Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, может быть использовано для депарафинизации нефтедобывающих скважин, работающих с штанговыми глубинными насосами в различных климатических зонах.
Известно изобретение (US, A, 4716960) "Method and system for introducing electric current into a well", заключающееся в том, что для доставки электричества используется часть штанги с продольным отверстием внутри, в котором проведена полированная электрическая жила для подачи электроэнергии на нагревательные элементы, установленные в верхней части штангового насоса.
Недостаток способа. Сложность и ненадежность системы изоляции доставки электричества на необходимую глубину скважины, в цепи резьбовых соединений у колонны разные сопротивления, что не обеспечивает равномерность нагрева, ненадежность многоконтактной системы, малое КПД, т.к. идет значительное рассеивание тепла от НКТ в затрубное пространство, а НКТ имеет большую наружную площадь рассеивания.
Известно изобретение (RU, А 2100579) "Штанговая насосная установка для эксплуатации малодебитных скважин", содержащая устьевое оборудование с выкидным трубопроводом, колонну насосных труб, колонну полых труб, помещенную в колонну насосных труб, глубинный насос, размещенный на конце полых штанг, газовый трубопровод, трубопровод для подачи химических реагентов.
Недостаток данного устройства заключается в том, что подаваемые химические реагенты неравномерно распространяются по пространству внутри НКТ, вес полых штанг недостаточен для работы насоса при опускании их в скважину, что не обеспечивает надежность его работы.
В основу настоящего изобретения положена задача создания конкурентоспособного способа нагрева нефтедобывающей скважины с штанговым глубинным насосом и устройства для его осуществления, обеспечивающих предотвращение образования парафина на стенках скважин с дебитами, характерными для данного типа скважин.
Поставленная задача решается тем, что осуществляют способ нагрева нефтедобывающей скважины, работающей со штанговым глубинным насосом внутри насосно-компрессорных труб в скважине, заключающийся в выполнении расположенных внутри насосно-компрессорных труб в скважине насосных штанг глубинного штангового насоса полыми, герметично соединенными, размещении гибкого изолированного нагревательного кабеля внутри колонны указанных полых штанг и нагревании добываемой жидкости от устья скважины до нижнего конца гибкого изолированного нагревательного кабеля равномерно всей длиной гибкого нагревательного кабеля до температуры, на 2-60°С превышающей температуру плавления парафина в добываемой жидкости, при этом нагрев добываемой жидкости осуществляют непосредственно через колонну полых штанг при их возвратно-поступательном движении внутри насосно-компрессорных труб.
При этом пространство между внутренними сторонами колонны полых штанг и нагревательным кабелем заполняют диэлектрической и термопроводящей жидкостью, уровень которой поддерживается на конце верхней их части; температура выходящего потока из скважины должна быть по меньшей мере на 15°С выше максимальной температуры потока, выходящего из скважины при отсутствии нагревательного кабеля.
Перед спуском нагревательного кабеля регулируют величину полного хода колонны полых штанг с поршнем (плунжером) с помощью завинчивания гаек траверсы, пока вся колонна полых штанг не будет подвешена на траверсе без слабины.
При спуске нагревательного кабеля регулируют длину нагревательного кабеля внутри полых штанг с независимой подвеской на траверсе путем расчетной установки нагревательного кабеля с учетом длины колонны полых штанг и теплового коэффициента их расширения, чтобы нижний конец нагретого кабеля не доходил до нижнего конца полого штока штангового глубинного насоса не менее чем на 100 мм и окончательным креплением кабеля фиксирующим элементом на муфте крепления колонны полых штанг.
Расход энергии, затрачиваемый на нагрев кабеля, регулируют путем выбора временного и температурного диапазонов нагрева, благодаря чему обеспечивается стабильный режим работы установки и скважины в течение длительного времени, при этом температуру нагревательного кабеля регулируют путем его периодического нагрева до максимальной заданной температуры и охлаждения в пределах 30°. Такой режим стабилизирует равномерность процесса прогрева скважины и создает постоянство условий для исключения выпадения парафина в осадок.
Поставленная задача решается тем, что устройство для нагрева нефтедобывающей скважины, работающей с штанговым глубинным насосом, содержащее гибкий изолированный нагревательный кабель, источник питания, к которому через станцию управления нагревом кабеля подсоединен этот кабель, который помещен в колонну полых насосных штанг глубинного штангового насоса с наружным диаметром 12-74 мм, совершающих возвратно-поступательные движения внутри колонны насосно-компрессорных труб.
Пространство между внутренней стороной колонны полых насосных штанг и поверхностью нагревательного кабеля заполнено диэлектрической и термопроводящей жидкостью, уровень которой поддерживается на конце верхней их части, при этом полые насосные штанги соединены герметически; а колонна полых насосных штанг имеет длину от траверсы-"качалки" до поршня (плунжера) насоса, где штанги жестко соединены с верхней частью полого штока.
