СЕГМЕНТ ОБСАДНОГО ХВОСТОВИКА ДЛЯ ОБОГАЩЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ И СПОСОБ ОБОГАЩЕНИЯ УГЛЕВОДОРОДОВ
SEGMENT OF WELL LINER FOR HYDROCARBONS ENRICHMENT AND METHOD OF HYDROCARBONS ENRICHMENT

Область применения изобретения
Настоящее изобретение в общем имеет отношение к горизонтальным обсадным хвостовикам, а более конкретно к сегментам обсадного хвостовика, который позволяет производить in situ (на месте) обогащение углеводородов во время добычи из подземного коллектора, а также имеет отношение к способу их изготовления и к способу in situ обогащения и добычи с использованием горизонтальных сегментов обсадного хвостовика.
Предпосылки к созданию изобретения и известный уровень техники
Катализатор обогащения нефти, такой как стандартный катализатор гидрообработки/HDS типа Ketjenefine™ (товарный знак фирмы Akzo Chemie Nederaland bv Amsterdam для катализатора гидрообработки) 742-1, 3AQ производства фирмы Akzo Chemie Nederaland bv Amsterdam, уже используют на месторождениях нефти для процессов in situ обогащения углеводорода такого типа, который описан в патенте США 6,412,557.
В частности, в патенте США 6,412,557 описан способ обогащения углеводородов внутри коллектора нефти, за счет размещения такого известного катализатора гидрообработки вокруг внешнего периметра расположенной по центру перфорированной трубы, установленной в горизонтальной ветви горизонтального ствола скважины, для обогащения и добычи нефти из пласта тяжелой (битуминозной) нефти.
В частности, как это можно понять из описанного в патенте США 6,412,557 способа in situ обогащения и из известной методологии, связанной с таким обогащением, бурят скважину с поверхности вниз в заданную зону коллектора нефти нефтяного пласта. Скважина имеет изгиб, так что она становится горизонтальной, когда доходит до заданной зоны коллектора нефти. Горизонтальную секцию скважины типично создают поблизости от самого нижнего базового участка заданной зоны коллектора, причем она идет в боковом направлении вдоль самого нижнего базового участка, образуя горизонтальную скважину, которая типично идет на сотни метров до заданной пятки горизонтальной скважины. Вертикальная секция такой скважины является обсаженной. Если порода коллектора укреплена, то горизонтальную секцию можно оставить открытой и не обсаженной, однако в некоторых случаях перфорированный обсадной хвостовик вводят в горизонтальную секцию, чтобы уменьшить поступление мелкого песка. Если порода коллектора не укреплена, то обязательно нужно установить перфорированный обсадной хвостовик, чтобы избежать полного обрушения скважины. После завершения бурения скважины, металлическую трубу заталкивают в скважину, типично до заданной пятки горизонтальной скважины. Введенную в горизонтальную секцию такую трубу называют 'хвостовиком'. Хвостовик имеет отверстия, размер которых позволяет коллекторным флюидам входить внутрь хвостовика для дальнейшего подъема на поверхность, но исключает поступление песка, который может забивать хвостовик или вызывать затруднения при обработке нефти на поверхности. Отверстиями в хвостовике могут быть узкие щели, и в этом случае хвостовик называют 'хвостовиком с щелевидными отверстиями', или это могут быть узкие отверстия между рядами проволоки, которая намотана вокруг хвостовика, имеющего относительно большие отверстия, и в этом случае хвостовик называют 'песочным фильтром с проволочной обмоткой'. Как хвостовики с щелевидными отверстиями, так и песочные фильтры с проволочной обмоткой обычно широко используют в горизонтальных скважинах. Промежуток между хвостовиком и невозмущенным коллектором является малым, типично в диапазоне 1-2 дюйма, когда хвостовик расположен по центру. Несмотря на то что ствол скважины может быть расширен за счет операций расширения, чтобы иметь большее пространство между хвостовиком и коллектором, следует иметь в виду, что это связано с дополнительными расходами.
Как это описано в известных публикациях, например в патенте США 6,412,557, кольцевое поровое пространство размером 1-2 дюйма, которое существует между не расширенным стволом скважины (типично имеющим диаметр около 12.25 дюйма) и внешним диаметром расположенного по центру обсадного хвостовика (типично составляющим около 9.6 дюйма), заполнено катализатором описанного выше типа или аналогичным катализатором, за счет нагнетания такого катализатора вниз в скважину, в такое поровое пространство. Катализатор позволяет производить обогащение нефти непосредственно до входа в перфорированный обсадной хвостовик, что позволяет повысить текучесть добытой нефти внутри горизонтальной скважины и упростить подъем такой нефти на поверхность.
