Устройство для электронагрева нефтескважины

 

Устройство для электронагрева нефтескважины относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для очистки эксплуатационных колонн скважин от парафиновых отложений. Оно содержит силовой трансформатор и кабель для подачи питания на электрозажимы трубопроводов скважины, тиристорный преобразователь частоты (ТПЧ), датчик и задатчик тока, регулятор тока, датчик температуры нефти и регулятор температуры. Вход последнего соединен с выходом датчика температуры, а выход подключен к входу задатчика тока, выход которого и выход датчика тока через регулятор тока подключены к входу ТПЧ. Датчик тока соединен с силовым трансформатором и со вторым входом ТПЧ, выход которого подключен к электрозажимам трубопроводов скважины. Устройство снабжено блоком контроля и управления, содержащим программируемую микропроцессорную электронно-вычислительную машину (ЭВМ), диспетчерским пунктом, содержащим управляющую ЭВМ, и каналом связи между управляющей ЭВМ и программируемой микропроцессорной ЭВМ через линию электропередачи (ЛЭП). Канал связи включает блок каналообразующей аппаратуры с узлом присоединения ЛЭП, ЛЭП и блок каналообразующей аппаратуры диспетчерского пункта с узлом присоединения к ЛЭП. Второй выход ТПЧ, выходы датчика тока и датчика температуры подключены ко входам блока контроля и управления, а выходы блока контроля и управления подключены к третьему входу ТПЧ и ко второму входу регулятора температуры. Техническим результатом является автоматизация процесса с использованием телеуправления. 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для очистки эксплуатационных колонн нефтескважин от парафиновых отложений.

Известны устройства для электронагрева нефтеоткачивающей (или насосно-компрессорной) трубы (НКТ) с целью предотвращения отложения парафина, например установка "Паратрол" (Stop Paraftin Build-up and Realize Your Well's Full Potential . .. [Production Technologies International, Houston, Texas 77060 (713) 820 - 5700]). В этой установке НКТ соединяется электрически специальным погружным контактом с внешней обсадной трубой скважины, и между указанными трубами пропускают электрический ток промышленной частоты от однофазного силового трансформатора с отпайками, переключением которых регулируется величина напряжения и тока в электрической цепи скважины.

Недостатками описанной установки являются неудобство ее эксплуатации из-за дискретного механического регулирования напряжения и тока, завышенная мощность трансформатора ввиду значительного индуктивного сопротивления цепи нагрузки, перекос напряжений питающей трехфазной сети вследствие большой загрузки одной из ее фаз и отсутствие авторегулирования температуры нагрева нефти в скважине.

Наиболее близким по технической сущности и взятым за прототип является устройство для электронагрева нефтескважины (RU, патент N 2105866, кл. E 21 B 36/04, 43/24, 1998).

Оно содержит (см. фиг. 1) силовой трансформатор 1 и кабель для подачи питания на электрозажимы 2 трубопроводов скважины 3, тиристорный преобразователь частоты 4, датчик 5 и задатчик 6 тока, регулятор тока 7, датчик температуры нефти 8 и регулятор температуры 9. В нем используется трехфазный силовой трансформатор.

В результате введения изменений в устройстве-прототипе по сравнению с установкой "Паратрол" снижается установленная мощность электрооборудования электроустановки, исключается несимметрия напряжений сети, стабильно поддерживается заданный ток и температура, повышаются надежность и эффективность нагрева нефтескважины.

К недостаткам устройства-прототипа следует отнести необходимость наличия персонала на нефтескважине для включения устройства, слежения за процессом очистки скважины и отключения устройства по завершении очистки. Ввиду территориальной удаленности нефтескважин от диспетчерского пункта нефтепромысла затраты на обслуживание установки являются весьма весомыми.

Техническим результатом заявляемого решения является автоматизация технологии очистки нефтескважины от отложений парафина с использованием телеуправления.

