WO2010151176A2 - Способ ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления - Google Patents
Способ ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления Download PDFInfo
- Publication number
- WO2010151176A2 WO2010151176A2 PCT/RU2010/000345 RU2010000345W WO2010151176A2 WO 2010151176 A2 WO2010151176 A2 WO 2010151176A2 RU 2010000345 W RU2010000345 W RU 2010000345W WO 2010151176 A2 WO2010151176 A2 WO 2010151176A2
- Authority
- WO
- WIPO (PCT)
- Prior art keywords
- cable
- heating
- well
- temperature
- oil
- Prior art date
Links
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 26
- 239000012188 paraffin wax Substances 0.000 title abstract description 12
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 131
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims abstract description 6
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 12
- 238000002844 melting Methods 0.000 claims description 6
- 230000008018 melting Effects 0.000 claims description 6
- 210000004907 gland Anatomy 0.000 claims description 4
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 claims description 3
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 2
- 238000007654 immersion Methods 0.000 claims description 2
- 238000012856 packing Methods 0.000 claims description 2
- 230000004927 fusion Effects 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 30
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 description 8
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 7
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 7
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 7
- 230000001276 controlling effect Effects 0.000 description 4
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 4
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 4
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 4
- 230000001681 protective effect Effects 0.000 description 4
- 229920001577 copolymer Polymers 0.000 description 3
- 239000003792 electrolyte Substances 0.000 description 3
- 238000005259 measurement Methods 0.000 description 3
- 239000003129 oil well Substances 0.000 description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 description 2
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 2
- 238000012423 maintenance Methods 0.000 description 2
- 229910052751 metal Inorganic materials 0.000 description 2
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 2
- 230000008569 process Effects 0.000 description 2
- 238000012545 processing Methods 0.000 description 2
- 230000002787 reinforcement Effects 0.000 description 2
- 230000008439 repair process Effects 0.000 description 2
- 239000013049 sediment Substances 0.000 description 2
- 230000006641 stabilisation Effects 0.000 description 2
- 238000011105 stabilization Methods 0.000 description 2
- UZFMOKQJFYMBGY-UHFFFAOYSA-N 4-hydroxy-TEMPO Chemical compound CC1(C)CC(O)CC(C)(C)N1[O] UZFMOKQJFYMBGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N Copper Chemical compound [Cu] RYGMFSIKBFXOCR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 229910000831 Steel Inorganic materials 0.000 description 1
- 230000004913 activation Effects 0.000 description 1
- 229910052782 aluminium Inorganic materials 0.000 description 1
- XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N aluminium Chemical compound [Al] XAGFODPZIPBFFR-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 230000005540 biological transmission Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 239000012459 cleaning agent Substances 0.000 description 1
- 238000002485 combustion reaction Methods 0.000 description 1
- 239000004020 conductor Substances 0.000 description 1
- 229910052802 copper Inorganic materials 0.000 description 1
- 239000010949 copper Substances 0.000 description 1
- 239000007799 cork Substances 0.000 description 1
- 230000006378 damage Effects 0.000 description 1
- 238000005265 energy consumption Methods 0.000 description 1
- 238000005516 engineering process Methods 0.000 description 1
- 230000006870 function Effects 0.000 description 1
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 description 1
- 239000012774 insulation material Substances 0.000 description 1
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 1
- 238000010297 mechanical methods and process Methods 0.000 description 1
- 230000007246 mechanism Effects 0.000 description 1
- 238000003801 milling Methods 0.000 description 1
- 238000012986 modification Methods 0.000 description 1
- 230000004048 modification Effects 0.000 description 1
- 230000035515 penetration Effects 0.000 description 1
- 230000000737 periodic effect Effects 0.000 description 1
- 229920000642 polymer Polymers 0.000 description 1
- 238000004321 preservation Methods 0.000 description 1
- 230000001105 regulatory effect Effects 0.000 description 1
- 230000003014 reinforcing effect Effects 0.000 description 1
- 230000002269 spontaneous effect Effects 0.000 description 1
- 239000010959 steel Substances 0.000 description 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 description 1
- 238000012360 testing method Methods 0.000 description 1
- 238000010257 thawing Methods 0.000 description 1
- 238000012546 transfer Methods 0.000 description 1
- 238000004804 winding Methods 0.000 description 1
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B36/00—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones
- E21B36/04—Heating, cooling or insulating arrangements for boreholes or wells, e.g. for use in permafrost zones using electrical heaters
Definitions
- the invention relates to the oil industry and can be used to eliminate paraffin-hydrate plugs in oil and gas wells with a fountain, gas lift and mechanical extraction method.
- a device is known for eliminating paraffin-hydrate plugs in oil well tubing, consisting of a heater filled with electrolyte and lowered onto a cable-rope in oil well tubing (hereinafter HKT) (USSR Author's Certificate N1539310, class E 21B 36 / 04, 01/30/1990).
- HKT oil well tubing
- HKT cable-rope in oil well tubing
- the disadvantages of the device include the need to create a special device, the presence of electrolyte and the lifting of this device from the well to release the trunk.
- a device and method for cleaning equipment of oil and gas pipelines and maintaining thermal conditions in them in order to prevent the formation and elimination of paraffin plugs Patent of the Russian Federation 2167008, EB21 B37 / 02, 05.20.2001.
- the method includes heating with a heating cable, which is introduced into the pipeline, and before entering the cable during the preparatory operation, the length of the zone of possible paraffin formation, the length of the heating cable and its heating temperature are determined depending on the speed of the liquid flow in the pipeline, the melting temperature of the insulation material of the heating cable and the percentage of paraffin in the oil.
- the energy consumption spent on heating is regulated by the operating time of the heating cable and its temperature, which is maintained along the entire length of the working part of the heating cable not less than 5 ° C above the melting point of paraffin, depending on changes in ambient temperature.
- the device for implementing the method comprises a cleaning agent installed in the pipeline, made in the form of a heating cable connected to a power source.
- the cable contains at least two heating elements, isolated from each other, located in an insulating sheath and connected at one end to a power source. However, this does not provide the necessary efficiency and reliability of the device.
- a device for dewaxing oil wells which comprises a heating cable located in the zone of possible paraffin formation and a heating control system connected thereto (RF Patent JY22246606, EB21 B37 / 02, 01.20.2004).
- the installation is equipped with a two-drive conveyor of the heating cable, made with the possibility of lowering and raising the heating cable in the well, taking into account the compensation of the buoyancy force of the wellhead pressure on the heating cable.
- the conveyor comprises a detachable housing consisting of two parts and equipped with an adjusting pulling element connected with its parts to create a pressure force against the heating cable of two groups of rollers.
- the axle rollers are mounted in a split housing. Gears are mounted on the axles of the rollers.
- One group of rollers is connected to one drive, and the other to another to allow transmission of rotation through gears to pairs of rollers.
- At least one collar is installed on the heating cable with the possibility of coverage, which is placed on the wellhead seal and equipped with a blowout cable.
