Удаление асфальтосмолопарафиновых отложений в проточной части нефтепромыслового оборудования

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Общие сведения о площади и районе работ

Верне-Вазейская площадь расположена в административном отношении в Ямало-Ненецком автономном округе.

Ближайший населенный пункт-город Усинск. Связь между городами и поселками осуществляется сетью автомобильных дорог с твердым покрытием.

В геоморфологическом отношении район представляет равнина, состоящая из тундры и лесотундры с множеством озер и болот, и горной части.

Климат определяется наличием многолетней мерзлоты, близостью холодного Карского моря, обилием заливов, рек, болот и озер. В целом характерна длительная зима (до 8 мес.), короткое лето, сильные ветры, небольшая величина снежного покрова. Среднегодовая температура воздуха отрицательная, на Крайнем Севере она достигает ?10 °С. Минимальные температуры зимой опускаются до ?67 °С. Летом, в июле, могут повышаться на всей территории до +30 °С. Часты магнитные бури, сопровождаемые полярным сиянием.

Водные ресурсы региона отличаются богатством и разнообразием. Они включают: побережье Карского моря, многочисленные заливы и губы, реки, озера, болота и подземные воды.

асфальтосмолопарафиновое отложение скважинный стационарный электронагреватель

2. Техника и методика проведения работ

Верхевозейское месторождение относится к категории сложнопостроенных. В разрезе выделяются 6 объектов эксплуатации, различающиеся как начальными термобарическими условиями, так и свойствами содержащихся в них флюидов. Нефти легкие плотностью 833-840 кг/м3, высокопарафинистые (10-38 масс.%) и малосмолистые. Содержание газа составляет 27-41 м3/т нефти, но может достигать 220 м3/т.

На территории месторождения распространены многолетнемерзлые грунты сплошного и прерывистого залегания. Глубина залегания подошвы грунтов -- от 190 до 350 метров, температура -- от минус 0,1 до минус 3 ОС.

Температура насыщения парафином дегазированной нефти 4, 5 и 6 объекта разработки равна 31-36 ОС, что примерно соответствует температуре пласта: 32-38 ОС. Температура насыщения для 1 объекта -- 52 ОС, что значительно ниже пластовой: 88 ОС. Температура плавления парафинов для всех объектов разработки составляет 53-54 ОС.

К специфическим особенностям нефтей относится проявление структурно-механических свойств -- вязкость дегазированной нефти при снижении температуры до 25-40 ОС аномально резко возрастает вплоть до полной потере текучести.

Добыча нефти серьезно осложнена образованием гидрато-парафиновых отложений в насосно-компрессорных трубах (НКТ) и подземном оборудовании. Отложения сужают проходные сечения труб, ухудшают условия работы подъемных лифтов и глубинно-насосного оборудования, уменьшают дебиты скважин.

На месторождении применяются 2 метода борьбы с отложениями: тепловой и механический. На скважинах смонтированы установки УДС-1, предназначенные для депарафинизации лифтов скребками.

До 2001 года применялись лепестковые и кольцевые скребки, спускаемые на проволоке в НКТ. Установки работали в автоматическом режиме, частота пуска скребков составляла от 6 до 12 раз в сутки. Скважины периодически обрабатывались горячей нефтью и водой путем закачки теплоносителя в межтрубное пространство. Ежемесячно на каждой скважине проводилось от 1 до 8 тепловых обработок (см. табл. 1).

Таблица 1. Основные параметры применяемых методов борьбы с отложениями парафинов

К основным недостаткам теплового метода относятся высокая стоимость и необходимость привлечения специальных автотранспортных средств (автоцистерна, передвижной насосный агрегат) для проведения работ. Кроме того, использование в качестве теплоносителя высокопарафинистой нефти, добываемой на Харьягинском месторождении, представляет большие трудности ввиду застывания дегазированной нефти при плюсовых температурах и низкой растворяющей способности по отношению к парафину -- требуется завоз малопарафинистой нефти с других месторождений региона. Затраты на проведение горячих обработок зависят от многих факторов, в первую очередь от типа используемого теплоносителя: нефть или вода, глубины, протяженности интервала, толщины, температуры плавления и состава отложений.

