'

Аппаратура индукционного нагрева ИТВ-520

Понравилась презентация – покажи это...





Слайд 0

Аппаратура индукционного нагрева ИТВ-520


Слайд 1

ITV-520 Induction Heating System


Слайд 2

Восстановление производительности эксплуатационных нефтегазовых скважин индукционным высокочастотным нагревателем Одной из основных проблем нефтегазодобывающей отрасли во всем мире является борьба с асфальто-смоло-парафиновыми и гидратно-парафиновыми отложениями в насосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве нефтяных и газовых скважин, трубопроводах. Для борьбы с отложениями парафина в настоящее время применяются технологии, основанные на использовании различных видов энергии (термическая, химическая, механическая и т.д.), а также использовании композитных материалов новых технологий, стекла и стеклоэмалей. Данные технологии не всегда достаточно надежно обеспечивают эффективность в борьбе с асфальто-смоло-парафиновыми и гидратно-парафиновыми отложениями в насосно-компрессорных трубах и затрубном пространстве скважин. В зависимости от типа оборудования, способа эксплуатации скважин, стадии разработки месторождения, физико-химических свойств нефти и парафиновых отложений, на нефтегазодобывающих предприятиях применяются различные методы борьбы с АСПО.


Слайд 3

Recovery of the rate (discharge) of Operating Oil and Gas Production Wells by Means of High-frequency Induction Heating One of the major problems facing oil and gas production industry worldwide is fighting asphaltene-resin-paraffin deposits (ASPO) as well as hydrate-paraffin deposits in tubing strings and hole clearances of oil and gas production wells and pipelines. At present there exist various techniques to fight the paraffin deposits. These are based on the use of different kinds of energy (thermal, chemical, mechanical, etc.), or the use of composite materials, glass and glass enamels. However, these techniques are not always effective enough to solve the problem. Depending on the equipment type, oil production method, stage of the oil field exploitation, physical and chemical properties of oil and paraffin, different deposit removing techniques can be used at oil and gas production facilities.


Слайд 4

Технологический комплекс аппаратуры индукционного нагрева скважины Предлагаемый технологический комплекс аппаратуры индукционного нагрева ИТВ-520 предназначен для удаления АСПО в НКТ и межтрубном пространстве добывающих нефтяных скважин, работающих в фонтанном режиме или с использованием УЭЦН. Для добывающих нефтяных скважин, имеющих температуру зоны перфорации, близкую к температуре кристаллизации парафина, комплекс ИТВ-520 может быть использован с целью извлечения АСПО из призабойной зоны.


Слайд 5

ITV-520 well induction heating system The ITV-520 induction heating system is designed to remove asphaltene-resin-paraffin deposits (ASPO) from tubing strings and hole clearances of operating oil production wells producing under pressure (naturally flowing) or by pumping (equipped with UECN pumps). In operating oil production wells, where the temperature in the perforation zone is close to paraffin crystallization temperature, the ITV-520 system can be used to remove the deposits from the face zone.


Слайд 6

Удаление АСПО Процесс удаления АСПО из НКТ добывающих скважин основан на принципе индукционного нагрева НКТ токами высокой частоты и выносе отслоившихся отложений потоком добываемого продукта. Скважина во время обработки не останавливается. Для предотвращения перегрева обрабатываемой зоны в процессе работы обеспечен контроль температуры зоны в автоматическом режиме. Процесс удаления АСПО из призабойной зоны «низкотемпературных» скважин основан на разогреве обсадной колонны в зоне перфорации, что приводит к разогреву прискважинного пространства, и последующей откачке продукта известными методами.


Слайд 7

ASPO Removing The process of removing asphaltene-resin-paraffin deposits (ASPO) from the tubing strings of operating oil producing wells is based upon high-frequency induction heating of the tubing string and the subsequent removal of the detached deposits by the oil flow. It should be noted that such a treatment does not interrupt the process of oil production, so the well production rate is preserved. To prevent the overheating of the area being treated, an automatic temperature control system is used. The process of ASPO removing from the face zone of “low-temperature” wells is based on the heating of the casing string in the perforation zone. This results in the heating of the face zone, followed by pumping of the product by means of traditional pumping techniques.