- the invention provides the creation of normal conditions for the descent of the heating cable at the initial stage from the wellhead to 100 m, however, its dewaxing is energy-intensive and not always effective.
- a device contains a power source and a cable connected to it in the form of two-layer armor made of metal wires and cores spiral wound around a pillow core, short-circuited (RF Patent JV "2023867, EB21 B37 / 02, publ. 30.11.1994).
- the number of wires in the outer armor layer of the end section with a length of not more than 1.5 m is less than the number of wires in the outer armor layer of the main section.
- the total electrical resistance of the armor of the end section is at least 4 times higher than the electrical resistance of the core core.
- the disadvantages of the device include the presence of a central metal core connected shortly to the armor, which in some cases leads to rupture of the connection due to the difference in the coefficients of linear thermal expansion, and also in reducing the reliability of the insulating layer while reducing the number of armor wires in the end section.
- this device and the method it implements do not provide effective and economical elimination of paraffin-hydrate plugs, since the thermal power dissipation cannot concentratedly influence the elimination of the formed paraffin-hydrate plug (closest analogue).
- the purpose of the invention is to improve the technological process for the elimination of traffic jams in the inner space of the EQCT and annulus in a fully plugged oil or gas well.
- the technical task to be solved is bringing the well into working condition without killing the well and using underground repair with lifting the HKT column.
- Achievable technical result in comparison with the closest analogue in practical application of the developed elimination method paraffin-hydrate plugs in oil and gas wells and devices for its implementation is to reduce the cost, increase the efficiency of elimination of paraffin plugs and ensure the safety of the work performed.
- Achieving the indicated technical result is carried out using the created method for eliminating paraffin-hydrate plugs in oil and gas wells, including immersing a linear load-bearing heating cable in the interior of the tubing string, heating the cable to the maximum possible operating temperature and automatically maintaining a controlled temperature.
- the heating cable is drawn out from the drum to a prepared platform to remove heat from the cable to the surface in order to prevent heating of the cable on the drum and to prevent its melting in the wound form before immersion in the well. Then, lower the cable to the upper boundary of the plug through the cantilever with the support and guide rollers and seal the mouth with the wellhead gland.
- the maximum working temperature of the cable in the well is maintained while monitoring the temperature at the end of the heating cable and average temperature cable heating.
- Useful modifications of the method are situations where the heating cable is lowered into the well in the unwound form and the operator manually adjusts the cable feed speed into the well for which changes the value of the tightened gland packing and clamps of the mounting device, as well as when the cable surface is heated in the borehole along the entire length of the cable, thereby uniformly heating, melting and maintaining as a molten phase paraffin-hydrated deposits along the entire length of the heating cable.
- the achievement of the specified technical result is also carried out using the created device for implementing the method for eliminating paraffin-hydrate plugs in oil and gas wells, comprising structurally interconnected and installed on the fountain reinforcing roller console of the lifting arm with support and guide rollers located in the same plane to form the directional feed heating cable relative to the central axis of the oil and gas well.
- the supporting platform of the console is fixed on the upper horizontally located threaded flange of the lubricator valve, the wellhead seal of the lowering heating cable is installed in the threaded flange, and the clamps of the fastening unit for adjusting the speed of the cable into the well are installed on the upper part of the wellhead seal.
- the working part of the heating cable is wound from the drum carrying it to the cooling pad and placed on it in front of the wellhead in the direction of the plane of the location of the support and guide rollers.
- the upper end of the heating cable is fixed in the contacts of the gas separation box, in which, on the other hand, is inserted and secured to the power cable of the heating cable.
- the second end of the power cable is connected to the thermal management system of the heating cable installed on a grounded platform, included in the common ground loop of the well, to which a gas separation box is also connected.
- control system for the thermal regime of the heating cable is connected via an electric power automaton to the power source and is composed of interconnected input automaton with thermal protection against short circuit, a programmable controller, and protection units in terms of temperature, voltage, heating current, and cable insulation resistance.
- Fig.l is a General diagram of the implementation, placement, installation and implementation of the method and the elimination of paraffin plugs to prevent the formation of deposits in the well;
- Figure 2 arrangement of the cable on the site in front of the well during work to eliminate the plug;
- Fig.Z. principal electrical block diagram of the SUNC.
- 27 - load-bearing armor, 28 - manifold pipe, 29 is a temperature sensor for monitoring the temperature of the outlet stream of the well fluid.
- the proposed method and device there is no need to dwell on information known from published sources of information. It is advisable to describe in detail the distinctive essential features, in particular, of the proposed method, which includes supplying an extended load-bearing heating cable to the HKT with simultaneous heating of the cable, ensuring temperature maintenance, which allows guaranteed heating of deposits.
- the internal space of the well is sealed with a wellhead seal or some similar device that excludes the release of well fluid during work in connection with the appearance of pressure at the wellhead during the passage of the sediment interval.
- the heating of the cable along the entire length provides a gradual heating of deposits from the upper part of the plug in accordance with the depth of cable feed into the well.
- the part of the deposits that comes into contact with the cable remains in the molten state, as a result of which, when the plug’s interval passes, when the end of the cable exits into the open area, due to the pressure under the plug, the movement of liquid or gas begins (spontaneous with the fountain and gas lift method production and forced - when you turn on the electric centrifugal pump (ESP) - with a mechanical method of extraction), in which there is a removal of molten sediment products from the well.
- ESP electric centrifugal pump
- the heating cable When passing through the plug interval, the heating cable is lowered completely to the depth of the maximum possible formation of deposits, fixed at the wellhead, and then the heating of the well is continued in order to create a heated space field around the HKT, which ensures heating of the annular space of the well.
- the work technology provides for the winding of the heating cable from the transport or working drum of the winch and its location on the prepared site in front of the wellhead to remove heat from the cable to prevent heating of the cable on the drum and to prevent its melting in the wound form.
- the cable is fed into the well through rollers mounted on the roller console mounted on the fountain reinforcement or through rollers, one of which is suspended on the hook of the lifting mechanism (truck crane, crane, elevator elevator), and the second is mounted on the faceplate of the fountain reinforcement.
- the adjustment of the cable feed speed into the well can be carried out both by compressing the stuffing box seals, using cable fasteners at the wellhead, and using additional nodes to prevent free cable slipping into the well.
- the heating cable can be left in the well to prevent the formation of deposits and eliminate the need for other methods dewaxing, such as mechanical (scrapers, milling cutters), thermal (processing with hot liquids), chemical (paraffin inhibitors).
- dewaxing such as mechanical (scrapers, milling cutters), thermal (processing with hot liquids), chemical (paraffin inhibitors).
- the heating cable can be removed from the well using a controlled winch.
- the UPS includes a heating cable that is lowered into the borehole into the HKT interior, a gas separation box designed to safely connect the heating cable to the power cable, and a cable heating control system (CLCS).
- CLCS cable heating control system
- the heating cable contains at least one linear heating element that distributes the heat evenly over the outer surface of the cable.
- multicore cables can be selected as the heating element, using copper, aluminum or steel conductors as the heating element, the required number of N and the cross section of which is determined within 1 ⁇ N ⁇ 10 depending on the required specific power of the heating cable.