Следует также иметь в виду, что при использовании теплового метода:

существует реальная опасность образования «глухих» пробок, особенно в зоне вечной мерзлоты, в случае аварийного прекращения циркуляции и застывания насыщенного раствора парафина в нефти;

при неполном удалении отложений со стенок подземного оборудования в остатке накапливаются тугоплавкие парафины, удаление которых представляет более сложную проблему.

К недостаткам механического способа удаления парафиновых отложений относится возможность обрыва проволоки вследствие физического износа, а также скручивание проволоки в результате подброса скребка. Считается, что основной причиной подбросов является резкое уменьшение натяжения проволоки после прохождения парафиновой пробки. При подбросе извлечение скребка из скважины становится невозможным и проволока обрезается. Обрыв скребка и скручивание проволоки нарушают нормальный процесс добычи нефти и возникает потребность в проведении аварийных и ремонтно-восстановительных работ с привлечением бригад текущего ремонта скважин.

На Харьягинском месторождении примерно в половине случаев подбросы скребков происходили сразу после проведения тепловых обработок. Одной из возможных причин подброса является размягчение парафиновых отложений без удаления со стенок НКТ и выноса в выкидную линию скважины. Мягкий парафин, в отличие от твердого, не срезается, а налипает на металл. При движении скребка вверх парафин охлаждается и переходит в твердое состояние. В результате налипания парафина уменьшается проходное сечение труб, увеличивается сила трения скребка о стенки НКТ и нагрузка на проволоку. После прохождения зоны отложений происходит резкое уменьшение трения и натяжения проволоки, что сопровождается подбросом скребка.

С целью создания оптимальных условий для эксплуатации скважин и снижения эксплуатационных расходов ООО «Каскад» был усовершенствован механический метод борьбы с парафиновыми отложениями (1, 2). Для разрушения отложений был разработан и сконструирован фрезерный скребок СФ-99. Скребок выполнен в виде установленных на валу режущих головок, которые приводятся во вращение движущимся газо-жидкостным потоком. Размеры и количество режущих головок подбирают в зависимости от диаметра труб, а также типа, толщины и протяженности интервала отложений. Во избежание аварийных ситуаций при первом спуске скребка в скважину используют головки с минимальными размерами. При последующих обработках диаметр головок увеличивают. В верхней части скребок снабжен узлом для присоединения тягового устройства -- проволоки. Имеется также кольцевая канавка, используемая для захвата скребка ловильным инструментом в случае отсоединения или обрыва проволоки. С целью предупреждения падения фрезы на забой при обрыве проволоки в нижней части НКТ устанавливают специальный ловитель-противополетное кольцо.

Инструмент опускается на забой под действием собственного веса и поднимается вверх с помощью лебедки. Восходящий поток продукции скважин выполняет 2 функции, во-первых, обеспечивает вращение фрезерного скребка и, во-вторых, выносит срезанные отложения в выкидную линию. Поскольку разрушение отложений происходит за счет вращения фрезы потоком нефти, при использовании данного метода эксплуатация скважины не прекращается.

На первом этапе внедрения технологии ООО «Каскад» предусматривалась замена лепестковых и кольцевых скребков на фрезерные путем передачи СФ-99 в аренду нефтедобывающему предприятию. Очистка производится в автоматическом режиме с использованием установок УДС-1, смонтированных на устье скважины. Скребок СФ-99 через лубрикатор опускается в НКТ на проволоке до глубины 1000-1200 метров. Периодичность пуска скребка зависит от интенсивности парафинизации, определяется опытным путем и для Харьягинского месторождения составляет 6-12 раз в сутки (см. табл. 1).

Целью второго этапа внедрения СФ-99 являлся отказ от проведения на скважинах тепловых обработок нефтью или горячей водой. Для удаления парафиновых отложений из НКТ было предложено использовать мобильную установку ЛС-6, смонтированную на шасси автомобиля. Работы производятся силами ООО «Каскад». По данной технологии скребок СФ-99 спускается на глубину 1500 метров (до скребкоуловителя). Средняя частота обработок -- 7 спуско-подъемов в месяц.

Промышленное внедрение предложенного метода депарафинизации началось с 2001 года. За 5 лет количество скважин, оборудованных УДС-1 со скребками СФ-99, выросло с 25 до 87, а число скважин, обрабатываемых скребками СФ-99 с использованием мобильной установки ЛС-6, -- с 0 до 130 (см. рис. 1).