Слайд 8

Комплект технологического оборудования Высокочастотный источник питания (ВИП) с блоком индикации температуры 1 шт. Скважинный прибор с датчиком температуры 2 шт. Кабельная головка* 1 шт. Утяжелитель скважинного прибора 1 шт. * - конструктивное исполнение кабельной головки зависит от используемого геофизического кабеля.


Слайд 9

ITV-520 set High-frequency power unit with a temperature indicator 1 Well induction heater with a temperature sensor 2 Cable head* 1 Instrument weighting material 1 * - the design of the cable head depends on the type of the geophysical cable being used.


Слайд 10

Силовой блок Напряжение питания наземного блока 380 В, 50 Гц Мощность потребляемая из сети 9 кВт Вес наземного блока питания 26 кг КПД аппаратуры ИТВ-520 96% Рабочая температура от +5 до +40


Слайд 11

Power Unit Supply voltage (land-based unit) 380 V, 50 Hz Watt consumption 9 kW Weight (land-based unit) 26 kg ITV-520 efficiency factor 96% Working temperature +5 …. +40 oC


Слайд 12

Скважинный индукционный прибор Длина скважинного прибора 1,1 м Диаметр прибора 42 мм Вес прибора 6 кг Рабочая температура 90 град. С Рабочее давление 44 МПа


Слайд 13

Well induction heater Length 1,1 m Diameter 42 mm Weight 6 kg Working temperature 90 oC Working pressure 44 MPa


Слайд 14

Геофизический кабель Для проведения работ с аппаратурой ИТВ-520 рекомендуется применение геофизического коаксиального кабеля типа КГК-1-4-75-130. Допускается использование семижильного геофизического кабеля, но при этом потери полезной мощности составят порядка 40%.


Слайд 15

Geophysical cable The ITV-520 is recommended to be used with the geophysical coaxial cable of the КГК (KGK)-1-4-75-130 type. It is possible to use a seven-core geophysical cable, but in this case the useful (net) power losses will amount to about 40%.


Слайд 16

КГК-1-4-75-130. НАЗНАЧЕНИЕ Кабель предназначен для индукционного нагрева скважин (аппаратура ИТВ-520) при проведении геофизических работ в действующих скважинах с целью ликвидации парафино-гидратных образований, а так же для акустического воздействия в скважине на призабойную зону пласта. МЕХАНИЧЕСКИЕ И ДРУГИЕ ПАРАМЕТРЫ Разрывное усилие, не менее 120кН; Масса кабеля 881,41 кг/км.; Строительная длина до 5000 м; Рабочая температура в скважине до 130°С; Минимальная температура хранения - 50 °С; Минимальная температура эксплуатации - 40 °С; Эксплуатация при переменном напряжении до 660 В частотой 50кГц; ЭЛЕКТРИЧЕСКИЕ ПАРАМЕТРЫ Электрическое сопротивление токопроводящей жилы и экрана, не более 4,95 Ом/км; Сопротивление изоляции, не менее 20000 МОм,км; Волновое сопротивление (для цепи "жила-экран") 24,8Ом; Коэффициент затухания (для цепи "жила-экран") 0,1 дБ/км.


Слайд 17

KGK-1-4-75-130 cable Application The cable is used for the induction heating of oil production wells (ITV-520 induction heater) in the process of geophysical works aimed to remove paraffin and hydrate deposits from operating wells, and also to produce an acoustic effect (in the well) on the face zone of the oil pool. Mechanical and other characteristics Breaking load not less than 120кN Cable weight 881,41 kg/km Face-to-face length up to 5000 m Operating temperature in the well up to 130°С Minimum storage temperature - 50 °С Minimum operation temperature - 40 °С; Operation at a.c. voltage up to 660 with 50kHz frequency Electrical parameters Electric resistance of the current-conducting core and screen not more than 4,95 Ohm/km Insulation resistance not less than 20000 MOhm/km Wave resistance (in the core-screen circuit) 24,8 Оhm Damping factor (in the core-screen circuit) 0,1 dB/km


Слайд 18

Нефтяная компания «ЮКОС» ЗАО «Инжиниринговый центр ЮКОС» ООО «ЮганскНИПИнефть» Анализ эффективности некоторых методов ликвидации отложений в глубинном оборудовании добывающих скважин


Слайд 19

UKOS oil company «UKOS Engineering Centre» «UganskNIPIneft», Ltd Cost-effectiveness analysis of some deposit removal methods for the deep-well equipment of oil production wells