При этом колонна полых насосных штанг вместе с нагревательным кабелем совершает вертикальные возвратно-поступательные перемещения, равные ходу поршня штангового насоса, в то же время колонна полых штанг и нагревательный кабель имеют независимые друг от друга подвески на траверсе-"качалке", при этом кабель в нагретом состоянии не достает до нижнего конца полого штока, соединенного с поршнем-плунжером штангового насоса не менее чем на 100 мм.
Согласно изобретению по меньшей мере один нагревательный элемент кабеля выполнен многожильным, при этом жилы кабеля соединяются в нижней его части и изолируются, а верхние концы подсоединяются к источнику питания через станцию управления нагревом кабеля, при этом кабель становится более гибким и позволяет варьировать мощностью и температурой. Нагревательные элементы могут быть выполнены из одного или того же материала или из разных материалов, имеющих близкие по значению коэффициенты теплового расширения, что обеспечивает надежность соединения их нижних концов.
Причем нагревательный кабель может дополнительно содержать по меньшей мере один заключенный в изоляционную оболочку электрически нейтральный силовой элемент из стальных жил, при этом нагревательные элементы выполнены из другого материала и расположены коаксиально к нейтральному силовому элементу, но изолированы друг от друга; кроме того, нагревательный кабель может дополнительно содержать по меньшей мере один электрически зависимый силовой элемент из стальных жил, при этом нагревательные элементы выполнены из другого материала и расположены коаксиально к силовому элементу, но изолированы друг от друга, причем внутренний нагревательный элемент электрически связан с силовым элементом.
Нагревательные элементы расположены друг относительно друга симметрично или коаксиально, а общее электрическое сопротивление нагревательных элементов составляет не превышает 20 Ом.
Может быть, что каждый нагревательный элемент выполнен в виде ленты, площадь поперечного сечения которой изменяется от одного ее конца к другому, кроме того, нагревательный кабель содержит по меньшей мере один дополнительный нагревательный элемент.
Одновременно нагревательный кабель в своей нижней части может изменять свое сопротивление для повышения температуры нагрева штангового глубинного насоса, причем длина более нагреваемой части кабеля должна быть не менее длины кабеля, максимально входящего в насос, при этом соединение полых штанг с поршнем или плунжером штангового насоса аналогично соединению монолитных штанг, а спуск нагревательного кабеля производится после спуска и крепления на траверсе колонны полых штанг.
Нагревательный кабель содержит по меньшей мере один датчик температуры, установленный около нагревательных жил внутри кабеля, а система управления нагревом выполнена с возможностью регулирования его температуры с возможностью чередования его нагрева до максимально заданной температуры и его охлаждения в пределах 30°С от этой температуры.
Установка содержит систему управления нагревом скважины, включающую в себя датчики съема информации и станцию управления нагревом кабеля 16 с микроЭВМ с программным управлением режимом нагрева при ручном выборе температурного и временного диапазонов нагрева и прибор перевода работы станции в автоматический режим в диапазоне установленных интервалов (уставок), а также контроллер, обеспечивающий контроль за электрическими, температурными и временными параметрами работы кабеля и установки в целом.
Поставленная задача решается также тем, что штанговый глубинный насос (вариант 1), имеющий привод от возвратно-поступательного движения колонны полых насосных штанг внутри насосно-компрессорных труб, содержащий корпус, жестко закрепленный внутри колонны насосно-компрессорных труб, поршень-плунжер, через монолитный шток соединенный с нижним концом колонны полых штанг, а также центральный полый шток, с нижней частью которого соединен поршень-плунжер, а верхняя его часть через полый переходник соединена с колонной полых насосных штанг, причем внутри центрального полого штока расположен нижний конец гибкого изолированного нагревательного кабеля.
Поставленная задача решается также тем, что штанговый глубинный насос (вариант 2), имеющий привод от возвратно-поступательного движения колонны полых насосных штанг внутри насосно-компрессорных труб, содержащий корпус, жестко закрепленный внутри колонны насосно-компрессорных труб, поршень-плунжер, через монолитный шток соединенный с нижним концом колонны полых штанг, полый шток, в нижней части которого закреплен плунжер, а в верхней части - полый переходник, соединяющий полый шток с колонной полых насосных штанг, а также всасывающие и нагнетательные клапаны, при этом к нижней части полого штока прикреплен полый удлинитель штока, к которому в нижней части через полый переходник закреплена дополнительная часть колонны полых штанг.
При этом к нижней части полого штока крепится полый удлинитель штока, к которому в нижней части через полый переходник крепится дополнительная часть колонны полых штанг, при этом соединенные в единую конструкцию колонна полых штанг, полый шток с полым удлинителем штока и соединенная с ними дополнительная колонна полых штанг образуют систему с единым внутренним отверстием одного диаметра для пропуска нагревательного кабеля через штанговый насос в нижний горизонт скважины. Целесообразно, чтобы всасывающие и нагнетательные клапаны насоса и поршня (плунжера) были размещены вокруг полого штока и полого удлинителя штока.
Необходимо, чтобы установленные в насосе полый шток и его полый удлинитель были выполнены с соотношением наружного диаметра штока Dш к внутреннему диаметру насоса Dн, выбранным в пределах 0,15<Dш/Dн<0,7.