Рис.1 Динамика числа скважин, оборудованных установками УДС-1 и обслуживаемых установками ЛС-6

Быстрому внедрению новой технологии депарафинизации способствовала высокая технологическая эффективность и более низкая стоимость работ.

За 5 лет фонд скважин, обрабатываемых скребками СФ-99 с использованием ЛС-6, вырос с 0 до 67,4 %. В результате применения новой технологии годовые объемы тепловых обработок в расчете на 1 скважину действующего фонда сократилось с 30,4 до 5,6, т.е. более чем в 5 раз. Следует иметь в виду, что полностью отказаться от тепловых обработок невозможно, т.к. обработки проводятся не с целью удаления парафиновых отложений из НКТ, а для прокачки выкидных линий скважин либо очистки от механических примесей заборных сеток погружных электроцентробежных насосов, либо для обеспечения выноса срезанного парафина из НКТ при эксплуатации малодебитных центробежных насосов (10-15 м3/сут). Расход теплоносителя: горячей нефти, снизился с 1068 до 129 тонн на 1 скважину в год (см. рис. 2).

Рис. 2. Динамика расхода нефти, числа тепловых обработок и числа скважин, обслуживаемых установками ЛС-6 со скребками СФ-99

Параллельно с сокращением тепловых обработок произошло более чем 2,5 кратное уменьшение общего количества подбросов скребков: с 972 до 373. Потери добычи нефти, связанные с аварийными остановками скважин в результате подбросов скребков, удалось снизить с 26,09 до 7,45 тыс. тонн в год (см. рис 3).

Рис. 3. Динамика потерь добычи нефти и общего числа подбросов скребков всех типов

Количества подбросов скребков на скважинах, оборудованных УДС-1 со скребками СФ-99, сократилось с 5,8-5,9 до 1,0-1,7 (в расчете на 1 скважину за год), т.е. не менее чем в 3,5 раза, а на скважинах, обслуживаемых ЛС-6 со скребками СФ-99, -- до 1,2-3,5 (см. рис. 4). Меньшее количество подбросов скребков на скважинах, обслуживаемых ЛС-6 со скребками СФ-99 без проведения тепловых обработок, является косвенным подтверждением предположения о негативном влиянии последних на подбросы скребков.

Рис. 4. Динамика подбросов скребков на 1 скважину за год

Более качественная, по сравнению с тепловым методом, очистка НКТ с использованием фрезерных скребков способствовала существенному улучшению работы скважин. Количество отказов подземного оборудования, обусловленных образованием парафиновых отложений, сократилось более чем в 7 раз: с 67 до 9, при одновременном росте наработки на отказ со 199 до 355 суток (см. рис. 5).

Рис. 5. Динамика отказов подземного оборудования, обусловленных образованием парафиновых отложений

Основные экономические показатели внедрения новой технологии депарафинизации следующие. При росте затрат на услуги ООО «Каскад» в 2001-2005 г.г. с 0,6 до 24,5 млн.руб/год расходы на автотранспорт (автоцистерны АЦН, агрегаты АДП, передвижные установки ЛСГ) сократились с 84,2 до 38,3 и на текущий ремонт скважин -- с 12,3 до 1,6 млн. руб/год.

2.1 Электропрогрев скважины

Электропрогрев ствола скважины, это эффективный способ борьбы с парафинами и гидратами.

Осложнения в эксплуатации скважин связанные с выпадением парафина, образованием гидратных пробок присущи большинству месторождений России. Связанные с этими явлениями нарушения работы подземного оборудования является актуальной проблемой в нефтедобывающей промышленности. Решение задачи по предотвращению формирования асфальтосмолопарафиновых отложений позволяет снизить текущие и капитальные затраты в технологии нефтедобычи. Одним из эффективных способов решения этой задачи является применения нагревательных кабелей позволяющих поддерживать температуру продукции, по всей глубине скважины, выше температуры выпадения парафина и образования гидратов. Одним из устройств позволяющим осуществить прогрев является Установка прогрева скважин (УПС) производства ООО «Псковгеокабель».

