Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для запуска запарафиненных нефтяных скважин в различных климатических зонах.
Известен способ депарафинизации нефтегазовых скважин, заключающийся в том, что предварительно перед спуском в зону парафинообразования нагревательного кабеля (далее кабель) определяют возможную глубину парафинообразования, длину кабеля и его мощность в зависимости от дебета скважины, давления в скважине, температуры плавления изоляционного материала кабеля и температуру в зоне расположения нижнего конца опущенного в скважину кабеля, регулируют температуру временем работы кабеля, которую поддерживают по всей длине рабочей части кабеля на 5-50°С выше температуры плавления парафина, температуру выходящего из скважины потока продукта поддерживают в зависимости от температуры окружающей среды, по меньшей мере, на 5°С выше максимальной температуры выходящего потока продукта при отсутствии нагревательного кабеля (RU №2166615, опубл. 10.05.2001).
Недостатком известного способа депарафинизации скважины является то, что нагрев кабеля осуществляют после его опускания в скважину, что не позволяет избежать предварительную чистку скважины перед его спуском, а преодоление высокого устьевого давления при спуске кабеля периодически заканчивается глушением нефтяной скважины, при этом описанный способ не дает возможности спускать кабель в скважину при низких температурах окружающей среды, что приводит его в нерабочее состояние.
Из этого же источника известна установка для депарафинизации нефтегазовых скважин, содержащая спускаемый в зону возможного парафинообразования кабель и соединенную с ним систему управления его нагревом. Перед спуском кабеля в скважину сначала пропускают его свободный конец под натяжной ролик и через направляющий ролик опускают в сальниковое уплотнение, затем кабель вручную проталкивают в скважину на глубину до 50 метров. После этого кабель начинает опускаться под собственным весом, а потом метров через 100 спуск кабеля осуществляют с притормаживанием лебедки каротажной установки, на которой намотан кабель. При большом давлении в устье скважины (более 5 МПа и более) на начальном этапе спуска кабеля возникает сила устьевого давления, выталкивающая кабель из скважины. Для устранения этого требуется приостановить работу скважины на время спуска кабеля, что можно сделать только глушением скважины и только после этого опускают кабель на заданную глубину. Аналогичные проблемы возникают и при подъеме кабеля из скважины. Все эти недостатки сказываются на количестве добытой нефти. Настоящее изобретение направлено на решение следующих задач. В целом ряде случаев необходимо при запуске нефтяной запарафиненной скважины исключить предварительную чистку скважины, преодолеть высокое устьевое давление без глушения скважины и осуществить монтаж установки, даже в условиях отрицательных температур окружающей среды и таким образом значительно увеличить добычу нефти.
Поставленная задача решается тем, что способ запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины, включающий определение глубины возможного парафинообразования, длины нагревательного кабеля, его мощности в зависимости от дебита потока продукта, температуры плавления изоляционного материала кабеля, спуск его в зону парафинообразования скважины, температуры, которую поддерживают по всей длине рабочей части кабеля на 5-50°С выше температуры плавления парафина, при этом температуру выходящего из скважины потока, продукта поддерживают по меньшей мере на 5°С выше максимальной температуры выходящего потока продукта при отсутствии кабеля согласно изобретению, пред спуском кабеля в скважину, навитого на барабан управляемой лебедки, его нагревают выше 45°С и спускают в скважину, осуществляя одновременно контролируемый нагрев кабеля в разных слоях его навивки на барабане, а высокое устьевое давление преодолевают воздействующим на кабель осевым усилием транспортера, обеспечивающим выравнивание массы спущенного кабеля с выталкивающим устьевым давлением, а далее нагретый кабель спускают в зону парафинообразования.
Кроме того, дополнительно осуществляют контроль дебита потока продукта, выходящего из скважины; мощность кабеля выбирают в зависимости от дебита скважины в пределах от 10 до 120 кВт; перед спуском в скважину нагрев осуществляют с учетом температуры окружающей среды; при температуре окружающей среды ниже 3°С, перед спуском кабеля в скважину, его нагревают выше 50°С.
