RU2449112C1 - Method of thermal rates regulating of oil wells and oil pipelines - Google Patents
Method of thermal rates regulating of oil wells and oil pipelines Download PDFInfo
- Publication number
- RU2449112C1 RU2449112C1 RU2010134082/03A RU2010134082A RU2449112C1 RU 2449112 C1 RU2449112 C1 RU 2449112C1 RU 2010134082/03 A RU2010134082/03 A RU 2010134082/03A RU 2010134082 A RU2010134082 A RU 2010134082A RU 2449112 C1 RU2449112 C1 RU 2449112C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- oil
- cable
- temperature
- heating
- heating cable
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
Abstract
Description
Область техники, к которой относится изобретениеFIELD OF THE INVENTION
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для создания оптимального теплового режима в добывающих нефтяных скважинах и нефтепроводах для предотвращения асфальтно-смоло-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин и нефтепроводах.The invention relates to the oil industry and can be used to create optimal thermal conditions in producing oil wells and oil pipelines to prevent asphalt-resin-paraffin deposits in oil tubing and oil pipelines.
Уровень техникиState of the art
Известен способ депарафинизации нефтегазовых скважин (патент РФ на изобретение №2166615, опубл. 10.05.2001), включающий спуск в насосно-компрессорной трубе кабеля с распределенным по длине нагревательным элементом на глубину, где температура скважинной жидкости выше точки начала кристаллизации парафиногидратов и подключение нагревательного элемента кабеля к регулируемому источнику электропитания, выделение нагревательным элементом удельной мощности вдоль насосно-компрессорной трубы, а также соответствующее устройство, содержащее кабель с нагревательным элементом, состоящим из двух частей - внешней коаксиальной и внутренней, подключенных к регулируемому источнику электропитания, электрически соединенных в нижней части кабеля, опущенного на глубину начала кристаллизации парафиногидратов.A known method of dewaxing oil and gas wells (RF patent for the invention No. 2166615, publ. 05/10/2001), including the descent in the tubing of a cable with a heating element distributed along the length to a depth where the temperature of the borehole fluid is higher than the point of crystallization of paraffin hydrates and connecting the heating element cable to a regulated power source, the allocation of specific power by the heating element along the tubing, as well as the corresponding device containing the cable a heating element consisting of two parts - inner and outer coaxial, are connected to a regulated power supply source electrically connected to the bottom of the cable dropped to a depth beginning parafinogidratov crystallization.
Недостатком этого способа является низкая надежность кабеля, сложность подготовительных операций при реализации данного способа, повышенный расход электроэнергии, связанный с тем, что данный способ требует практически непрерывной подачи электроэнергии для поддержания температуры ствола скважины выше точки начала парафинообразований при любых возможных изменениях в режиме работы скважины.The disadvantage of this method is the low reliability of the cable, the complexity of the preparatory operations for the implementation of this method, the increased energy consumption associated with the fact that this method requires an almost continuous supply of electricity to maintain the temperature of the wellbore above the point of paraffin formation at any possible changes in the well operating mode.
Известен способ депарафинизации нефтегазовых скважин (патент РФ на изобретение №2273725, опубл. 10.04.2006 г.), включающий спуск в зону возможного парафинообразования и нагревательного кабеля с нагревательными элементами, включение нагревательных элементов кабеля к регулируемому источнику электропитания. Подачу химического реагента по гидравлическому каналу в скважину осуществляют либо при помощи дозировочного насоса, либо без него самотеком за счет гидростатического давления ниже точки начала кристаллизации парафиногидратов, а в качестве химического реагента применяют растворители, ингибиторы, деэмульгаторы, депрессаторы. По данному способу возможно подачу химического реагента и/или тепловой мощности проводить циклически.A known method of dewaxing oil and gas wells (RF patent for the invention No. 2273725, publ. 04/10/2006), including the descent into the zone of possible paraffin formation and a heating cable with heating elements, the inclusion of heating elements of the cable to a regulated power source. The chemical reagent is supplied through the hydraulic channel to the well either using a dosing pump or without it by gravity due to hydrostatic pressure below the point of crystallization of paraffin hydrates, and solvents, inhibitors, demulsifiers, depressants are used as the chemical reagent. According to this method, it is possible to supply the chemical reagent and / or thermal power cyclically.
