Меню Рубрики

Установка прогрева скважин упс фонтан

Установка прогрева скважин (УПС)

Описание

Для управления нагревом скважины и защиты нагревательного кабеля от перегрузок, специалистами ООО «Псковгеокабель» разработаны и поставлены на производство несколько модификаций установок прогрева скважин УПС. В процессе эксплуатации УПС постоянно модернизировалась с учетом требований, предъявляемых эксплуатирующими нефтедобывающими предприятиями.

Установка прогрева скважин состоит из основного и дополнительного оборудования.

К основному оборудованию УПС относятся:

  • станция управления нагревом;
  • сальник устьевой;
  • замки основной и страхующий;
  • кабель нагревательный.

К дополнительному оборудованию УПС относятся:

  • консоль роликовая;
  • трансформатор повышающий;
  • подъёмник геофизический с лебёдкой.

Станция управления нагревом состоит из:

  • герметичного шкафа управления нагревом (1500 х 1200 х 430 мм), разделенного на три отсека (высоковольтный, низковольтный и отсек управления);
  • подставки каркасного типа (высотой 300 мм) для крепления к полу установочной площадки;
  • шкафа подключения (500 х 500 х 250 мм), который устанавливается перед скважиной и служит для подключения нагревательного кабеля к подводящему силовому кабелю.

Герметичный шкаф управления нагревом оснащён:

  • управляемым тиристорным преобразователем, выполненным, в зависимости от модификации станции, по мостовой или нулевой схеме и позволяющим плавно регулировать напряжение, подаваемое на нагревательный кабель;
  • устройством защитного отключения, регистрирующим падение сопротивления изоляции нагревательного кабеля;
  • гальванически развязанными датчиками тока и напряжения нагревательного кабеля;
  • датчиком тока утечки;
  • датчиком температуры продукции в выкидном трубопроводе;
  • датчиками температуры нагревательного кабеля;
  • аппаратурой поддержания оптимального теплового режима внутри шкафа управления;
  • управляющим промышленным контроллером.

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

Протокол работы станции ведется по следующим основным параметрам:

  • рабочий ток и напряжение;
  • температура нагревательного кабеля по длине;
  • наличие тока утечки;
  • температура в выкидном трубопроводе;
  • температура внутри шкафа управления;
  • состояние аппаратуры управления.

Ёмкость памяти архива при частоте записей 1 раз в минуту составляет 1 год.
Аппаратура станции позволяет организовать передачу данных на диспетчерский пульт по одному из следующих каналов связи:

  • по проводной линии, если таковая имеется;
  • радиоканалу с применением радиомодема и нескольких антенн ретрансляторов;
  • через оператора сотовой связи при наличии на месторождении мобильной сотовой сети.

Станция имеет релейные входы и выходы для согласования работы с внешними устройствами (например со станцией управления установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН)).

Установка прогрева скважин УПС адаптирована к работе со всеми модификациями нагревательных кабелей производства ООО Псковгеокабель, работающих на постоянном токе.

Технические характеристики

В настоящее время серийно выпускаются три модификации станций управления марки УПС:

  • УПС 150-00-40-МКД — предназначена для работы с нагревательными кабелями длина которых не превышает 800 м;
  • УПС 150-00-80-МКД — предназначена для работы с нагревательными кабелями длиной 800-1200 м;
  • УПС 150-06-100-МКД — предназначена для работы с нагревательными кабелями длина которых больше 1200 м.

Технические данные

Установок прогрева скважин (УПС) производства ООО «Псковгеокабель».

источник

Установка прогрева скважин (УПС)

Описание

Для управления нагревом скважины и защиты нагревательного кабеля от перегрузок, специалистами ООО «Псковгеокабель» разработаны и поставлены на производство несколько модификаций установок прогрева скважин УПС. В процессе эксплуатации УПС постоянно модернизировалась с учетом требований, предъявляемых эксплуатирующими нефтедобывающими предприятиями.

Установка прогрева скважин состоит из основного и дополнительного оборудования.