Слайд 20

Оценка эффективности некоторых методов ликвидации отложений в глубинном оборудовании добывающих скважин В глубинном оборудовании добывающих скважин Асомкинских месторождений, оборудованных УЭЦН, отложения асфальто-смоло-парфинов (АСПО) наблюдаются на внутренней поверхности НКТ, начиная с глубины 800 метров и выше. Зафиксированы случаи образования АСПО на глубине 1000 метров. Кроме того, в некоторых случаях было обнаружено наличие отложений на наружной поверхности НКТ, т.е. в затрубном пространстве скважин. В процессе эксплуатации добывающей скважины без применения превентивных мероприятий по борьбе с отложениями парaфина происходит образование «глухих» пробок АСПО на глубине 200-500 метров от устья скважины.


Слайд 21

Performance evaluation of some deposit removal methods for the deep-well equipment of oil-production wells In the deep-well equipment of the UECN-equipped oil production wells at the Asomkinsky oil fields ASPO deposits are observed on the inner surface of the tubing string, beginning from the depth of 800 meters and further up. There have been cases of ASPO deposit formation at the depth of 1000 meters. Besides, in some cases the deposits have been found on the outer surface of the tubing string, that is in the hole clearance. The use of oil production wells without taking any preventive measures to fight the deposits can eventually lead to the tubing blockage at the depth of 200 – 500 meters from the well head.


Слайд 22

Оценка эффективности некоторых методов ликвидации отложений в глубинном оборудовании добывающих скважин Для борьбы с АСПО в ЦДНГ применяются несколько методов защиты и удаления, но наиболее распространенные методы – это применение скребков и промывка горячей жидкостью. Основное достоинство этих методов – малая себестоимость работ. При этом существенные недостатки – влияние температуры на кабель подачи энергии к УЭЦН, недостаточный контроль парафинообразования, малая степень очистки труб и, как следствие, наибольший риск образования «глухой» пробки. Для прохождения скребка необходим свободный диаметр в месте образования отложений не менее диаметра скребка, а также достаточно небольшой интервал отложений по глубине. Кроме того, после прохождения скребка остается некоторое количество АСПО, которое продолжает быть центром начала кристаллизации парафина, что ведет к ускорению образования новых кристаллов и быстрому наращиванию толщины отложений.


Слайд 23

Performance evaluation of some deposit removal methods for the deep-well equipment of oil-production wells To fight ASPO deposits CDNG uses several tubing protection and deposit removal techniques, of which the most popular are use of scrapers and hot liquid washing. The main advantage of these methods is their low cost. However, they have some serious weak points, such as the effect of temperature on the pump-feeding cable, low control of paraffin formation and insufficient cleaning of the tubing string. All these increase the risk of paraffin blockage. The use of the scraper requires some free space at the sight of deposit formation (not less than the scraper diameter) as well as a rather short interval of the deposits down the tubing. Besides, after the passage of the scraper there is still some deposit left, which continues to be the center of paraffin crystallization that, in its turn, accelerates the process of secondary formation of paraffin crystals and leads to the rapid increase of the deposit thickness.


Слайд 24

Оценка эффективности некоторых методов ликвидации отложений в глубинном оборудовании добывающих скважин По результатам анализа, проведенного ООО «ЮганскНИПИнефть» в 1997 году на Асомкинской группе месторождений было определено, что наиболее эффективным средством по ликвидации АСПО в скважинах, оборудованных УЭЦН, является нагревательный прибор типа 1-М, поддерживающий температуру при прохождении тока через электролит. Недостатком этого прибора является то, что температура создается только на корпусе прибора и при прохождении большого интервала парафина возможна повторная кристаллизация в верхней части, что может привести к прихвату геофизического кабеля.


Слайд 25

Performance evaluation of some deposit removal methods for the deep-well equipment of oil-production wells According to the results of the analysis carried out in 1997 by «UganskNIPIneft» Ltd for the Asomkinsky oil fields, the most effective means to remove paraffin deposits from UECN-equipped wells was the 1-M induction heater, which maintained temperature when current was passing through the electrolyte. The drawback of this instrument was that the temperature was created only on its case, and after treating a long interval of paraffin contaminated tubing there was a risk of paraffin recrystallization in the upper part of the tubing string, that could even lead to the geophysical cable being “entrapped”.


