the temperature environment in the well in the lower part of the paraffin formation zone and paraffin deposition zone, which can be up to 2000 m. These parameters allow you to choose the optimal mode of operation of the well. So, for example, the melting point of paraffin is close to 60 ° C, the melting temperature of the insulating sheath of the heating cable, for example, from ethylene copolymer is 110-120 ° C, and the temperature of the oil liquid at a depth of 2000 m from the wellhead (with a cable length of 2000 m ) is equal to 60 ° C. When choosing a cable heating temperature, it is necessary to proceed from the following prerequisites: the initial temperature of the lower end of the cable at a depth of 2000 m (the worst conditions for cable operation) is 60 ° C, and the melting temperature of the insulation is 110 ° C. In order not to work at the extreme temperature, choose the maximum working temperature of the cable not more than 100 ° C.
Поддерживать постоянно одну и ту же температуру кабеля при включенном источнике питания затруднительно, поэтому его температуру регулируют путем периодического нагрева до максимально заданной температуры (90°С) и охлаждения в пределах 30°С, например, на 10°С, то есть до установления температуры кабеля, равной 80°С.It is difficult to maintain the same temperature of the cable constantly with the power source turned on, therefore its temperature is regulated by periodically heating to the maximum temperature (90 ° C) and cooling within 30 ° C, for example, by 10 ° C, i.e. until the temperature is established cable equal to 80 ° C.
Таким образом, предлагаемый способ практически полностью обеспечивает постоянную 100%-ную чистоту насосно-компрессорных труб.Thus, the proposed method almost completely ensures a constant 100% purity of the tubing.
Для реализации заявляемого способа нагрева нефтедобывающей скважины предлагается установка.To implement the proposed method for heating an oil well, an installation is proposed.
На фиг.1 и 2 представлены нефтедобывающие скважины 1, работающие с помощью штанговых глубинных насосов 2, причем на фиг.1 штанговый насос 2 имеет в качестве рабочего органа поршень 3, а на фиг.2 - плунжер 3.In Fig.1 and 2 presents
Нефтедобывающая скважина 1 имеет обсадную трубу 4, перфорированную напротив нефтяного пласта 5, внутри которой установлена колонна насосно-компрессорных труб НКТ 6, а в нижней части ее неподвижно закреплен штанговый глубинный насос 2, который соединен с колонной полых штанг 7 с помощью полого штока 8, на нижней части которого закреплен поршень (плунжер) 3 штангового глубинного насоса 2.The
Колонна полых штанг 7 через устьевой полый полированный шток 9 закреплена на траверсе 10 (разрез А фиг.3) с помощью муфты 11, установленной на верхнем конце полированного штока 9, которая своей нижней частью держит всю колонну полых штанг 7. В колонне полых штанг 7 размещен нагревательный кабель 12, который независимо от подвешенной колонны полых штанг 7 закреплен на муфте 11 фиксирующим элементом 13 (например, хомуты, конусный зажим и т.д.). Нагревательный кабель 12 опускается внутрь колонны полых штанг, при этом расстояние между внутренними стенками колонны полых штанг 7 и наружной поверхностью нагревательного кабеля выбиралось в пределах через соотношение диаметров D1 - внутренний диаметр полых штанг, D2 - диаметр нагревательного кабеля:The column of
1,02<D1/D2<2,0.1.02 <D1 / D2 <2.0.