Существуют различные способы удаления асфальтосмолопарафиновых отложений в проточной части нефтепромыслового оборудования. Пример отложений смол и парафинов приведен на фотографиях срезов НКТ. Одним из способов полного предотвращения подобной ситуации является применение нагревательного кабеля. Нагревательный кабель - основной элемент системы электропрогрева, обеспечивающий надежность установки в целом и выполняющий функцию распределенного по всей длине скважины нагревательного элемента. Все выпускаемые кабели основаны на резистивном способе нагрева, т.е. выделении тепла электрическими проводниками при протекании по ним электрического тока. За счет выделяемого тепла поддерживается температура по стволу скважины выше температуры кристаллизации парафиногидратов, и тем самым предотвращается выпадение твердых фракций и налипания их на стенках НКТ скважин.

В настоящее время ООО «Псковгеокабель» выпускает три вида нагревательных кабелей:

1. Грузонесущие бронированные нагревательные кабели марки КГн, предназначены для электрообогрева фонтанных, нагнетательных скважин и скважин оборудованных ЭЦН.

2. Бронированные нагревательные кабели плоского сечения марки КнП, предназначены для элетрообогрева скважин оборудованных штанговыми глубинными насосами (ШГН).

3. Нагревательные кабели для внутриштангового прогрева при применении ШГН с полыми штангами.

Различия в конструктивном исполнении кабелей определяются в основном способом их установки и монтажа в скважине, что также определяет и их эффективность. Для примера рассмотрим частный случай распределения тепловых потоков от нагревательных кабелей, расположенных непосредственно в НКТ и в затрубном пространстве при прочих одинаковых условиях - состав скважинной жидкости, дебит, потери в затрубное пространство и пр.

Распределение температуры в поперечном сечении скважины: а) при мощности 100Вт/м для кабеля, расположенного с внешней стороны НКТ; б) при мощности 24Вт/м для кабеля, расположенного внутри НКТ

Из приведенных диаграмм видно, что требуемый эффект поддержания температуры жидкости в НКТ практически одинаков для приведенных случаев, однако требуемая удельная мощность кабеля при этом различается в четыре раза. Следовательно, нагрев кабелем, расположенным внутри НКТ значительно более эффективен, что объяснятся передачей всего объема тепловой энергии непосредственно в поток скважинной жидкости.

Однако, установка нагревательного кабеля внутрь НКТ не всегда возможна, поэтому для повышения эффективности теплоотдачи установок ШГН наиболее целесообразно применение полых штанг с установкой кабеля в полость штанги.

Величина максимальной удельной мощности кабеля, определяемой, как выделяемая тепловая мощность одного метра кабеля, имеет величину не более 75 Вт/м. Эта цифра получена расчетным путем, подтверждена многолетним опытом эксплуатации нагревательных систем и является достаточной для гарантированного отсутствия отложений парафинов в НКТ для подавляющего большинства скважин России.

Обозначенную выше величину удельной тепловой мощности можно объяснить следующим образом. Спуск кабеля производится на глубину возможных отложений парафинов, что составляет для месторождений России от 900 до 2000 метров и определяется в основном геотермой, присущей данному региону. Температура в конечной точке спуска кабеля при этом находится в пределах 35-450С, что соответствует температуре плавления парафинов. Таким образом, основная функция нагревательного кабеля сводится не нагреву потока скважинной жидкости, а к компенсации тепловых потерь этого потока в затрубное пространство при подъеме к устью скважины. При такой постановке задачи уменьшается общая потребляемая мощность, которую можно обозначить как совершенно необходимую и в то же время разумно достаточную для поддержания чистоты внутренней поверхности НКТ и обеспечения непрерывного поступления скважинной жидкости в наземные трубопроводы.

Изложенные выше положения хорошо иллюстрируются графиками температуры по глубине скважины. В качества примера выбрана скважина на территории республики Коми, имеющая следующие основные параметры: дебит по жидкости 40т/сутки, газовый фактор - 120 м3/т, динамический уровень 600 м.

Температуры по стволу скважины:

- Геотерма для выбранной географической области;

- Термограмма скважины с потоком нефти;

- Семейство температурных кривых при применении нагревательного кабеля, установленного внутрь НКТ с удельной мощностью 30, 40 и 50 Вт/м.

Из представленных графиков видно, что повышение удельной мощности в два раза приводит к среднему росту температуры всего на 100С, т.е. значительно возрастают потери в затрубное пространство с повышением температуры.