Поставленная задача решается также тем, что устройство запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины, содержащее нагревательный кабель (долее кабель), один конец которого подсоединен к источнику питания, а другой конец замкнут внутри кабеля и изолирован, при этом в кабеле установлен, по меньшей мере, один датчик температуры, согласно изобретению предварительно кабель перед спуском навит на барабан управляемой лебедки, при этом в слоях навивки кабеля установлены температурные датчики, которые связаны с соответствующими температурными измерительными приборами.
Кроме того, кабель подсоединен к источнику питания через токоприемник со скользящими контактами; кабель подсоединен к источнику питания через дополнительный силовой кабель; температурные датчики установлены, по меньшей мере, через один слой навивки кабеля на барабан управляемой лебедки; система управления нагревом содержит контроллер, который обеспечивает безопасность работы кабеля; в кабеле каждому датчику соответствует одна общая жила и дополнительно одна жила к каждому датчику, установленных в "n" количествах местах по длине кабеля, где "n" - количество датчиков; замыкание контактов нагревательных жил производится на конце кабеля при обеспечении плотности его близкой к 100 кг/дм2.
Поставленная задача решается тем, что устройство запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины, содержащее, по меньшей мере, направляющий и натяжной ролики и нагревательный кабель (далее кабель), размещенный в скважине в зоне возможного парафинообразования, и соединенную с ним систему управления его нагревом, согласно и изобретению содержит также одноприводный транспортер кабеля, обеспечивающий спуск и подъем его в приустьевой части скважины в условии повышенного устьевого давления, содержащий разъемный корпус, состоящий из двух частей, одна из которых является приводной, а вторая - крышкой, при этом в каждой части корпуса размещены независимые ролики, на валах которых жестко закреплены соответственно им шестерни, расположенные с возможностью обеспечения кинематической связи друг с другом и роликами, при этом в приводной части корпуса расположено нечетное количества пар и вал одной пары связан с приводом, а валы крышки расположены строго по центру между валами приводной части корпуса, при этом в рабочем положении шестерни приводной части корпуса попарно соединены с каждой шестерней крышки.
Кроме того, основание натяжного ролика жестко закреплено на анкерной трубе на расстоянии от 1 до 7 м от центра фонтанной арматуры, а узел крепления кабеля жестко установлен на основании натяжного ролика; опорный ролик установлен на арматуре, имеющей длину от 0,5 до 3 м под углом к вертикальной стойке от 80° до 120°, а узел крепления кабеля жестко установлен на арматуре, где вертикальные составляющие арматуры являются продолжением одна другой; привод подсоединен к среднему валу приводной части корпуса для равномерного распределения усилия с двух сторон по четному количеству роликов и шестерен; корпус транспортера снабжен стягивающими элементами, которые регулируют мощность транспортера; воздействующее осевое усилие транспортера на кабель составляет свыше 2 МПа, обеспечивая выравнивание веса спущенного кабеля с выталкивающим устьевым давлением.
Настоящее изобретение поясняется конкретными примерами его выполнения и прилагаемыми чертежами, на которых:
фиг.1 изображает план расположения электрокабельной установки у фонтанной арматуры;
фиг.2 изображает спуск кабеля в запарафиненную скважину при высоком устьевом давлении;
фиг.3 изображает подогрев кабеля при его спуске в запарафиненную скважину, при температуре окружающей среды ниже 3°С;
фиг.4 изображает схему одноприводного транспортера кабеля;
фиг.5 изображает схему установки натяжного ролика под углом к устьевому роликовому блоку;
фиг.6 изображает схему установки натяжного ролика у нижней части фонтанной арматуры.
Предлагаемый способ запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины осуществляется следующим образом.
Перед спуском нагревательного кабеля в скважину определяют глубину возможного парафинообразования путем изучения геологической документации, журнала учета работы скважины, где содержатся описания остановок при спуске в скважину калибровочного снаряда и остановки геофизической аппаратуры из-за парафина при проведении геофизических исследований скважины, выявление при этом по журналам максимальной глубины остановки снарядов, как правило, к максимальным глубинам выявленных остановок, определялись их средние величины и увеличивалась глубина ориентировочного максимального парафинообразования в среднем на 150-200 метров, при этом длина нагревательного кабеля выбиралась в пределах +/-50 метров.