К основному оборудованию УПС относятся:

  • станция управления нагревом;
  • сальник устьевой;
  • замки основной и страхующий;
  • кабель нагревательный.

К дополнительному оборудованию УПС относятся:

  • консоль роликовая;
  • трансформатор повышающий;
  • подъёмник геофизический с лебёдкой.

Станция управления нагревом состоит из:

  • герметичного шкафа управления нагревом (1500 х 1200 х 430 мм), разделенного на три отсека (высоковольтный, низковольтный и отсек управления);
  • подставки каркасного типа (высотой 300 мм) для крепления к полу установочной площадки;
  • шкафа подключения (500 х 500 х 250 мм), который устанавливается перед скважиной и служит для подключения нагревательного кабеля к подводящему силовому кабелю.

Герметичный шкаф управления нагревом оснащён:

  • управляемым тиристорным преобразователем, выполненным, в зависимости от модификации станции, по мостовой или нулевой схеме и позволяющим плавно регулировать напряжение, подаваемое на нагревательный кабель;
  • устройством защитного отключения, регистрирующим падение сопротивления изоляции нагревательного кабеля;
  • гальванически развязанными датчиками тока и напряжения нагревательного кабеля;
  • датчиком тока утечки;
  • датчиком температуры продукции в выкидном трубопроводе;
  • датчиками температуры нагревательного кабеля;
  • аппаратурой поддержания оптимального теплового режима внутри шкафа управления;
  • управляющим промышленным контроллером.

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

Протокол работы станции ведется по следующим основным параметрам:

  • рабочий ток и напряжение;
  • температура нагревательного кабеля по длине;
  • наличие тока утечки;
  • температура в выкидном трубопроводе;
  • температура внутри шкафа управления;
  • состояние аппаратуры управления.

Ёмкость памяти архива при частоте записей 1 раз в минуту составляет 1 год.
Аппаратура станции позволяет организовать передачу данных на диспетчерский пульт по одному из следующих каналов связи:

  • по проводной линии, если таковая имеется;
  • радиоканалу с применением радиомодема и нескольких антенн ретрансляторов;
  • через оператора сотовой связи при наличии на месторождении мобильной сотовой сети.

Станция имеет релейные входы и выходы для согласования работы с внешними устройствами (например со станцией управления установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН)).

Установка прогрева скважин УПС адаптирована к работе со всеми модификациями нагревательных кабелей производства ООО Псковгеокабель, работающих на постоянном токе.

Технические характеристики

В настоящее время серийно выпускаются три модификации станций управления марки УПС:

  • УПС 150-00-40-МКД — предназначена для работы с нагревательными кабелями длина которых не превышает 800 м;
  • УПС 150-00-80-МКД — предназначена для работы с нагревательными кабелями длиной 800-1200 м;
  • УПС 150-06-100-МКД — предназначена для работы с нагревательными кабелями длина которых больше 1200 м.

Технические данные

Установок прогрева скважин (УПС) производства ООО «Псковгеокабель».

источник

Технология электропрогрева нефтяных скважин с применением автономных ветроэлектрических установок

Стационарная электротехническая установка прогрева скважины (ЭУПС) с помощью нагревательного кабеля размещаемого непосредственно во внутреннем или затрубном пространстве насосно-компрессорных труб в скважине, позволяет осуществлять прогрев по всей длине на любую глубину, любых типов скважин при фонтанном, газлифтном и электромеханическом способе добычи нефти.

Читайте также:  Установка зажигания ауди 80 инжектор

Введение

Удельный вес месторождений высоковязких и трудноизвлекаемых нефтей неуклонно растет в структуре запасов Российской Федерации и уже преобладает в ряде регионов с падающей добычей [1]. Одной из проблем, осложняющей добычу нефти, является образование асфальто-смоло-парафиновых отложений (АСПО) на скважинной арматуре.