3
-1
К сожалению, однако, в таком известном способе, так как результирующий вертикальный путь дренированных флюидов (нефти) в перфорированном хвостовике является очень коротким, то время нахождения нефти в поровом пространстве, которое содержит такой катализатор, также является очень коротким, и часовая объемная скорость газа и жидкости ("LHSV") будет очень высокой. В качестве примера можно указать, что для скважины с указанными размерами и с производительностью 100 м в день добытой нефти, имеющей кольцевую зону катализатора 1 дюйм, LHSV составляет около 2670 час и время нахождения составляет только около 11 секунд. Несмотря на то что это короткое время нахождения позволяет производить некоторое обогащение, было бы желательно иметь конструкции размещения катализатора, в которых может быть обеспечено намного большее время нахождения нефти, в течение которого на нее воздействует такой катализатор обогащения.
В связи с изложенным, существует реальная необходимость создания обсадных хвостовиков и усовершенствованного способа обогащения углеводородов на месте (in situ), в месторождении нефти, который позволяет увеличить время воздействия катализатора обогащения на добытую нефть, чтобы за счет этого улучшить текучесть нефти и повысить эффективность добычи из подземных нефтяных пластов, а в частности, из содержащих битуминозные пески пластов.
Краткое изложение изобретения
Настоящее изобретение имеет отношение к конструкциям горизонтальных обсадных хвостовиков, которые позволяют увеличить время воздействия или степень воздействия катализатора обогащения на добытую нефть во время in situ добычи углеводородов, а также имеет отношение к усовершенствованным способам добычи углеводородов с использованием in situ способов добычи углеводородов, в которых предусмотрено использование сегментов обсадного хвостовика, содержащих катализатор, для обогащения нефти во время ее добычи.
В частности, в соответствии с широким вариантом осуществления настоящего изобретения, предлагается сегмент обсадного хвостовика для обогащения углеводородов во время их сбора (накопления), что позволяет улучшить сбор углеводородов из подземного коллектора углеводородов. Такой сегмент обсадного хвостовика имеет первый и второй взаимно противоположные концы и выполнен с возможностью присоединения горизонтальным образом на обоих указанных взаимно противоположных концах к другим удлиненным сегментам обсадного хвостовика, чтобы образовать удлиненный обсадной хвостовик.
Каждый сегмент обсадного хвостовика содержит:
(i) удлиненный по существу полый внешний элемент хвостовика, имеющий продольную ось и содержащий множество отверстий по меньшей мере на верхнем или нижнем участке его периметра, каждое из которых имеет размер, достаточный для протекания через него текучего углеводорода;
(ii) удлиненный по существу полый внутренний элемент хвостовика, концентрически расположенный внутри указанного внешнего элемента хвостовика, вдоль его указанной продольной оси, так что образуется поровое пространство между указанным внутренним элементом хвостовика и указанным внешним элементом хвостовика, также имеющий множество отверстий на верхнем или нижнем участке его периметра, позволяющих втекать частично обогащенному углеводороду из указанного порового пространства внутрь указанного внутреннего элемента хвостовика;
причем указанное поровое пространство выполнено с возможностью заполнения катализатором, чтобы обогащать указанный углеводород и повышать его текучесть, когда указанный углеводород протекает через указанный поровой проход и после этого в указанный внутренний элемент хвостовика через указанные отверстия в нем.
В первом конструктивном варианте, сегмент обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением выполнен с возможностью пропускания внутрь радиального потока добытой нефти. В частности, отверстия во внешнем и внутреннем элементах хвостовика расположены так, что нефть может протекать радиально внутрь через отверстия во внешнем элементе хвостовика в поровое пространство, где такая нефть контактирует с катализатором, и (после этого) продолжает протекать прямо радиально внутрь или, альтернативно, по окружности относительно внутреннего элемента хвостовика и после этого радиально внутрь через радиально совмещенные отверстия во внутреннем элементе хвостовика, и накапливается во внутреннем элементе хвостовика, после чего такую обогащенную нефть откачивают или перемещают соответствующим образом на поверхность (далее такую конфигурацию называют конфигурацией "радиального потока").