Длина полого удлинителя, позволяющая пропустить нагревательный кабель через всю длину насоса, выбирается такой, чтобы обеспечить возвратно-поступательное движение поршню (плунжеру) и подсоединение к нему верхней и нижней частей колонны полых штанг, а также опускание и размещение цельного нагревательного кабеля от устья скважины до конца колонны полых штанг, опущенных ниже насоса и обеспечивающих условия для равномерного прогрева насоса и лифта скважины.
Краткий перечень чертежей
В дальнейшем предлагаемое изобретение поясняется конкретными примерами его выполнения и прилагаемыми чертежами, на которых:
Фиг.1 изображает общий вид установки по депарафинизации для достаточного прогрева в скважине, оборудованной ШГН с поршнем;
Фиг.2 - общий вид установки по депарафинизации для достаточного прогрева в скважине, оборудованной ШГН с плунжером;
Фиг.3 - независимую подвеску колонны полых штанг и нагревательного кабеля на траверсе-"качалке";
Фиг.4 - поперечное сечение нефтедобывающей скважины;
Фиг.5 - соединительный конец колонны полых штанг с поршнем или плунжером штангового насоса;
Фиг.6 - конструкцию штангового глубинного насоса с центральным полым штоком и полым удлинителем, в нижней части которого прикреплена дополнительная полая штанга с нагревательным кабелем внутри.
Лучший вариант осуществления изобретения
Предлагаемый способ нагрева нефтедобывающей скважины с штанговым глубинным насосом осуществляют следующим образом.
Известен почти на всех нефтяных месторождениях России и за рубежом штанговый глубинный насос, приводом которого является станок-"качалка", корпус насоса жестко установлен в насосно-компрессорных трубах, а подвижной поршень (плунжер) насоса связан с нижним концом колонны монолитных штанг, соединенных с приводом.
В скважинах, содержащих даже незначительный процент парафина в нефти, основное торможение движения жидкости в НКТ создается в зоне механического насоса, и парафин, налипший на части поршня, перемещается вместе с ним вверх-вниз, практически прекращая подачу нефти из скважины. Если зона пониженной температуры находится выше расположения насоса, то налипание парафина на НКТ и штанги в этой зоне перекрывает полностью или частично скважину и монолитные или полые штанги перемещаются вверх-вниз без какого-либо эффекта, при этом создается опасность прихвата колонны насосных штанг в скважине.
Известен способ для использования электричества в нефтяных скважинах, работающих с ШГН (US, № 476960). Предлагаемый способ предусматривает доставку электричества через внутреннее сечение полых насосных штанг и контактирование проводника через нижний скользящий контакт с НКТ и осуществляет нагрев от них нефтяной жидкости в лифте скважины.
Недостатком данного способа является сложная многофункциональная система нагрева с использованием НКТ в качестве нагревательного элемента;
ненадежность системы в плане изолирования насосных штанг, НКТ и обсадных труб друг от друга;
большая потребляемая мощность электроэнергии за счет прогрева НКТ и затрубного пространства.
Известна штанговая глубинная установка для откачки нефтяной жидкости из скважин (RU, А, № 2100579), состоящая из устьевой арматуры, насосно-компрессорных труб, полых насосных штанг, штангового глубинного насоса, включающего корпус, цилиндр, плунжер (поршень), нагнетательные и всасывающие клапаны. Полые насосные штанги используются в данной установке для дистанционной доставки к штанговому насосу подогретого газа или химических ингибиторов.
Недостатками данной установки являются:
Недостаточная эффективность и большие расходы на подогрев и доставку газа и тем более ингибиторных веществ к штанговому насосу, отсутствует равномерное распределение тепла, доставляемого газом или ингибиторного вещества по всей длине скважин.
Невозможность оперативного регулирования подогретого газа и химических реагентов в поступающую в глубинный насос жидкость.
Известные способ и устройство позволяют несколько увеличить дебит скважины, однако они недостаточно эффективны при добыче нефти, содержащей асфальтены, смолы и парафины. При добыче нефти таким способом из нефти выпадают эти отложения и осаждаются на стенках колонны насосно-компрессорных труб, что приводит к частым остановкам скважины и вызывает необходимость проведения ремонтных работ.
Целью изобретения для нагрева нефтедобывающих скважин с ШГН является создание технологии и техники, обеспечивающей увеличение эффективности способа постоянного нагрева штангового насоса и потока нефтяной жидкости, предотвращающее выпадение парафинов и образование асфальто-смолистых отложений в скважине, что обеспечивает чистоту насосно-компрессорных труб, уменьшает вязкость нефтяной жидкости в трубах, увеличивает текучесть жидкости, обеспечивая увеличение межремонтных периодов работы скважины и оборудования, и, в конечном итоге увеличение дебита.
