Способ стабилизации тепловых режимов работы нефтяных скважин и нефтепроводов

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для создания оптимального теплового режима в добывающих нефтяных скважинах и нефтепроводах для предотвращения асфальтосмолопарафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах (НКТ) нефтяных скважин и нефтепроводах. Способ стабилизации тепловых режимов работы нефтяных скважин и нефтепроводов включает спуск в НКТ кабеля с нагревательным элементом, на глубину, где температура скважинной жидкости выше точки начала кристаллизации парафиногидратов. Подключают нагревательный элемент кабеля к регулируемому источнику электропитания. При этом нагревательный элемент выделяет удельную мощность вдоль насосно-компрессорной трубы. Вычисление температуры нагревательного кабеля системой управления для его защиты и контроля проводится в соответствии с приведенным математическим выражением. Техническим результатом является минимизация потребляемой мощности при достижении оптимального режима работы скважины, повышение надежности и снижение эксплуатационных затрат. 2 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

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.

Уровень техники

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.

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.

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.

Недостатком известного устройства является относительно невысокая надежности и эффективность процесса нагрева скважины, а высокая стоимость химических реагентов приводит к достаточно высоким эксплуатационным затратам.

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.

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.

Раскрытие изобретения

Техническим результатом изобретения является минимизация потребляемой мощности при достижении оптимального режима работы скважины, повышение надежности и снижение эксплуатационных затрат.

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 формулой

T_K=20+[(R_K/R₂₀-1)/α],

где R_K - 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*L_К/S_К),

где ρ - удельное сопротивление кабеля, Ом*мм²/м,

L_К - длина нагревательного кабеля, м,

S_К - 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.

Это позволяет отказаться от применения установленных в нагревательный кабель датчиков температуры, что значительно упрощает конструкцию нагревательного кабеля и повышает его надежность.

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.

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.

Краткое описание чертежей

На фиг.1 приведена общая схема размещения устройства для осуществления способа стабилизации тепловых режимов работы нефтяных скважин и нефтепроводов.

На фиг.2 приведена функциональная схема станции управления 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.

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.

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.

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.

Осуществление изобретения

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.

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.

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.

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.

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.

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:

T_K=20+[(R_K/R₂₀-1)/α],

где R_К - сопротивление силовых проводников 13 нагревательного кабеля 3;

R₂₀ - сопротивление силовых проводников 13 нагревательного кабеля 3 при 20°С;

α - температурный коэффициент сопротивления, 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 формул

R₂₀=ρ*(2*L_К/S_К),

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;

L_К - длина нагревательного кабеля 3, м;

S_К - сечение силовых проводников 13,мм².

R₂₀=R₀*[1+α*(T₀-20)],

где R₀ - сопротивление силовых проводников 13 нагревательного кабеля 3 при температуре Т₀.

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.

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.

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.

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).

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.

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.

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.

Этот способ позволяет отказаться от применения установленных, в нагревательный кабель датчиков температуры, что значительно упрощает конструкцию нагревательного кабеля и повышает его надежность.

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.

Способ стабилизации тепловых режимов работы нефтяных скважин и нефтепроводов, 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, отличающийся тем, что управление и контроль процесса стабилизации осуществляются 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 формулой
Т_К=20+[(R_K/R₂₀-1)/α],
где R_K - 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·L_K/S_K),
где ρ - удельное сопротивление кабеля, Oм·мм²/м;
L_K - длина нагревательного кабеля, м;
S_K - 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.