- the cores are placed around the central polymer core, in which special wires can be used to transmit measuring signals or other tasks that are electrically isolated from the conductive cores of the heating element.
- the monolithicity of the heating cable containing heating cores, insulating layers and reinforced load-bearing armor is made in such a way that gases and liquid contained in an oil and gas well cannot penetrate into the cable along its length by more than 2 m in both directions at operating pressures in the lower part of the cable, not exceeding 25 MPa.
- a gas separation box (cold entry box) is installed, installed at least 5 m from the wellhead.
- the heating cores and the armor of the end of the heating cable being lowered into the well are electrically isolated from each other, which allows the SUNC to monitor the insulation state of the heating element and timely turn off the power supply in order to prevent burnout of the cable, separation during combustion and falling of the lower part into the well.
- the roller console with the guide and support rollers is mounted on the upper threaded flange of the lubricator valve of the fountain valve, and the distance between the upper part of the wellhead stuffing box and the horizontal plane passing through the axis of the guide roller was at least 1 m.
- the cable heating control system contains programmable heating control controller, power unit, protection units, allowing to conduct automatic process of heating control according to the given settings with the minimum participation of maintenance personnel.
- a roller console is installed on the fountain 3 tripping valves with two rollers (supporting 4 and guide 5), providing directional supply of cable 6 relative to the central axis of the well 1.
- Rollers 4,5 are located in the same plane.
- the supporting platform of the console 3 is fixed on the upper horizontally threaded flange 7 of the lubricator valve 8.
- a wellhead stuffing box 9 is installed in the flange 7, through which a heating cable 6 lowered through the rollers 4,5 is lowered into the well 1.
- the heating cable 6 is wound from the drum 11 to the prepared site and placed on it to heat it when heated before the wellhead 1 in the direction of the plane of the location of the rollers 4,5 ( Figure 2).
- the upper end of the heating cable 1 is fixed in the contacts of the gas separation box 12, into which, on the other hand, the power cable 13 is inserted and fixed (Fig. 1), and the cross section of the power cable must be no less than 1.5 times the total section of heating cores of cable 6.
- the second end of the power cable 13 is connected to the heating control system of cable 6 installed on a special platform 15 included in the common ground loop of the well 1.
- the gas separation box 12 is also connected to a common ground loop.
- a power line with a voltage of 380 V from a three-phase current power supply (KTP, DES) is connected to the system 15 for controlling the heating of cable 6 through an electric power machine 16.
- the power of the power source 17 is selected in accordance with the power of the used well heating installation.
- a special step-up transformer TMGSh 18 is included in the power circuit of the installation, with the help of which supply to the heating cable 6 is provided the power necessary for successful work.
- Figure 3 shows a schematic block diagram of an automatic system for controlling the heating of cable 6 - (SUN) 14, comprising an input circuit breaker 19 ( Figure 2) with thermal short circuit protection, a power board 20, a measurement and control board 21, a control board, and indications 22, power block 23, driver board 24.
- the SUNC is powered from a three-phase AC network with a voltage of 380V and a frequency of 50Hz. The full performance of SUNC is maintained when the voltage of the network deviates from the nominal value in the range from -30% to + 30%.
- SUNC provides the following functions:
- a cable protective tip 25 (FIG. 1) is mounted on the lower end of the heating cable 6, including a sheath 26 of a high temperature copolymer with removed wires of the load-bearing armor 27 in the lower part of the tip.
- the ends of the heating cores are short-circuited in the lower part of the cable 6, and in order to control the heating temperature of the tip 25, a deep temperature sensor (thermal resistance) is installed in the cable connected to the SUNC 14 measuring cores.
- the inner space of the protective tip 25 under pressure is filled with a copolymer.
- the cable lug 25 with force is mounted on the upper insulation layer of the armored armor 27 and rolled up under pressure, which provides reliable insulation of the heating cores from the effects of well fluid.
- the proposed method and installation of heating wells to eliminate paraffin-hydrate plugs in oil and gas wells works as follows:
- a heating system 6 for controlling cable 6 and, if necessary, a transformer 18 are installed on site 15 and, near the wellhead 1, a gas separation box 12 is fixed, and ground equipment is strapped with power cables 13 according to the connection diagram ( instruction manual). Across the power cable 13 and the power machine 16 SUNC are connected to a 3-phase source 17 with a voltage of 380V of the required power.
- thermowell is inserted into the manifold pipe 28 of the flow line, into which a temperature sensor 17 for controlling the temperature of the outgoing flow of the borehole fluid is installed and connected through a measuring wire through an external connection board with CYHK 14.
- a roller console is installed and securely fixed to the threaded flange 7 of the lubricator valve 8 of the fountain valve 2 3 with a support roller 4 and a guide roller 5.
- the location of the guide roller 5 is selected so that the axis of the output of the heating cable 6 from the cheeks of the roller 5 coincides with the central axis of the well.
- the heating cable 6 is unwound from the transport drum 11 and laid out on the prepared site in the direction of the plane of the rollers 4,5.
- the upper end of the heating cable 6 through the gas separation box 12 is connected to the heating control system of the cable 14, after which a functional check of the entire installation on the surface is carried out.
- a wellhead stuffing box 9 is installed in the threaded flange 7, the stuffing box seals being loosened so that the heating cable 6 can pass through it.
- the heating cable is launched into the well, and at low temperatures (up to -40 0 C), a load of approximately 50-60% of the rated power is supplied to the heating cable 6. This achieves a positive cable temperature and the possibility of emergency work with the cable at low temperatures.
- the lower end of the heating cable 6 with a protective tip 25 is passed through the rollers 4,5 and through the wellhead seal 9 is fed into the well.
- the heating cable 6 is manually fed into the well 1 before the free descent of the cable begins under its own weight.
- the gland seals are pressed and the heating cable 6 is smoothly fed to the upper edge of the plug.
- the fastening device 10 is installed on the cable and the tightening force of the clamps of the fastening device, which enables the cable 6 to be lowered into the well at a speed of 1-2 meters per minute, is adjusted.
- the heating cable 6 Upon completion of the adjustment of the descent speed, the heating cable 6 is supplied with the power necessary for heating the plug. To do this, on the controller 20 of the heating control system 14, a load current value is set that allows the maximum operating temperature of the cable 6 to be maintained and a maximum temperature limit is set. In this case, the controller 20 automatically maintains the specified temperature mode of operation of the cable 6.
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)
- Laying Of Electric Cables Or Lines Outside (AREA)
- Electric Cable Installation (AREA)
- Filling Or Discharging Of Gas Storage Vessels (AREA)
Abstract
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтяных и газовых скважинах с фонтанным, газлифтным и механическим способом добычи. В результате достигается снижение себестоимости, повышение эффективности ликвидации парафино-гидратных пробок и обеспечение безопасности выполняемых работ. Для этого по предложенному способу осуществляют погружение линейного грузонесущего нагревательного кабеля во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб, нагрев кабеля до максимально возможной рабочей температуры и автоматическое поддержание регулируемой температуры. С помощью системы управления нагревом кабеля поддерживают при этом максимальную рабочую температуру кабеля в скважине, осуществляя при этом контроль температуры на конце нагревательного кабеля и средней температуры нагрева кабеля. Для реализации способа создано устройство подачи нагревательного кабеля в нефтегазовую скважину, его равномерного нагрева и автоматической тепловой защиты от короткого замыкания, а также программируемой защиты соответственно по температуре, напряжению, току нагрева и сопротивлению изоляции кабеля.