Принципиально новыми техническими решениями в изобретении являются:
1. Постоянный нагрев всей поверхности колонны полых насосных штанг и штангового глубинного насоса и извлекаемой из скважины нефтяной жидкости;
2. Использование в качестве нагревателя гибкого источника тепла (нагревательного кабеля), размещенного внутри колонны полых штанг;
3. Независимая подвеска колонны полых штанг и нагревательного кабеля на траверсе-"качалке";
4. Технология спуска нагревательного кабеля в колонну полых насосных штанг и их регулировка;
5. Регулировка взаимного расположения колонны полых насосных штанг и нагревательного кабеля;
6. Использование диэлектрической и термопроводящей жидкости в пространстве между внутренними стенками колонны полых насосных штанг и нагревательным кабелем.
7. Глубинный штанговый насос с устройством, позволяющим пропустить через центральную часть поршня (плунжера) нагревательный кабель, в нижней части которого устанавливают дополнительные полые штанги, длина которых обеспечивает нагрев жидкости и насоса до такой температуры, которая исключит выпадения парафина из нефти в штанговом насосе и лифте скважины.
Новизна и изобретательский уровень данного технического решения подтверждается тем, что использование нагревательного кабеля для депарафинизации нефтедобывающих фонтанирующих, газлифтных скважин, оборудованных погружными электроцентробежными насосами, известно с 1990 года.
Однако прошло 15 лет и в нефтяной промышленности, где работают тысячи дипломированных специалистов, озадаченных решением проблемы по депарафинизации нефтедобывающих скважин, оборудованных ШГН, до сих пор никто из них не предложил использование нагревательного кабеля с размещением его в полых насосных штангах, расположенных внутри насосно-компрессорных труб, так как используемые насосные штанги в абсолютном большинстве случаев являются монолитными и никто не мог решить эту задачу с тем, чтобы сделать штанги полыми, где можно разместить этот нагревательный кабель. Так, например, в изобретении, защищенном патентом № 2132452, так и пишется, что "...способ с нагревательным кабелем... неприменим для скважин, оборудованных штанговыми глубинными насосами."
Кроме того, в данном изобретении имеется несколько технических решений, связанных с конкретными решениями задач, имеющих исключительное значение для совершенствования конкретной конструкции установки для нагрева скважин с ШГН.
Предлагаемый способ осуществляется следующим образом.
Способ нагрева нефтедобывающей скважины со штанговым глубинным насосом осуществляют путем ее прогрева на полную глубину возможного парафинообразования скважины, причем прогрев добываемой жидкости, которая находится в скважине между колонной полых штанг и НКТ, осуществляют равномерно всей длиной гибкого источника тепла (нагревательного кабеля) до температуры, превышающей температуру плавления парафина на 2-60°С от устья скважины до нижнего конца кабеля, который размещают внутри колонны полых штанг, передающей возвратно-поступательное движение поршню или плунжеру глубинного насоса, при этом прогрев добываемой жидкости осуществляют непосредственно через колонну полых штанг. Причем, как показала практика, температура плавления парафина колеблется от 37 до 58°С. Таким образом, нагрев от 60°С до 100°С вполне обеспечит расплавление парафина с учетом прогрева окружающей среды, включая металлические трубы и затрубное пространство.
При этом пространство между внутренней стороной колонны полых штанг и поверхностью нагревательного кабеля заполняют диэлектрической и термопроводящей жидкостью (например, веретенное, трансформаторное масло и т.п.), уровень которой поддерживается на конце верхней их части; температура выходящего потока из скважины должна быть по меньшей мере на 15°С выше максимальной температуры потока, выходящего из скважины при отсутствии нагревательного кабеля.
Расход энергии, затрачиваемый на нагрев кабеля, регулируют путем выбора временного и температурного диапазонов нагрева, благодаря чему обеспечивается стабильный режим работы установки и скважины в течение длительного времени.
Температуру нагревательного кабеля регулируют путем периодического нагрева до максимальной заданной температуры и охлаждения в пределах 30°С от этой температуры. Такой режим стабилизирует равномерность процесса прогрева скважины и создает постоянство условий для исключения выпадения парафина в осадок.
Мощность нагревательного кабеля должна быть достаточной для нагрева всей добываемой нефтяной жидкости и попутных газов до температуры, превышающей температуру плавления парафина на 2-60°С, но при этом кабель должен быть нагрет до такой степени, чтобы не допустить расплавления изоляционного материала кабеля с учетом температуры окружающей среды в скважине в нижней части зоны парафинообразования и зоны парафиноотложения, которая может составлять до 2000 м. Эти параметры позволяют выбрать оптимальный режим работы скважины. Так, например, температура плавления парафина близка к 60°С, температура плавления изоляционной оболочки нагревательного кабеля, например, из сополимера этилена составляет 110-120°С, а температура нефтяной жидкости на глубине 2000 м от устья скважины (при длине кабеля - 2000 м) равна 60°С. При выборе температуры нагрева кабеля необходимо исходить из следующих предпосылок: исходная температура нижнего конца кабеля на глубине 2000 м (наихудшие условия работы кабеля) составляет 60°С, а температура плавления изоляции равна 110°С. Чтобы не работать при предельной температуре, выбирают максимальную рабочую температуру кабеля не более 100°С.