Внутреннее пространство между колонной полых штанг 7 и нагревательным кабелем 12 заполняется диэлектрической и термопроводящей жидкостью. В качестве такой жидкости могут применяться электроизоляционные масла (трансформаторное, конденсаторное, нефтяное конденсаторное, вазелиновое масла) или жидкие синтетические диэлектрики (фторорганические, кремний-органические, углеводородные синтетические жидкости (справочник Института неорганической химии Сибирского отделения РАН, wwwxhe.nsk.su)).The internal space between the column of
Для изоляции внутреннего пространства колонны полых штанг 7 от попадания внутрь влаги, пыли, грязи и исключения испарения жидкости верхнее отверстие перекрывают резинометаллическими уплотнителями, установленными между полированным штоком 9 и муфтой 11.To isolate the inner space of the column of
Нагревательный кабель 12, опущенный в колонну полых штанг 7, электрически соединяется в соединительной коробке 14 с силовым кабелем 15, который связан со станцией управления нагревом кабеля 16.The
Полированный устьевой полый шток 9 с помощью траверсы качалки 10 осуществляет вертикальные возвратно-поступательные движения, при этом он в верхней части фонтанной арматуры 17 герметизирован устьевым сальником 18. Нефтяная жидкость отводится из скважины с помощью манифольда 19.A polished wellhead
На разрезе В фиг.4 дано поперечное сечение нефтедобывающей скважины 1, на котором изображены насосно-компрессорные трубы 6, колонна полых штанг 7, нагревательный кабель 12 и пространство между ними, заполняемое диэлектрической и термопроводящей жидкостью. На разрезе С Фиг.5 дано изображение соединения переходника 22 колонны полых штанг 7 с полым штоком 8 глубинного насоса 2.Section 4 shows a cross section of an
Конструкция глубинного насоса 2 (Фиг.6) отличается от существующих в мире штанговых глубинных насосов тем, что в центральной части штангового насоса 2 вертикально размещен полый шток 8, на нижней части которого жестко закреплен поршень (плунжер) 3. Для обеспечения возвратно-поступательного движения поршню (плунжеру) 3 полый шток 8 имеет удлинитель 21, на нижнем конце которого закреплен переходник 22, а к нему подсоединена по меньшей мере одна полая штанга 7, при этом конец у последней полой штанги 7 герметично закрыт. Нагревательный кабель 12 при этом спускают до нижнего конца последней полой штанги с таким расчетом, чтобы конец нагревательного кабеля 12 в нагретом состоянии не доставал до закрытого конца полой штанги 7 не менее чем на 100 мм.The design of the submersible pump 2 (Fig.6) differs from the existing in the world sucker-rod pumps in that in the central part of the sucker-rod pump 2 a
В случае, если в скважине парафин выпадает в интервале, расположенном много выше штангового насоса 2, то нагревательный кабель 12 опускают на глубину максимального парафинообразования.If in the well, paraffin drops out in the interval located much higher than the
Работа установки для нагрева скважины со штанговым насосом.The operation of the installation for heating the well with a rod pump.
Устройство для нагрева нефтедобывающей скважины со штанговым глубинным насосом 2 включает станок-качалку, колонну полых насосных штанг 7, осуществляющие возвратно-поступательные движения от траверсы-качалки" 10 внутри насосно-компрессорных труб (НКТ) 6, чем приводят в работу штанговый насос 2, при этом полые насосные штанги 7 выбирают наружным диаметром от 12 мм (1/2") до 74 мм (2,9"), внутри которых размещают изолированный нагревательный кабель 12.A device for heating an oil well with a
Причем пространство между внутренней стороной колонны полых насосных штанг 7 и нагревательным кабелем 12 заполнено диэлектрической и термопроводящей жидкостью, уровень которой поддерживается на конце верхней их части, при этом полые насосные штанги 7 соединены герметически, при этом колонна полых штанг 7 вместе с нагревательным кабелем 12 совершают вертикальные возвратно-поступательные перемещения, равные ходу поршня (плунжера) 3 штангового насоса 2.Moreover, the space between the inner side of the column of
Минимальный наружный диаметр полых насосных штанг 7 в размере 12 мм (1/2") обоснован исходя из того, что минимальный диаметр нагревательного кабеля допустим в размере 6 мм, учитывая минимальный зазор в внутреннем пространстве колонны полых штанг, равный 1 мм на сторону и толщину стенок полых штанг, равную 2 мм. А максимальная величина наружного диаметра полых насосных штанг в размере 74 мм определена большим объемом дебита, глубиной скважины, диаметром НКТ, мощностью нагревательного кабеля и площадью нагрева внутреннего пространства НКТ.The minimum outer diameter of the