Накопление АСПО в проточной части нефтепромыслового оборудования и на внутренней поверхности труб приводит к снижению производительности системы и сокращению межремонтного периода работы скважины, что сказывается на себестоимости добычи нефти.

Существуют несколько способов, применяемых в нефтедобывающей промышленности, для борьбы с АСПО:

  • механический способ, предполагающий удаление уже образовавшихся отложений с помощью скребков различной конструкции;
  • химический способ, базирующийся на введении в добываемую продукцию дозированных химических соединений, уменьшающих образование отложений;
  • тепловой способ обработки скважин.

Тепловые способы основаны на способности АСПО не образовывать твердой фазы или плавиться при температурах, превышающих их точки выпадения или кристаллизации (например: для парафинов 35÷50 °С).

Для создания необходимой температуры требуется источник тепла, который должен быть помещен непосредственно в зону отложений, в качестве которого могут использоваться: горячая нефть (вода); перегретый пар; реагенты, при взаимодействии с которыми протекают экзотермические реакции; специальные нагревательные кабели.

Основная часть

Стационарная установка электропрогрева скважины (УЭПС) с помощью нагревательного кабеля размещаемого непосредственно во внутреннем или затрубном пространстве насосно-компрессорных труб в скважине, позволяет осуществлять прогрев по всей длине на глубину до 1800 м, любых типов скважин при фонтанном, газлифтном и электромеханическом способе добычи нефти [2].

При этом на скважинах, оборудованных установками электроцентробежных насосов (УЭЦН), срок службы погружного оборудования увеличивался до двух раз (700 и более суток) – за счет безостановочной работы насоса, снижения нагрузки за счет разжижения нефти в лифте скважины. При эксплуатации УЭПС происходит очищение прилегающих трубопроводов, в результате чего одновременно с прекращением дополнительных работ по очистке лифта скважины исключается тепловая обработка выкидных линий и близлежащих (до 500 м) трубопроводов даже при низких (до -40 ºС) температурах [2].

Однако широкому внедрению УЭПС мешают проблемы связанные с электроснабжением. Учитывая, что 1 м нагревательного кабеля потребляет до 60 Вт, для прогрева скважин длиной от 800 до 1800 м, требуется от 48 до 100 кВт резервной мощности, а для куста из 6 скважин до 300 кВт при работе установки прогрева в периодическом режиме. Существующие сети электроснабжения скважин не рассчитаны на передачу такой дополнительной мощности. В качестве альтернативы реконструкции или постройки новых электрических сетей может выступать использование автономных энергокомплексов на базе ветроэлектрических установок (ВЭУ).

Проведенный анализ карты ветров России показывает, что свыше половины территории страны, не охваченной централизованной энергосистемой, обладает высоким ветроэнергетическим потенциалом. В свою очередь низкие показатели ветропотенциала восточносибирского региона могут быть успешно скомпенсированы за счет использования солнечной энергии, а применение фотоэлектрических станций способно значительно повысить эффективность автономных электротехнических комплексов [3]. Комплекс УЭПС с питанием от ветроэлектрической установки приведен на рисунке 1.

Рисунок 1. Схема УЭПС с ВЭУ

Состав электротехнического комплекса электропрогрева скважины с использованием ВЭУ включает в себя:

  • -ВЭУ с многополюсным генератором на постоянных магнитах, вырабатывающую трехфазный переменный ток (переменной частоты);
  • ­диодный выпрямитель, для получения постоянного тока;
  • -шкаф управления с DC/DC-преобразователем для регулирования тока и напряжения протекающего в нагревательном кабеле;
  • -нагревательный кабель (тип питания – постоянный ток); датчики температуры для обратной связи в системе управления.

Заключение

Вырабатываемая ВЭУ мощность зависит от текущей скорости ветра. Таким образом, при использовании ВЭУ в качестве источника электроэнергии для УЭПС, прогрев будет осуществляться в некотором периодическом режиме. Такой режим допустим, и применяется в установках прогрева подключенных к централизованным источникам электропитания для обеспечения рационального расхода электроэнергии.