Вторым важным фактором при разработке характеристики технологии депарафинизации являлось определение мощности в зависимости от дебита потока продукта, получаемого из скважины за сутки и температуры плавления парафина и изоляционного материала кабеля. При изготовлении кабеля изучались документы, характеризующие изоляционный материал изготавливаемого кабеля, при этом учитывались максимальные температуры нагрева кабеля, их допустимые величины, рациональные температуры режима работы установки, минимальные температуры, при которых будет достигнута температура плавления парафина, а также общий баланс поступающего от кабеля тепла при его работе на оптимальных режимах мощности повышающего трансформатора с учетом силы тока в пределах от 60 до 100 А, напряжения переменного тока от 380 до 600 В, с учетом нагрева всей суточной массы нефти и поступающей температуры нефти на уровне местонахождения нижнего конца кабеля, при этом изучается геотерма поглощения тепла окружающими скважину породами и температуры выходящего потока из скважины. Все эти факторы дают нам возможность выбрать наиболее рациональные режимы работы, при которых мощности работы установок будут определять не только эффективность работы скважины, но и длительность работы установки, которая может увеличить срок до первого отказа работы кабеля в 2-3 раза выше гарантийного срока.
Спуск нагревательного кабеля в скважину определяется многими факторами, из которых особенно влияют на первый его этап: температура окружающей среды и запарафиненность приустьевой ее части, а также устьевое давление.
Температура окружающей среды, на первый взгляд, никак не может повлиять на работу электрокабельной установки, поскольку основной рабочий элемент - нагревательный кабель, находится внутри скважины при практически не изменяющейся температуре, однако спуск кабеля приходится производить в разных географических зонах, так, например, установки для депарафинизации скважин применяются как в южных, так средних и северных широтах. На юге окружающая среда добавляет к температуре нагретого кабеля - 70°С еще 50-60°С и в сумме составляет 120-130°С, что приближается к температуре плавления изоляционного материала кабеля. Поэтому при применении установок в районах жарким климатом для предотвращения перегрева кабеля должно быть организованно охлаждение кабеля, находящегося на поверхности, что возможно осуществить применением, например, кондиционера с гибким шлангом, внутри которого размещают охлаждаемый кабель.
В северных условиях температура окружающей среды в зимнее время достигает 50-60°С ниже нуля. При этом работы по спуску и подъему кабеля не проводятся. Они проводятся при температуре выше 25°С мороза, в этом случае единственным путем возможности спуска кабеля в скважину является его подогрев перед спуском до температуры +50 - +70°С, при этом за период прохождения кабеля от барабана лебедки каротажной установки до устья скважины он не успевает охладиться ниже температуры 20°С и, таким образом, теплым опускается в скважину, но если скважина запарафинена, то он может опускаться в скважину, если его температура выше температуры плавления парафина. Поэтому кабель спускают в скважину, осуществляя одновременно контроль температуры нагрева кабеля в разных слоях его навивки на барабане. В противном случае, без предварительного подогрева кабеля, он растрескивается уже при температуре +3°С, особенно при прохождении через натяжной и направляющий ролики, и становится непригодным к применению. Таким образом, предварительно, перед спуском кабеля в скважину, при температуре окружающей среды ниже 3°С кабель, навитый на барабан управляемой лебедки, нагревают не ниже 50°С.
При устьевом давлении, когда оно составляет от 1 до 1.5 МПа, спуск кабеля в скважину можно осуществить вручную. При давлении на устье скважины свыше 1,5 МПа вручную опустить кабель в скважину можно только на скважинах, оборудованных электроцентробежными насосами. На других типах скважин - фонтанных или газлифтных, спуск кабеля может быть осуществлен при больших давлениях только после полного гашения давления скважины, в этом случае на устье скважины давление составит 0 атм и опускание кабеля не представляет никакой трудности, однако, вновь запустить в работу скважину является большой проблемой и может привести к потере скважины.