Длина колонны полых штанг 7 определена расстоянием от траверсы 10 до места соединения их с глубинным насосом 2.The length of the column of
При этом колонна полых насосных штанг 7 вместе с нагревательным кабелем 12 совершают вертикальные возвратно-поступательные перемещения, равные ходу поршня (плунжера) 3 штангового насоса 2, в то же время колонна полых штанг 7 и нагревательный кабель 12 имеют независимые друг от друга подвески на траверсе-"качалке" 10, при этом расстояние от конца нагревательного кабеля 12 в нагретом состоянии до закрытого конца колонны полых штанг 7 должно быть не менее 100 мм с учетом коэффициента теплового расширения нагревательного кабеля 12 и колонны полых штанг 7.In this case, the column of
По меньшей мере один нагревательный элемент нагревательного кабеля 12 выполнен многожильным, при этом его жилы электрически соединяются в нижней его части и изолируются, а верхние концы подсоединяются к источнику питания (станции управления нагревом кабеля 16), при этом кабель становится более гибким и позволяет варьировать мощностью и температурой. Нагревательные элементы могут быть выполнены из одного или того же материала или из разных материалов, имеющие близкие по значению коэффициенты теплового расширения, что обеспечивает надежность соединения их нижних концов.At least one heating element of the
Причем нагревательный кабель 12 может дополнительно содержать по меньшей мере один заключенный в изоляционную оболочку электрически нейтральный силовой элемент из стальных жил, при этом нагревательные элементы выполнены из другого материала и расположены коаксиально к нейтральному силовому элементу, но изолированы друг от друга; кроме того, нагревательный кабель 12 может дополнительно содержать по меньшей мере один электрически зависимый силовой элемент из стальных жил, при этом нагревательные элементы выполнены из другого материала и расположены коаксиально к силовому элементу, но изолированы друг от друга, причем внутренний нагревательный элемент электрически связан с силовым элементом.Moreover, the
При этом нагревательные элементы расположены друг относительно друга симметрично или коаксиально, а общее электрическое сопротивление нагревательных элементов составляет не более 20 Ом.In this case, the heating elements are arranged symmetrically or coaxially with respect to each other, and the total electrical resistance of the heating elements is not more than 20 Ohms.
Может быть, что каждый нагревательный элемент выполнен в виде ленты, площадь поперечного сечения которой изменяется от одного ее конца к другому, кроме того, нагревательный кабель 12 может содержать по меньшей мере один дополнительный нагревательный элемент.It may be that each heating element is made in the form of a tape, the cross-sectional area of which varies from one end to the other, in addition, the
Одновременно нагревательный кабель 12 в своей нижней части может изменять свое сопротивление для повышения температуры нагрева штангового насоса 2, причем длина более нагреваемой части кабеля должна быть не менее длины нагревательного кабеля 12, максимально входящего в штанговый насос 2, при этом соединение колонны полых штанг 7 через шток 8 с поршнем (плунжером) 3 глубинного насоса 2 аналогично соединению монолитных штанг в прототипе штангового насоса, а спуск нагревательного кабеля 12 производится после полного спуска и крепления на траверсе 10 колонны полых штанг 7.At the same time, the
Нагревательный кабель 12 содержит по меньшей мере один датчик температуры, установленный около нагревательных жил внутри кабеля, а система управления нагревом выполнена с возможностью регулирования его температуры с возможностью периодического нагрева до максимально заданной температуры и его охлаждения в пределах 30°С.The
Установка содержит систему управления нагревом скважины 1, включающую в себя датчики съема информации и станцию управления нагревом кабеля 16 с микроЭВМ с программным управлением режимом нагрева при ручном выборе температурного и временного диапазонов нагрева и прибор перевода работы станции в автоматический режим в диапазоне установленных интервалов (уставок), а также контроллер, обеспечивающий контроль за электрическими, температурными и временными параметрами работы кабеля и установки в целом.The installation comprises a control system for heating the