Недостатком известного устройства является относительно невысокая надежности и эффективность процесса нагрева скважины, а высокая стоимость химических реагентов приводит к достаточно высоким эксплуатационным затратам.A disadvantage of the known device is the relatively low reliability and efficiency of the process of heating the well, and the high cost of chemicals leads to a fairly high operating costs.
Наиболее близким к предлагаемому является способ компенсации тепловых потерь в нефтяной скважине (патент РФ №2305174, опубл. 27.08.2007 г.), включающий спуск в насосно-компрессорную трубу кабеля с нагревательным элементом, на глубину, где температура скважинной жидкости выше точки начала кристаллизации парафиногидратов, подключение нагревательного элемента кабеля к регулируемому источнику электропитания, выделение нагревательным элементом удельной мощности вдоль насосно-, компрессорной трубы, причем распределение выделяемой нагревательным элементом удельной мощности вдоль насосно-компрессорной трубы пропорционально тепловым потерям на элементарных участках насосно-компрессорной трубы.Closest to the proposed is a method of compensating for heat loss in an oil well (RF patent No. 2305174, published on 08.27.2007), which includes lowering a cable with a heating element into the tubing to a depth where the temperature of the borehole fluid is above the point of crystallization onset paraffin hydrates, connecting the heating element of the cable to an adjustable power supply, the heating element allocates specific power along the pump and compressor pipes, and the distribution of the heating a specific power element along the tubing is proportional to the heat loss in the elementary sections of the tubing.
Недостатком этого способа является необходимость проведения дополнительного геологического исследования геотермы скважины, на которой предполагается использование данного метода. Нагревательный элемент кабеля имеет сложную конструкцию и изготавливается для каждой скважины индивидуально, что приводит к значительному увеличению стоимости кабеля. Эффективно метод может быть применен только на той скважине, для которой изготовлен кабель, применение метода с данным кабелем на другой скважине малоэффективно из-за несогласованности параметров кабеля и свойств скважины. Высокая стоимость и низкая гибкость оборудования не позволяет осуществлять массовое внедрение данного способа в нефтедобывающей отрасли.The disadvantage of this method is the need for additional geological studies of the geothermal wells, which are supposed to use this method. The heating element of the cable has a complex structure and is manufactured individually for each well, which leads to a significant increase in the cost of the cable. Effectively, the method can be applied only to the well for which the cable was manufactured; applying the method with this cable to another well is ineffective due to inconsistency of cable parameters and well properties. The high cost and low flexibility of the equipment does not allow the mass implementation of this method in the oil industry.
Раскрытие изобретенияDisclosure of invention
Техническим результатом изобретения является минимизация потребляемой мощности при достижении оптимального режима работы скважины, повышение надежности и снижение эксплуатационных затрат.The technical result of the invention is the minimization of power consumption when achieving the optimal operating mode of the well, increasing reliability and reducing operating costs.
Указанный технический результат достигается тем, что управление и контроль процесса стабилизации осуществляется дистанционно в режиме реального времени с помощью цифрового порта телеметрии; кроме того, вычисление температуры нагревательного кабеля системой управления для его защиты и контроля проводится в соответствии с формулойThe specified technical result is achieved by the fact that the control and monitoring of the stabilization process is carried out remotely in real time using a digital telemetry port; in addition, the temperature of the heating cable is calculated by the control system for its protection and control in accordance with the formula
TK=20+[(RK/R20-1)/α],T K = 20 + [(R K / R 20 -1) / α],
где RK - сопротивление силовых проводников нагревательного кабеля,where R K is the resistance of the power conductors of the heating cable,
R20 - сопротивление силовых проводников нагревательного кабеля при 20°С,R 20 - resistance of the power conductors of the heating cable at 20 ° C,
α - температурный коэффициент сопротивления, 1/°С;α is the temperature coefficient of resistance, 1 / ° С;
сопротивление силовых проводников нагревательного кабеля при 20°С вычисляется по формулеthe resistance of the power conductors of the heating cable at 20 ° C is calculated by the formula
R20=ρ*(2*LК/SК),R 20 = ρ * (2 * L K / S K ),
где ρ - удельное сопротивление кабеля, Ом*мм2/м,where ρ is the cable resistivity, Ohm * mm 2 / m,
LК - длина нагревательного кабеля, м,L K - the length of the heating cable, m,
SК - сечение силовых проводников, мм2;S K - section of power conductors, mm 2 ;
или по формулеor according to the formula
R20=R0*[1+α*(T0-20)],R 20 = R 0 * [1 + α * (T 0 -20)],
где R0 - -сопротивление силовых проводников нагревательного кабеля при температуре Т0;where R 0 - is the resistance of the power conductors of the heating cable at a temperature of T 0 ;
измеренные значения напряжения и тока в нагревательном кабеле, вычисленные данные о температуре нагревательного кабеля и измеренную температуру нефти на устье скважины блок управления передает на панель оператора, на основании имеющихся данных и заданной с панели оператора уставки регулирования блок управления формирует сигнал управления, синхронизирует его с сигналом от блока питания и синхронизации и формирует импульсы управления для управляемого мостового выпрямителя.the control unit transmits the measured voltage and current values in the heating cable, the calculated data on the temperature of the heating cable and the measured oil temperature at the wellhead to the operator panel, on the basis of the available data and the control setpoint set from the operator panel, the control unit generates a control signal, synchronizes it with the signal from the power supply and synchronization and generates control pulses for a controlled bridge rectifier.