Таким образом, высокое устьевое давление преодолевают воздействующим на кабель осевым усилием транспортера, обеспечивающим преодоление спускаемым кабелем этого давления, выталкивающего кабель из скважины, а далее нагретый кабель спускают в зону парафинообразования под собственным весом. При этом дополнительно осуществляют контроль дебита продукта выходящего из скважины, а мощность кабеля выбирают в зависимости от дебета скважины в пределах от 10 до 120 кВт. Мощность кабеля может регулироваться температурой его нагрева и подаваемым на кабель напряжением. Последнее может меняться путем переключения трансформатора на различные режимы напряжения, например, 380 В, 440 В, 500 В, 550 В, 600 В и т.д. и при постоянной величине сопротивления кабеля меняется сила тока и соответственно мощность кабеля.
Перед спуском в скважину кабеля его нагрев осуществляют с учетом температуры окружающей среды и нагревают выше 50°С.
Устройство запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины состоит из следующих узлов и элементов.
Устройство смонтировано на базе фонтанной арматуры 1, на верхнем фланце 2 которой установлен блок направляющего ролика 3, через направляющий ролик 4 и натяжной ролик 6 пропущен нагревательный кабель 5, последний через устьевой сальник 8 опускается в скважину, натяжной ролик монтируется на опоре 7, на которой размещено крепежное устройство кабеля 9, над устьевым сальником 8 на кабеле 5 устанавливается крепежные хомуты 10 и конец нагревательного кабеля 5 от натяжного ролика 6 идет в соединительную коробку 11, где крепится двумя концевыми клеммами к контактам. Таким образом, в соединительной коробке 11 электрически соединены нагревательный кабель 5 и силовой кабель 12, другой конец которого соединен со станцией управления 13 с пультом управления 14.
Питание станции управления 13 осуществляется через трансформатор от электролинии 15 напряжением 380 В и частотой 50 Гц.
Перед спуском кабеля 5 в скважину его размещают на барабане управляемой лебедки 16, и на конце кабеля устанавливают скользящий контакт 17 кабеля нагрева и его электрически соединяют со скользящим контактом 18 силового кабеля 12, через которые осуществляют электрическое питание кабеля 5, такое соединение позволяет осуществлять нагрев кабеля одновременно с вращением барабана и, соответственно, спуском его в скважину. При отсутствии скользящих контактов 17, 18 производят соединение жил нагревательного кабеля 5 с жилами силового кабеля 12, при этом нагрев кабеля 5 на барабане управляемой лебедки 16 осуществляют без его вращения до температуры от 50 до 70°С, после нагрева кабели разъединяют. При намотке кабеля 5 на барабан управляемой лебедки 16, по меньшей мере, через каждый ряд наматываемого кабеля 5 устанавливают температурные датчики 21, которые электропроводами 22, проложенными между рядами намотанного кабеля, соединены с измерительными приборами 23, расположенными на наружной стороне барабана управляемой лебедки 16.
Таким образом, осуществляют нагрев кабеля перед спуском при температурах ниже 3°С и при запарафиненной скважине с тем, чтобы нагретым кабелем проходить интервалы парафиновых пробок.
Преодоление устьевого давления осуществляется с помощью одноприводного транспортера 20 кабеля. Транспортер 20 состоит из 2-х частей, в том числе приводной части 24 и крышки 25 транспортера, поворотными петлями 26 и запорными элементами 27 частей транспортера 20, соединенными между собой. На приводной части 24 транспортера установлен привод 28, который соединен с ведущим валом, на котором закреплены шестерня 31 и ролик 40. В этой же части установлены приводные шестерни 29-33 и приводные ролики 38-42 и валы 43, на которых закреплены приводные шестерни и ролики. В крышке 25 транспортера 20 размещены ведомые шестерни 34-37 и ведомые ролики 44-47 и валы промежуточные 48, на которых закреплены шестерни в крышке 25 таким образом, что они располагаются параллельно валам 43 в приводной части и расположены строго посередине между ними, соответственно посередине располагаются и ведомые шестерни 34-37 и ведомые ролики 44-47, между соответствующими шестернями и роликами, расположенными в приводной части 24. Все валы транспортера установлены в подшипниках 48.
