Способ нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине и установка для его осуществления

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче высоковязкой нефти, а также в скважинах, эксплуатируемых длительный период времени с высокой вероятностью образования гидратно-парафиновых пробок. Способ нагрева потока жидкости в скважине включает проведение подготовительной операции по определению требуемой длины и мощности нагревательного кабеля. Спускают нагревательный кабель в насосно-компрессорную трубу, нагревают его и регулируют тепловой режим с помощью изменения времени работы нагревательного кабеля для поддержания постоянной температуры потока жидкости на устье скважины. В процессе проведения подготовительной операции мощность нагревательного кабеля выбирают в зависимости от параметров скважины по приведенному математическому выражению. Нагревательный кабель состоит из расположенных коаксиально изолированных нагревательных элементов, дополнительно включает повив из стальных оцинкованных проволок, расположенный поверх центрального нагревательного элемента, на который наложена промежуточная оболочка, броня и наружная оболочка. Причем направление повива брони, противоположное направлению повива стальных оцинкованных проволок. Техническим результатом является повышение среднего дебита скважины и предотвращение образования гидратно-парафиновых отложений. 2 н. и 3 з.п. ф-лы, 7 ил.

 

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для оборудования нефтегазодобывающих скважин и поддержания в них оптимального теплового режима добычи нефти в целях снижения вязкости нефти и предотвращения образования гидратно-парафиновых пробок в насосно-компрессорных трубах и в межтрубном пространстве.

Известен способ для регулирования теплового режима скважин (RU, N 2114982, опубл. 10.07.98), включающий распределение подводимого тепла вдоль скважины непрерывно или циклично таким образом, что в каждом поперечном сечении скважины поддерживают количество теплоты, восполняют его расход на прогрев нефтяной колонны труб и окружающих пород и регулируют значение скорости прохождения жидкости или газа. Недостатком известного способа является отсутствие оперативных средств расчета совокупности параметров, определенных формулой изобретения, и, как следствие, возможности регулирования режима нагрева скважины.

Известно изобретение, использующее устройство для нагрева скважины (РСТ / RU 91/00073, WO 92/08036), содержащее введенный в нее кабель, состоящий из медной жилы с изоляцией и двухслойной стальной брони, в общей изолирующей оболочке, при замыкании их в нижней части электрически происходит нагрев бронею скважинного пространства. Недостатком известного устройства является отсутствие системы регулирования нагрева кабеля.

Известен способ депарафинизации нефтегазовых скважин и установка для его осуществления (RU, №2166615 опубл 10.05.2001), содержащая нагревательный кабель, введенный в зону возможного парофинообразования. Данное техническое решение, как наиболее близкое по совокупности существенных признаков к предлагаемому, выбрано авторами за прототип. В известном способе предварительно проводят подготовительные операции, в которых определяют возможную глубину парафинообразования, длину нагревательного кабеля и его мощность в зависимости от дебита скважины, давления в скважине, температуры плавления изоляционного материала нагревательного кабеля и температуры в зоне расположения нижнего конца опущенного в скважину нагревательного кабеля. Недостатком данного изобретения является отсутствие корректного расчета мощности кабеля. Приведенная формула «мощность нагревательного кабеля выбирают в зависимости от дебита скважины в пределах 10+10n, где n - максимальный дебит скважины при работе с нагревательным кабелем» не может быть применена, так как отсутствуют размерные единицы (Вт, кВт, тонн, кг, Дж). Кроме того, данная формула противоречит практике и теории, чем больше дебит скважины, тем выше температура жидкости на устье, и при значении дебита более 3 кг/с, температура на устье будет достигать значений выше температуры плавления парафина. О чем свидетельствуют данные, полученные сотрудниками Тюменского государственного университета, которые представлены на фиг.7. Данная информация отражена в работе «Численное моделирование температуры нефти в скважине и зоны оттаивания окружающих многолетнемерзлых пород» Ю.С.Даниэлян, Д.В.Шевелева / Нефтяное хозяйство 2008 г. - №2 с.78-82. Теоретическое обоснование приведено в следующих научных работах «Численное моделирование образования вечномерзлых пород и их оттаивания под действием скважины с одновременным определением температуры нефти» Д.В.Шевелева / сборник тезисов научной конференции молодых ученных: тезисы докладов. - Уфа изд. АСФ России 2008 г. с.480-481.

Задачей предлагаемого изобретения является разработка способа нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине и установки для его осуществления, позволяющего повысить средний дебит скважины за счет создания и поддержания в скважине оптимального теплового режима в целях снижения вязкости нефти и предотвращения образования гидратно-парафиновых отложений.

Предлагаемый способ особенно эффективен для высокообводненных скважин, скважин со значительным газовым фактором и невысоким дебитом, в которых возможно образование гидратно-парафиновых отложений, а также при добыче высоковязкой нефти со значительным процентом в ее составе асфальтенов и парафинов.

Для решения поставленной задачи предлагается способ нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине, предусматривающий проведение подготовительной операции по определению требуемой длины и мощности нагревательного кабеля, спуск в насосно-компрессорную трубу нагревательного кабеля, его нагрев и регулирование теплового режима с помощью изменения времени работы нагревательного кабеля для поддержания постоянной температуры потока жидкости на устье скважины, выполнять следующим образом:

- в процессе проведения подготовительной операции мощность нагревательного кабеля выбирать в зависимости от параметров скважины по формуле:

где:

Δt - требуемое прибавление температуры на устье, °С.

где:

V - объем нефти через сечение скважины в течение 1 часа, л;

ρ - удельная плотность нефти;

t₁ - температура нефти на глубине спуска кабеля l, °С;

t_устья - температура нефти на устье, °С;

с - теплоемкость нефти;

- длину кабеля определять на основании термограммы скважины, из расчета расположения нижнего конца кабеля в точке, где температура по термограмме находится в пределах 35÷45°С;

- при регулировании теплового режима измерение температуры кабеля проводить с помощью контроллера по изменению электрического сопротивления кабеля по формуле для медных жил:

;

где:

t - температура жил кабеля, °С,

R_t - сопротивление жил кабеля при температуре t, Ом,

R₂₀ - сопротивление жил кабеля при температуре 20°С, Ом.

2. Поставленная задача решается также тем, что в установку для нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине, включающую спускаемый на расчетную глубину нагревательный кабель, состоящий из расположенных коаксиально изолированных нагревательных элементов, и соединенную с ним систему управления его нагревом, состоящую из управляемого источника постоянного напряжения, соединенного с датчиком тока и датчиком напряжения,

предлагается дополнительно ввести в систему управления нагревом кабеля

схему контроля перехода фазы напряжения через ноль, источник питания, устройство ввода-вывода информации и программируемый логический контроллер, с помощью которого определяют температуру кабеля в зависимости от изменения его электрического сопротивления по формуле:

;

где:

t - температура жил кабеля, °С,

R_t - сопротивление жил кабеля при температуре t, Ом,

R₂₀ - сопротивление жил кабеля при температуре 20°С, Ом,

- причем программируемый логический контроллер предлагается соединить с датчиком напряжения, датчиком тока, текстовым дисплеем, источником питания и схемой контроля перехода фазы напряжения через ноль, соединенной в свою очередь с управляемым источником напряжения,

- кабель поверх центрального нагревательного элемента предлагается дополнить повивом из стальных оцинкованных проволок, на который наложить промежуточную оболочку, броню и наружную оболочку, причем направление повива брони, противоположное направлению повива стальных оцинкованных проволок.

Дополнительными отличиями предлагаемой установки является то, что:

- центральный нагревательный элемент кабеля выполнен в виде однопроволочной жилы,

- центральный нагревательный элемент кабеля выполнен в виде многопроволочной жилы, скрученной в сердечник,

- второй нагревательный элемент кабеля выполнен в виде многопроволочных жил, скрученных в сердечник,

- жилы нагревательных элементов кабеля выполнены из медных проволок, а броня из стальных оцинкованных проволок.

Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующими чертежами.

фиг.1 - схема размещения оборудования на скважине, где:

1 - сальниковый уплотнительный узел,

2 - датчик температуры,

3 - разделительный шкаф,

4 - шкаф контроля и управления,

5 - нагревательный кабель,

6 - насосно-компрессорная труба,

7 - электрический центробежный насос (ЭЦН);

фиг.2-3 - два варианта конструкции нагревательного кабеля, где:

8 - центральный нагревательный элемент,

9 -стальные оцинкованные проволоки,

10 - изоляция центрального нагревательного элемента,

11 - коаксиальный нагревательный элемент,

12 - изоляция коаксиального нагревательного элемента,

13 - стальные оцинкованные проволоки (броня),

14 - наружная оболочка;

фиг.4 - схема функциональная системы управления нагревом кабеля, где:

15 - управляемый источник напряжения,

16 - источник питания,

17 - схема контроля переходы фазы напряжения через ноль,

18 - текстовый дисплей,

19 - программируемый логический контроллер,

20 - датчик тока, проходящего через кабель,

21 - датчик напряжения на кабеле;

фиг.5 - диаграммы режимов нагрева кабеля;

фиг.6 - устройство для спуска кабеля в скважину, где:

1 - сальниковый уплотнительный узел,

2 - датчик температуры,

5 - нагревательный кабель,

6 - насосно-компрессорная труба,

7 - электрический центробежный насос,

22 - система роликов,

фиг.7 - зависимость температуры нефти на устье в градусах Цельсия от дебита скважины кг/с.

На фигуре 1 показана схема размещения оборудования на скважине. В НКТ 6 спущен нагревательный кабель 5, который на выходе уплотнен через сальниковый узел 1. Кабель 5 подключен через разделительный шкаф 3. Подключение через разделительный шкаф 3 осуществлено для предотвращения попадания газов через кабель в шкаф контроля и управления 4 при возможных повреждениях оболочки кабеля. Тем самым повышается надежность эксплуатации данного оборудования. С целью обеспечения безопасности шкаф контроля и управления 4 располагается на расстоянии, превышающем 25 м от устья скважины.

На фигуре 2-3 показаны сечения двух вариантов исполнения нагревательного кабеля. В кабеле отсутствуют датчики температуры, что упрощает конструкцию и удешевляет стоимость кабеля. Поверх центрального нагревательного элемента 8 кабель имеет повив из стальных оцинкованных проволок 9, на который наложена промежуточная оболочка 10, затем второй коаксиальный нагревательный элемент 11, изоляция коаксиального нагревательного элемента 12, броня 13 из стальных оцинкованных проволок и наружная оболочка 14. Причем направление повива брони, противоположное направлению повива стальных оцинкованных проволок, наложенных на центральный нагревательный элемент, для компенсации крутящих моментов.

Кабель может быть выполнен в двух вариантах. Первый - с многожильным центральным нагревательным элементом, второй - с одножильным.

На фигуре 4 представлена функциональная схема системы управления нагревом кабеля. Она работает следующим образом. Питающее напряжение поступает на управляемый источник напряжения 15, который в случае подачи постоянного напряжения на кабель собран по схеме трехфазного управляемого моста. При подаче переменного напряжения на кабель управляемый источник напряжения 15 состоит из тиристоров, включенных встречно параллельно. В обоих случаях тиристоры могут быть типа Т 161 или Т 171. В схеме присутствует источник постоянного напряжения 16 на 12 В для питания контроллера и устройства ввода - вывода информации (текстового дисплея) 18, достаточно источника на 20 Вт, например NFM - 20-12 MW. В схеме установлен датчик тока 20, протекающего через кабель, датчик тока работает на основе эффекта Холла, формирует сигнал постоянного тока, пропорциональный току, протекающему через кабель, который поступает на программируемый логический контроллер 19. Возможно применение датчика типа CSLA2CF. Для формирования сигнала для контролера 19, пропорционального напряжению на кабеле, применен датчик напряжения 21, обеспечивающий гальваническую развязку. Датчик 21 может быть выполнен, например, на линейной оптопаре PS8741. На программируемый логический контроллер 19 поступают сигналы, пропорциональные напряжению и току нагревательного кабеля, в соответствии с введенной программой по значению тока и напряжения определяется сопротивление кабеля и рассчитывается температура кабеля. В соответствии в введенными данными по ограничению температуры и временными периодами программируемый контроллер 19 формирует команды на подачу и прекращение подачи напряжения на кабель. В качестве контроллера 19 может быть применен, например, SIEMENS LOGO. Для ввода и вывода информации, обрабатываемой контроллером, может использоваться текстовый дисплей SIMENS LOGO TD. Формируемые контроллером команды, через схему контроля перехода фазы через ноль 17, поступают на управляемый источник напряжения 15. Данная схема 17 обеспечивает открытие и закрытие тиристоров управляемого источника напряжения 15 в момент перехода фазы через ноль. Такое схемное решение позволяет свести к минимуму помехи, оказываемые на питающую сеть. Схема 17 собирается на МОС3083.

Для пояснения работы схемы 17 на фигуре 5 представлены диаграммы. Верхняя диаграмма показывает напряжение на кабеле, вторая сверху показывает изменение тока через кабель, третья сверху показывает изменение температуры жил кабеля при протекании тока и показывает, как при достижении заданной температуры ограничения изменяется работа системы. Следующая диаграмма показывает состояние работы ЭЦН и вместе с другими диаграммами показывает, как изменяется режим работы при изменении режима работы ЭЦН. Нижняя диаграмма - состояние входа разрешения нагрева.

На фиг.6 представлено устройство для спуска кабеля в скважину, которое состоит из двух роликов и устройств, для крепления данных роликов к арматуре скважины. Данное устройство позволяет произвести спуск и подъем кабеля без применения подъемного крана, что значительно ускоряет и удешевляет спуск и подъем кабеля.

Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.

Для скважин с высокой вероятностью образования гидратно-парафиновых пробок нагревательный кабель вводится в зону образования отложений. Длина кабеля для скважин с высоковязкой нефтью определяется термограммой скважины. Затем производится подключение нагревательного кабеля к регулируемому источнику питания. Уменьшение вязкости нефти осуществляется нагревом кабелем потока жидкости на 12-20°С. Необходимая мощность регулируется изменением временного интервала между импульсами напряжения, подающимися на кабель. Обеспечение безопасности эксплуатации кабеля осуществляется контролем температуры токопроводящих жил кабеля. В данном устройстве отсутствуют датчики температуры в кабеле, что значительно упрощает конструкцию, повышает надежность и долговечность кабеля. Температура токопроводящих жил определяется по их электрическому сопротивлению, которое в свою очередь вычисляется промышленным контроллером по отношению напряжения и тока, протекающего через кабель.

Для кабеля с медными жилами:

Дальнейшими преобразованиями определяется температура в соответствии с формулой:

где:

t - температура жил кабеля, °С,

R_t - сопротивление жил кабеля при температуре t, Ом,

R₂₀ - сопротивление жил кабеля при температуре 20°С, Ом.

Измерение температуры кабеля по сопротивлению токопроводящих жил является эффективным методом контроля температуры, так как напрямую контролируется температура нагревательного элемента. При данном способе отсутствуют датчики температуры в кабеле, которые являются косвенными измерителями температуры нагревательного элемента, так как дают информацию лишь в зоне установки и вносят инерцию в систему контроля и регулирования температуры, а также подвержены механическому воздействию и потере работоспособности при монтажно-демонтажных работах нагревательного кабеля. В результате этого при повреждении датчиков невозможно контролировать температуру нагрева и, как следствие, возникновение локальных перегревов и выход из строя кабеля. В контроллер, используемый в данном изобретении, может быть внесена поправка, зависящая от длины кабеля, с целью не допустить перегрева нижнего конца кабеля, так как он нагревается больше, чем верхняя часть.

Выбор мощности кабеля осуществляем по следующей методике.

Ввиду того, что практически отсутствуют методы, которые позволяют определить общее температурное поле для скважины и массива окружающих ее горных пород, как единой термодинамической системы, для практического определения мощности кабеля воспользуемся первым законом термодинамики, полная энергия термодинамической системы в конце любого термодинамического процесса равна алгебраической сумме энергий ее в начале процесса и количества энергий, подведенных и отведенных от нее в ходе процесса.

Определяем энергию потерь в ходе подъема потока нефти в течение 1 часа с глубины l - требуемой глубины спуска кабеля.

где:

V - объем нефти через сечение скважины в течение 1 часа, л;

ρ - удельная плотность нефти;

t_l - температура нефти на глубине l, °С;

t_устья - температура нефти на глубине спуска кабеля, °С;

с - теплоемкость нефти.

Для достижения необходимой температуры на устье скважины необходимо восполнить часть потерь энергии, с увеличением температуры нефти возрастет плотность теплового потока через стенки скважины, и эта зависимость будет носить сложный характер, который описывается следующим уравнением.

где:

Δt - требуемое прибавление температуры, °С.

Данная методика позволяет с известной долей приближения рассчитать требуемую мощность нагревательного кабеля без применения сложных расчетов, с использованием минимального количества данных, доступных для измерения.

Следует отметить, что увеличение температуры нефти на 20°С ведет к уменьшению кинематической вязкости от 30% до 50%, что в свою очередь облегчает режим работы ЭЦН (электрический центробежный насос) и предотвращает образование гидратно-парафиновых отложений.

С целью рационального расхода электроэнергии предусмотрен режим, который при отключении ЭЦН выдает в кабель меньшую мощность. Реализуется данная функция следующим образом: при отключении ЭЦН команда поступает на контроллер, который в свою очередь выдает управляющие импульсы через схему контроля перехода фазы через ноль на управляемый источник напряжения. Скважность импульсов и длительность вводятся в контроллер при вводе параметров, отношение длительности импульса к периоду следования импульсов будет определять коэффициент от установленной мощности. Эта функция реализована и при включенном ЭЦН, и коэффициент мощности определяется вводимыми параметрами для данного режима. Для нормального функционирования достаточно выбирать коэффициент мощности при работающем ЭЦН в пределах 0,8-1,0, при отключенном ЭЦН 0,2-0,5.

Для контроля нагрева нефти на устье устанавливается датчик температуры. Гибкость системы нагрева позволяет организовать регулирование и по температуре нефти на устье.

Технико-экономический эффект от предлагаемого изобретения заключается в следующем:

- реализована функция выбора коэффициента мощности в разных режимах в совокупности с прямым определением температуры нагревательного элемента,

- исключены инерционные системы,

- рациональное расходование электроэнергии,

- повышение температуры потока жидкости снижает вязкость добываемой нефти, что позволяет снизить затраты электроэнергии на перекачку и продлевает срок службы ЭЦН,

- повышение температуры потока жидкости исключает образование гидратно-парафиновых отложений в скважинах, что позволяет полностью упразднить другие способы предупреждения и ликвидации гидратно-парафиновых пробок (механическое скребкование, тепловые обработки горячей нефтью, калтюбинг, обработка химическими реагентами и др.), избежать простоев скважины и в конечном итоге приводит к повышению среднего дебита скважины,

- упрощается конструкция кабеля, что влечет за собой снижение стоимости и повышение надежности и, как следствие, увеличение срока службы кабеля.

1. Способ нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине, предусматривающий проведение подготовительной операции по определению требуемой длины и мощности нагревательного кабеля, спуск в насосно-компрессорную трубу нагревательного кабеля, его нагрев и регулирование теплового режима с помощью изменения времени работы нагревательного кабеля для поддержания постоянной температуры потока жидкости на устье скважины, отличающийся тем, что в процессе проведения подготовительной операции мощность нагревательного кабеля выбирают в зависимости от параметров скважины по формуле

где Δt - требуемое прибавление температуры на устье, °С;
Q_потерь=V·ρ·(t_l-t_устья)·c,
где V - бъем нефти через сечение скважины в течение 1 ч, л;
ρ - удельная плотность нефти;
t_l - температура нефти на глубине спуска кабеля l, °С;
t_устья - температура нефти на устье, °С;
с - теплоемкость нефти;
тогда как длину кабеля определяют на основании термограммы скважины из расчета расположения нижнего конца кабеля в точке, где температура по термограмме находится в пределах 35÷45°С, при регулировании теплового режима измерение температуры кабеля проводят с помощью контроллера по изменению электрического сопротивления кабеля по формуле

где t - температура жил кабеля, °С;
R_t - сопротивление жил кабеля при температуре t, Ом;
R₂₀ - сопротивление жил кабеля при температуре 20°С, Ом.

2. Установка для нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине, включающая спускаемый в зону образования гидратно-парафиновых отложений нагревательный кабель, состоящий из расположенных коаксиально изолированных нагревательных элементов, и соединенную с ним систему управления его нагревом, состоящую из управляемого источника постоянного напряжения, соединенного с датчиком тока и датчиком напряжения, отличающаяся тем, что система управления нагревом кабеля дополнительно содержит программируемый логический контроллер, схему контроля перехода фазы напряжения через ноль, источник питания, устройство ввода-вывода информации и программируемый логический контроллер, с помощью которого определяют температуру кабеля в зависимости от изменения его электрического сопротивления по формуле

где t - температура жил кабеля, °С;
R_t - сопротивление жил кабеля при температуре t, Ом;
R₂₀ - сопротивление жил кабеля при температуре 20°С, Ом,
причем программируемый логический контроллер соединен с датчиком напряжения, датчиком тока, текстовым дисплеем, источником питания и схемой контроля перехода фазы напряжения через ноль, соединенной, в свою очередь, с управляемым источником напряжения, кабель поверх центрального нагревательного элемента дополнительно имеет повив из стальных оцинкованных проволок, на который наложены промежуточная оболочка, броня и наружная оболочка, причем направление повива брони противоположно направлению повива стальных оцинкованных проволок.

3. Установка для нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине по п.2, отличающаяся тем, что центральный нагревательный элемент кабеля выполнен в виде однопроволочной жилы.

4. Установка для нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине по п.2, отличающаяся тем, что центральный нагревательный элемент кабеля выполнен в виде многопроволочной жилы, скрученной в сердечник.

5. Установка для нагрева потока жидкости в нефтегазовой скважине по любому из пп.2-4, отличающаяся тем, что жилы нагревательных элементов кабеля выполнены из медных проволок, а броня из стальных оцинкованных проволок.