Бельский Алексей Анатольевич,
кандидат технических наук,
ассистент кафедры электротехники, электроэнергетики, электромеханики,

Муратбакеев Эдуард Хамитович,
кандидат технических наук,
доцент кафедры начертательной геометрии и графики.

источник

Комплексное решение ГК «ССТ» для обогрева нефтяных скважин с вязкими и парафинистыми нефтями, предотвращающее образование асфальтосмолопарафинистых отложений

Комплексное решение ГК ССТ для обогрева нефтяных скважин с вязкими и парафинистыми нефтями, предотвращающее образование асфальтосмолопарафинистых отложений.

Новая реальность — рост доли скважин с «тяжелой» нефтью в общей структуре мировой добычи

По прогнозам экспертов, к 2050 г мировое потребление энергии вырастет на 100%, по сравнению с сегодняшним уровнем. Несмотря на бурное развитие альтернативной энергетики, основным источником энергии останется нефть [1]. Пик добычи так называемых легких и средних нефтей планируется на следующие 10-15 лет, после чего добыча данных нефтей будет падать.

Для удовлетворения потребностей общества в энергии, мировой нефтедобывающий комплекс обращает все большее внимание на дорогостоящие нетрадиционные и труднодоступные источники углеводородов. Тяжелые нефти и газовые гидраты в условиях истощения традиционных нефтей приобретают все большее значение в мировой экономике. Их добыча все еще представляет трудности, но она уже стала рентабельной.

В мировой практике чаще всего используется следующая классификация:

Тяжелыми нефтями считаются углеводородные жидкости с плотностью 920-1000 кг/м 3 и вязкостью от 10 до 100 мПа·с. К природным битумам относят слаботекучие или полутвердые смеси преимущественно углеводородного состава с плотностью более 1000 кг/м3 и вязкостью выше 10000 мПа·с. Промежуточную группу между битумами и тяжелыми нефтями образуют так называемые сверхтяжелые нефти с вязкостью от 100 до 10000 мПа·с и плотностью около или несколько более 1000 кг/м 3 . Тяжелые и сверхтяжелые нефти часто объединяют под общим названием — тяжелые или высоковязкие нефти.

По разным оценкам запасы тяжелых нефтей и природных битумов составляют от 790 млрд т до 1 трлн т, что в 5-6 раз больше остаточных извлекаемых запасов нефтей малой и средней вязкости, которые составляют около 162 млрд т. Разведанных запасов тяжелых нефтей и природных битумов гораздо меньше, но и эти запасы на 6% превышают известные на сегодня запасы легких и средних нефтей.

Читайте также:  Установка автозапуска на изитроник

Наибольшими запасами тяжелых нефтей и природных битумов обладают Венесуэла, Канада и Россия. После истощения мировых запасов обычной нефти и при условии эффективного применения методов добычи тяжелых нефтей и битумов, эти страны смогут усилить свою роль на глобальном рынке энергоресурсов.

В России запасы тяжелой нефти составляют около 55% от общего объема нефтяных запасов. Российские месторождения высоковязкой нефти расположены в Пермском крае, Татарстане, Башкирии, Удмуртии в Республике Коми. Помимо энергетической составляющей, тяжелая нефть содержит большое количество редких металлов: таких как ванадий, никель, молибден и других.

Нефтедобывающая отрасль заинтересована в технологических решениях, которые повысят рентабельность добычи тяжелых нефтей. Статья посвящена одному из таких решений — комплексу Stream Tracer для защиты скважин от асфальтосмолопарафиновых отложений на основе гибкого нагревателя с переменной по длине мощностью.