Это позволяет отказаться от применения установленных в нагревательный кабель датчиков температуры, что значительно упрощает конструкцию нагревательного кабеля и повышает его надежность.This allows you to abandon the use of temperature sensors installed in the heating cable, which greatly simplifies the design of the heating cable and increases its reliability.
Таким образом, заложенные в предлагаемый способ стабилизации тепловых режимов работы нефтяных скважин и нефтепроводов идеи (телеметрия и расчет температуры кабеля) делают применение данного способа очень гибким и универсальным, позволяя применять одно и то же оборудование на различных скважинах и нефтепроводах, а также позволяет осуществлять промышленный выпуск оборудования для реализации данного способа, что в сумме с возможностью применения более дешевых нагревательных кабелей упрощенной конструкции позволяет снизить эксплуатационные затраты применения данного способа.Thus, the ideas (telemetry and cable temperature calculation) incorporated into the proposed method for stabilizing the thermal regimes of oil wells and oil pipelines make the application of this method very flexible and universal, allowing the use of the same equipment in different wells and oil pipelines, and also allows for industrial production of equipment for implementing this method, which, combined with the possibility of using cheaper heating cables of a simplified design, reduces operating tional costs of application of the method.
Для достижения заявленных целей необходимо точное согласование режима работы устройства, реализующего способ, с работой скважины, что возможно при проведении дополнительных геофизических исследований с последующей настройкой режима работы такого устройства. Известные способы и устройства, реализующие эти способы, или не позволяют изменять заданные при изготовлении настройки или перенастройка их режима работы очень сложна (например, настройка коэффициентов ПИД-регулирования). Заданные при изготовлении настройки не являются оптимальными в большинстве случаев применения устройств, реализующих способ депарафинизации, поскольку тепловой режим работы скважин, химический состав и физические свойства добываемой нефти, газовый фактор, дебит скважин и другие факторы, определяющие оптимальный режим работы устройства, реализующего способ депарафинизации, очень различны на скважинах даже одного и того же месторождения. Кроме того, в процессе длительной эксплуатации скважины возможны изменения в режиме ее работы, что приводит к необходимости постоянного контроля и оперативной коррекции режима работы установки нагрева нефти.To achieve the stated goals, it is necessary to precisely coordinate the operating mode of the device that implements the method with the operation of the well, which is possible with additional geophysical studies followed by setting the operating mode of such a device. Known methods and devices that implement these methods, or do not allow you to change the settings made in the manufacture or reconfiguring their operating mode is very difficult (for example, setting the PID control coefficients). The settings specified during manufacturing are not optimal in most cases of the use of devices that implement the dewaxing method, since the thermal regime of the wells, the chemical composition and physical properties of the oil produced, the gas factor, the flow rate of the wells and other factors determining the optimal mode of operation of the device that implements the dewaxing very different in wells even of the same field. In addition, during the long-term operation of the well, changes in the mode of its operation are possible, which leads to the need for constant monitoring and operational correction of the operating mode of the oil heating installation.
Краткое описание чертежейBrief Description of the Drawings
На фиг.1 приведена общая схема размещения устройства для осуществления способа стабилизации тепловых режимов работы нефтяных скважин и нефтепроводов.Figure 1 shows the General layout of the device for implementing the method of stabilization of thermal conditions of oil wells and oil pipelines.