Варианты крепления натяжного ролика отличаются друг от друга тем, что (фиг.2), в первом варианте, натяжной ролик 6 жестко закреплен на анкерной трубе на расстоянии от одного до семи метров от центра фонтанной арматуры, а узел крепления кабеля 9 жестко установлен на опоре 7 натяжного ролика 6. Второй вариант размещения натяжного ролика 6 на арматуре 1, имеющей длину более 0,5 м под углом к вертикальной стойки блока направляющего ролика 3 от 80 до 120°, а узел крепления 9 кабеля 5 жестко установлен на арматуре 1. В третьем варианте натяжной ролик может быть также установлен в пределах основания блока направляющего ролика 3 и фундамента фонтанной арматуры 1, а узел крепления 9 кабеля 5 жестко установлен на арматуре 1, где вертикальные составляющие арматуры 1 являются продолжением одна другой.
Устройство запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины работает следующим образом.
Нагревательный кабель 5, один конец которого подключен через соединительную коробку 11 и силовой кабель 12 к станции управления 13 нагревом кабеля 5. А другой конец замкнут внутри кабеля 5 и изолирован, при этом в кабеле 5 установлен, по меньшей мере, один датчик температуры. Для предварительного нагрева кабеля 5, перед спуском его в скважину, в случае низкой температуры окружающей среды (ниже 3°С) и большого скопления у устья скважины пробок парафина, устанавливают при навивке кабеля 5 на барабан управляемой лебедки 16 температурные датчики 21, которые связаны с соответствующими температурными измерительными приборами 23, вместе с тем температурные датчики 21 устанавливают, по меньшей мере, через один слой навивки кабеля 5, а температурные измерительные приборы 23 устанавливают непосредственно на наружную сторону щеки барабана управляемой лебедки 16.
Нагрев кабеля 5 осуществляется в процессе вращения барабана управляемой лебедки 16, для этого конец нагревательного кабеля, выведенный наружу через внутреннюю полость барабана лебедки 16, снабжен скользящими контактами 17, через которые он соединяется со скользящими контактами 18 силового кабеля 12, связанного с источником питания. При появлении напряжения происходит нагрев кабеля 5 до температуры выше 50°С, а контроль осуществляется по температурным измерительным приборам 23.
Кроме того, устройство в станции управления нагревом 13 содержит контроллер, который обеспечивает безопасность работы кабеля, осуществляя контроль за изменением силы тока, напряжения, изменением сопротивления изоляции кабеля 5. При размещении в кабеле 5 температурных датчиков, количество которых составляет более одного, в этом случае к каждому датчику электрически подсоединена одна общая жила и еще по одной отдельной жиле к каждому датчику.
Замыкание контактов нагревательных жил производится на конце кабеля 5, при заделке которого должна обеспечиваться плотность 100 кг/дм3, такая плотность необходима, чтобы внутрь кабеля 5 не могла проникнуть при больших давлениях газовая смесь или жидкие нефтяные компоненты. При этом замыкание контактов нагревательных жил производится в зоне от 0,03 до 5 м от конца нагревательного кабеля, близкой к 100 кг/дм3.
Устройство для запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины, которое содержит, по меньшей мере, направляющий 3 и натяжной ролики 6, нагревательный кабель 5, размещенный в скважине в зоне возможного парафинообразования, и соединенную с ним станцию управления его нагревом 13, которое содержит одноприводный транспортер 20 кабеля, обеспечивающий спуск и подъем его в приустьевой части скважины в условиях повышенного устьевого давления, содержащий разъемный корпус, состоящий из двух частей, одна из которых является приводной 24, а вторая крышкой 25.
Транспортер 20 устанавливается перед спуском кабеля в скважину, на верхнюю часть устьевого сальника, где жестко крепится к нему. Кабель 5 размещается во внутренней полости транспортера, между роликами 38-42 и 42-45, расположенными в различных частях корпуса транспортера и при закрытии их стягивается специальными болтами, тем самым обеспечивая регулировку мощности транспортера. Далее кабель пропускают через уплотнения устьевого сальника 8 до центральной задвижки, которую предварительно закрывают, затем зажимают сальниковое уплотнение и одновременно с открытием центральной задвижки включают привод 28 транспортера и, таким образом, преодолевая сопротивление устьевого давления, кабель 5 постепенно опускается в скважину. При достижении длины опущенного в скважину кабеля 5 своим весом, уравновешивающим устьевое давление, что можно определить по работе привода 28 без нагрузки, работу транспортера 20 останавливают, снимают его с кабеля 5 и далее спуск кабеля осуществляют под собственной тяжестью. После завершения опускания кабеля 5 до планируемого интервала над сальником устанавливают крепежные хомуты и противовыбросовый трос, дополнительное крепление кабеля 9 осуществляют около натяжного ролика 6, что обеспечивает гарантию и надежность монтажа кабеля на нефтедобывающей скважине.