Еще одним важным следствием способа прогрева, основанным на компенсации потерь в затрубное пространство является то, что требуемая мощность нагревательного кабеля практически не зависит от дебита скважины по жидкости, что очевидно из приведенных выше положений. В большей степени мощность обусловлена динамическим уровнем, т.к. потери потока в значительной мере определяются теплопроводностью вещества затрубного пространства. Соответственно повышение мощности кабеля, особенно на глубинах ниже динамического уровня, к существенному повышению температуры скважинной жидкости не приведет, т.к. основная масса тепла будет расходовать на прогрев окружающей породы.

Необходимо отметить еще одну важную характеристику кабеля - тип питающего напряжения. Выпускаемые предприятием кабели в основном имеют питание постоянным током от управляемого выпрямителя станции управления, также производства ООО «Псковгеокабель». Однако, некоторые кабели могут иметь питание как постоянным током, так и от сети переменного тока. Конкретный тип питающего напряжения приводится ниже в описании технических характеристик кабеля.

2.1.1 Технические характеристики

Кабели нагревательные марки КГн.

Кабели грузонесущие нагревательные (КГн) предназначены для электрообогрева нефтяных скважин оборудованных ЭЦН, нагнетательных, водных скважин путем спуска непосредственно в НКТ, в поток добываемой жидкости с цель предотвращения образования твердых фракций парафиногидратов.

Кабели КГн разработаны на основе ГОСТ 51978-2002 «Кабели грузонесущие геофизические бронированные» и ТУ 3585-002-24118545-2004, сертифицированы и разрешены к применению Федеральной службой по экологическому, технологическому и атомному надзору, а также защищены патентом РФ №35823.

В настоящее время кабели КГн наиболее востребованы.

С 2004 года ООО «Псковгеокабель» производит кабели для обогрева скважин, оборудованных штанговыми или глубинными насосами, с помощью нагревательного кабеля, устанавливаемое в затрубное пространство. Нагревательный кабель имеет плоскую форму и монтируется с наружной стороны НКТ аналогично кабелю для питания нефтепогружных насосов.

Несмотря на меньшую эффективность теплопередачи этого способа установки кабеля, имеющиеся эксплуатационные данные показали полную пригодность подобных систем для депарафинизации скважин с ШГН. Причем имеется опыт работы установок в периодическом режиме, т.е. примерно на сутки включается нагрев, затем несколько суток пауза, что соответствует цикличности промывки скважин горячей нефтью, но при этом позволяет исключить применение горячей нефти.

В общем случае, периодический режим наиболее благоприятен с точки зрения экономики и общего снижения потребления электроэнергии. Однако, несмотря на то, что поставляемое оборудование позволяет выбрать такой режим, конкретно возможность и параметры периодического прогрева решаются службами ПТО нефтедобывающий предприятий, т.к. в этом случае наиболее важным критерием является состав скважинной жидкости, процентное содержание парафинов, скорость их отложения и пр.

Кабели нагревательные марки Кн

В настоящее время специалистами ООО «Псковгеокабель» разработан и готовится к испытаниям нагревательный кабель для полых стальных штанг. Кабель предназначен для обогрева штанг установок ШГН, устанавливается внутрь специально изготовленных полых штанг. Кабель имеет круглую форму диаметром 14-16 мм. В конструкцию входит сегментные нагревательные проводники с двойной изоляционной оболочкой, центральный грузонесущий сердечник, выполненный из стеклопластикового прутка, ленточный бронепокров и наружная полимерная оболочка.

Описание технологии и способов прогрева было бы неполным без рассмотрения экономических аспектов предлагаемого оборудования. Наиболее сложные проблемы, возникающие у потенциальных потребителей, сводятся к двум краеугольным вопросам:

Что же касается потребляемого количества электроэнергии и соответственно основной составляющей затрат при эксплуатации способа электропрогрева, то приводимые цифры установленной мощности выглядят большими только на первый взгляд. Так например, при дебите скважины 20 т/сутки по нефти и мощности установки нагрева 50 кВт, затраты дополнительной электроэнергии на тонну нефти составят 60 кВт*часов или 2-3 доллара и составят около одного процента в стоимости продукции (т.е. нефти). Дальнейшие экономические расчеты на этом этапе проводить бессмысленно, т.к. у каждого нашего потребителя есть для этих задач соответствующие службы, а результат применения электропрогрева проявляется после некоторого времени эксплуатации установок.