Поддерживать постоянно одну и ту же температуру кабеля при включенном источнике питания затруднительно, поэтому его температуру регулируют путем периодического нагрева до максимально заданной температуры (90°С) и охлаждения в пределах 30°С, например, на 10°С, то есть до установления температуры кабеля, равной 80°С.
Таким образом, предлагаемый способ практически полностью обеспечивает постоянную 100%-ную чистоту насосно-компрессорных труб.
Для реализации заявляемого способа нагрева нефтедобывающей скважины предлагается установка.
На фиг.1 и 2 представлены нефтедобывающие скважины 1, работающие с помощью штанговых глубинных насосов 2, причем на фиг.1 штанговый насос 2 имеет в качестве рабочего органа поршень 3, а на фиг.2 - плунжер 3.
Нефтедобывающая скважина 1 имеет обсадную трубу 4, перфорированную напротив нефтяного пласта 5, внутри которой установлена колонна насосно-компрессорных труб НКТ 6, а в нижней части ее неподвижно закреплен штанговый глубинный насос 2, который соединен с колонной полых штанг 7 с помощью полого штока 8, на нижней части которого закреплен поршень (плунжер) 3 штангового глубинного насоса 2.
Колонна полых штанг 7 через устьевой полый полированный шток 9 закреплена на траверсе 10 (разрез А фиг.3) с помощью муфты 11, установленной на верхнем конце полированного штока 9, которая своей нижней частью держит всю колонну полых штанг 7. В колонне полых штанг 7 размещен нагревательный кабель 12, который независимо от подвешенной колонны полых штанг 7 закреплен на муфте 11 фиксирующим элементом 13 (например, хомуты, конусный зажим и т.д.). Нагревательный кабель 12 опускается внутрь колонны полых штанг, при этом расстояние между внутренними стенками колонны полых штанг 7 и наружной поверхностью нагревательного кабеля выбиралось в пределах через соотношение диаметров D1 - внутренний диаметр полых штанг, D2 - диаметр нагревательного кабеля:
1,02<D1/D2<2,0.
Внутреннее пространство между колонной полых штанг 7 и нагревательным кабелем 12 заполняется диэлектрической и термопроводящей жидкостью. В качестве такой жидкости могут применяться электроизоляционные масла (трансформаторное, конденсаторное, нефтяное конденсаторное, вазелиновое масла) или жидкие синтетические диэлектрики (фторорганические, кремний-органические, углеводородные синтетические жидкости (справочник Института неорганической химии Сибирского отделения РАН, wwwxhe.nsk.su)).
Для изоляции внутреннего пространства колонны полых штанг 7 от попадания внутрь влаги, пыли, грязи и исключения испарения жидкости верхнее отверстие перекрывают резинометаллическими уплотнителями, установленными между полированным штоком 9 и муфтой 11.
Нагревательный кабель 12, опущенный в колонну полых штанг 7, электрически соединяется в соединительной коробке 14 с силовым кабелем 15, который связан со станцией управления нагревом кабеля 16.
Полированный устьевой полый шток 9 с помощью траверсы качалки 10 осуществляет вертикальные возвратно-поступательные движения, при этом он в верхней части фонтанной арматуры 17 герметизирован устьевым сальником 18. Нефтяная жидкость отводится из скважины с помощью манифольда 19.
На разрезе В фиг.4 дано поперечное сечение нефтедобывающей скважины 1, на котором изображены насосно-компрессорные трубы 6, колонна полых штанг 7, нагревательный кабель 12 и пространство между ними, заполняемое диэлектрической и термопроводящей жидкостью. На разрезе С Фиг.5 дано изображение соединения переходника 22 колонны полых штанг 7 с полым штоком 8 глубинного насоса 2.
Конструкция глубинного насоса 2 (Фиг.6) отличается от существующих в мире штанговых глубинных насосов тем, что в центральной части штангового насоса 2 вертикально размещен полый шток 8, на нижней части которого жестко закреплен поршень (плунжер) 3. Для обеспечения возвратно-поступательного движения поршню (плунжеру) 3 полый шток 8 имеет удлинитель 21, на нижнем конце которого закреплен переходник 22, а к нему подсоединена по меньшей мере одна полая штанга 7, при этом конец у последней полой штанги 7 герметично закрыт. Нагревательный кабель 12 при этом спускают до нижнего конца последней полой штанги с таким расчетом, чтобы конец нагревательного кабеля 12 в нагретом состоянии не доставал до закрытого конца полой штанги 7 не менее чем на 100 мм.
В случае, если в скважине парафин выпадает в интервале, расположенном много выше штангового насоса 2, то нагревательный кабель 12 опускают на глубину максимального парафинообразования.
Работа установки для нагрева скважины со штанговым насосом.