Description
СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ПАРАФИНО-ГИДРАТНЫХ ПРОБОК В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтяных и газовых скважинах с фонтанным, газлифтным и механическим способом добычи. Известно устройство для ликвидации парафино-гидратных пробок в насосно-компрессорных трубах нефтяных скважин, состоящее из нагревателя, заполненного электролитом и спускаемого на кабель-тросе в насосно-компрессорных трубах (далее HKT) нефтяной скважины (Авторское свидетельство СССР N1539310, кл. E 21В 36/04, 30.01.1990). При прохождении электрического тока через электролит происходит выделение тепла в местах контакта нагревателя с парафино-гидратной пробкой, что приводит к ее разрушению. К недостаткам устройства относится необходимость создания специального устройства, наличие электролита и подъем этого устройства из скважины для освобождения ствола.
Известно устройство и способ очистки оборудования нефтегазовых трубопроводов и поддержания в них теплового режима в целях предотвращения образования и ликвидации парафиновых пробок (Патент РФ
2167008, EB21 B37/02, 20.05.2001). Способ включает нагрев нагревательным кабелем, который вводят в трубопровод, причем перед вводом кабеля в процессе проведения подготовительной операции определяют длину зоны возможного парафинообразования, длину нагревательного кабеля и температуру его нагрева в зависимости от скорости проходящего в трубопроводе потока жидкости, температуры плавления изоляционного материала нагревательного кабеля и процентного содержания парафина в нефти. Расход энергии, затрачиваемой на нагрев, регулируют временем работы нагревательного кабеля и его температурой, которую поддерживают по всей длине рабочей части нагревательного кабеля не менее чем на 5°C выше температуры плавления парафина в зависимости от изменения температуры окружающей среды. Устройство для осуществления способа содержит установленное в трубопроводе средство для очистки, выполненное в виде нагревательного кабеля, подключенного к источнику питания. Кабель содержит по меньшей мере два нагревательных элемента, изолированных друг от друга, расположенных в изоляционной оболочке и подключенных одними своими концами к источнику питания. Однако при этом не обеспечиваются необходимые эффективность и надежность работы устройства.
Известно устройство для депарафинизации нефтедобывающих скважин, которое содержит нагревательный кабель, расположенный в зоне возможного парафинообразования и соединенную с ним систему управления его нагревом Патент РФ JY22246606, EB21 B37/02, 20.01.2004). Установка снабжена двухприводным транспортером нагревательного кабеля, выполненным с возможностью обеспечения спуска и подъема в скважине нагревательного кабеля с учетом компенсации выталкивающей силы устьевого давления на нагревательный кабель. Транспортер содержит разъемный корпус, состоящий из двух частей и снабженный регулировочным стягивающим элементом, связанным с его частями для создания усилия прижатия к нагревательному кабелю двух групп роликов. Ролики с осями установлены в разъемном корпусе. На осях роликов установлены шестерни. Одна группа роликов подсоединена к одному приводу, а другая - к другому для обеспечения возможности передачи вращения через шестерни парам роликов. На нагревательном кабеле установлен с возможностью охвата, по меньшей мере, один хомут, который размещен на устьевом сальнике и оборудован противовыбросовым тросом. Изобретение обеспечивает создание нормальных условий для спуска нагревательного кабеля на начальном этапе от устья скважины до 100м, однако ее депарафинизация при этом энергоемка и не всегда эффективна.
Известно устройство, содержащее источник питания и подключенный к нему кабель в виде двухслойной брони из спирально навитых на подушку металлических проволок и жилы
сердечника, соединенных накоротко (Патент РФ JV«2023867, EB21 B37/02, опубл. 30.11.1994). Число проволок во внешнем слое брони концевого участка длиной не более 1 ,5 м меньше числа проволок во внешнем слое брони основного участка. Общее электрическое сопротивление брони концевого участка не менее чем в 4 раза превышает электрическое сопротивление жилы сердечника К недостаткам устройства относится наличие соединения центрального металлического сердечника, накоротко соединенного с броней, что в отдельных случаях приводит к разрыву соединения из-за разницы в коэффициентах линейного теплового расширения, а также в снижении надежности изоляционного слоя при уменьшении количества проволок брони в концевом участке. Кроме того, это устройство и реализуемый им способ не обеспечивают эффективную и экономную ликвидацию парафино-гидратных пробок, так как тепловая мощность рассеяния не может концентрированно оказать воздействие на ликвидацию образовавшейся парафино-гидратной пробки (ближайший аналог).
Назначением изобретения является усовершенствование технологического процесса ликвидации пробок во внутреннем пространстве EQCT и затрубном пространстве в полностью закупоренной нефтяной или газовой скважине. Решаемой технической задачей при этом является приведение скважины в рабочее состояние без глушения скважины и применения подземного ремонта с подъемом колонны HKT. Достигаемым техническим результатом по сравнению с ближайшим аналогом при практическом применении разработанных способа ликвидации
парафино-гидратных пробок в нефтяных и газовых скважинах и устройства для его осуществления является снижение себестоимости, повышение эффективности ликвидации парафино- гидратных пробок и обеспечение безопасности выполняемых работ. Достижение указанного технического результата осуществляется с помощью созданного способа ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтяных и газовых скважинах, включающего погружение линейного грузонесущего нагревательного кабеля во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб, нагрев кабеля до максимально возможной рабочей температуры и автоматическое поддержание регулируемой температуры. При этом проводят выматывание нагревательного кабеля с барабана на подготовленную площадку для отвода тепла от кабеля на поверхности во избежание нагрева кабеля на барабане и предотвращения его расплавления в смотанном виде до погружения в скважину. Затем через роликовую консоль с опорным и направляющим роликами опускают кабель на верхнюю границу пробки и герметизируют устье с помощью устьевого сальника С помощью системы управления нагревом кабеля поддерживают при этом максимальную рабочую температуру кабеля в скважине, осуществляя при этом контроль температуры на конце нагревательного кабеля и средней температуры нагрева кабеля. Полезными модификациями способа являются ситуации, когда опускают нагревательный кабель в скважину в размотанном виде и производят при этом ручное регулирование оператором скорости подачи кабеля в скважину для
чего изменяют величину поджатая сальникового уплотнения и хомутов крепежного устройства, а также когда производят нагрев поверхности кабеля в скважине по всей длине кабеля одинаково и осуществляют тем самым равномерные разогрев, расплавление и поддержание в виде расплавленной фазы парафино-гидратные отложения по всей длине нагревательного кабеля.