Технический результат достигается тем, что устройство для электронагрева нефтескважины, содержащее силовой трансформатор и кабель для подачи питания на электрозажимы трубопроводов скважины, тиристорный преобразователь частоты, датчик и задатчик тока, регулятор тока, датчик температуры нефти и регулятор температуры с гистерезисной характеристикой, вход которого соединен с выходом датчика температуры, а выход подключен к входу задатчика тока, выход которого и выход датчика тока через регулятор тока подключены к входу тиристорного преобразователя частоты, при этом датчик тока соединен с силовым трансформатором и со вторым входом тиристорного преобразователя частоты, выход которого подключен к электрозажимам трубопроводов скважины, дополнительно снабжено блоком контроля и управления (БКУ), содержащим программируемую микроЭВМ, диспетчерским пунктом, содержащим управляющую ЭВМ, и каналом связи между управляющей ЭВМ и программируемой микроЭВМ, включающим блок каналообразующей аппаратуры (БКА) с узлом присоединения к линии электропередачи (ЛЭП), ЛЭП и БКА диспетчерского пункта с узлом присоединения к ЛЭП, причем второй выход тиристорного преобразователя частоты, выходы датчика тока и датчика температуры подключены ко входам БКУ, а выходы БКУ подключены к третьему входу тиристорного преобразователя частоты и ко второму входу регулятора температуры.

Сущность изобретения заключается в том, что введение в состав устройства для электронагрева нефтескважины блока контроля и управления, содержащего программируемую микроЭВМ, и блока каналообразующей аппаратуры с узлом присоединения к ЛЭП обеспечивает возможность телеуправления устройством электронагрева, работающим в автоматическом режиме, исключая тем самым необходимость присутствия персонала на нефтескважине для выполнения функций управления этим устройством. При этом включение устройства электронагрева, задание режима его работы, наблюдение за процессом работы устройства и отключение его по завершении очистки скважины осуществляется дистанционно оператором диспетчерского пункта нефтепромысла по каналу связи, образованному с использованием ЛЭП.

На фиг. 2 приведена схема заявляемого устройства, где приняты следующие обозначения: 1 - трехфазный силовой трансформатор, 2 - электрические зажимы трубопроводов скважины, 3 - нефтескважина, 4 - тиристорный преобразователь частоты, 5 - датчик тока, 6 - задатчик тока, 7 - регулятор тока, 8 - датчик температуры нефти, 9 - регулятор температуры с гистерезисной характеристикой,
10 - блок контроля и управления (БКУ), содержащий программируемую микроЭВМ,
11 - блок каналообразующей аппаратуры (БКА) с узлом присоединения к ЛЭП,
12 - линия электропередачи (ЛЭП),
13 - блок каналообразующей аппаратуры (БКА) диспетчерского пункта с узлом присоединения к ЛЭП,
14 - управляющая ЭВМ диспетчерского пункта.

В предлагаемом устройстве, так же как и в устройстве-прототипе, вход регулятора температуры 9 соединен с выходом датчика температуры 8, а его выход подключен к входу задатчика тока 6, выход которого и выход датчика тока 5 через регулятор тока 7 подключены к входу тиристорного преобразователя частоты 4, при этом датчик тока 5 соединен с силовым трансформатором 1 и со вторым входом тиристорного преобразователя частоты 4, выход которого подключен к электрозажимам 2 трубопроводов скважины; кроме того, второй выход тиристорного преобразователя 4, выходы датчика тока 5 и датчика температуры 8 подключены ко входам блока контроля и управления 10, а выходы блока контроля и управления 10 подключены к третьему входу тиристорного преобразователя 4, ко второму входу регулятора температуры 9 и к входу блока каналообразующей аппаратуры 11.

Устройство электронагрева работает следующим образом.