Однако, на начальном этапе при анализе экономики, необходимо учесть следующие факторы:

- приведенные цифры удельных затрат электроэнергии на единицу продукции (примерно 1% в денежном выражении) значительно меньше в среднем по промышленности;

- увеличение потребления электроэнергии однозначно вызовет снижение затрат на текущий ремонт, включая механические скребки, обработку горячей нефтью, увеличение межремонтного периода и т.д.

- применение электропрогрева всегда сопровождается увеличением дебита (в среднем 10-15%, есть случаи до 200%) и снижением обводненности.

В качестве заключительного аргумента в пользу применения установок электропрогрева можно привести тот факт, что у всех наших потребителей срок окупаемости оборудования (станция управления, кабель, вспомогательная оснастка) составлял не более 8-ми месяцев, с учетом того, что гарантия составляет - 12 месяцев, а средний срок наработки кабеля на отказ 2,5 года.

2.1.2 Установка прогрева скважины

Для управления нагревом скважины и защиты нагревательного кабеля от перегрузок, специалистами ООО «Псковгеокабель» разработаны и поставлены на производство несколько модификаций станций управления марки УПС. В процессе эксплуатации, система управления нагревом постоянно модернизировалась с учетом требований эксплуатирующих нефтедобывающих предприятий. В настоящее время станция управления представляет из себя герметичный шкаф, размером 1500х1200х430 мм, разделенный на три отсека, высоковольтный, низковольтный и отсек управления, подставку каркасного типа, высотой 300 мм, для крепления к полу установочной площадки и шкаф подключения, размером 500х500х250, устанавливаемый непосредственно перед скважиной, для подключения нагревательного кабеля к подводящему силовому кабелю.

В шкафу управления нагревом расположены управляемый тиристорный преобразователь, выполненный в зависимости от модификации станции по мостовой или нулевой схеме, позволяющий плавно регулировать напряжение подаваемое на кабель, устройства защитного отключения, регистрирующие падение сопротивления изоляции нагревательного кабеля, гальванически развязанные датчики тока и напряжения нагревательного кабеля, датчик тока утечки, датчик температуры продукции в выкидном трубопроводе, датчики температуры нагревательного кабеля, аппаратура поддержания оптимального теплового режима внутри шкафа управления и управляющий промышленный контроллер.

Основной функцией промышленного контролера является обеспечение бесперебойной работы системы управления нагревом, поддержание заданных режимов работы нагревательного кабеля, а также запись в архив и/или передача всех основных параметров системы пользователю.

2.1.3 Монтаж и размещения оборудования

Монтаж и расстановка оборудования установки прогрева скважин УПС, относительно устья скважины, аналогичен расстановки оборудования установки электроприводного центробежного насоса. (УЭЦН). При размещении оборудования необходимо соблюдать требования следующих нормативных документов: «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности», «Техническая инструкции по проведению геофизических исследований и работ на кабеле в нефтяных и газовых скважинах», «Правила устройства электроустановок».

Рис.7 Схема размещения оборудования

2.1.4 Спускоподъемные операции

Спуск и подъем кабеля осуществляется с помощью геофизического подъемника и автокрана, через два ролика, один из которых закреплен на скважинной арматуре (направляющий), а другой на крюке автокрана (подвесной). В связи с большим диаметром кабеля (26 мм), для проведения данных работ необходимо использовать ролики блок-баланса диаметром не менее 750 мм. При выполнении спуска необходимо следить за вертикальным положением нагревательного кабеля, сходящего с подвесного ролика и при необходимости корректировать его положения, так чтобы не повреждать его оболочку.

Для герметизации устья скважины рекомендуется использовать устройства выполненные аналогично лубрикатору, применяемому для работы с геофизическим кабелем. ООО «Псковгеокабель» предлагает опорно-герметизирующее устройство ОГУ 27-200, рассчитанное для работы с нагревательным кабелем до 27 мм и рабочим давлением скважины до 200 атм. Герметизация кабеля осуществляется сжатием набора шайб из бензо - масло - кислотостойкой, а также оборудовано узлом крепления замка, удерживающего нагревательный кабель от падения в скважину, а также от выброса кабеля из НКТ.

В настоящее время герметизирующие устройства для работы с нагревательным кабелем предлагают и другие предприятия работающие на нефтегазовом рынке РФ. В качестве герметизирующего устройства может быть применен устьевой сальник СУ-73-25 производства разработанный на основе устьевого сальника для герметизации штанг установок ШГН.