На фиг.2 приведена функциональная схема станции управления 1.Figure 2 shows the functional diagram of the control station 1.
На фигурах обозначены: станция управления 1, шкаф клеммный переходной 2, кабель нагревательный силовой 3, датчик температуры 4, автоматический выключатель 5, блок силовых контактов 6, управляемый силовой выпрямитель 7, блок питания и синхронизации 8, блок управления 9, панель оператора 10, цифровой порт телеметрии 11, блок архивирования параметров работы 12, силовые проводники 13, проводники датчика температуры на устье 14, ролик оттяжной 15, направляющий ролик 16, замок 17, насосно-компрессорная труба 18, затрубное пространство 19, обсадная колонна 20, промежуточные электрические соединения силовых цепей 21, броня 22, клемма защитного заземления 23.In the figures: control station 1, terminal transitional cabinet 2, power heating cable 3, temperature sensor 4,
Установка нагрева нефти содержит спускаемый в зону возможного парафинообразования нагревательный кабель 3, в котором установлены: силовые проводники 13 и броня 22, состоящая из металлических жил, защищенных внешней полимерной оболочкой (не показана). Броня 22 в шкафу 2 клеммном переходом подключена к клемме защитного заземления 23 и соединена далее с контуром защитного заземления (не показано). Силовые проводники 13 имеют промежуточное электрическое соединение 21 в шкафу 2 клеммном переходном и соединены далее со станцией управления 1.The oil heating installation comprises a heating cable 3 lowered into the zone of possible paraffin formation, in which are installed: power conductors 13 and armor 22, consisting of metal cores protected by an external polymer sheath (not shown). The armor 22 in the cabinet 2 is connected by a terminal junction to the protective earth terminal 23 and is further connected to the protective earth circuit (not shown). Power conductors 13 have an intermediate electrical connection 21 in the cabinet 2 terminal transitional and connected further to the control station 1.
Станция управления 1 состоит из корпуса (не пронумерован), внутри которого установлены все элементы управления нагревом кабеля. Цепи питания (не пронумеровано) станции управления 1 подключены к автоматическому выключателю 5. Через автоматический выключатель 5 питающее напряжение подается на блок питания и синхронизации 8 и блок силовых контактов 6, который далее соединен с управляемый силовой выпрямитель 7. Блок питания и синхронизации 8 соединен с блоком управления 9. Блок управления 9 соединен с помощью проводников 14 с датчиком температуры 4 на устье скважины (не пронумеровано), и с панелью оператора 10, которая имеет соединение с цифровым портом телеметрии 11 и блок архивирования параметров работы 12.The control station 1 consists of a housing (not numbered), inside which all the controls for heating the cable are installed. The power circuits (not numbered) of the control station 1 are connected to the
На управляемом силовом выпрямителе 7 расположены электротехнические выводы (не показаны) к которым подключены силовые, проводники 13 кабеля нагревательного 3. При этом нагревательный кабель 3 погружен нижним концом в насосно-компрессорную трубу 18 и закреплен на ней с помощью замка 17 и герметизирующего сальникового устройства (не пронумеровано). Насосно-компрессорная труба 18 установлена в обсадной колонне 20, причем между насосно-компрессорной трубой 18 и обсадной колонной 20 имеется затрубное пространство 19, являющееся проводником тепла от насосно-компрессорной трубы 18 в грунт (не пронумерован). На поверхности нагревательный кабель 3 закреплен в замке 17, проходит через направляющий ролик 15 и оттяжной ролик 16.On a controlled
Осуществление изобретенияThe implementation of the invention
В конструкции предлагаемой установки нагрева нефти функция постоянного контроля и оперативной коррекции всех параметров и режимов работы установки нагрева нефти выполняет цифровой порт телеметрии 11. С его помощью установка нагрева нефти может быть интегрирована в уже имеющуюся систему телемеханики (не показана) или организована новая. Сигналы управления по системе телемеханики (не показана) принимаются цифровым портом телеметрии 11 и далее передаются на панель оператора 10.In the design of the proposed oil heating installation, the function of continuous monitoring and operational correction of all parameters and operating modes of the oil heating installation is performed by the