Защита скважины от образования АСПО — критически важная задача ближайших лет

Проблема образования АСПО в нефтедобывающих скважинах известна давно. Она связана с тем, что при понижении температуры и разгазировании флюида, поднимающегося по НКТ, нефть теряет способность растворять содержащиеся в ней парафин и смолы. При добыче парафинистой нефти в верхней части скважины на стенках НКТ происходит отложение парафина и смол. Из-за этого поперечное сечение НКТ сужается, возрастает сопротивление движению жидкости, увеличивается нагрузка на насос. Образование АСПО приводит к таким негативным факторам как:

— неэффективное использование нефтяных ресурсов;

— преждевременный выход из строя дорогостоящего оборудования;

— сокращение межремонтного периода оборудования;

— ухудшение технико-экономических показателей месторождений.

Учитывая возрастающее значение добычи тяжелых нефтей, предотвращение образования АСПО в НКТ сегодня является одной из ключевых технологий эффективной добычи нефти.

Для решения данной проблемы в настоящее время используются следующие методы:

— обработка скважин химическими реагентами;

— очистка от отложений механическими скребками;

Каждый из данных способов имеет свои преимущества и недостатки. Но наиболее эффективным способом тепловой обработки является обогрев ствола скважины электрическим нагревательным кабелем.

Система обогрева скважин на основе нагревательного кабеля — поиск оптимального решения

Системы кабельного электрообогрева скважин используются на нефтяных месторождениях России с начала 2000 х годов. Основная задача таких систем — обеспечить поддержание температуры движущегося флюида выше температуры выпадения парафина.

Как правило для обогрева скважин используются двух- или трехжильные резистивные кабели постоянной мощности. Данные нагревательные кабели решают задачу обогрева, но не являются оптимальными с точки зрения энергоэффективности. Длина таких нагревательных кабелей подбирается с большим запасом, мощность тепловыделения кабеля определяется зачастую только теплостойкостью изоляции кабеля, а не реальными теплопотерями флюида в насосно-компрессорной трубе (НКТ).

Внешние граничные условия, определяющие теплопотери НКТ, переменны по глубине скважины — геотерма грунта имеет наклон около 20 — 30°С на километр. Соответственно, обогрев скважины нагревательным кабелем с линейной мощностью, постоянной по всей длине приводит к избыточному энергопотреблению системы электрообогрева.

Оптимальным с точки зрения энергопотребления является решение, когда система обогрева работает только в той зоне, где температура флюида в обычных условиях опускается ниже температуры выпадения парафина, а нагревательный кабель имеет переменное тепловыделение по глубине скважины. Причем мощность такого кабеля должна изменяться плавно в широком диапазоне: линейная мощность нижней части кабеля будет близка к нулю, тогда как в приповерхностной части мощность может достигать 70 Вт/м.

Разработка конструкции такого нагревательного кабеля является сложнейшей инженерной задачей, в особенности при учете комплекса требований, которые предъявляются к скважинным кабелям. Нам удалось решить эту задачу и разработать гибкий кабельный самонесущий СКИН-нагреватель, а также комплексное решение для защиты скважин от АСПО на его основе.

Нагревательный кабель с переменной по длине мощностью — основа энергоэффективной защиты скважины от АСПО

В 2015 г специалисты ГК ССТ разработали и презентовали комплексное решение для защиты нефтяных скважин от АСПО.

«Сердцем» данной системы является специальный гибкий самонесущий нагреватель, который имеет зоны повышенной и пониженной мощности, что позволяет существенно снизить энергопотребление системы обогрева скважины. Специалисты ГК ССТ первыми в мире разработали и запатентовали решение по обогреву нефтяных скважин подобными нагревателями.

Нагреватель выполнен по коаксиальной схеме, причем тепло выделяется, как за счет протекания тока в проводниках, так и за счет токов, наведенных в сложном внешнем проводнике. Данное техническое решение позволяет повысить эффективность теплоотдачи от нагревателя в нефтяной флюид по сравнению с классическими резистивными системами электрообогрева.

Питание на нагреватель подается с верхнего конца. На нижнем конце нагревателя установлена герметичная муфта. Нагреватель имеет ступенчато изменяемую мощность по длине в соответствии с температурным графиком скважины.

Рис. 1. Гибкий самонесущий нагреватель.

