После спуска нагревательного элемента в скважину он закрепляется и герметизируется с помощью специального крепления и сальникового устройства (рис.3.17).
Станция управления прогревом предназначена для контроля и управления процессом прогрева жидкости в объеме лифтовых труб эксплуатационных скважин.
Станция управления прогревом включает в себя: входной рубильник, входной автоматический выключатель, устройство защитного отключения по току утечки, трехфазный тиристорный управляемый выпрямитель для бесконтактного включения/выключения, терморегуляторы для регулирования и контроля рабочего процесса, приборы измерения тока и напряжения, приборы измерения и управления температурой нагревательного элемента, индикаторы неисправностей.
Станция управления прогревом позволяет:
- осуществлять и прекращать подачу электрического тока на нагревательный элемент;
- контролировать ток, протекающий через нагревательный элемент;
- контролировать напряжение, приложенное к нагревательному элементу;
- регулировать температуру нагревательного элемента в скважине;
-прекращать подачу электрического тока или ограничивать ее при отключении станции управления работой УЭЦН;
- измерять температуру добываемой жидкости в термокармане, врезанном в нефтесборный коллектор;
- измерять и регулировать температуру внутри герметичного шкафа станции управления прогревом;
- автоматически отключать силовой пускатель (снимать напряжение с силового трансформатора и, соответственно, нагревательного элемента) от промышленной сети при наличии тока утечки, а также управлять другими устройствами с помощью контакта промежуточного реле.
Вся аппаратура станции управления прогревом смонтирована в герметичном шкафу. Размер шкафа 1800/1200/400 мм (рис.3.18).
Силовой трансформатор. Питание нагревательного элемента производится в зависимости от скважинных условий: либо непосредственно от промышленной сети напряжением 380В, либо при необходимости увеличения мощности прогрева через силовой трансформатор.
Во время работы установки по прогреву, станции управления накапливает и систематизирует данные температур, токов и напряжений в функции времени. Временные периоды снятия отчетов указанных параметров могут устанавливаться в произвольной форме. В дальнейшем эти параметры могут быть представлены как в графической, так и в табличной форме.
На рис.3.19 представлены графики изменения температуры окружающей среды и температуры жидкости в термокармане во времени.
Рисунок 3.19 - Изменение температуры воздуха и температуры в термокармане во времени
Из представленного графика видно, что продолжительность выхода на температурный режим после включения кабеля составляет примерно 12 часов.
Колебания температуры в термокармане связаны с тем, что не удается полностью изолировать термодатчик (рис.3.20) от влияния температуры окружающей среды, поэтому он частично отражает и ее. При этом температура протекающей жидкости является постоянной для заданного температурного режима. Увеличение температуры в период с 14 октября связанно с тем, что был изменен температурный режим, и температуру увеличили до 17оС, путем увеличения токовых нагрузок.
На рис.3.21 представлена схема подключения греющего кабеля к скважине, оборудованной УЭЦН.
Рисунок 3.21- Схема подключения греющего кабеля
3.5.3 Опыт применения греющего кабеля в ОАО «Аганнефтегазгеология»
В ОАО «Аганнефтегазгеология» использование технологии прогрева НКТ с помощью греющего кабеля начато с 2005 года. В настоящее время данным методом защищены от образования ГПП 7 скважин.
Практика добычи нефти с помощью УЭЦН показывает, что интенсивное образование ГПП происходит лишь в начальный период (по некоторым скважинам) работы после смены УЭЦН. После 20-30 суток работы скважины ее режим стабилизируется и в дальнейшем появляется возможность бороться с образованием гидратно-парафиновых пробок обычным способом - скребкованием. Простота технологии спуска-подъема греющего кабеля позволяет оперативно извлекать его из скважины с установившемся режимом работы и спускать в скважины, где это наиболее необходимо в данный момент.
В условиях эксплуатации УЭЦН на скважинах, где приток жидкости из пласта ниже производительности УЭЦН и высокий газовый фактор, применение греющего кабеля позволяет путем установки штуцера (на устье) малого диаметра (2-3 мм) выводить скважины на стабильный режим работы, что в конечном итоге приводит к увеличению межремонтного периода.
Проведенный анализ работы скважин со спущенным греющим кабелем выявил следующие положительные результаты:
1. постоянную чистоту внутреннего пространства НКТ, фонтанной арматуры и прилегающих к ним ближних трубопроводов;
2. повышение работоспособности и увеличение срока службы УЭЦН, в том числе за счет снижения вязкости жидкости, подаваемой на поверхность;
3. непрерывность работы скважины и трубопроводов - полностью ликвидирует текущие простои скважины, связанные с образованием ГПП, намного увеличивает время между ремонтами скважин, снижение объема ремонтных работ, уменьшение количества ремонтных бригад и спецтехники;
4. полностью исключает применение других способов удаления гидратно-парафиновых отложений (СПО скребков, горячая обработка нефтью с помощью АДП и др.);
5. возможность регулировки мощности установки - выбор оптимального температурного и энергосберегающего режима работы скважины или трубопровода;
6. экологическую чистоту вокруг скважины;
7. максимальное упрощение управления работой скважины, которое сводится к приборному контролю за техническими и электрическими параметрами и компьютерной обработке этих данных;
8. увеличение среднего дебита скважины, улучшение работы пласта за счет равномерного режима добычи, уменьшение потерь нефти, повышение коэффициента эксплуатации скважин;
9. непрерывную работу скважин, находящихся в труднодоступных местах, с интервалами вечной мерзлоты, с высоковязкой и битумной нефтью.
4 РАСЧЕТНЫЙ РАЗДЕЛ
4.1 Расчет и подбор оборудования УЭЦН для скважины №1063, куст №1, пласт БВ8 , Рославльского месторождения
Таблица 4.1 - Исходные данные
Показатели
Числовые значения
Глубина скважины, Н, м
1750
Забойное давление, Рзаб, МПа
14,32
Пластовое давление, Рпл, МПа
19,5
Плотность воды, св, кг/м3
1008
Плотность нефти, сн, кг/м3
820
Обводненность, nв, д. ед.
0,95
Коэффициент продуктивности, К, т/сут МПа
3,087
Газовый фактор, Г, м3/т
85
Коэффициент подачи, бп
0,75
1. Определяем плотность нефтяной эмульсии скважины ссм, кг/м3 ссм = св· nв+ сн (1- nв) (4.2)
где
ссм
-
плотность нефтяной эмульсии, кг/м3;
св
плотность воды, кг/м3;
сн
плотность нефти, кг/м3;
nв
обводненность, д. ед.;
ссм=1008·0,45+820(1-0,95)=998,6 кг/м3
2. Определяем глубину спуска насоса в скважину Lн, м
Lн = Рзаб / (ссм + g) (4.3)
Lн
глубина спуска насоса, м;
Рзаб
забойное давление, МПа;
пластовое давление, МПа;
g
коэффициент свободного падения;
Lн=14,32·10-6/(998,6·9,81)=1461,8 м
3. Определяем депрессию на пласт ?Р, МПа
?Р = Рпл - Рзаб (4.4)
?Р
депрессия на пласт, МПа;
Рпл
?Р=19,5-14,32=5,18 МПа
4. Определяем фактический весовой дебит скважины Qф.в., т/сут
Qф.в. = К ?Р (4.5)
Qф.в.
фактический весовой дебит, т/сут;
К
коэффициент продуктивности, т/сут МПа;
Страницы: 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 8, 9, 10, 11, 12, 13