Штанговый глубинный насос 2 (фиг.1, 2 и 5) включает полый шток 8, в нижней части которого находится соединительный элемент 20, соединяющий поршень (плунжер) 3 со штоком 8, а в верхней части - полый переходник 22, соединяющий полый шток 8 с колонной полых штанг 7.The sucker rod pump 2 (FIGS. 1, 2, and 5) includes a
Колонна полых штанг 7 под своим весом опускается и через полый переходник 21 и полый шток 8 передает поступательное движение поршню (плунжеру) 3. В этот момент происходит заполнение рабочей камеры штангового насоса 2 нефтяной жидкостью из нижнего горизонта скважины 1. При этом нагретый кабель 12, нижний конец которого находится около поршня (плунжера) 3, вместе с колонной полых штанг 7 опускается до нижнего положения хода поршня (плунжера) 3 и при этом происходит нагрев жидкости, поступающей в рабочую камеру штангового насоса 2.The column of
При подъеме колонны полых штанг 7 траверсой 10 происходит возвратное движение поршня (плунжера) 3, при этом жидкость, находящаяся в рабочей камере, начинает выдавливаться в колонну НКТ 6. Нагретый кабель 12 в этот момент продолжает нагрев жидкости, находящейся в рабочей камере. Одновременно нагревательный кабель 12 через колонну полых штанг 7 в процессе их возвратно-поступательного движения нагревает по всей длине скважины 1 жидкость, находящуюся во внутреннем пространстве колонны НКТ 6 до температуры, превышающей температуру плавления парафинов на 2-62°С. Кроме того, в результате многократных возвратно-поступательных движений нагретого полого штока 8 происходит нагрев не только жидкости, проходящей через штанговый насос 2, но и самого насоса, что обеспечивает ускорение и увеличение нагрева жидкости в насосе 2.When lifting the column of
Второй вариант конструкции штангового глубинного насоса (фиг.6), в котором штанговый насос 2 включает полый шток 8, в нижней части которого закреплен поршень (плунжер) 3, а в верхней части - полый переходник 22, соединяющий полый шток 8 с колонной полых штанг 7. При этом к нижней части полого штока 8 крепится полый удлинитель штока 21, к которому в нижней части через полый переходник 22 крепится дополнительная часть колонны полых штанг 7, обеспечивающая предварительный нагрев жидкости перед поступлением ее в штанговый насос 2.The second design variant of the sucker rod pump (Fig.6), in which the
Колонна полых штанг 7 под своим весом опускается и через полый переходник 22 и полый шток 8 передает поступательное движение поршню (плунжеру) 3, удлинителю штока 21 и закрепленной на нем дополнительной части колонны полых штанг 7. В этот момент происходит заполнение рабочей камеры штангового насоса 2 нефтяной жидкостью из нижнего горизонта скважины 1. При этом нагретый кабель 12, нижний конец которого находится значительно ниже штангового насоса 2, обеспечивает предварительный нагрев жидкости перед поступлением ее в насос.The column of
Длина устройства и всех его элементов выбирается таким образом, чтобы обеспечить возвратно-поступательное движение поршню (плунжеру) 3, подсоединение к нему верхней и нижней частей колонны полых штанг 7, опускание и размещение в них цельного нагревательного кабеля 12 от устья скважины до конца колонны полых штанг 7, опущенных ниже штангового насоса 2 на глубину, обеспечивающую условия для достаточного прогрева насоса и лифта скважины.The length of the device and all its elements is selected in such a way as to provide reciprocating movement to the piston (plunger) 3, connecting the upper and lower parts of the
Принципиальные изменения, внесенные в способ, устройство и штанговый глубинный насос, дают возможность работать в широких диапазонах дебита, конструктивных размерах, временных и температурных режимах, 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 с ШГН.Fundamental changes made to the method, device and sucker-rod pump make it possible to work in a wide range of flow rates, design sizes, time and temperature conditions, which allow us to solve the main problem in an oil well - to exclude the possibility of formation of paraffin plugs, thereby ensuring continuous production with the maximum possible constant flow rate of oil from the well with SHGN.
Практическая полезность заявляемого изобретения подтверждена проведенными испытаниями установки, в результате которых скважина, ранее полностью забивавшаяся парафином в течение 3-10 суток, проработала без остановки для очистки все 90 дней испытаний. Дальнейшая эксплуатация установки показала, что за время 10-ти месячной промышленной эксплуатации установки не произошло ни одной остановки скважины по причине парафинообразования. При этом среднесуточный дебит скважины увеличился более чем в 1,5 раза. Максимальная температура нагрева кабеля составляла 90°С, повышение температуры продукта на выходе из скважины - с 14°С до 43°С, увеличение суточного дебита - с 16 до 27 м3, изменение содержания воды в нефтяной жидкости - с 16 до 9%, время работы установки не менее 8 часов в сутки.The practical usefulness of the claimed invention is confirmed by tests of the installation, as a result of which the well, previously completely clogged with paraffin for 3-10 days, worked without stopping to clean all 90 days of testing. Further operation of the installation showed that during the 10-month industrial operation of the installation there was not a single shutdown of the well due to paraffin formation. At the same time, the average daily well production rate increased by more than 1.5 times. The maximum heating temperature of the cable was 90 ° С, an increase in the temperature of the product at the exit from the well from 14 ° С to 43 ° С, an increase in the daily production rate from 16 to 27 m 3 , a change in the water content in the oil liquid from 16 to 9%, installation operation time of at least 8 hours per day.
Промышленная применимостьIndustrial applicability
Изобретение может быть использовано для оборудования нефтедобывающих скважин со штанговыми глубинными насосами и поддержания в них технологически теплового режима в целях предотвращения образования и ликвидации парафиновых отложений.The invention can be used to equip oil wells with sucker rod pumps and maintain technologically thermal conditions in them in order to prevent the formation and elimination of paraffin deposits.
Claims (13)
Priority Applications (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005103530/03A RU2280153C1 (en) | 2005-02-11 | 2005-02-11 | Heating method and device for oil production well provided with sucker-rod borehole pump |
| PCT/RU2005/000691 WO2006085791A2 (en) | 2005-02-11 | 2005-12-29 | Method for heating an oil-producing well with the aid of a deep-well pump, a device for carrying out said method and a deep-well pump (variants) for said device |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2005103530/03A RU2280153C1 (en) | 2005-02-11 | 2005-02-11 | Heating method and device for oil production well provided with sucker-rod borehole pump |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2280153C1 true RU2280153C1 (en) | 2006-07-20 |
Family
ID=36793459
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2005103530/03A RU2280153C1 (en) | 2005-02-11 | 2005-02-11 | Heating method and device for oil production well provided with sucker-rod borehole pump |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2280153C1 (en) |
| WO (1) | WO2006085791A2 (en) |
Cited By (11)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2450117C1 (en) * | 2010-10-01 | 2012-05-10 | Халим Назипович Музипов | Method to heat gas-liquid mixture in well to prevent deposits of paraffin on walls of lifting pipes |
| RU2455461C1 (en) * | 2010-11-15 | 2012-07-10 | Алексей Михайлович Клишковский | Method of fluid flow heating in oil and gas well and installation for its implementation |
| CN105422051A (en) * | 2015-12-10 | 2016-03-23 | 吴明涛 | Oil production process device |
| RU2614280C2 (en) * | 2015-07-21 | 2017-03-24 | Константин Иосифович Сухарев | Fluid flow heating system in pipes |
| CN110318714A (en) * | 2019-06-26 | 2019-10-11 | 江苏联冠兆星石化科技有限公司 | A kind of " cold adopt cold defeated " from producing well to measuring station adopts fuel transfer system |
| CN111364962A (en) * | 2020-04-01 | 2020-07-03 | 辽宁华孚石油高科技股份有限公司 | Electric heating method and device for enhancing oil production of SAGD well |
| CN112228024A (en) * | 2019-07-15 | 2021-01-15 | 中国石油化工股份有限公司 | Heavy oil recovery method and pipe string |
| CN112832713A (en) * | 2021-01-05 | 2021-05-25 | 大庆可道石油科技有限公司 | Oil well down-hole non-wax deposition device |
| RU207211U1 (en) * | 2021-03-16 | 2021-10-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Волгоградский государственный технический университет" (ВолгГТУ) | Device for melting and storage of viscous petroleum products |
| CN114482954A (en) * | 2022-02-16 | 2022-05-13 | 石家庄之迪石油工程技术有限责任公司 | Novel process for improving yield by using oil well associated gas |
| RU2790463C1 (en) * | 2022-01-31 | 2023-02-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") | Method of oil extraction using sucker-rod pump with thermal and gas impact on reservoir and an extraction device |
Families Citing this family (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN101235711B (en) * | 2007-01-31 | 2011-06-01 | 辽宁华孚石油高科技股份有限公司 | Hollow sucker rod electric heater unit |
| CN103835689B (en) * | 2014-03-17 | 2016-08-17 | 大连爱德摩设备制造有限公司 | Oil reservoir electrical heating oil extracting appts and using method thereof |
| CN104481510B (en) * | 2014-12-10 | 2017-09-29 | 马瑞程 | A kind of method for determining heating cable for hollow oil-pumping rod depth of setting |
| CN111827944B (en) * | 2019-04-22 | 2023-02-17 | 中国石油化工股份有限公司 | Pump-crossing closed circulating heating pipe column |
| CN111980630B (en) * | 2020-08-03 | 2022-06-24 | 中国石油化工股份有限公司 | Pump depth adjusting method for oil well pump |
| CN116839223B (en) * | 2023-09-01 | 2023-11-24 | 新疆智普科研服务有限公司 | Intelligent oil gas heating device and control method thereof |
Family Cites Families (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4716960A (en) * | 1986-07-14 | 1988-01-05 | Production Technologies International, Inc. | Method and system for introducing electric current into a well |
| SU1629493A1 (en) * | 1989-02-01 | 1991-02-23 | Институт Проблем Глубинных Нефтегазовых Месторождений Ан Азсср | Composition for removing paraffin and asphalt-resin deposits |
| RU2029069C1 (en) * | 1992-12-16 | 1995-02-20 | Самгин Юрий Сергеевич | Device for well heating and method for maintenance of well heating conditions |
| RU2100579C1 (en) * | 1995-11-24 | 1997-12-27 | Роберт Шакурович Муфазалов | Sucker-rod pumping unit for operation of marginal wells |
-
2005
- 2005-02-11 RU RU2005103530/03A patent/RU2280153C1/en not_active IP Right Cessation
- 2005-12-29 WO PCT/RU2005/000691 patent/WO2006085791A2/en active Application Filing
Cited By (13)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2450117C1 (en) * | 2010-10-01 | 2012-05-10 | Халим Назипович Музипов | Method to heat gas-liquid mixture in well to prevent deposits of paraffin on walls of lifting pipes |
| RU2455461C1 (en) * | 2010-11-15 | 2012-07-10 | Алексей Михайлович Клишковский | Method of fluid flow heating in oil and gas well and installation for its implementation |
| RU2614280C2 (en) * | 2015-07-21 | 2017-03-24 | Константин Иосифович Сухарев | Fluid flow heating system in pipes |
| CN105422051A (en) * | 2015-12-10 | 2016-03-23 | 吴明涛 | Oil production process device |
| CN110318714A (en) * | 2019-06-26 | 2019-10-11 | 江苏联冠兆星石化科技有限公司 | A kind of " cold adopt cold defeated " from producing well to measuring station adopts fuel transfer system |
| CN112228024A (en) * | 2019-07-15 | 2021-01-15 | 中国石油化工股份有限公司 | Heavy oil recovery method and pipe string |
| CN112228024B (en) * | 2019-07-15 | 2024-04-19 | 中国石油化工股份有限公司 | Thickened oil recovery method and pipe column |
| CN111364962A (en) * | 2020-04-01 | 2020-07-03 | 辽宁华孚石油高科技股份有限公司 | Electric heating method and device for enhancing oil production of SAGD well |
| CN112832713A (en) * | 2021-01-05 | 2021-05-25 | 大庆可道石油科技有限公司 | Oil well down-hole non-wax deposition device |
| CN112832713B (en) * | 2021-01-05 | 2021-07-16 | 大庆可道石油科技有限公司 | Oil well down-hole non-wax deposition device |
| RU207211U1 (en) * | 2021-03-16 | 2021-10-18 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Волгоградский государственный технический университет" (ВолгГТУ) | Device for melting and storage of viscous petroleum products |
| RU2790463C1 (en) * | 2022-01-31 | 2023-02-21 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-производственная организация "Инновация" (ООО "НПО "Инновация") | Method of oil extraction using sucker-rod pump with thermal and gas impact on reservoir and an extraction device |
| CN114482954A (en) * | 2022-02-16 | 2022-05-13 | 石家庄之迪石油工程技术有限责任公司 | Novel process for improving yield by using oil well associated gas |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| WO2006085791A2 (en) | 2006-08-17 |
| WO2006085791A3 (en) | 2007-02-15 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| RU2280153C1 (en) | Heating method and device for oil production well provided with sucker-rod borehole pump | |
| US20070056729A1 (en) | Apparatus for treating fluid streams | |
| US4716960A (en) | Method and system for introducing electric current into a well | |
| US20090071646A1 (en) | Apparatus for treating fluid streams | |
| RU2258805C2 (en) | System for chemical injection into well, oil well for oil product extraction (variants) and oil well operation method | |
| US6588500B2 (en) | Enhanced oil well production system | |
| US8265468B2 (en) | Inline downhole heater and methods of use | |
| US4790375A (en) | Mineral well heating systems | |
| US20020023751A1 (en) | Live well heater cable | |
| AU2011245498B2 (en) | Method of retrofitting subsea equipment with separation and boosting | |
| EP0485220A1 (en) | Electrical heating system for subsea flexible pipelines | |
| US10125589B2 (en) | Downhole induction heater and coupling system for oil and gas wells | |
| RU134575U1 (en) | HIGH VISCOUS OIL PRODUCTION DEVICE | |
| RU2004115619A (en) | METHOD FOR CONDITIONING WELL FLUIDS AND PUMP BAR INTENDED FOR IMPLEMENTATION OF THE METHOD | |
| US20190360293A1 (en) | Coiled Tubing Connector to Electrical Submersible Pump | |
| RU2550842C1 (en) | Oil-well sucker-rod pumping unit (versions) | |
| US20050135796A1 (en) | In line oil field or pipeline heating element | |
| RU137332U1 (en) | DEVICE FOR SIMULTANEOUSLY SEPARATE OPERATION OF TWO LAYERS IN A WELL | |
| EA010921B1 (en) | Heating method for oil-production well provided with sucker rod deep well pump, device therefor and a sucker rod deep well pump (embodiments) for use thereof | |
| RU2599653C1 (en) | Well operation method | |
| US10995588B2 (en) | Installation of heating for hydrocarbon extraction pipes | |
| RU2273725C2 (en) | Method and device for oil and gas well dewaxing | |
| US3213942A (en) | Apparatus for eliminating paraffin from oil well tubing | |
| RU2337236C2 (en) | Device for well operation | |
| RU2272893C2 (en) | Device to prevent hydrate and paraffin deposits in flow pipes of oil and gas wells |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| PD4A | Correction of name of patent owner | ||
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20070621 |
|
| QB4A | Licence on use of patent |
Effective date: 20070723 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20090212 |
|
| MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20130212 |