Рассматривая работу транспортера 20, следует отметить, что в каждой части корпуса 24 и 25 размещены независимые ролики 38-42 и 44-47, на валах которых жестко закреплены соответственно им шестерни 29-33 и 34-37, расположенные с возможностью обеспечения кинематической связи друг с другом. От усилия прижатия роликов 38-42 из приводной части 24 транспортера 23 к роликам 44-47, крышки 25, зависит мощность работы транспортера 20, осуществляемая специальными запорными элементами 27, в том числе болтами и другими стягивающими захватами. При этом в приводной части корпуса 24 расположено нечетное количество шестерен, роликов и валов, а привод 28 подсоединен к среднему валу приводной части корпуса 24 для равномерного распределения усилия по четному количеству роликов и шестерен. Валы 48 крышки 25 расположены строго по центру между валами 43 приводной части корпуса 24, при этом шестерни 29-33 приводной части корпуса 24 в рабочем положении попарно соединены с каждой шестерней 34-37 крышки 25.
Величина усилия, развиваемого транспортером 20 на кабель 5, должна составлять свыше 15 МПа, обеспечивая выравнивание массы спущенного кабеля выталкивающему устьевому давлению, с учетом того, что в редких скважинах давление на устье скважины иногда составляет свыше 10 МПа.
Данное изобретение было применено на Харьягинском месторождении нефтяной компанией "Лукойл-Коми".
Техническая характеристика скважины перед монтажом:
1. Способ добычи (фонтанный, насос ЭЦН, эрлифтный) - насос ЭЦН
2. Суточный объем добычи жидкости (м3) - 35
3. Процентное содержание воды (%) - 3
4. Процентное содержание парафина (%) - 28
5. Глубина парафинообразования (м) - 1570
6. Температура на глубине (°С): 1600 м - 30
7. Давление на устье скважины (МПа) - 4,0
8. Способ борьбы с парафином применяемый ранее - скребки
9. Количество простоев в месяц (дни) - до 8
10. Внутренний диаметр НКТ (мм) - 60
11. Температура окружающей среды в зимнее время (°С) - до минус 50.
При использовании заявляемого способа и устройства запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины была определена глубина возможного парафинообразования на основе многолетних данных, по конкретному кусту скважин данного месторождения, которая определилась интервалом от 0 до 1570 метров, исходя из чего выбрана длина нагревательного кабеля, которая составила 1600 метров. Была рассчитана мощность электрокабельной установки (60 кВт), в зависимости от дебета потока продукта (35 м3 в сутки), температуры поступающей в скважину нефти на глубине 1600 метров и 2-го режима работы трансформатора по напряжению - 500 В. Был осуществлен спуск кабеля 5 в зону парафинообразования скважины и регулирование температуры нагрева нефти с таким расчетом, чтобы поддерживать ее по всей длине работы кабеля на 20°С выше температуры плавления парафина, при этом температуру выходящего из скважины потока продукта поддерживали по меньшей мере на 15°С выше температуры выходящего потока продукта при отсутствии кабеля, что составляло 8°С, при этом длина трубопровода составляла 250 метров и на ней ранее охлаждение составляло 6°С, т.е. температура потока продукта, подходившего к групповому трубопроводу, составляла 2°С. При работе электрокабельной установки температура выходящего потока продукта из скважины составляла 23°С и к групповому трубопроводу поток подходил с температурой 17°С. Перед спуском кабеля 5 в скважину при температуре окружающей среды 25°С ниже нуля, навитого на барабан управляемой лебедки 16, кабель 5 нагревали до температуры 50-70°С и спускали его в скважину, осуществляя одновременно контроль за температурой нагрева кабеля 5 в разных слоях его навивки на барабане 16. При отсутствии скользящих контактов 17, 18 нагревательный кабель 5 подсоединяется к источнику питания через силовой кабель 12.