На диспетчерском пункте нефтепромысла имеется управляющая ЭВМ, представляющая собой в принципе обычный персональный компьютер. Оператор диспетчерского пункта нефтепромысла со своей ЭВМ 14 по каналу связи, образованному БКА диспетчерского пункта 13, ЛЭП 12 и БКА устройства электронагрева 11, посылает команду на включение устройства электронагрева с указанием требующейся температуры нагрева нефти в трубопроводе скважины и времени ее прогрева. Сигналы этой команды приходят на БКУ 10. Последний содержит в своем составе микроЭВМ с заложенной в нее программой обработки поступающих сигналов и формирования ответных сигналов для передачи их на диспетчерский пункт. Получив команду, микроЭВМ БКУ 10 через один из его выходов посылает сигнал на включение тиристорного преобразователя 4, а через другой выход посылает сигнал задания регулятору температуры 9, настраивая его на заданную температуру нагрева нефти. Начинается процесс прогрева нефтескважины.

В ходе прогрева микроЭВМ БКУ 10 постоянно контролирует через свои входы сигналы работоспособности тиристорного преобразователя 4, информацию с датчика тока 5 и с датчика температуры 8 и сохраняет полученную информацию в своей памяти. Если с диспетчерского пункта поступает запрос рабочих параметров устройства электронагрева, микроЭВМ формирует ответные сигналы, содержащие информацию относительно состояния преобразователя 4, величины потребляемого им тока, фактически достигнутой температуры нефти на выходе трубопровода нефтескваджины 3 и времени, протекающего с начала процесса прогрева скважины. Эти сигналы с выхода БКУ 10 через канал связи, образованный вышеперечисленными элементами устройства 11 - 12 - 13, приходят на ЭВМ диспетчерского пункта 14, благодаря чему оператор диспетчерского пункта в любой момент времени может располагать сведениями о работе устройства и при необходимости вмешиваться в ход процесса прогрева скважины.

По истечении заданного времени цикла прогрева микроЭВМ формирует команду на отключение преобразователя 4, вследствие чего процесс прогрева скважины прекращается. При желании оператор может на любом этапе прогрева изменить его темп или прервать нагрев, послав соответствующую команду с диспетчерского пункта.

Так же дистанционно осуществляется контроль готовности устройства электронагрева к работе.

Преимуществами предлагаемого устройства по сравнению с прототипом являются:
1. Снижение затрат на эксплуатацию устройства электронагрева нефтескважины благодаря автоматизации работы устройства, чем исключается необходимость присутствия персонала на скважине в период работы устройства.

2. Повышение оперативности управления устройством электронагрева при использовании телеуправления вместо транспортирования персонала для выполнения операций включения, наблюдения и отключения устройства.

3. Повышение надежности работы нефтескважины за счет постоянного контроля ее состояния.

Формула изобретения

Устройство для электронагрева нефтескважины, содержащее силовой трансформатор и кабель для подачи питания на электрозажимы трубопроводов скважины, тиристорный преобразователь частоты, датчик и задатчик тока, регулятор тока, датчик температуры нефти и регулятор температуры с гистерезисной характеристикой, вход которого соединен с выходом датчика температуры, а выход подключен к входу задатчика тока, выход которого и выход датчика тока через регулятор тока подключены к входу тиристорного преобразователя частоты, датчик тока соединен с силовым трансформатором и со вторым входом тиристорного преобразователя частоты, выход которого подключен к электрозажимам трубопроводов скважины, отличающееся тем, что оно дополнительно снабжено блоком контроля и управления, содержащим программируемую микропроцессорную электронно-вычислительную машину, диспетчерским пунктом, содержащим управляющую электронно-вычислительную машину, и каналом связи между управляющей электронно-вычислительной машиной и программируемой микропроцессорной электронно-вычислительной машиной, включающим блок каналообразующей аппаратуры с узлом присоединения к линии электропередачи, линию электропередачи и блок каналообразующей аппаратуры диспетчерского пункта с узлом присоединения к линии электропередачи, причем второй выход тиристорного преобразователя частоты, выходы датчика тока и датчика температуры подключены ко входам блока контроля и управления, а выходы блока контроля и управления подключены к третьему входу тиристорного преобразователя частоты и ко второму входу регулятора температуры.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2