2
2
Повышение времени воздействия катализатора за счет использования такой конструкции горизонтального обсадного хвостовика можно оценить математически. Например, в известных технических решениях, как уже было указано здесь выше, внешний диаметр не расширенного горизонтального ствола скважины типично составляет 12.25 дюйма, а диаметр трубы известного обсадного хвостовика с одной трубой составляет около 9.6 дюйма, при толщине стенки обсадного хвостовика.25 дюйма, при этом эффективная длина перемещения нефти через катализатор во внешнем пространстве между горизонтальным стволом скважины и обсадным хвостовиком составляет всего только 1.075 дюйма (то есть {[12.25-2×(.25)-9.6]/2}, и результирующая область поперечного сечения такого пространства составляет [π×(11.75-9.6)/4=36 квадратных дюймов, при условии, что обсадной хвостовик концентрически установлен в стволе скважины.
2
2
В отличие от этого, для внешнего элемента обсадного хвостовика диаметром 9.6 дюйма в соответствии с настоящим изобретением и внутреннего элемента с внешним диаметром 5.0 дюймов, при толщине трубы.25 дюйма, эффективная радиальная длина перемещения нефти через катализатор в полученном поровом пространстве между внешним элементом и внутренним элементом, расположенным по центру внутри такого внешнего элемента, с учетом толщины стальной трубы, увеличивается до 2.0 дюймов (то есть [9.6-2×(.25)-5.0]/2=2.0, и результирующая область поперечного сечения порового пространства, в которое введен катализатор, увеличивается соответственно и составляет: [π(9.6-.25×2)-5.0)/4]=45.4 квадратных дюйма. Если катализатор также введен в поровое пространство между горизонтальным стволом скважины и внешним элементом хвостовика, то эффективная радиальная длина перемещения нефти увеличивается до 3.075 дюйма (то есть 1.075+2.0 дюйма), что почти в 3 раза увеличивает радиальное расстояние прохождения нефти через катализатор и, таким образом, аналогично увеличивает время воздействия катализатора на нефть.
Во втором альтернативном конструктивном варианте обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, который также служит для увеличения времени воздействия катализатора или степени такого воздействия, отверстия расположены во внешнем элементе хвостовика относительно внутреннего элемента хвостовика так, что нефть у одного конца внешнего элемента хвостовика может втекать в поровое пространство, причем после этого такая нефть протекает в боковом направлении вдоль такого порового пространства и втекает в отверстия во внутреннем элементе хвостовика, расположенные поблизости от противоположного конца сегмента обсадного хвостовика, ранее дренирования или протекания нефти во внутренний элемент хвостовика, за счет чего увеличивается время воздействия катализатора на нефть или степень воздействия катализатора, который набит в такое поровое пространство (далее такую конфигурацию называют конфигурацией "бокового потока"). За счет бокового потока значительно увеличивается время нахождения дренированных флюидов в контакте с катализатором. Например, если длина бокового перемещения нефти в поровом проходе между не совмещенными отверстиями внешнего и внутреннего элементов хвостовика составляет 15 дюймов, то время нахождения в конфигурации бокового потока в соответствии с настоящим изобретением будет более чем в 10 раз больше, чем в известной конфигурации радиального потока, при одинаковых объемных расходах флюида, когда эффективная длина перемещения нефти через катализатор составляет только 1.075 дюйма. Несмотря на то что желательно сделать щелевидные сегменты короче, это должно быть сбалансировано, для увеличения времени нахождения, ожидаемым снижением объемных расходов, так как меньше щелей на внешнем элементе хвостовика будут открыты в коллектор.
Таким образом, в таком втором альтернативном конструктивном варианте обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, отверстия в указанном внешнем элементе расположены поблизости от первого конца взаимно противоположных концов сегмента обсадного хвостовика, а отверстия во внутреннем элементе расположены поблизости от противоположного второго конца сегмента обсадного хвостовика.
Специфическое расположение таких отверстий соответственно во внутреннем и внешнем элементах хвостовика, а именно расположение отверстий во внешнем элементе поблизости от его указанного первого конца, позволяет указанному углеводороду входить в поровое пространство и после этого протекать продольно вдоль сегмента обсадного хвостовика и внутри указанного порового пространства в направлении указанного второго конца, при одновременном контактировании с указанным катализатором, что приводит к обогащению, и после этого проходить в указанный внутренний элемент через отверстия в указанном внутреннем элементе поблизости от указанного второго конца, чтобы накапливаться в указанном внутреннем элементе указанного сегмента обсадного хвостовика.
Альтернативно, может быть предусмотрено такое расположение отверстий, которое позволяет комбинировать конфигурацию "бокового потока" и конфигурацию "радиального потока".
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения, на одном конце сегмента обсадного хвостовика, внешний элемент хвостовика прикреплен к внутреннему элементу хвостовика, а на другом конце, внешний элемент хвостовика установлен с возможностью скольжения относительно внутреннего элемента хвостовика (как это описано далее более подробно для различных возможных конфигураций), так чтобы обеспечивать возможность некоторого продольного перемещения внутреннего элемента хвостовика относительно внешнего элемента хвостовика, чтобы исключить коробление или перенапряжение внешнего или внутреннего элементов хвостовика за счет различного теплового расширения внутреннего и внешнего элементов хвостовика, что в противном случае могло бы возникать в in situ способах добычи, в которых используют сегменты обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением.
Таким образом, в соответствии с одним предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения, внутренний элемент хвостовика расположен по центру во внешнем элементе хвостовика, что обеспечено за счет кольца на одном конце, приваренного к внешней поверхности внутреннего элемента хвостовика и к внутренней поверхности внешнего элемента хвостовика. На противоположном конце, внутренний элемент хвостовика концентрически расположен внутри внешнего элемента хвостовика за счет двух концентрических колец, первое из которых приварено к внутренней поверхности внешнего элемента хвостовика, а второе установлено снаружи от внутреннего элемента хвостовика, причем указанные концентрические кольца позволяют тепловое расширение внутреннего элемента хвостовика относительно внешнего элемента хвостовика, если различный нагрев внутреннего и внешнего элементов хвостовика происходит во время использования. Как указанное одно кольцо, так и концентрические кольца позволяют удерживать катализатор внутри поровой области между внутренним и внешним элементами хвостовика.
В альтернативной конфигурации предусмотрено средство скользящего соединения внутреннего элемента хвостовика с внешним элементом хвостовика, у соответствующего конца каждого внутреннего и внешнего элементов хвостовика, чтобы исключить смещение внутреннего элемента хвостовика из внешнего элемента хвостовика, но одновременно позволить некоторое продольное перемещение со скольжением у одного конца внутреннего элемента хвостовика относительно внешнего элемента хвостовика. Более конкретно, предусмотрено средство скользящего соединения указанного внутреннего элемента хвостовика с указанным внешним элементом хвостовика у одного конца, которое содержит первый кольцевой элемент, прочно прикрепленный к указанному внешнему элементу хвостовика, который дополнительно имеет скользящий контакт с указанным внутренним элементом хвостовика, так что возможно продольное перемещение со скольжением указанного внутреннего элемента хвостовика относительно внешнего элемента хвостовика. Альтернативно, средство соединения указанного внутреннего элемента хвостовика с указанным внешним элементом хвостовика содержит первый кольцевой элемент, прочно прикрепленный к указанному внутреннему элементу хвостовика, который имеет скользящий контакт с указанным внешним элементом хвостовика, так что возможно продольное перемещение со скольжением указанного внутреннего элемента хвостовика относительно внешнего элемента хвостовика.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения, средство соединения указанного внутреннего элемента хвостовика с указанным внешним элементом хвостовика содержит пару первого и второго кольцевых элементов, расположенных поблизости от одного конца указанного сегмента обсадного хвостовика, причем указанный первый кольцевой элемент прочно прикреплен к указанному внутреннему внешнему элементу хвостовика, а указанный второй кольцевой элемент прочно прикреплен к внешнему элементу хвостовика, при этом указанные первый и второй кольцевые элементы имеют скользящее зацепление друг с другом, так что они позволяют продольное перемещение объединенных внутреннего и внешнего элементов хвостовика друг относительно друга.
В соответствии с другим аспектом настоящего изобретения, предлагается in situ способ обогащения углеводородов, при сборе указанных углеводородов из подземного коллектора углеводородов.
Такой усовершенствованный in situ способ в соответствии с настоящим изобретением включает в себя следующие операции:
(i) использование по меньшей мере одной эксплуатационной скважины, имеющей по существу горизонтальную ветвь и соединенную с ней по существу вертикальную эксплуатационную скважину, причем по существу горизонтальная ветвь имеет участок носка в окрестности ее соединения с вертикальной эксплуатационной скважиной и участок пятки у противоположного конца горизонтальной ветви, причем указанная горизонтальная ветвь указанной эксплуатационной скважины расположена в нижней части указанного коллектора углеводородов;
(ii) использование по меньшей мере одной нагнетательной скважины, для нагнетания окисляющего газа в указанный коллектор углеводородов;
(iii) соединение вместе множества удлиненных сегментов обсадного хвостовика, флюидно связанных друг с другом, чтобы образовать горизонтальный обсадной хвостовик внутри указанной горизонтальной ветви, причем каждый из указанных сегментов обсадного хвостовика имеет следующие элементы:
(a) удлиненный по существу полый внешний элемент хвостовика, имеющий продольную ось и содержащий множество отверстий на верхнем участке его периметра, каждое из которых имеет размер, достаточный для протекания через него текучего углеводорода;
(b) удлиненный по существу полый внутренний элемент хвостовика, концентрически расположенный внутри указанного внешнего элемента хвостовика, вдоль его указанной продольной оси, так что образуется поровое пространство между указанным внутренним элементом хвостовика и указанным внешним элементом хвостовика, также имеющий множество отверстий на верхнем участке его периметра, позволяющих втекать частично обогащенному углеводороду из указанного порового пространства внутрь указанного внутреннего элемента хвостовика; причем
(c) указанное поровое пространство заполнено катализатором, чтобы обогащать указанный углеводород и повышать его текучесть, когда указанный углеводород протекает через указанный поровой проход и после этого в указанный внутренний элемент хвостовика через указанные отверстия в нем;
(iv) нагнетание окисляющего газа через нагнетательную скважину, чтобы провести in situ сжигание и за счет этого получить газообразные продукты сгорания (горючие газы), которые постепенно перемещаются вперед в виде фронта, по существу перпендикулярно к горизонтальной ветви, в направлении от участка пятки к участку носка горизонтальной ветви, причем флюиды дренируют в горизонтальный обсадной хвостовик внутри указанной горизонтальной ветви и в указанное поровое пространство, заполненное катализатором, контактируют с указанным катализатором и за счет этого становятся обогащенными; и
(v) добыча указанных частично обогащенных углеводородов, которые втекают в указанный внутренний элемент хвостовика внутри каждого указанного сегмента указанного горизонтального обсадного хвостовика.
Предусмотрено введение в поровое пространство катализатора, который представляет собой катализатор обогащения углеводородов, выбранный из группы, в которую входят:
(i) гранулированные катализаторы; и/или
(ii) зернистые катализаторы, причем такой катализатор имеет размер гранул (зерен), достаточный для того, чтобы по существу предотвратить их прохождение через любое из указанных отверстий в указанных внешнем или внутреннем элементах хвостовиках, так чтобы по существу предотвратить потерю указанного катализатора после введения указанного катализатора в указанное поровое пространство.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения, катализатор обогащения нефти представляет катализатор гидродесульфуризации, а предпочтительнее, катализатор гидрообработки/HDS типа Ketjenefine™ 742-1, 3AQ производства фирмы Akzo Chemie Nederaland bv Amsterdam.
В соответствии с еще одним аспектом настоящего изобретения, предлагается способ изготовления сегмента обсадного хвостовика, имеющего внешний элемент хвостовика и внутренний элемент хвостовика, расположенный внутри указанного внешнего элемента хвостовика, который включает в себя следующие операции:
(i) сварка по меньшей мере одного кольцевого уплотнителя по меньшей мере с одним из указанных внутреннего и внешнего элементов хвостовика, поблизости от одного его конца;
(ii) ведение указанного внутреннего элемента хвостовика внутрь указанного внешнего элемента хвостовика; и
(iii) ведение гранул катализатора в поровое пространство, созданное между указанным внутренним элементом хвостовика и указанным внешним элементом хвостовика.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения, такой способ включает в себя следующую дополнительную операцию:
(iv) ведение кольцевого элемента между указанными внутренним и внешним элементами хвостовика у конца каждого противоположного указанного кольцевого уплотнителя, чтобы за счет этого капсулировать указанные гранулы катализатора внутри указанного порового пространства между указанным кольцевым уплотнителем и указанным кольцевым элементом.
Указанные ранее и другие характеристики и преимущества изобретения будут более ясны из последующего детального описания различных не ограничительных вариантов осуществления изобретения, приведенного со ссылкой на сопроводительные чертежи.
Краткое описание чертежей
На фиг.1 схематично показана система каталитического обогащения нефти с использованием сегментов обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, которую используют в применениях in situ добычи нефти.
На фиг.2 показан вид в перспективе сегмента обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением.
На фиг.3 показан разрез по линии А-А фиг.2 первого конструктивного варианта обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, а именно, показан разрез сегмента обсадного хвостовика так называемой конфигурации "радиального потока".
На фиг.4а показан разрез по линии В-В фиг.2 сегмента обсадного хвостовика, показанного на фиг.2.
На фиг.4b показан вид сегмента обсадного хвостовика, аналогичный показанному на фиг.4а, где показана модификация совмещения отверстий каждого из внешних элементов хвостовика и каждого из внутренних элементов хвостовика, так чтобы обеспечить более значительный радиальный поток и увеличить время воздействия катализатора в поровой области (в поровом пространстве) между внешним и внутренним элементами хвостовика.
На фиг.5 показано сечение пары флюидно связанных сегментов обсадного хвостовика, показанного на фиг.3, где можно видеть, как такая пара сегментов обсадного хвостовика соединена вместе и как нефть направляют через катализатор, содержащийся в поровом пространстве, для так называемой конфигурации радиального потока.
На фиг.6 показано сечение альтернативного конструктивного варианта обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, а именно показан сегмент обсадного хвостовика так называемой конфигурации "бокового потока".
На фиг.7 показано сечение пары флюидно связанных сегментов обсадного хвостовика, показанного на фиг.6, где можно видеть, как такая пара сегментов обсадного хвостовика соединена вместе и как нефть направляют через катализатор, содержащийся в поровом пространстве, для так называемой конфигурации бокового потока.
На фиг.8 показано поперечное сечение сегмента обсадного хвостовика так называемой конфигурации "радиального потока", причем в показанном конструктивном варианте предусмотрено особое средство у противоположных концов внутреннего элемента обсадного хвостовика, обеспечивающее прямую флюидную связь одного внутреннего элемента обсадного хвостовика с другим.
На фиг.9 показано сечение пары флюидно связанных сегментов обсадного хвостовика, показанного на фиг.8, где можно видеть, как такая пара сегментов обсадного хвостовика соединена вместе и как нефть направляют через катализатор, содержащийся в поровом пространстве, для так называемой конфигурации радиального потока.
На фиг.10 показано сечение сегмента обсадного хвостовика так называемой конфигурации "бокового потока", причем в показанном конструктивном варианте предусмотрено другое средство у противоположных концов внутреннего элемента обсадного хвостовика, обеспечивающее прямую флюидную связь одного внутреннего элемента обсадного хвостовика с другим.
На фиг.11 показано поперечное сечение пары флюидно связанных сегментов обсадного хвостовика, показанного на фиг.10, где можно видеть, как такая пара сегментов обсадного хвостовика соединена вместе и как нефть направляют через катализатор, содержащийся в поровом пространстве, для так называемой конфигурации бокового потока.
На фиг.12 показано сечение сегмента обсадного хвостовика так называемой конфигурации "бокового потока", но по сравнению с вариантом, показанным на фиг.10, введено изменение, за счет которого внутренний элемент обсадного хвостовика может быть концентрически расположен внутри внешнего элемента хвостовика, за счет использования кольцевого уплотнителя.
На фиг.13 показано сечение сегмента обсадного хвостовика так называемой конфигурации "бокового потока", но по сравнению с вариантом, показанным на фиг.10 и 12, введено другое изменение, за счет которого внутренний элемент обсадного хвостовика может быть концентрически расположен внутри внешнего элемента хвостовика, за счет использования кольцевого уплотнителя.
Подробное описание предпочтительных вариантов осуществления изобретения
На фиг.1 схематично показана усовершенствованная система 2 in situ добычи углеводородов из содержащего углеводороды пласта 1, с использованием множества удлиненных сегментов 10 обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, расположенных внутри горизонтального ствола скважины 3.
Такая система 2 добычи углеводородов позволяет направлять углеводороды, а в частности, вязкую нефть 15, которую, при работе такой системы 2 добычи углеводородов, извлекают из содержащего углеводороды пласта 1 и направляют через набитое катализатором поровое пространство 12 внутри каждого сегмента 10 обсадного хвостовика, для последующего подъема на поверхность 13.
Показаны множество сегментов 10 обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, каждый из которых имеет резьбовое соединение с соседними другими сегментами 10 обсадного хвостовика, чтобы образовать обсадной хвостовик 6, такой как показанный на фиг.1, для использования в способах in situ добычи углеводородов.
При работе системы, нефть 15, которая нагрета при помощи in situ процессов сжигания или, альтернативно, при помощи гравитационного режима пласта с содействием пара (SAGD), и которая вытекает из такого содержащего углеводороды пласта 1, обогащается при проходе в сегменты 10 обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, и после этого более легко протекает внутри обсадного хвостовика 6 и затем доставляется к поверхности 13 скважины.
На фиг.1-13 показаны сегменты 10 обсадного хвостовика, каждый из которых содержит щелевидный внешний элемент 20 хвостовика или внешний элемент 20 хвостовика с проволочной обмоткой, типично имеющий внешний диаметр около 9.6 дюйма. Такой внешний элемент 20 хвостовика находится в контакте (в частности, вдоль нижнего участка его внешнего периметра) с внутренним диаметром не расширенного горизонтального ствола скважины 3, как это показано на фиг.1, причем последний типично имеет диаметр около 12.2 дюйма, так что поровое пространство 24 может быть образовано между внешним элементом 20 обсадного хвостовика и горизонтальным стволом скважины 3.
Предусмотрен щелевидный внутренний элемент 22 хвостовика или внутренний элемент 22 хвостовика с проволочной обмоткой, концентрически расположенный внутри внешнего элемента 20 хвостовика, чтобы образовать поровое пространство 12, причем такой внутренний элемент 22 хвостовика имеет внутренний объем/область 80 для сбора обогащенного углеводорода и создания условий для его подъема на поверхность 13 при помощи процесса откачки или другого процесса перемещения.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения, каждый внешний элемент 20 хвостовика и внутренний элемент 22 хвостовика сегмента 10 обсадного хвостовика представляет собой цилиндрический удлиненный элемент, который может быть введен в цилиндрический горизонтальный ствол скважины 3, как это показано на фиг.1. Поровое пространство 12, которое образовано между внутренним диаметром внешнего элемента 20 хвостовика и внешним диаметром внутреннего элемента 22 хвостовика, представляет собой кольцевое поровое пространство 12, как это лучше всего показано на фиг.4а и 4b.
На фиг.2 показан вид в перспективе предпочтительного конструктивного варианта сегмента 10 обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, который имеет на своем первом конце 60а охватываемый резьбовой участок 61 (преимущественно стандартную трубную резьбу NPT (стандартная американская резьба)) для резьбового соединения с противоположным концом 60b соседнего сегмента 10 обсадного хвостовика, причем этот противоположный конец 60b имеет внутренний охватывающий резьбовой участок 61, как это показано на фиг.5, 7 и 9.
В соответствии с предпочтительным вариантом осуществления настоящего изобретения, как это лучше всего показано на фиг.2, внешний элемент 20 изготовлен из катаной стали толщиной 0.25 дюйма и имеет внешний диаметр около 10 дюймов. Отверстия 31 во внешнем элементе 20 представляют собой множество щелей, каждая из которых имеет ширину меньше размера гранул катализатора 40, чтобы исключить выход гранул такого катализатора 40 из порового пространства 12, причем ширина щелей является достаточно малой, чтобы по существу исключить поступление песка и других отходов, таких как буровой шлам, во внешний элемент 20, однако достаточно большой, чтобы позволить вводить текучие углеводороды.
Таким образом, ширина таких отверстий/щелей 31 лежит в диапазоне от.005 до 0.025 дюйма (от 0.128 до 0.625 мм), а длина типично составляет от 6 до 8 дюймов, причем около 50 таких отверстий/щелей 31 равномерно распределены по периметру внешнего элемента 20. Само собой разумеется, что могут быть использованы другое распределение отверстий и щели другой длины, которые позволяют максимально повысить введение углеводородов и исключить, в разумных пределах, поступление песка и других отходов во внешний элемент 20.
В первом конструктивном варианте, который показан на фиг.2 и 4а, отверстия/щели 31 равномерно распределены по периметру внешнего элемента 22. Аналогично, отверстия/щели 41 равномерно распределены по периметру внутреннего элемента 22. Отверстия/щели 41 типично имеют больший размер, чем отверстия/щели 31, так как они не должны "фильтровать" песок из вязкой нефти 15, поступающей во внутренний элемент 22. Таким образом, вязкая нефть 15 прямо (непосредственно) протекает радиально внутрь через катализатор 40 в поровое пространство 12 во внутренней области 80 внутреннего элемента 22, как это показано на фиг.4а.