На рис. 2 показано распределение температуры флюида по глубине в реальной скважине, на которой была установлен комплекс Stream Tracer, в режиме непрерывной прокачки. Синяя кривая показывает изменение температуры флюида при номинальном дебите и отсутствии обогрева, зеленая прямая — граничное значение температуры, ниже которого не должна опускаться температура выкачиваемой нефти, чтобы исключить образование АСПО.

Рис. 2. Распределение температуры флюида по глубине скважины.

Красная кривая соответствует обогреву скважины кабелем с постоянной по длине мощностью, оранжевая — обогреву скважины разработанным в ГК ССТ нагревателем с участком повышенной мощности длиной 300 м у поверхности грунта.

Закрашенная красным область показывает переизбыток мощности при обогреве кабелем с одной ступенью по мощности относительно двухступенчатого обогрева.

Наши исследования показали, что для определения оптимальной конфигурации обогрева конкретной скважины в две ступени следует принимать мощность «горячего» участка нагревателя на 30%, выше мощности «холодного» участка.

Нагреватель для комплекса Stream Tracer выполнен по коаксиальной схеме, причем тепло выделяется, как за счет протекания тока в проводниках, так и за счет токов, наведенных в сложном внешнем проводнике. Данное техническое решение позволяет повысить эффективность теплоотдачи от нагревателя в нефтяной флюид по сравнению с классическими резистивными системами электрообогрева (рис.3).

Читайте также:  Установка дефлекторов на volkswagen polo sedan

Разделение нагревателя на зоны разной мощности приводит к снижению уровня перегрева флюида и повышению технико-экономических показателей месторождений. Применение оригинального нагревателя ГК ССТ с переменной по длине линейной мощностью позволяет снизить энергопотребление системы обогрева ствола скважины практически на 50%.

Такие преимущества новой разработки ГК ССТ, как повышенная гибкость, механическая прочность, а также возможность изменения тепловыделения по длине, позволяют использовать наше решение не только для предотвращения образования АСПО в нефтяных скважинах, но также для предотвращения образования газогидратов в газовых скважинах, для обогрева подводных трубопроводов и участков трубопроводов в местах перехода через реку.

Рис. 3. Тепловыделение нагревателя комплекса Stream Tracer.

В отличии от классических способов электрообогрева, гибкий нагреватель размещается внутри НКТ, в непосредственном контакте с нефтяной жидкостью. Это обеспечивает большую эффективность обогрева по сравнению с другими решениями (Рис. 4)

Рис. 4. Сравнение эффективности нагрева флюида гибким нагревателем и резистивным кабелем.

Технические характеристики нагревателя для обогрева скважин:

— напряжение питания: до 1 кВ;

— линейная мощность: до 50 Вт/м;

— длина нагревателя: до 1,5 км*;

— нагреватель устойчив к химическим соединениям, входящим в состав сырой нефти и жидкостям, применяющимся при добыче нефти;

— нагреватель сохраняет работоспособность: при внешнем давлении до 150 атмосфер и температуре нефтегазовой среды до 70°С;

— минимальная температура монтажа: минус 20°С;

— минимальный радиус изгиба: не менее 400 мм;

— нагреватель сохраняет работоспособность после 100 перегибов на радиус 400 мм**

— раздавливающее усилие: до 12 кН (при скорости спуска-подъема до 0,25 м/с);

— растягивающее усилие: до 28 кН;

*в настоящее время ведутся разработки нагревателя длиной до 3-х км.

**при положительной температуре окружающей среды.

Комплексное решение для обогрева скважин — путь к снижению эксплуатационных затрат на добычу

ГК ССТ более 20 лет оснащает системами электрообогрева объекты крупнейших российских нефтегазовых корпораций. В большинстве проектов мы выступаем, как отраслевой интегратор, который берет на себя весь комплекс задач, связанных с проектированием, комплектованием, логистикой, инсталляцией и эксплуатацией систем электрообогрева. Комплексная экспертиза является нашим преимуществом и представляет значимую ценность для заказчиков.