Панель оператора 10 отображает режим работы установки нагрева нефти и позволяет изменять их непосредственно на месте эксплуатации. Панель оператора 10 передает заданные оператором или переданные по телеметрии сигналы управления в блок управления 9, а также получает от блока управления 9 информацию о режимах работы установки, далее передает ее в блок архивирования параметров работы 12, где она сохраняется и может быть прочитана через панель оператора 10 с последующей передачей информации по системе телемеханики через цифровой порт телеметрии 11.The
Питание установки нагрева нефти осуществляют от трехфазной сети переменного тока напряжением 380 В, частотой 50 Гц (не пронумеровано). Напряжение питающей сети прикладывается к контактам автоматического выключателя 5. Он дает возможность включения и выключения силовой цепи установки нагрева нефти, а также обеспечивает отключение напряжения при возникновении аварийной ситуации.The power of the oil heating installation is carried out from a three-phase AC network with a voltage of 380 V, a frequency of 50 Hz (not numbered). The voltage of the supply network is applied to the contacts of the
С автоматического выключателя 5 напряжение поступает на блок питания и синхронизации 8 и на блок силовых контактов 6. Блок силовых контактов 6 дает возможность подключать внешний повышающий трансформатор (не показан), что позволяет существенно расширить мощностные характеристики установки нагрева нефти и сделать эффективным ее применение на большинстве нефтяных скважин. С блок, силовых контактов 6 напряжение поступает на управляемый силовой выпрямитель 7.From the
Управляемый мостовой выпрямитель 7 преобразует переменное напряжение питающей сети в постоянное напряжение прикладываемое к силовым проводникам 13 нагревательного кабеля 3, необходимое для создания рабочего тока в цепи силовых проводников 13. Управляемый мостовой выпрямитель 7 регулирует величину отдаваемой в нагревательный кабель 3 энергии, а следовательно, и температуру нагреваемой нефти.The controlled
Измерение температуры на устье скважины производится блоком управления 9 с помощью соединенного с ним проводниками датчика температуры на устье 14, датчика температуры 4. Таким образом, формируется обратная связь по температуре добываемой нефти, что позволяет организовать эффективный механизм управления работой установки нагрева нефти. Блок управления 9 измеряет выходное напряжение управляемого мостового выпрямителя 7 и ток в цепи силовых проводников 13 нагревательного кабеля 3. На основании имеющихся данных о нагревательном кабеле 3 и измеренных значений напряжения и тока блок управления 9 вычисляет температуру нагревательного кабеля 3 по формуле:The temperature at the wellhead is measured by the
TK=20+[(RK/R20-1)/α],T K = 20 + [(R K / R 20 -1) / α],
где RК - сопротивление силовых проводников 13 нагревательного кабеля 3;where R K is the resistance of the power conductors 13 of the heating cable 3;
R20 - сопротивление силовых проводников 13 нагревательного кабеля 3 при 20°С;R 20 is the resistance of the power conductors 13 of the heating cable 3 at 20 ° C;
α - температурный коэффициент сопротивления, 1/°С.α is the temperature coefficient of resistance, 1 / ° С.
Для меди α=0,00415 1/°С, алюминия α=0,0049 1/°С, стали α=0,0062 1/°С. При этом сопротивление силовых проводников 13 нагревательного кабеля 3 при 20°С вычисляется по одной из приведенных ниже формулFor copper, α = 0.00415 1 / ° C, aluminum α = 0.0049 1 / ° C, steel α = 0.0062 1 / ° C. The resistance of the power conductors 13 of the heating cable 3 at 20 ° C is calculated according to one of the following formulas
R20=ρ*(2*LК/SК),R 20 = ρ * (2 * L K / S K ),
где ρ - удельное сопротивление кабеля, Ом*мм2/м, для меди ρ=0,0175 Ом*мм2/м, алюминия ρ=0,0280 Ом*мм2/м, стали ρ=0,0980 Ом*мм2/м;where ρ is the cable resistivity, Ohm * mm 2 / m, for copper ρ = 0.0175 Ohm * mm 2 / m, aluminum ρ = 0.0280 Ohm * mm 2 / m, steel ρ = 0.0980 Ohm * mm 2 / m;
LК - длина нагревательного кабеля 3, м;L K - the length of the heating cable 3, m;
SК - сечение силовых проводников 13,мм2.S K - section of power conductors 13, mm 2 .
R20=R0*[1+α*(T0-20)],R 20 = R 0 * [1 + α * (T 0 -20)],
где R0 - сопротивление силовых проводников 13 нагревательного кабеля 3 при температуре Т0.where R 0 is the resistance of the power conductors 13 of the heating cable 3 at a temperature of T 0 .
Применение данного метода контроля температуры нагревательного кабеля 3 позволяет отказаться от установки в нагревательном кабеле датчиков температуры, что снижает стоимость нагревательного кабеля 3, существенно повышает его надежность.The use of this method of temperature control of the heating cable 3 allows you to refuse to install temperature sensors in the heating cable, which reduces the cost of the heating cable 3, significantly increases its reliability.
Измеренные значения напряжения и тока в нагревательном кабеле 3, вычисленные данные о температуре нагревательного кабеля 3 и измеренную температуру нефти на устье скважины блок управления передает на панель оператора 10. На основании имеющихся данных и заданной с панели оператора 10 уставки регулирования блок управления 9 формирует сигнал управления, синхронизирует его с сигналом от блока питания и синхронизации 8 и формирует импульсы управления для управляемого мостового выпрямителя 7.The control unit transmits the measured voltage and current values in the heating cable 3, the calculated data on the temperature of the heating cable 3 and the measured oil temperature at the wellhead to the
Силовые проводники 13 нагревательного кабеля 3 подключаются к клеммам (не показаны) управляемого мостового выпрямителя 7 и имеют промежуточное электрическое соединение 21 в шкафе 2 клеммном переходном, что предотвращает попадание нефтяных газов через нагревательный кабель 3 в станцию управления 1 и обеспечивает требуемый уровень пожаробезопасности установки нагрева нефти. Верхний конец нагревательного кабеля 3 заведен в шкаф клеммный переходной 2.The power conductors 13 of the heating cable 3 are connected to the terminals (not shown) of the controlled
Нижним концом нагревательный кабель 3 погружен в насосно-компрессорную трубу 18 и закреплен на ней с помощью замка 17 и герметизирующего сальникового устройства (не пронумеровано).The lower end of the heating cable 3 is immersed in the tubing 18 and secured to it by means of a lock 17 and a sealing gland device (not numbered).
В качестве грузонесущего элемента нагревательного кабеля 3 применена броня 22 представляющая собой два разнонаправленных повива стальных проволок (количества проволок в повивах - 12÷36), расположенная снаружи нагревательного кабеля 3 и охватывающая все элементы его конструкции.As the load-bearing element of the heating cable 3, an armor 22 is used, which is two multidirectional coils of steel wires (the number of wires in coils is 12–36), located outside the heating cable 3 and covering all elements of its construction.
Броня 22 нагревательного кабеля 3 является одновременно защитным элементом нагревательного кабеля 3 от механических повреждений и подключена к контуру заземления (не показан), чем обеспечивает требуемый уровень 1 электробезопасности при эксплуатации. Внешняя полимерная оболочка (не пронумерована) защищает броню 22 нагревательного кабеля 3 от негативных внешних воздействий.The armor 22 of the heating cable 3 is at the same time a protective element of the heating cable 3 from mechanical damage and is connected to the ground loop (not shown), which ensures the required level 1 of electrical safety during operation. The outer polymer shell (not numbered) protects the armor 22 of the heating cable 3 from negative external influences.
Организованная таким образом система управления позволяет осуществлять дистанционный контроль работы установки в реальном времени и на основании анализа текущего режима работ и архивных данных оперативно устанавливать оптимальный режим работы установки, что позволяет минимизировать потребление мощности при достижении оптимального режима работы скважины.The control system organized in such a way allows real-time remote monitoring of the unit’s operation and based on the analysis of the current mode of operation and archive data, it is possible to quickly establish the optimal mode of operation of the installation, which allows minimizing power consumption when the optimum mode of operation of the well is achieved.
Этот способ позволяет отказаться от применения установленных, в нагревательный кабель датчиков температуры, что значительно упрощает конструкцию нагревательного кабеля и повышает его надежность.This method eliminates the use of temperature sensors installed in the heating cable, which greatly simplifies the design of the heating cable and increases its reliability.
Таким образом, заложенные в предлагаемый способ стабилизации тепловых режимов работы нефтяных скважин и нефтепроводов идеи (телеметрия и расчет температуры кабеля) делают применение данного способа очень гибким и универсальным, позволяя применять одно и то же оборудование на различных скважинах и нефтепроводах, а также позволяет осуществлять промышленный выпуск оборудования для реализации данного способа, что в сумме с возможностью применения более дешевых нагревательных кабелей упрощенной конструкции позволяет снизить эксплуатационные затраты применения данного способа.Thus, the ideas (telemetry and cable temperature calculation) incorporated into the proposed method for stabilizing the thermal regimes of oil wells and oil pipelines make the application of this method very flexible and universal, allowing the use of the same equipment in different wells and oil pipelines, and also allows for industrial production of equipment for implementing this method, which, combined with the possibility of using cheaper heating cables of a simplified design, reduces operating tional costs of application of the method.
Claims (1)
ТК=20+[(RK/R20-1)/α],
где RK - сопротивление силовых проводников нагревательного кабеля;
R20 - сопротивление силовых проводников нагревательного кабеля при 20°С;
α - температурный коэффициент сопротивления, 1/°С,
сопротивление силовых проводников нагревательного кабеля при 20°С вычисляется по формуле
R20=ρ·(2·LK/SK),
где ρ - удельное сопротивление кабеля, Oм·мм2/м;
LK - длина нагревательного кабеля, м;
SK - сечение силовых проводников, мм2,
или по формуле
R20=R0·[1+α·(T0-20)],
где R0 - сопротивление силовых проводников нагревательного кабеля при температуре Т0;
измеренные значения напряжения и тока в нагревательном кабеле, вычисленные данные о температуре нагревательного кабеля и измеренную температуру нефти на устье скважины блок управления передает на панель оператора, на основании имеющихся данных и заданной с панели оператора уставки регулирования блок управления формирует сигнал управления, синхронизирует его с сигналом от блока питания и синхронизации и формирует импульсы управления для управляемого мостового выпрямителя. A method of stabilizing the thermal conditions of oil wells and oil pipelines, including the descent into the tubing of a cable with a heating element, to a depth where the temperature of the borehole fluid is higher than the point of crystallization of paraffin hydrates, connecting the heating element of the cable to a regulated power source, the heating element allocates specific power along tubing, characterized in that the stabilization process is controlled and monitored remotely IU real-time via a digital telemetry port; in addition, the temperature of the heating cable is calculated by the control system for its protection and control in accordance with the formula
T K = 20 + [(R K / R 20 -1) / α],
where R K is the resistance of the power conductors of the heating cable;
R 20 - resistance of the power conductors of the heating cable at 20 ° C;
α is the temperature coefficient of resistance, 1 / ° C,
the resistance of the power conductors of the heating cable at 20 ° C is calculated by the formula
R 20 = ρ · (2 · L K / S K ),
where ρ is the cable resistivity, Ohm · mm 2 / m;
L K is the length of the heating cable, m;
S K - section of power conductors, mm 2 ,
or according to the formula
R 20 = R 0 · [1 + α · (T 0 -20)],
where R 0 is the resistance of the power conductors of the heating cable at a temperature of T 0 ;
the control unit transmits the measured voltage and current values in the heating cable, the calculated data on the temperature of the heating cable and the measured oil temperature at the wellhead to the operator panel, based on the available data and the control setpoint set from the operator panel, the control unit generates a control signal, synchronizes it with the signal from the power supply and synchronization and generates control pulses for a controlled bridge rectifier.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010134082/03A RU2449112C1 (en) | 2010-08-13 | 2010-08-13 | Method of thermal rates regulating of oil wells and oil pipelines |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2010134082/03A RU2449112C1 (en) | 2010-08-13 | 2010-08-13 | Method of thermal rates regulating of oil wells and oil pipelines |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2010134082A RU2010134082A (en) | 2012-02-20 |
| RU2449112C1 true RU2449112C1 (en) | 2012-04-27 |
Family
ID=45854301