Крепление кабеля осуществляется двумя замками, один из которых, основной (жимок с шероховатой поверхностью), предназначен для фиксации нагревательного кабеля в опорном узле. Второй замок, страхующий, конусного типа, устанавливается на верхний конец кабеля, крепится за проволоки брони наружного повива. Он предназначен для обеспечения электрического контакта с проволоками брони и предохраняет кабель от падения в скважину в случае ослабления основного замка.

Рис.8. Спускоподъемный аппарат

Спуск и подъем нагревательного кабеля может быть выполнен с помощью геофизического подъемника и специальной роликовой консоли закрепленной на скважинной арматуре. Роликовая консоль оснащена двумя роликами диаметром 750 мм и кронштейном для установки замка крепления кабеля.

В настоящее время используются как постоянно установленные консоли, что позволяет в исключительных случаях производить подъем кабеля методом буксировки, а также съемные роликовые консоли позволяющие производить спускоподъемные операции на разных скважинах с помощью одной роликовой консоли.

Преимущество данной конструкции, установленной на скважинную арматуру заключается в возможности выполнять операции по спуску и подъему, без привлечения автокрана или другой дополнительной техники.

2.2 Аппарратура

Скважинный стационарный электронагреватель предназначен для прогрева призабойной зоны скважин, с целью снижения вязкости нефти, ликвидации кольматации и предотвращения образования асфальто-смоло-парафиновых отложений на внутренних стенках труб в следующей комплектации.

1. Скважинный стационарный электронагреватель СНТ(н) - 20 или СНТ(н)- 35.

2. Станция управления нагревом с повышающим трансформатором УПС 00-10-60 -3

3. Питающий кабель КПБП 3х6 или КПБП 3х10 с термостойким удлинитеСкважинный нагреватель состоит из корпуса, внутреннего гидравлического канала, нагревателей и головки. Скважинная жидкость обтекая устройство, а также проходя через внутренний гидравлический канал нагревается и закачивается насосом в НКТ. При повышении температуры выше номинальной, нагревательные элементы изменяют свое сопротивление, что приводит к уменьшению отдаваемой мощности, при охлаждении мощность растет.

Контроль и управление нагревом осуществляет станции управления УПС 50-10-60-3

В станции управления находятся:

- коммутирующая аппаратура;

- устройство защитного отключения по перегрузке по току;

- устройство защитного отключения по току утечки;

- измерительные приборы.

Станция управления комплектуется повышающим трансформатором ТМПН-63лем УБ_10/25-02 (25м).

Рис.9 Конструкция нагревателя

2.2.1 Технология применения

После доставки кабеля и концевого нагревателя к месту спуска, скважинный концевой нагреватель монтируется к переходнику на нижнем конце спускаемого нагревательного кабеля КГн при помощи герметичного разъемного соединения. Внутренние проводники кабеля КГн предназначенные для подвода мощности к концевому нагревателю, через щеточный коллектор, установленный на спускоподъемном агрегате (каротажном подъемнике), подключаются к шкафу управления нагревом УПС, в котором смонтирована дополнительная аппаратура управления и защиты концевого электронагревателя.

Спуск кабеля с концевым электронагревателем производится через лубрикатор. После спуска кабеля центральные проводники отключаются от щеточного коллектора, при этом концевой нагреватель отключается. Кабель крепится двумя замками (основным и страховочным), устье скважины герметизируется, задвижки выкидного трубопровода скважины перекрываются. Далее нагревательный кабель подключается к станции управления по стандартной схеме с контролем температуры по сопротивлению нагревательной петли и в течение примерно 8 часов производится растепление скважины, затем задвижки открываются. Специально разработанная станция управления нагревом марки УПС производства ООО «Псковгеокабель», позволяет осуществлять одновременную работу концевого нагревателя и нагревательного кабеля, что значительно повышает эффективность нагревательной системы.

Нагревательный кабель с установленным кабельным наконечником для подключения концевого электронагревателя может быть использован без ЭКС, при этом вместо нагревателя на разъем устанавливается герметичная заглушка.

Для прокола пробок АСПО, ЭКС может использоваться без нагревательного кабеля. В этом случае для спуска нагревателя используется грузонесущий кабель повышенной жесткости с дополнительными грузами, а для управления подъемник оснащается отдельным шкафом контроля и управления нагревом концевого нагревателя.

Размещено на Allbest.ru