Достижение указанного технического результата осуществляется также с помощью созданного устройства для осуществления способа ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтяных и газовых скважинах, содержащего конструктивно взаимосвязанные между собой и установленные на фонтанной арматуре роликовую консоль спускоподъемной арматуры с расположенными в одной плоскости опорным и направляющим роликами формирования направленной подачи нагревательного кабеля относительно центральной оси нефтегазовой скважины. При этом опорная площадка консоли закреплена на верхнем горизонтально расположенном резьбовом фланце лубрикаторной задвижки, в резьбовом фланце установлен устьевой сальник уплотнения опускаемого нагревательного кабеля, а на верхней части устьевого сальника установлены хомуты крепежного узла регулировки скорости спуска кабеля в скважину. Рабочая часть нагревательного кабеля вымотана с несущего его барабана на площадку ее охлаждения и размещена на ней перед устьем скважины в направлении плоскости расположения опорного и направляющего роликов. Верхний конец нагревательного кабеля при этом закреплен в контактах газоотделительной коробки, в
которую с другой стороны введен и закреплен силовой кабель питания нагревательного кабеля. Второй конец силового кабеля соединен с системой управления тепловым режимом нагревательного кабеля, установленной на заземленной площадке, включенной в общий контур заземления скважины, с которым также соединена газоотделительная коробка. При этом система управления тепловым режимом нагревательного кабеля подключена через электросиловой автомат к источнику электропитания и составлена из взаимосвязанных между собой входного автомата с тепловой защитой от короткого замыкания, программируемого контроллера, а также блоков защиты соответственно по температуре, напряжению, току нагрева и сопротивлению изоляции кабеля.
Для лучшего понимания предлагаемое изобретение при его детальном описании поясняется конкретными примерами его выполнения и прилагаемыми чертежами на которых изображены:
Фиг.l - общая схема выполнения, размещения, установки и осуществления способа и ликвидации парафиновых пробок предотвращения образования отложений на скважине; Фиг.2 - схема расположения кабеля на площадке перед скважиной во время работ по ликвидации пробки;
Фиг.З. - принципиальная электрическая блок-схема СУНК.
На фигурах обозначены соответственно:
1 - нефтегазовая скважина, 2 - фонтанная арматура,
3 - роликовая консоль спуско-подъемной арматуры,
4 - опорный ролик,
5 - направляющий ролик,
6 - нагревательный кабель,
7 - резьбовой фланец, 8 - лубрикаторная задвижка,
9 - устьевой сальник,
10 - крепежный узел,
11 - барабан,
12 - газоотделительная коробка, 13 - силовой кабель,
14 - система управления нагревом,
15 - заземленная площадка,
16 - электросиловой автомат,
17 - источник электропитания, 18 - повышающий трансформатор ТМПН,
19 - входной автомат тепловой защиты,
20 - плата питания,
21 - плата измерения и управления,
22 - плата контроля и индикации, 23 - силовой блок,
24 - плата драйвера,
25 - кабельный защитный наконечник,
26 - оболочка из высокотемпературного сополимера,
27 - грузонесущая броня, 28 - манифольдная труба,
29 - термодатчик контроля температуры выходящего потока скважинной жидкости.
При детальном описании предложенных способа и устройства нет необходимости подробно останавливаться на известных из опубликованных источников информации сведениях. Детально целесообразно описать отличительные существенные особенности, в частности, предложенного способа, включающего подачу протяженного грузонесущего нагревательного кабеля в HKT с одновременным нагревом кабеля, обеспечивающим поддержание температуры, позволяющей проводить гарантированный разогрев отложений. При этом внутреннее пространство скважины загерметизировано с помощью устьевого сальника или какого-либо аналогичного устройства, исключающего выброс скважинной жидкости во время проведения работ в связи с появлением давления на устье скважины при прохождении интервала отложений.
Нагрев кабеля по всей длине обеспечивает постепенный разогрев отложений с верхней части пробки в соответствии с глубиной подачи кабеля в скважину. При этом та часть отложений, которая соприкасается с кабелем, остается в расплавленном состоянии, вследствие чего при прохождении интервала пробки при выходе конца кабеля в открытый участок, в связи с наличием давления под пробкой, начинается движение жидкости или газа (самопроизвольное при фонтанном и газлифтном способе добычи и принудительное - при включении электрического центробежного насоса (ЭЦН) - при механическом способе добычи), при котором
происходит вынос расплавленных продуктов отложений из скважины. При прохождении интервала пробки нагревательный кабель опускают полностью на глубину максимально возможного образования отложений, закрепляют на устье скважины, и затем продолжают прогрев скважины с целью создания поля нагретого пространства вокруг HKT, что обеспечивает разогрев затрубного пространства скважины.
Согласно изобретению технология работ предусматривает вымотку нагревательного кабеля с транспортного или рабочего барабана лебедки и его расположение на подготовленную площадку перед устьем скважины для отвода тепла от кабеля во избежание нагрева кабеля на барабане и предотвращения его расплавления в смотанном виде. Подача кабеля в скважину осуществляется через ролики, установленные на смонтированной на фонтанной арматуре роликовой консоли или через ролики, один из которых подвешен на крюке грузоподъемного механизма (автокран, крано- манипуляторная установка, элеватор подъемника), а второй закреплен на планшайбе фонтанной арматуры. Регулировка скорости подачи кабеля в скважину может осуществляться как поджатием сальниковых уплотнений, использованием крепежных элементов кабеля на устье скважины, так и использованием дополнительных узлов, позволяющих исключить свободное соскальзывание кабеля в скважину. В случае успешного проведения работ в скважине нагревательный кабель может быть оставлен в скважине для предотвращения образования отложений и исключения необходимости в применении других методов
депарафинизации, таких, как механических (скребки, фрезы), тепловых (обработки горячими жидкостями), химических (ингибиторы парафинообразования). Кроме того, нагревательный кабель может быть извлечен из скважины с помощью управляемой лебедки.
Наиболее эффективное достижение технического результата осуществляется установкой прогрева скважин (УПС), предназначенной для ликвидации и предотвращения образования парафино-гидратных пробок в нефтяных и газовых скважинах. УПС включает нагревательный кабель, спускаемый в скважину во внутреннее пространство HKT, газоотделительную коробку, предназначенную для безопасного соединения нагревательного кабеля с силовым, систему управления нагревом кабеля (СУНК). При этом нагревательный кабель содержит не менее одного линейного нагревательного элемента, распределяющего нагрев равномерно по наружной поверхности кабеля.
Как следует из изложенного, в качестве нагревательного элемента могут быть выбраны многожильные кабели, в качестве нагревательного элемента использующие медные, алюминиевые или стальные жилы, необходимое количество N и сечение которых определяют в пределах 1 < N < 10 в зависимости от необходимой удельной мощности нагревательного кабеля. Жилы размещают вокруг центрального полимерного сердечника, в котором могут располагаться специальные провода, использующиеся для передачи измерительных сигналов или других задач, электрически изолированных от токопроводящих жил нагревательного элемента.