Устройство для нагрева нефтедобывающей скважины со штанговым глубинным насосом 2 включает станок-качалку, колонну полых насосных штанг 7, осуществляющие возвратно-поступательные движения от траверсы-качалки" 10 внутри насосно-компрессорных труб (НКТ) 6, чем приводят в работу штанговый насос 2, при этом полые насосные штанги 7 выбирают наружным диаметром от 12 мм (1/2") до 74 мм (2,9"), внутри которых размещают изолированный нагревательный кабель 12.
Причем пространство между внутренней стороной колонны полых насосных штанг 7 и нагревательным кабелем 12 заполнено диэлектрической и термопроводящей жидкостью, уровень которой поддерживается на конце верхней их части, при этом полые насосные штанги 7 соединены герметически, при этом колонна полых штанг 7 вместе с нагревательным кабелем 12 совершают вертикальные возвратно-поступательные перемещения, равные ходу поршня (плунжера) 3 штангового насоса 2.
Минимальный наружный диаметр полых насосных штанг 7 в размере 12 мм (1/2") обоснован исходя из того, что минимальный диаметр нагревательного кабеля допустим в размере 6 мм, учитывая минимальный зазор в внутреннем пространстве колонны полых штанг, равный 1 мм на сторону и толщину стенок полых штанг, равную 2 мм. А максимальная величина наружного диаметра полых насосных штанг в размере 74 мм определена большим объемом дебита, глубиной скважины, диаметром НКТ, мощностью нагревательного кабеля и площадью нагрева внутреннего пространства НКТ.
Длина колонны полых штанг 7 определена расстоянием от траверсы 10 до места соединения их с глубинным насосом 2.
При этом колонна полых насосных штанг 7 вместе с нагревательным кабелем 12 совершают вертикальные возвратно-поступательные перемещения, равные ходу поршня (плунжера) 3 штангового насоса 2, в то же время колонна полых штанг 7 и нагревательный кабель 12 имеют независимые друг от друга подвески на траверсе-"качалке" 10, при этом расстояние от конца нагревательного кабеля 12 в нагретом состоянии до закрытого конца колонны полых штанг 7 должно быть не менее 100 мм с учетом коэффициента теплового расширения нагревательного кабеля 12 и колонны полых штанг 7.
По меньшей мере один нагревательный элемент нагревательного кабеля 12 выполнен многожильным, при этом его жилы электрически соединяются в нижней его части и изолируются, а верхние концы подсоединяются к источнику питания (станции управления нагревом кабеля 16), при этом кабель становится более гибким и позволяет варьировать мощностью и температурой. Нагревательные элементы могут быть выполнены из одного или того же материала или из разных материалов, имеющие близкие по значению коэффициенты теплового расширения, что обеспечивает надежность соединения их нижних концов.
Причем нагревательный кабель 12 может дополнительно содержать по меньшей мере один заключенный в изоляционную оболочку электрически нейтральный силовой элемент из стальных жил, при этом нагревательные элементы выполнены из другого материала и расположены коаксиально к нейтральному силовому элементу, но изолированы друг от друга; кроме того, нагревательный кабель 12 может дополнительно содержать по меньшей мере один электрически зависимый силовой элемент из стальных жил, при этом нагревательные элементы выполнены из другого материала и расположены коаксиально к силовому элементу, но изолированы друг от друга, причем внутренний нагревательный элемент электрически связан с силовым элементом.
При этом нагревательные элементы расположены друг относительно друга симметрично или коаксиально, а общее электрическое сопротивление нагревательных элементов составляет не более 20 Ом.
Может быть, что каждый нагревательный элемент выполнен в виде ленты, площадь поперечного сечения которой изменяется от одного ее конца к другому, кроме того, нагревательный кабель 12 может содержать по меньшей мере один дополнительный нагревательный элемент.
Одновременно нагревательный кабель 12 в своей нижней части может изменять свое сопротивление для повышения температуры нагрева штангового насоса 2, причем длина более нагреваемой части кабеля должна быть не менее длины нагревательного кабеля 12, максимально входящего в штанговый насос 2, при этом соединение колонны полых штанг 7 через шток 8 с поршнем (плунжером) 3 глубинного насоса 2 аналогично соединению монолитных штанг в прототипе штангового насоса, а спуск нагревательного кабеля 12 производится после полного спуска и крепления на траверсе 10 колонны полых штанг 7.
Нагревательный кабель 12 содержит по меньшей мере один датчик температуры, установленный около нагревательных жил внутри кабеля, а система управления нагревом выполнена с возможностью регулирования его температуры с возможностью периодического нагрева до максимально заданной температуры и его охлаждения в пределах 30°С.
Установка содержит систему управления нагревом скважины 1, включающую в себя датчики съема информации и станцию управления нагревом кабеля 16 с микроЭВМ с программным управлением режимом нагрева при ручном выборе температурного и временного диапазонов нагрева и прибор перевода работы станции в автоматический режим в диапазоне установленных интервалов (уставок), а также контроллер, обеспечивающий контроль за электрическими, температурными и временными параметрами работы кабеля и установки в целом.