Поскольку в устье скважины имело место устьевое давление, равное 4 МПа, над устьевым сальником 8 был установлен транспортер 20 кабеля, работа его осуществлялась одним приводом 28, размещенным на среднем валу, а в качестве привода служила механическая дрель мощностью 1.5 кВт. Спуск кабеля 5 с помощью транспортера 20 на глубину 120 метров был осуществлен за 15 минут, после чего кабель стал опускаться под собственным весом.
Применение способа и устройства для запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины позволило получить следующие положительные результаты:
1. Был произведен монтаж установки на запарафиненной нефтедобывающей скважине и спуск кабеля 5 в скважину при температуре окружающей среды 25°С ниже нуля в нагретом состоянии до температуры около 70°С;
2. С помощью транспортера 20 кабеля легко удалось спустить кабель 5 в скважину при устьевом давлении 2,5 МПа на глубину 120 м;
3. Опускание нагретого кабеля 5 на глубину 1600 метров в запарафиненную скважину в нагретом состоянии позволило исключить дополнительную чистку скважины применяемыми ранее методами;
4. За два месяца работы увеличился дебет скважины в 1,7 раза, достигнув 57 м3 в сутки, что свидетельствует об эффективности работы способа и устройства запуска в работу запарафиненной нефтедобывающей скважины.
Исключена дополнительная промывка скважины перед спуском кабеля 5, не пришлось глушить скважину, чтобы убрать устьевое давление величиной 2,5 МПа, и предотвращено растрескивание кабеля при спуске его в скважину при отрицательной температуре, так как в противном случае кабель был бы выведен из строя.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для запуска запарафиненных нефтяных скважин в различных климатических зонах. Обеспечивает исключение предварительной чистки скважины, преодоление высокого устьевого давления без глушения скважины и осуществление монтажа устройства даже в условиях отрицательных температур окружающей среды и таким образом значительное увеличение добычи нефти. Сущность изобретения: по способу определяют глубину возможного парафинообразования, длину нагревательного кабеля, его мощность в зависимости от дебита потока продукта, температуры плавления изоляционного материала нагревательного кабеля. Спускают его в зону парафинообразования скважины. Регулированием температуры кабеля поддерживают температуру по всей длине рабочей части кабеля на 5-50°С выше температуры плавления парафина. При этом температуру выходящего из скважины потока продукта поддерживают, по меньшей мере, на 50°С выше максимальной температуры выходящего потока продукта при отсутствии нагрева нагревательного кабеля. Согласно изобретению перед спуском нагревательного кабеля в скважину, навитого на барабан управляемой лебедки, его нагревают выше 45°С и спускают в скважину и осуществляют контролируемый нагрев нагревательного кабеля в разных слоях его навивки на барабане. Высокое устьевое давление преодолевают воздействующим на кабель осевым усилием транспортера, обеспечивающим выравнивание веса спущенного нагревательного кабеля с выталкивающим устьевым давлением. Устройство содержит нагревательный кабель, навитый на барабан управляемой лебедки с, по меньшей мере, одним температурным датчиком и соединенную с этим кабелем станцию управления его нагревом. Согласно изобретению нагревательный кабель имеет возможность присоединения одним концом к источнику питания для нагрева кабеля и имеет температурные датчики, по крайней мере, через один слой навивки. Датчики электрически связаны с соответствующими температурными измерительными приборами, установленными на барабане лебедки. Транспортер содержит направляющий и натяжной ролики и нагревательный кабель, размещенный в скважине в зоне возможного парафинообразования и соединенную с ним станцию управления его нагревом. Согласно изобретению транспортер - одноприводный. Его корпус - разъемный и состоит из двух частей. Одна из них - приводная, а вторая - крышка. В каждой части корпуса размещены независимые ролики. На их валах жестко закреплены соответственно им шестерни, расположенные с возможностью обеспечения кинематической связи друг с другом и роликами. В крышке расположено четное количество шестерен, валов и роликов, а в приводной части корпуса расположено нечетное их количество. Один из валов связан с приводом. Шестерни приводной части корпуса попарно соединены с соответствующей шестерней крышки, 3 н. и 13 з.п.ф-лы, 6 ил.
| СПОСОБ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 1999 |
|
RU2166615C1 |