Причем монолитность нагревательного кабеля, содержащего нагревательные жилы, изоляционные слои и армированную грузонесущую броню, выполнена таким образом, что газы и жидкость, содержащиеся в нефтегазовой скважине, не могут проникнуть внутрь кабеля по его длине более чем на 2 м в обе стороны при рабочих давлениях в нижней части кабеля, не превышающих 25 МПа. В качестве дополнительной меры безопасности от проникновения газа по нагревательному кабелю согласно «Пpaвилaм безопасности в нефтяной и газовой промышленности)) применяется газоотделительная коробка (коробка холодного ввода), устанавливаемая не менее 5м от устья скважины.
Кроме того, нагревательные жилы и броня конца нагревательного кабеля, спускаемого в скважину, электрически изолированы друг относительно друга, что позволяет СУНК отслеживать состояние изоляции нагревательного элемента и своевременно отключать подачу электропитания во избежание прогара кабеля, отделения при отгорании и падения нижней части в скважину. Согласно изобретению, роликовая консоль с направляющим и опорным роликами крепится на верхний резьбовой фланец лубрикаторной задвижки фонтанной арматуры, причем расстояние между верхней частью устьевого сальника и горизонтальной плоскостью, проходящей через ось направляющего ролика, составляло не менее 1 м. При этом система управления нагрева кабеля содержит программируемый контроллер управления нагревом, силовой блок, блоки защит, позволяющий вести
автоматический процесс управления нагревом по заданным уставкам при минимальном участии обслуживающего персонала.
Целесообразно также более детально описать оптимальный вариант устройства для осуществления способа ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтяных и газовых скважинах, схематически отображенного на Фиг.1,2 и 3. В обваловке нефтегазовой скважины 1 (Фиг.l) на фонтанной арматуре 2 устанавливается роликовая консоль 3 спуско-подъемной арматуры с двумя роликами (опорным 4 и направляющим 5), обеспечивающая направленную подачу кабеля 6 относительно центральной оси скважины 1. Ролики 4,5 расположены в одной плоскости. Опорная площадка консоли 3 закрепляется на верхнем, горизонтально расположенном резьбовом фланце 7 лубрикаторной задвижки 8. В фланец 7 устанавливается устьевой сальник 9, через который в скважину 1 опускается нагревательный кабель 6, пропущенный по роликам 4,5. На верхней части устьевого сальника 9 устанавливаются хомуты крепежного устройства 10, позволяющие, при необходимости, проводить регулировку скорости спуска кабеля 6 в скважину 1. Нагревательный кабель 6 выматывается с барабана 11 на подготовленную площадку и размещается на ней для его охлаждения при нагреве перед устьем скважины 1 в направлении плоскости расположения роликов 4,5 (Фиг.2). Верхний конец нагревательного кабеля 1 закрепляется в контактах газоотделительной коробки 12, в которую с другой стороны вводится и закрепляется силовой кабель 13 (Фиг.l), причем сечение силового кабеля должно не менее чем в 1,5 раза превышать общее
сечение нагревательных жил кабеля 6. Второй конец силового кабеля 13 соединен с системой 14 управления нагревом кабеля 6, установленной на специальной площадке 15, включенной в общий контур заземления скважины 1. Газоотделительная коробка 12 также соединена с общим контуром заземления. К системе 15 управления нагревом кабеля 6 через электросиловой автомат 16 подведена силовая линия напряжением 380В от источника электропитания трехфазного тока (КТП, ДЭС). Мощность источника 17 электропитания выбирается в соответствии с мощностью применяемой установки прогрева скважин.
При необходимости, в случае применения длин нагревательного кабеля 6, не позволяющих обеспечить выделение необходимой удельной мощности, или в случае усиленного отвода температуры с поверхности нагревательного кабеляб , в силовую цепь установки включается специальный повышающий трансформатор ТМГШ 18, с помощью которого обеспечивается подача на нагревательный кабель 6 мощности, необходимой для успешного проведения работ.
На Фиг.З приведена принципиальная блок-схема автоматической системы 14 управления нагревом кабеля 6 - (СУНК), содержащей входной автомат 19 (Фиг.2) с тепловой защитой от короткого замыкания, плату питания 20, плату измерения и управления 21, плату контроля и индикации 22, силовой блок 23, плату драйвера 24. Питание СУНК осуществляется от трехфазной сети переменного тока напряжением 380В частоты 50Гц. Полная работоспособность СУНК сохраняется
при отклонении напряжения сети от номинального значения в пределах от -30% до + 30%.
Технические характеристики СУНК в зависимости от исполнения приведены в таблице 1.
Таблица 1. Технические характеристики
1) нагрев кабеля в «пepиoдичecкoм» режиме по заданной температуре и времени паузы;
2) поддержание температуры кабеля в режиме «cтaбилизaции»
3) стабилизацию заданного тока потребления;
4) дистанционный контроль и управление СУ с диспетчерского пункта по дискретным каналам (+24B) или интерфейсу RS-485; 5) сбор и обработка полученной информации о состоянии греющего кабеля, датчиков температуры и параметров работы СУНК;
6) автоматическое включение СУ с регулируемой выдержкой времени при подаче напряжения питания, либо при восстановлении напряжения питания в соответствии с нормой;
7) выбор активного и неактивного состояния защит отдельно для каждой защиты;
8) запись в реальном времени в блок памяти информации с регистрацией текущх параметров. 9) передачу накопленной информации в портативный компьютер;
10) сохранение заданных параметров работы и накопленной информации при отсутствии напряжения питания.
11) СУНК обеспечивает измерения и вычисления с отображением на буквенно-цифровом дисплее всех необходимых параметров.
Кабельный защитный наконечник 25 (Фиг.l) устанавливается на нижнем конце нагревательного кабеля 6, включающего оболочку 26 из высокотемпературного сополимера с удаленными проволоками грузонесущей брони 27 в нижней части наконечника. Концы нагревательных жил накоротко замкнуты в нижней части кабеля 6, причем для контроля температуры нагрева наконечника 25 в кабеле устанавливается глубинный термодатчик (термосопротивление) , соединенный с СУНК 14 измерительными жилами. Внутреннее пространство защитного наконечника 25 под давлением заполняется сополимером. Кабельный наконечник 25 с усилием насаживается на верхний слой изоляции армированной брони 27 и закатывается под давлением, что обеспечивает надежную изоляцию нагревательных жил от воздействия скважинной жидкости. Предлагаемый способ и установка прогрева скважин для ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтяных и газовых скважинах работает следующим образом:
На скважине 1, потерявшей циркуляцию в результате образования парафино-гидратной пробки, шаблонированием определяют глубину верхней части пробки. В соответствии с «Пpaвилaми безопасности в нефтяной и газовой промышленности)) на площадке 15 устанавливают систему 14 управления нагревом кабеля 6 и при необходимости трансформатор 18. Возле устья скважины 1 закрепляют газоотделительную коробку 12, и производят обвязку наземного оборудования силовыми кабелями 13 согласно схеме подключения (руководству по эксплуатации). Через
силовой кабель 13 и силовой автомат 16 СУНК подключают к 3-х фазному источнику 17 напряжением 380В необходимой мощности.