Слайд 26

В 2001 году на Приразломном месторождении применялась аппаратура индукционного нагрева скважин марки ИТВ-210. За полгода было сделано более 400 скважино-операций по удалению отложений. Это устройство в настоящее время представляет собой наиболее современный метод по ликвидации АСПО. Принцип работы этого метода основан на нагреве металла токами высокой частоты, в результате чего в месте прохождения шестикилограммового прибора диаметром 42 мм нагреваются стенки НКТ и обсадной колонны. Оценка эффективности применения комплекса аппаратуры индукционного нагрева


Слайд 27

Performance evaluation of the induction heating system The ITV-210 induction heater was used in 2001 at the Prirazlomnoye oil field. For half a year it removed hydrocarbon deposit from over 400 oil wells. At present this instrument is considered to be the latest ASPO-removing technique. The method is based on high-frequency heating of metal, so the passage of the instrument (weighing 6 kg and having 42 mm in diameter) down the tubing string causes heating of the tubing and casing walls.


Слайд 28

Встроенный в корпус прибора термометр обеспечивает индикацию температуры в месте текущего расположения прибора и позволяет оперативно оценить длительность воздействия на АСПО в каждой точке заданного интервала. Отличительной особенностью и преимуществом данного метода от наиболее близких технических решений – нагревательных приборов – является более широкое температурное воздействие за счет нагрева высокочастотным излучением стенок колонн, отстуствие прямого контакта высокотемпературной части прибора с АСПО, воздействие на АСПО, образовавшееся в затрубном пространстве скважин.


Слайд 29

A built-in thermometer provides in-situ temperature indication and quickly determines the duration of the instrument action on the asphaltene-resin-paraffin deposits at every point of the interval. The advantage of this instrument over similar heating designs is its wider temperature action due to the high-frequency heating of the tubing walls, indirect contact of the high-temperature part of the instrument with asphaltene-resin-paraffin deposits, and its action on the deposits that have been formed in the hole clearance.


Слайд 30

Нагрев призабойной зоны индукционным нагревателем Face zone heating by means of induction heater


Слайд 31

Нагрев призабойной зоны ТЭНом Face zone heating by means of electric heater (fire-bar element)


Слайд 32


Слайд 33


Слайд 34

Анализ использования комплекса аппаратуры индукционного нагрева Анализ показал, что дебит скважины, когда ее НКТ очищены от отложений, изменяется в интервале значений от 33 до 14 м3 в сутки с обводненностью продукции 3,5%. Среднестатистическое значение дебита 20 м3 в сутки в режиме работы без отложений и 12,5 м3 в сутки с отложениями в НКТ. Эффективная разница – 7,5 м3 в сутки. За квартальный период работы скважины с отложениями парафина потеря добычи скважинной продукции может составить 600-700 м3, или 2400-2800 м3 в год. Общее падение дебита скважины за период работы на ней аппаратуры индукционного нагрева по графику 2 объясняется тем, что нагнетательная скважина 3152, влияющая на рассматриваемую добывающую снизила приемистость воды с 117 м3/сутки до 42м3/сутки с июня месяца, а нагнетательная скважина 3151 в июле вообще была остановлена.


Слайд 35

Performance analysis of the induction heating system The analysis has shown that the rate of the well, after it has been cleared of deposits, varies over the interval from 33 to 14 m3 per day, the water content being equal to 3,5 %. The average rate value of the well free of deposits is 20 m3, while the average rate of the deposit contaminated well is 12,5 m3, the effective difference being equal to 7,5 m3 per day. Thus, over the period of three months the loss of the product can amount to 600-700 m3 which equals 2400 – 2800 m3 per year. The overall decrease of the well rate (yield) over the period of the well treatment by the high-frequency induction heater, as seen in Chart 2, is explained by the fact that injection well 3152 affecting the well in question has (since June) decreased water pick-up from 117 to 42 m3 per day, and injection well 3151 was stopped in July.


Слайд 36

На графике показана динамика приемистости нагнетательной скважины 3152.