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2010134082/03A RU2449112C1 (en) | 2010-08-13 | 2010-08-13 | Method of thermal rates regulating of oil wells and oil pipelines |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2449112C1 (en) |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104453785A (en) * | 2014-10-21 | 2015-03-25 | 西南石油大学 | Pneumatic heating device preventing hydrates from being generated at throttling part of gas well |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4616705A (en) * | 1984-10-05 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Mini-well temperature profiling process |
| RU2166615C1 (en) * | 1999-10-11 | 2001-05-10 | Самгин Юрий Сергеевич | Process of dewaxing of oil and gas wells and plant for its realization |
| RU2168610C2 (en) * | 1998-08-11 | 2001-06-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт релестроения" | Device for electric heating of oil well |
| CA2238505C (en) * | 1996-10-09 | 2003-02-11 | Baker Hughes Incorporated | Oil well heater cable |
| RU43584U1 (en) * | 2004-06-16 | 2005-01-27 | Открытое акционерное общество Ставропольский радиозавод "Сигнал" | INSTALLATION OF DIRECT CONTROLLED HEATING OF OIL |
| RU2275493C1 (en) * | 2004-11-11 | 2006-04-27 | Юрий Сергеевич Самгин | Method and device for bringing paraffin-contaminated oil production well into operation |
| RU2305174C2 (en) * | 2003-10-29 | 2007-08-27 | ООО "Псковгеокабель" | Method for heat loss compensation in oil well |
-
2010
- 2010-08-13 RU RU2010134082/03A patent/RU2449112C1/en active
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4616705A (en) * | 1984-10-05 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Mini-well temperature profiling process |
| CA2238505C (en) * | 1996-10-09 | 2003-02-11 | Baker Hughes Incorporated | Oil well heater cable |
| RU2168610C2 (en) * | 1998-08-11 | 2001-06-10 | Открытое акционерное общество "Всероссийский научно-исследовательский, проектно-конструкторский и технологический институт релестроения" | Device for electric heating of oil well |
| RU2166615C1 (en) * | 1999-10-11 | 2001-05-10 | Самгин Юрий Сергеевич | Process of dewaxing of oil and gas wells and plant for its realization |
| RU2305174C2 (en) * | 2003-10-29 | 2007-08-27 | ООО "Псковгеокабель" | Method for heat loss compensation in oil well |
| RU43584U1 (en) * | 2004-06-16 | 2005-01-27 | Открытое акционерное общество Ставропольский радиозавод "Сигнал" | INSTALLATION OF DIRECT CONTROLLED HEATING OF OIL |
| RU2275493C1 (en) * | 2004-11-11 | 2006-04-27 | Юрий Сергеевич Самгин | Method and device for bringing paraffin-contaminated oil production well into operation |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN104453785A (en) * | 2014-10-21 | 2015-03-25 | 西南石油大学 | Pneumatic heating device preventing hydrates from being generated at throttling part of gas well |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2010134082A (en) | 2012-02-20 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US9214816B2 (en) | System and method for subsea power distribution network | |
| EP0558534B1 (en) | Well completion system | |
| AU2011237380B2 (en) | System and method for subsea production system control | |
| EP1899574B1 (en) | Well having inductively coupled power and signal transmission | |
| EP1268973B1 (en) | Annulus sealing method using eutectic metal and heat induction | |
| US20070107907A1 (en) | System and Method for Controlling Subsea Wells | |
| US20140326504A1 (en) | Pipe in pipe downhole electric heater | |
| RU130343U1 (en) | Borehole installation for simultaneous separate development of several operational facilities from one well | |
| KR20050105976A (en) | Data transmission device | |
| RU2398956C1 (en) | Procedure for removing paraffin-hydrate blocks in oil wells and facility for implementation of this procedure | |
| MXPA02008582A (en) | Controllable production well packer. | |
| RU2449112C1 (en) | Method of thermal rates regulating of oil wells and oil pipelines | |
| RU101080U1 (en) | OIL HEATING DEVICE | |
| US20140076545A1 (en) | Downhole Heater Assembly and Power Line Communications System | |
| RU2455461C1 (en) | Method of fluid flow heating in oil and gas well and installation for its implementation | |
| RU2166615C1 (en) | Process of dewaxing of oil and gas wells and plant for its realization | |
| WO2017184158A1 (en) | Electric submersible pump hybrid telemetry system | |
| RU2337236C2 (en) | Device for well operation | |
| RU2263763C1 (en) | Oil heating device | |
| RU2655265C1 (en) | Method of destruction of paraffin, hydraulic, hydration-wax and ice deposits in development wells for support of their working regime | |
| RU2563007C1 (en) | Oil heating system | |
| CN210264656U (en) | Controllable electric heater unit of high temperature in pit | |
| RU35823U1 (en) | Device for heating an oil well | |
| RU2275493C1 (en) | Method and device for bringing paraffin-contaminated oil production well into operation | |
| RU2821484C1 (en) | Electrode heating scraper for well |