Разработка уникального нагревателя с переменной по длине мощностью для обогрева скважин стала первой фазой нашего проекта. Мы ставили перед собой задачу — предложить готовую систему, которая не потребует отвлечения дополнительных ресурсов заказчиков.

Использование этой системы на основе гибкого кабельного самонесущего СКИН-нагревателя увеличивает межремонтный период эксплуатации скважины и повышает эффективность использования энергоресурсов. Таким образом наше решение позволяет заказчикам снизить затраты на эксплуатацию скважины и уменьшить негативное воздействие на окружающую среду.

Рис. 5. Схема комплекса Stream Tracer.

Комплекс Stream Tracer состоит из нагревателя, станции управления, трансформатора, устьевого шлюза. Для монтажа и обслуживания Stream Tracer используется мобильный комплекс на базе автомобиля повышенной проходимости и спуско-подъемный механизм. (рис. 6 и 7)

Рис.7 Схема расстановки спускоподъемного оборудования комплекса Stream Tracer.

Рис.8. Выход нагревателя через лубрикаторный узел.

Рис.9. Система управления комплекса Stream Tracer.

Специальный нагревательный кабель, с помощью мобильного комплекса для установки, помещается внутрь насосно-компрессорной трубы. Нефть в скважине нагревается до температуры, превышающей температуру кристаллизации парафинов, что предотвращает появление отложений.

Станция управления нагревом контролирует работу всей системы и позволяет, как в ручном, так и в автоматическом режимах:

— 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;

— отключать нагреватель при отключении станции управления работой центробежного насоса;

— 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 системы.

Эффективность предлагаемого нами решения и надежность всех элементов системы подтверждена опытно-промышленными испытаниями на Казаковском месторождении ОАО ЛУКОЙЛ-Пермь. Комплекс обеспечил увеличение температуры добываемой нефти на уровне устья скважины от +7°С до +22,5° С, обеспечив стабильный дебит скважины. При этом энергопотребление системы для поддержания оптимальной температуры нефти уменьшилось на 47% по сравнению с системами подогрева на основе нагревателя постоянной мощности.

Таким образом, система обогрева скважин от ГК ССТ решает задачу предотвращения образования АСПО в энергоэффективном режиме, не отвлекая человеческие и временные ресурсы заказчика.

— решение проблемы образования АСПО — критически важная технология наступающей эпохи добычи «тяжелых» нефтей;

— специалистами ГК ССТ разработан комплекс Stream Tracer на основе уникального гибкого самонесущего нагревателя для предотвращения образования АСПО. Данное решение позволяет вести эксплуатацию осложненных парафинами нефтяных скважин, увеличив их межремонтный период, а также существенно снижает энергопотребление по сравнению с другими способами предотвращения АСПО;

— в ГК ССТ внедрена технология серийного производства гибких нагревателей и разработан комплекс оборудования для монтажа, пуско-наладки и демонтажа комплекса;

— комплекс Stream Tracer успешно прошел испытания на объекте ОАО Лукойл и подтвердил свою надежность и энергоэффективность.

«Тяжелые нефти, газовые гидраты и другие перспективные источники углеводородного сырья»: Учебно-методическое пособие/ Щепалов А.А.. — Нижний Новгород: Нижегородский госуниверситет, 2012. УДК 665.6

«Исследование различных технологий повышения эффективности выработки запасов высоковязких нефтей на турнейских отложениях ашальчинского месторождения»/ Р.Р. Рахматуллина, институт «ТатНИПИнефть»

«Проектирование и эксплуатация систем электрического обогрева в нефтегазовой отрасли»: справочная книга/ М.Л. Струпинский, Н.Н. Хренков, А.Б. Кувалдин. — М.: Инфра-Инженерия, 2015, УДК 622.323, ISBN 978-5-9729-0086-2

Автор: М.Л. Струпинский, генеральный директор ГК «ССТ», к.т.н., член-корреспондент АЭН РФ

источник

Добавить комментарий

Adblock
detector