В манифольдную трубу 28 выкидной линии врезают термокарман, в который устанавливают термодатчик 17 контроля температуры выходящего потока скважинной жидкости и соединяют его через измерительный провод через плату внешних подключений с CYHK 14. На резьбовой фланец 7 лубрикаторной задвижки 8 фонтанной арматуры 2 устанавливают и надежно закрепляются роликовую консоль 3 с опорным роликом 4 и направляющим роликом 5. При этом расположение направляющего ролика 5 подобрано таким образом, что ось выхода нагревательного кабеля 6 из щек ролика 5 совпадает с центральной осью скважины.
Нагревательный кабель 6 выматывают с транспортного барабана 11 и раскладывают на подготовленной площадке в направлении плоскости роликов 4,5. Верхний конец нагревательного кабеля 6 через газоотделительную коробку 12 соединяют с системой управления нагревом кабеля 14, после чего проводится проверка работоспособности всей установки на поверхности. Перед спуском нагревательного кабеля 6 в скважину 1 в резьбовой фланец 7 устанавливают устьевой сальник 9, причем сальниковые уплотнения ослабляют для свободного прохождения через него нагревательного кабеля 6.
После окончания подготовительных работ приступают к спуску нагревательного кабеля в скважину, причем в условиях низких температур (до -400C) на нагревательный кабель 6 подается нагрузка в размере примерно 50-60% от номинальной мощности.
Этим достигается положительная температура кабеля и возможность проведения аварийных работ с кабелем при пониженных температурах.
Нижний конец нагревательного кабеля 6 с защитным наконечником 25 пропускают через ролики 4,5 и через устьевой сальник 9 подают в скважину. Нагревательный кабель 6 вручную подают в скважину 1 до начала свободного спуска кабеля под собственным весом. Затем поджимают сальниковые уплотнения и плавно подают нагревательный кабель 6 на верхнюю кромку пробки. После остановки нагревательного кабеля 6 на пробке, на кабель устанавливают крепежное устройство 10 и регулируют усилие затяжки хомутов крепежного устройства, обеспечивающего спуск кабеля 6 в скважину со скоростью 1-2 метра в минуту.
По окончании регулировки скорости спуска на нагревательный кабель 6 подают необходимую для разогрева пробки мощность. Для этого на контроллере 20 системы 14 управления нагревом задают величину тока нагрузки, позволяющую поддерживать максимальную рабочую температуру кабеля 6 и устанавливают предел максимальной температуры. При этом контроллер 20 автоматически поддерживает заданный температурный режим работы кабеля 6.
Через 10-20 минут наблюдается начало движения нагревательного кабеля 6 в скважину 1, причем с увеличением веса кабеля в скважине увеличивается скорость подачи кабеля. Опытным путем установлено, что в пределах глубины до 100м скорость растепления пробки составляла 5-10 м/час, на глубине до
300м скорость составляла 20-25 м/час, на глубине 500м скорость увеличивалась до 50 м/час. Так, на фонтанной скважине Восточно- Сарутаюского месторождения (интервал парафиновой пробки 40- 650м) ликвидация пробки нагревательным кабелем и вывод скважины на рабочий режим заняли всего 40 часов. Прохождение пробки сопровождается увеличением скорости движения кабеля 6 вниз, появлением показаний температуры, отличных от температуры окружающей среды на устьевом термодатчике 29, скачкообразным падением температуры на глубинном термо датчике.
Практическая эффективность заявляемого изобретения и достижение указанного технического результата подтверждается проведенными испытаниями и практическим применением данного способа на всех типах скважин. Были проведены работы по растеплению закупоренных фонтанных скважин на Восточно- Сарутаюсском и Ярудейском нефтяных месторождениях, Средне- Вилюйском газокон-денсатном месторождении. Скважины с установками ЭЦН обрабатывались на Чернавинском, Харьягинском и Перевозном нефтяных месторождениях. В результате проведенных работ не только сокращалось время ликвидации парафино-гидратных отложений, но и полностью исключались такие виды работ, как глушение скважин (особенно фонтанных), необходимость проведения подземного ремонта с подъемом HKT, сокращалось время простоя скважины. Экономический эффект одной операции составил более 12 млн. рублей.
Claims
1. Способ ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтяных и газовых скважинах, включающий погружение линейного грузонесущего нагревательного кабеля во внутреннее пространство колонны насосно-компрессорных труб, нагрев кабеля до максимально возможной рабочей температуры и автоматическое поддержание регулируемой температуры, при выполнении которых проводят выматывание нагревательного кабеля с барабана на подготовленную площадку для отвода тепла от кабеля на поверхности во избежание нагрева кабеля на барабане и предотвращения его расплавления в смотанном виде до погружения в скважину, затем через роликовую консоль с опорным и направляющим роликами опускают кабель на верхнюю границу пробки, герметизируют устье с помощью устьевого сальника, с помощью системы управления нагревом кабеля поддерживают максимальную рабочую температуру кабеля в скважине, осуществляя при этом контроль температуры на конце нагревательного кабеля и средней температуры нагрева кабеля.
2. Способ по п.l, по которому опускают нагревательный кабель в скважину в размотанном виде и производят при этом ручное регулирование оператором скорости подачи кабеля в скважину для чего изменяют величину поджатая сальникового уплотнения и хомутов крепежного устройства.
3. Способ по п.l, по которому производят нагрев поверхности кабеля в скважине по всей длине кабеля одинаково и осуществляют тем самым равномерные разогрев, расплавление и поддержание в виде расплавленной фазы парафино-гидратные отложения по всей длине нагревательного кабеля.
4. Устройство для осуществления способа ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтяных и газовых скважинах, содержащее конструктивно взаимосвязанные между собой и установленные на фонтанной арматуре роликовую консоль спускоподъемной арматуры с расположенными в одной плоскости опорным и направляющим роликами формирования направленной подачи нагревательного кабеля относительно центральной оси нефтегазовой скважины, при этом опорная площадка консоли закреплена на верхнем горизонтально расположенном резьбовом фланце лубрикаторной задвижки, в резьбовом фланце установлен устьевой сальник уплотнения опускаемого нагревательного кабеля, а на верхней части устьевого сальника установлены хомуты крепежного узла регулировки скорости спуска кабеля в скважину, рабочая часть нагревательного кабеля вымотана с несущего его барабана на площадку ее охлаждения и размещена на ней перед устьем скважины в направлении плоскости расположения опорного и направляющего роликов, верхний конец нагревательного кабеля при этом закреплен в контактах газоотделительной коробки, в которую с другой стороны введен и закреплен силовой кабель питания нагревательного кабеля, а второй конец силового кабеля соединен с системой управления тепловым режимом нагревательного кабеля, установленной на заземленной площадке, включенной в общий контур заземления скважины, с которым также соединена газоотделительная коробка, при этом система управления тепловым режимом нагревательного кабеля подключена через электросиловой автомат к источнику электропитания и составлена из взаимосвязанных между собой входного автомата с тепловой защитой от короткого замыкания, программируемого контроллера, а также блоков защиты соответственно по температуре, напряжению, току нагрева и сопротивлению изоляции кабеля.
Applications Claiming Priority (2)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2009124210/03A RU2398956C1 (ru) | 2009-06-25 | 2009-06-25 | Способ ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления |
| RU2009124210 | 2009-06-25 |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| WO2010151176A2 true WO2010151176A2 (ru) | 2010-12-29 |
| WO2010151176A3 WO2010151176A3 (ru) | 2011-03-03 |
Family
ID=42800558
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| PCT/RU2010/000345 WO2010151176A2 (ru) | 2009-06-25 | 2010-06-22 | Способ ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления |
Country Status (2)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2398956C1 (ru) |
| WO (1) | WO2010151176A2 (ru) |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107724999A (zh) * | 2017-09-27 | 2018-02-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定油井清蜡剂加入时间的方法 |
| CN108317396A (zh) * | 2018-03-26 | 2018-07-24 | 北京石油化工学院 | 水下原油管道蜡堵电加热解除模拟装置 |
| CN113107865A (zh) * | 2021-04-18 | 2021-07-13 | 深圳景嘉机电科技有限公司 | 一种多功能潜油泵地面控制装置 |
Families Citing this family (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2455461C1 (ru) * | 2010-11-15 | 2012-07-10 | Алексей Михайлович Клишковский | Способ нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине и установка для его осуществления |
| RU2655265C1 (ru) * | 2017-08-18 | 2018-05-24 | Василий Александрович Отрадных | Способ разрушения парафиновых, гидратных, гидратопарафиновых и ледяных отложений в эксплуатационных скважинах для поддержания их рабочего режима |
| RU191485U1 (ru) * | 2019-04-22 | 2019-08-07 | Общество с ограниченной ответственностью "Погружные приводные системы" | Скважинный нагреватель |
| CN114320231B (zh) * | 2020-09-30 | 2024-03-26 | 中国石油天然气股份有限公司 | 防止产气井的生产管柱结蜡的方法 |
Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4616705A (en) * | 1984-10-05 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Mini-well temperature profiling process |
| RU2158819C2 (ru) * | 1997-11-14 | 2000-11-10 | Самгин Юрий Сергеевич | Способ предотвращения образования и ликвидации парафиновых пробок в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления |
| RU2166615C1 (ru) * | 1999-10-11 | 2001-05-10 | Самгин Юрий Сергеевич | Способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления |
| RU2275493C1 (ru) * | 2004-11-11 | 2006-04-27 | Юрий Сергеевич Самгин | Способ и устройство для запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины |
-
2009
- 2009-06-25 RU RU2009124210/03A patent/RU2398956C1/ru active IP Right Revival
-
2010
- 2010-06-22 WO PCT/RU2010/000345 patent/WO2010151176A2/ru active Application Filing
Patent Citations (4)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4616705A (en) * | 1984-10-05 | 1986-10-14 | Shell Oil Company | Mini-well temperature profiling process |
| RU2158819C2 (ru) * | 1997-11-14 | 2000-11-10 | Самгин Юрий Сергеевич | Способ предотвращения образования и ликвидации парафиновых пробок в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления |
| RU2166615C1 (ru) * | 1999-10-11 | 2001-05-10 | Самгин Юрий Сергеевич | Способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления |
| RU2275493C1 (ru) * | 2004-11-11 | 2006-04-27 | Юрий Сергеевич Самгин | Способ и устройство для запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины |
Cited By (5)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| CN107724999A (zh) * | 2017-09-27 | 2018-02-23 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定油井清蜡剂加入时间的方法 |
| CN107724999B (zh) * | 2017-09-27 | 2019-08-02 | 中国石油天然气股份有限公司 | 一种确定油井清蜡剂加入时间的方法 |
| CN108317396A (zh) * | 2018-03-26 | 2018-07-24 | 北京石油化工学院 | 水下原油管道蜡堵电加热解除模拟装置 |
| CN108317396B (zh) * | 2018-03-26 | 2023-08-15 | 北京石油化工学院 | 水下原油管道蜡堵电加热解除模拟装置 |
| CN113107865A (zh) * | 2021-04-18 | 2021-07-13 | 深圳景嘉机电科技有限公司 | 一种多功能潜油泵地面控制装置 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2398956C1 (ru) | 2010-09-10 |
| WO2010151176A3 (ru) | 2011-03-03 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| WO2010151176A2 (ru) | Способ ликвидации парафино-гидратных пробок в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления | |
| US11486208B2 (en) | Assembly for supporting cables in deployed tubing | |
| EP3280940B1 (en) | Method of installing an electrically-heatable subsea flowline | |
| US2781851A (en) | Well tubing heater system | |
| US9214816B2 (en) | System and method for subsea power distribution network | |
| WO2017020336A1 (zh) | 一种基于集肤效应的天然气发电电加热清蜡防蜡装置及其应用 | |
| EA011539B1 (ru) | Система для энергоснабжения подводных установок | |
| WO2010135772A1 (en) | Direct electric heating of subsea piping installations | |
| CA2942717A1 (en) | Insulated conductors formed using a final reduction step after heat treating | |
| US7509036B2 (en) | Inline downhole heater | |
| RU2166615C1 (ru) | Способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления | |
| RU2455461C1 (ru) | Способ нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине и установка для его осуществления | |
| RU2275493C1 (ru) | Способ и устройство для запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины | |
| RU2655265C1 (ru) | Способ разрушения парафиновых, гидратных, гидратопарафиновых и ледяных отложений в эксплуатационных скважинах для поддержания их рабочего режима | |
| RU2449112C1 (ru) | Способ стабилизации тепловых режимов работы нефтяных скважин и нефтепроводов | |
| RU2167008C1 (ru) | Способ очистки нефтегазовых трубопроводов от парафиновых отложений и пробковых образований и устройство для его осуществления | |
| RU2158819C2 (ru) | Способ предотвращения образования и ликвидации парафиновых пробок в нефтегазовых скважинах и устройство для его осуществления | |
| RU2563007C1 (ru) | Система нагрева нефти | |
| RU2821484C1 (ru) | Электродный нагревающийся скребок для скважины | |
| RU101080U1 (ru) | Устройство нагрева нефти | |
| RU2614280C2 (ru) | Система нагрева потока жидкости в трубопроводе | |
| Ross et al. | Artificial Lift by Electric Submersible Pumps in Forties | |
| NO20150428A1 (en) | Installing Heated Subsea Pipelines |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| 121 | Ep: the epo has been informed by wipo that ep was designated in this application |
Ref document number: 10792401 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A2 |
|
| DPE2 | Request for preliminary examination filed before expiration of 19th month from priority date (pct application filed from 20040101) | ||
| NENP | Non-entry into the national phase in: |
Ref country code: DE |
|
| 122 | Ep: pct application non-entry in european phase |
Ref document number: 10792401 Country of ref document: EP Kind code of ref document: A2 |