Штанговый глубинный насос 2 (фиг.1, 2 и 5) включает полый шток 8, в нижней части которого находится соединительный элемент 20, соединяющий поршень (плунжер) 3 со штоком 8, а в верхней части - полый переходник 22, соединяющий полый шток 8 с колонной полых штанг 7.
Колонна полых штанг 7 под своим весом опускается и через полый переходник 21 и полый шток 8 передает поступательное движение поршню (плунжеру) 3. В этот момент происходит заполнение рабочей камеры штангового насоса 2 нефтяной жидкостью из нижнего горизонта скважины 1. При этом нагретый кабель 12, нижний конец которого находится около поршня (плунжера) 3, вместе с колонной полых штанг 7 опускается до нижнего положения хода поршня (плунжера) 3 и при этом происходит нагрев жидкости, поступающей в рабочую камеру штангового насоса 2.
При подъеме колонны полых штанг 7 траверсой 10 происходит возвратное движение поршня (плунжера) 3, при этом жидкость, находящаяся в рабочей камере, начинает выдавливаться в колонну НКТ 6. Нагретый кабель 12 в этот момент продолжает нагрев жидкости, находящейся в рабочей камере. Одновременно нагревательный кабель 12 через колонну полых штанг 7 в процессе их возвратно-поступательного движения нагревает по всей длине скважины 1 жидкость, находящуюся во внутреннем пространстве колонны НКТ 6 до температуры, превышающей температуру плавления парафинов на 2-62°С. Кроме того, в результате многократных возвратно-поступательных движений нагретого полого штока 8 происходит нагрев не только жидкости, проходящей через штанговый насос 2, но и самого насоса, что обеспечивает ускорение и увеличение нагрева жидкости в насосе 2.
Второй вариант конструкции штангового глубинного насоса (фиг.6), в котором штанговый насос 2 включает полый шток 8, в нижней части которого закреплен поршень (плунжер) 3, а в верхней части - полый переходник 22, соединяющий полый шток 8 с колонной полых штанг 7. При этом к нижней части полого штока 8 крепится полый удлинитель штока 21, к которому в нижней части через полый переходник 22 крепится дополнительная часть колонны полых штанг 7, обеспечивающая предварительный нагрев жидкости перед поступлением ее в штанговый насос 2.
Колонна полых штанг 7 под своим весом опускается и через полый переходник 22 и полый шток 8 передает поступательное движение поршню (плунжеру) 3, удлинителю штока 21 и закрепленной на нем дополнительной части колонны полых штанг 7. В этот момент происходит заполнение рабочей камеры штангового насоса 2 нефтяной жидкостью из нижнего горизонта скважины 1. При этом нагретый кабель 12, нижний конец которого находится значительно ниже штангового насоса 2, обеспечивает предварительный нагрев жидкости перед поступлением ее в насос.
Длина устройства и всех его элементов выбирается таким образом, чтобы обеспечить возвратно-поступательное движение поршню (плунжеру) 3, подсоединение к нему верхней и нижней частей колонны полых штанг 7, опускание и размещение в них цельного нагревательного кабеля 12 от устья скважины до конца колонны полых штанг 7, опущенных ниже штангового насоса 2 на глубину, обеспечивающую условия для достаточного прогрева насоса и лифта скважины.
Принципиальные изменения, внесенные в способ, устройство и штанговый глубинный насос, дают возможность работать в широких диапазонах дебита, конструктивных размерах, временных и температурных режимах, которые позволяют решать основную задачу в нефтедобывающей скважине - исключить возможность образования парафиновых пробок, тем самым обеспечить непрерывную добычу с максимально возможным постоянным дебитом нефти из скважины с ШГН.
Практическая полезность заявляемого изобретения подтверждена проведенными испытаниями установки, в результате которых скважина, ранее полностью забивавшаяся парафином в течение 3-10 суток, проработала без остановки для очистки все 90 дней испытаний. Дальнейшая эксплуатация установки показала, что за время 10-ти месячной промышленной эксплуатации установки не произошло ни одной остановки скважины по причине парафинообразования. При этом среднесуточный дебит скважины увеличился более чем в 1,5 раза. Максимальная температура нагрева кабеля составляла 90°С, повышение температуры продукта на выходе из скважины - с 14°С до 43°С, увеличение суточного дебита - с 16 до 27 м3, изменение содержания воды в нефтяной жидкости - с 16 до 9%, время работы установки не менее 8 часов в сутки.