Слайд 37

Оценка экономической эффективности использования аппаратуры индукционного нагрева на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» проведена с учетом следующих предпосылок: действующий фонд добывающих скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», оборудованных УЭЦН – 1222 скв.; средний дебит действующих скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», оборудованных УЭЦН, по жидкости – 48,8 т/сутки; средний дебит действующих скважин ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ», оборудованных УЭЦН, по нефти – 9,4 т/сутки; полная себестоимость добычи нефти ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» в 2005 году – 1402 руб./тонна; сценарные условия используемые в НК ЛУКОЙЛ для расчета эффективности инвестиционных проектов; дифференцированный вероятностный подход, основанный на данных промысловых испытаний на Приразломном месторождении (увеличение дебита на 10%, 20% и 30%). Предварительная оценка экономической эффективности использования аппаратуры индукционного нагрева на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»


Слайд 38

Preliminary cost-effectiveness analysis of the induction heating system used at “LUKOIL-PERM” owned oil fields Preliminary cost-effectiveness analysis of the induction heating system used at “LUKOIL-PERM” oil fields has been performed with the following taken into account: The total number of operating oil production wells (equipped with UECN pumps) owned by “LUKOIL-PERM” is 1222 wells The average rate (yield) of the UECN -equipped operating wells is 48,8 tons per day (total liquid) The average oil production rate of the UECN-equipped operating wells is 9,4 tons per day The total cost of oil production by “LUKOIL-PERM” Ltd in 2005 equals 1402 roubles per ton The scenarios used by LUKOIL to calculate the investment projects efficiency A differentiated probabilistic approach based on the data of the field tests conducted at the Prirazlomnoye oil field (rate increase by 10%, 20% and 30%).


Слайд 39

Сценарные условия и результаты предварительной оценки экономической эффективности использования аппаратуры индукционного нагрева на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ» Результаты расчетов: Результаты расчетов являются предварительными и основываются на вышеперечисленных предпосылках. Для детальной оценки экономической эффективности необходимы более точные данные, основанные на проведенных промысловых испытаниях. Кроме того, регулярное использование аппаратуры индукционного нагрева позволит сократить количество подземных ремонтов скважин, связанных с чисткой лифта и отказаться от ряда промывок горячей нефтью, при этом не останавливая работу скважин.


Слайд 40

Предварительная оценка стоимости работ с использованием аппаратуры индукционного нагрева на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ-ПЕРМЬ»


Слайд 41

Изменение суточной добычи продукции от нарастания толщины АСПО на внутренних стенках НКТ Changing well production rate with the increase of ASPO thickness on the inner walls of the tubing


Слайд 42

Выводы и рекомендации Наиболее эффективными для ликвидации АСПО в скважинах, оборудованных УЭЦН, являются метод индукционного нагрева, использующий токи высокой частоты и нагревательные приборы с нагреванием электролита под действием тока. Отличительной особенностью индукционного метода является возможность ликвидации АСПО из затрубного пространства скважин и прогрев не только стенок НКТ но и стенок эксплуатационной колонны. В целях снижения экологических рисков и «прихватов» оборудования при проведении подземных ремонтов скважин рекомендуется перед подъемом колонны НКТ проводить обработку аппаратурой индукционного нагрева. Использование нагревательных приборов типа ТЭН не рекомендуется из-за возможности образования при воздействии высокой температуры на АСПО нерастворимых веществ.


Слайд 43

Conclusions and recommendations At present the most effective techniques to remove asphaltene-resin-paraffin deposits (ASPO) from oil production wells are high-frequency induction heating systems and heating devices using the principle of electrolyte heating by electric current. The advantage of the induction heating technique is its ability to remove ASPO from hole clearances and to heat not only the walls of the tubing but also of the casing string. In order to minimize ecological harm and avoid equipment “entrapping ” during underground well repairs it is advisable to treat the tubing string by induction heating prior to its lifting. The use of electric heaters is not advisable because of the risk of the formation of insoluble compounds as a result of the effect of high temperature on ASPO.


Слайд 44


Слайд 45

Report by “Pravdinskneft” (UGANSKNEFTEGAS oil and gas production department) on the works carried out by PKF “UPNS”, Ltd PKF “UPNS”, Ltd provided GPO (hydrate-paraffin deposits) removing services to “Pravdinskneft” from April, 2001 to June, 2002. The deposits were removed by means of the ITV-210 well induction heater. During this period as many as 969 oil production wells at the Prirazlomnoye and Priobskoye oil fields were treated. “Pravdinskheft” is fully satisfied with the contractor’s work. The method used appears to be one of the latest and cost effective ASPO-removing techniques.


×

HTML:





Ссылка: