Патент на изобретение №2209933
|
||||||||||||||||||||||||||
(54) СПОСОБ ПРЕДОТВРАЩЕНИЯ ЗАМЕРЗАНИЯ УСТЬЯ НАГНЕТАТЕЛЬНОЙ СКВАЖИНЫ
(57) Реферат: Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины при вынужденных остановках закачки жидкости. Способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), включает сообщение водовода с межтрубным пространством скважины через клапан коленообразного трубопровода. Работает клапан коленообразного трубопровода на закрытие со стороны нагнетания жидкости в скважину. Водовод сообщают с межтрубным пространством скважины в подземной его части ниже уровня сезонного замерзания грунта. В скважинах с высоким пластовым давлением полость НКТ дополнительно сообщают с затрубным пространством через клапан аналогичного действия. Этот клапан устанавливают на наружной поверхности НКТ также ниже уровня сезонного замерзания грунта. Использование способа исключает необходимость в теплоизоляции устья скважины. 1 ил. Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к способам предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины при вынужденных остановках его работы, например в случае аварийного прекращения закачки жидкости или при циклических закачках ее в пласт. Известен способ предотвращения замерзание устья нагнетательной скважины и устройство для его осуществления [1]. Известный способ включает подачу теплоносителя к устью нагнетательной скважины после предварительного накопления тепла в грунте от нагнетаемой жидкости с последующей циркуляцией воды за счет сил конвекции при прекращении закачки воды. Недостатком способа является то, что при небольших положительных температурах (+ 4oС) конвективный перенос тепла прекращается, и устье скважины при прекращении закачки жидкости замерзает в течение 3 -5 суток, см. также [2] , где отмечается, что при температуре + 4oС и ниже перенос тепла невозможен по физическим причинам. Известен способ того же назначения [3], предусматривающий теплоизоляцию устья нагнетательной скважины, при этом в качестве источника тепла используют конвективный перенос тепла. Кроме того, дополнительно теплоизолируют кондуктор и направление конструкции нагнетательной скважины и подходящий к скважине подземный трубопровод водовода. Этому способу присущи те же недостатки, что и вышеотмеченным аналогам. Кроме того, он сложный в осуществлении, требует дополнительно водоотталкивающей оболочки, что приводит к удорожанию теплоизоляционных работ. Недостатки известных способов [1 – 3] частично устранены в способе [4] того же назначения, предусматривающем накопление энергии за счет частичного преобразования механической энергии потока закачиваемой воды в электрическую для последующей принудительной циркуляции воды в устьевом оборудовании, с использованием накопленной энергии. Этот способ также не лишен недостатков. Он сложен в осуществлении и не технологичен, а самое главное из-за небольшой скорости потока нагнетаемой жидкости в скважину накапливать в аккумуляторах достаточное количество электроэнергии не представляется возможным. Известно оборудование устья нагнетательной скважины со спущенной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ) [5], в полном описании которого имеется способ предотвращения замерзания жидкости устья нагнетательной скважины, включающий сообщение водовода с межтрубным пространством скважины через клапан коленообразного трубопровода, работающий на закрытие со стороны нагнетания жидкости в скважину [прототип]. Известный способ требует сложной системы оборудования, предусматривающий регулирование прижимного усилия на шаровой клапан, доступ к которому затруднен и связан с остановкой работы скважины, а сброс жидкости в затрубное пространство происходит только из горизонтальной части водовода, а вертикальная часть водовода остается заполненной водой и замерзает в течение дня, следовательно, данный способ не полностью решает проблему. Кроме того, при небольших давлениях газа в затрубном пространстве имеется опасность несрабатывания клапана, а также не исключена опасность примерзания шарика к седлу клапана, так как клапан расположен вне зоны теплового потока жидкости. Задачей настоящего изобретения является создание способа, обеспечивающего возможность при длительных остановках работы скважины надежно предотвратить замерзание устья скважины, а также снижение материальных и трудовых затрат при этом. Поставленная задача решается описываемым способом, включающим сообщение водовода с межтрубным пространством скважины через клапан коленообразного трубопровода, работающий на закрытие со стороны нагнетания жидкости в скважину. Новым является то, что сообщение водовода с межтрубным пространством скважины осуществляют в подземной его части ниже уровня сезонного замерзания грунта, а полость НКТ в скважинах с высоким пластовым давлением дополнительно сообщают и с затрубным пространством через клапан аналогичного действия, что и клапан коленообразного трубопровода, устанавливаемый на наружной поверхности НКТ, также ниже уровня сезонного замерзания грунта. Предварительные исследования по доступной патентной, а также научно-технической литературе по патентному фонду института “ТатНИПИнефть” показали, что вышеприведенная совокупность существенных признаков предложения является новой, и ранее не использовалась на практике, что позволяет сделать заключение о соответствии технического решения критериям “новизна” и “изобретательский уровень”, а его промышленную применимость считаем целесообразной, что вытекает из полного его описания. Приведенный чертеж поясняет суть изобретения. На чертеже изображены устье нагнетательной скважины, оборудованной колонной НКТ, и связанные с ней наземная и подземные части водовода, а также схематично изображены клапаны, один из которых помещен в коленообразном трубопроводе, соединяющем подземную часть водовода ниже уровня замерзания грунта с межтрубным пространством, а другой – на наружной стенке колонны НКТ, также ниже уровня замерзания грунта, сообщающий полость НКТ с затрубным пространством. Устье нагнетательной скважины 1, оборудованное колонной насосно-компрессорных труб 2, содержит наземную часть водовода 3, сообщенную с наземной частью НКТ, и запорные арматуры 4 и 5. Способ осуществляют в следующей последовательности. Перед нагнетанием жидкости в скважину 1 (см. фиг. 1) подземную часть 6 водовода 3 сообщают с затрубным пространством скважины с помощью коленообразного трубопровода 7, в вертикальной части которого размещают клапан 8, работающий на закрытие со стороны нагнетания жидкости, расположив его ниже линии сезонного промерзания грунта 9. В качестве такого клапана может служить, например, подпружиненный клапан тарельчатого типа. В скважинах с высоким пластовым давлением после вынужденной остановки их работы возможен излив закачиваемой жидкости, что создает опасность замерзания колонны НКТ после прекращения излива. Такие скважины, хотя встречаются редко, однако при их наличии необходимо поступить так же, как по вышеописанной схеме, дополнительно сообщив полость НКТ ниже линии замерзания грунта через клапан 12, устанавливаемый на его наружной поверхности, с затрубным пространством. Клапан 12 так же, как и клапан 8, работает в сторону закрытия со стороны нагнетания жидкости. Таким образом, при нагнетании жидкости в скважину под действием давления жидкости клапаны 8 и 12, преодолевая силу расжатия возвратной пружины 13, закрываются и скважина работает в обычном режиме. В случае аварийной остановки работы скважины или при циклической закачке жидкости в скважину оба клапана 8 и 12 одновременно открываются под действием силы сжатия пружины 13. При этом жидкость, находящаяся в наземной части НКТ, через отверстие 11 и открытый клапан 12 сливается в затрубное пространство 14, а жидкость, находящаяся в наземной части водовода через клапан 8, аналогично клапану 12, сливается в межтрубное пространство, образованное направлением и кондуктором скважины. Направление и кондуктор из-за простоты на чертеже не изображены. Таким образом, заявляемый способ надежно предотвращает замерзание устья нагнетательной скважины, поскольку вся жидкость находящаяся в зоне ее замерзания отсутствует. Технико-экономическое преимущество изобретения заключаются в следующем. Способ технологичен в осуществлении, не требует больших капитальных затрат и сложного оборудования, позволит оптимально разрабатывать нефтяные залежи, поскольку появляется возможность использовать наиболее эффективный способ заводнения, т.е. циклического заводнения пластов, не только в летнее, но и в зимнее время года. При этом отпадает необходимость в теплоизоляционных работах устья скважины, следовательно, при этом обеспечивается сокращение материальных затрат. Использование способа даст ощутимые экономические выгоды в нефтегазодобывающих промыслах, с учетом повышения нефтеоотдачи. ИСТОЧНИКИ ИНФОРМАЦИИ 1. Патент Р.Ф. 2092676, МКИ 6 Е 21 В 36/00, опубл. в Б. И. 28, 1997 г. 2. А. В. Деточенков, А.Л. Михеев, М.М. Волков “Спутник газовика”, М.: Недра, 1978, с.91, табл. 3.11 3. Патент Р.Ф. 2152509, МКИ 7 Е 21 В 36/00, опубл. в 2000 г. 4. Патент Р.Ф. 2160824, МКИ 7 Е 21 В 36/00, опубл. в Б. И. 35, 2000 г. 5. А. с. 1348504, МКИ 4 Е 21 В 43/00, опубл. в Б. И. 87, 1987г. [прототип]. Формула изобретения Способ предотвращения замерзания устья нагнетательной скважины, оборудованной колонной насосно-компрессорных труб (НКТ), включающий сообщение водовода с межтрубным пространством скважины через клапан коленообразного трубопровода, работающий на закрытие со стороны нагнетания жидкости в скважину, отличающийся тем, что сообщение водовода с межтрубным пространством скважины осуществляют в подземной его части ниже уровня сезонного замерзания грунта, а полость НКТ в скважинах с высоким пластовым давлением дополнительно сообщают и с затрубным пространством через клапан аналогичного действия, что и клапан коленообразного трубопровода, устанавливаемый на наружной поверхности НКТ также ниже уровня сезонного замерзания грунта. РИСУНКИ
MM4A – Досрочное прекращение действия патента СССР или патента Российской Федерации на изобретение из-за неуплаты в установленный срок пошлины за поддержание патента в силе
Дата прекращения действия патента: 29.11.2007
Извещение опубликовано: 27.06.2009 БИ: 18/2009
|
||||||||||||||||||||||||||