Промышленная применимость
Изобретение может быть использовано для оборудования нефтедобывающих скважин со штанговыми глубинными насосами и поддержания в них технологически теплового режима в целях предотвращения образования и ликвидации парафиновых отложений.
| название | год | авторы | номер документа |
|---|---|---|---|
| СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ РЕГУЛИРОВАНИЯ ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА СКВАЖИНЫ | 1997 |
|
RU2114982C1 |
| СПОСОБ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЗАПУСКА В РАБОТУ ЗАПАРАФИНЕННОЙ НЕФТЕДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ | 2004 |
|
RU2275493C1 |
| ГЛУБИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС | 2002 |
|
RU2211373C1 |
| ГЛУБИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС | 2003 |
|
RU2253751C1 |
| СПОСОБ БОРЬБЫ С ПАРАФИНОВЫМИ ОТЛОЖЕНИЯМИ В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ | 2010 |
|
RU2438006C1 |
| ГЛУБИННЫЙ ШТАНГОВЫЙ НАСОС | 2002 |
|
RU2232293C1 |
| СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ОБРАЗОВАНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ПАРАФИНОВЫХ ПРОБОК В НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИНАХ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 1997 |
|
RU2158819C2 |
| СПОСОБ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ НЕФТЕГАЗОВЫХ СКВАЖИН И УСТАНОВКА ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 1999 |
|
RU2166615C1 |
| СКВАЖИННАЯ ШТАНГОВАЯ ГЛУБИННО-НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ "НУХАИЛ" | 1995 |
|
RU2105198C1 |
| УСТАНОВКА ДЛЯ ДЕПАРАФИНИЗАЦИИ НЕФТЕДОБЫВАЮЩИХ СКВАЖИН | 2002 |
|
RU2246606C2 |
Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, может быть использовано для депарафинизации нефтедобывающих скважин, работающих со штанговыми глубинными насосами в различных климатических зонах. Обеспечивает создание конкурентоспособного способа нагрева нефтедобывающей скважины со штанговым глубинным насосом и устройства для его осуществления, обеспечивающих предотвращение образования парафина на стенках скважин с дебитами, характерными для данного типа скважин. Сущность изобретения: по способу осуществляют нагрев нефтедобывающей скважины, работающей со штанговым глубинным насосом внутри насосно-компрессорных труб в скважине. Выполняют расположенные внутри насосно-компрессорных труб в скважине насосные штанги глубинного штангового насоса полыми, герметично соединенными. Размещают гибкий изолированный нагревательный кабель внутри колонны указанных полых штанг. Нагревают добываемую жидкость от устья скважины до нижнего конца гибкого изолированного нагревательного кабеля равномерно всей длиной гибкого нагревательного кабеля до температуры на 2-60°С превышающей температуру плавления парафина в добываемой жидкости. При этом нагрев добываемой жидкости осуществляют непосредственно через колонну полых штанг при их возвратно-поступательном движении внутри насосно-компрессорных труб. Устройство для нагрева скважины содержит гибкий изолированный нагревательный кабель, источник питания. К последнему через станцию управления нагревом кабеля подсоединен нагревательный кабель. Гибкий изолированный нагревательный кабель помещен в колонну полых насосных штанг глубинного штангового насоса с наружным диаметром 12-74 мм. Полые насосные штанги глубинного штангового насоса имеют возможность совершения возвратно-поступательных движений внутри колонны насосно-компрессорных труб. Штанговый глубинный насос имеет привод для возвратно-поступательного движения колонны полых насосных штанг внутри насосно-компрессорных труб, содержит корпус, поршень-плунжер и центральный полый шток. С нижней частью последнего соединен поршень-плунжер. Верхняя часть центрального полого штока через полый переходник соединена с колонной полых насосных штанг. Внутри центрального полого штока расположен нижний конец гибкого изолированного нагревательного кабеля. Корпус жестко закреплен внутри колонны насосно-компрессорных труб. Поршень-плунжер соединен через монолитный шток с нижним концом колонны полых штанг. По другому варианту штанговый глубинный насос имеет привод для возвратно-поступательного движения колонны полых насосных штанг внутри насосно-компрессорных труб, корпус, поршень-плунжер, полый шток, а также всасывающие и нагнетательные клапаны. Корпус жестко закреплен внутри колонны насосно-компрессорных труб. Поршень-плунжер через монолитный шток соединен с нижним концом колонны полых штанг. В нижней части полого штока закреплен плунжер, а в верхней части - переходник. Последний соединяет полый шток с колонной полых насосных штанг. При этом к нижней части полого штока прикреплен полый удлинитель штока. К полому удлинителю штока в нижней части через полый переходник закреплена дополнительная часть колонны полых штанг. 4 н. и 9 з.п. ф-лы, 6 ил.
| US 4716960 А, 05.01.1988 | |||
| ШТАНГОВАЯ НАСОСНАЯ УСТАНОВКА ДЛЯ ЭКСПЛУАТАЦИИ МАЛОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН | 1995 |
|
RU2100579C1 |
| УСТРОЙСТВО ДЛЯ НАГРЕВА СКВАЖИНЫ И СПОСОБ ПОДДЕРЖАНИЯ ЕЕ ТЕПЛОВОГО РЕЖИМА | 1992 |
|
RU2029069C1 |
| СПОСОБ ЛИКВИДАЦИИ ПАРАФИНО-КРИСТАЛЛОГИДРАТНОЙ ПРОБКИ В СКВАЖИНАХ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ | 1998 |
|
RU2132452C1 |
| Штанговая глубинная насосная установка | 1981 |
|
SU987179A1 |
| Газосепаратор к штанговой глубиннонасосной установке | 1973 |
|
SU448275A1 |