Альтернативно, как это показано на фиг.4b, отверстия/щели 31 во внешнем элементе 20 могут быть расположены только на верхнем участке внешнего элемента 20, а отверстия/щели 41 во внутреннем элементе 22 могут быть расположены на его нижнем участке. Возможно также и инверсное расположение. В любой из указанных альтернативных конфигураций, вязкая нефть 15, как это показано на фиг.4b, обязательно будет проходить по окружности некоторое расстояние в поровом пространстве 12, за счет чего создается большее время воздействия катализатора 40 в поровом пространстве 12, в результате чего улучшается обогащение такой вязкой нефти 15.
На фиг.3 показан разрез по линии А-А фиг.2 сегмента 10 обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, где можно видеть первый вариант сегмента 10 обсадного хвостовика, а именно сегмент так называемой конфигурации "радиального потока". На фиг.5 показаны множества таких сегментов 10 обсадного хвостовика так называемой конфигурации "радиального потока", причем все соседние внешние элементы 20 имеют резьбовое соединение друг с другом на противоположных концах 60а, 60b и образуют горизонтальный обсадной хвостовик 6. Как это лучше всего показано на фиг.4а, 4b и на фиг.5, при конфигурации "радиального потока", вязкая нефть 15 из содержащего углеводороды пласта 1 втекает радиально внутрь через отверстия/щели 31 во внешнем элементе 20, и затем протекает радиально внутрь через катализатор 40, набитый в поровое пространство 12, при этом такая вязкая нефть 15 по меньшей мере частично обогащается, и затем протекает радиально внутрь через отверстия 41 во внутреннем элементе 22 во внутреннюю область 80, после чего такую обогащенную нефть поднимают на поверхность 13.
Сегмент 10 обсадного хвостовика при конфигурации "радиального потока", показанный на фиг.3 и 5, позволяет нефти 15 протекать в радиальном направлении, перпендикулярно к продольной оси 30 такого сегмента 10 обсадного хвостовика, как это показано стрелками на фиг.5. Как это показано на фиг.3, 4а и 5, отверстия 31, которые предусмотрены на верхнем участке 25 внешнего элемента 20 хвостовика, позволяют нефти 15 втекать в поровое пространство 12.
Поровое пространство 12 типично набивают во время изготовления такого сегмента 10 обсадного хвостовика катализатором 40 обогащения углеводорода. Одним таким катализатором 40 обогащения углеводорода, который подходит для использования в соответствии с настоящим изобретением, является стандартный катализатор гидрообработки/HDS типа Ketjenefine™ 742-1, 3AQ, выпускаемый фирмой Akzo Chemie Nederaland bv Amsterdam.
Преимущественно, катализатор 40 обогащения углеводорода, который вводят в такое поровое пространство 12 во время изготовления такого сегмента 10 обсадного хвостовика, является гранулированным и имеет номинальный размер гранул больше размера отверстий 31, чтобы исключить потерю катализатора из порового пространства 12 через отверстия 31.
На фиг.6 показана альтернативная конфигурация сегмента 10 обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, приспособленная для бокового потока нефти 15 в поровое пространство 12, чтобы повысить степень и продолжительность контактирования нефти 15 с катализатором 40 обогащения. Такую альтернативную конфигурацию сегмента обсадного хвостовика далее называют конфигурацией "бокового потока". На фиг.7 показаны множество сегментов 10 обсадного хвостовика с конфигурацией "бокового потока", которые имеют резьбовое соединение друг с другом у взаимно противоположных концов 60а, 60b, чтобы образовать обсадной хвостовик 6. Как это показано стрелками на фиг.1 и 7, вязкая нефть из пласта 1, во время процесса добычи углеводородов (такого как in situ процесс сжигания, описанный в патенте США 6,412,557 или в заявке №20080066907 от 20 марта 2008 г.), которую дренируют из пласта 1, втекает в отверстия/щели 31 во внешних элементах, поблизости от конца 60а, и поступает в поровое пространство 12. После этого нефть 15 протекает в боковом направлении внутри такого порового пространства 12, в направлении стрелок, пока не доходит, на противоположном конце 60b сегмента 10 обсадного хвостовика, до отверстий 41 во внутреннем элементе 22 хвостовика, после чего нефть 15 втекает во внутреннее пространство 80 внутреннего элемента 22, и после этого ее поднимают, обычно за счет откачки, на поверхность 13. Этот процесс повторяется в каждом сегменте обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, когда множество сегментов 10 обсадного хвостовика введены в горизонтальный ствол 3 скважины.
В вариантах сегментов 10 обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, с конфигурацией как "радиального потока", так и "бокового потока", как это лучше всего показано соответственно на фиг.3 и 5, и на фиг.6 и 7, внутренние элементы 22 могут быть концентрически расположены внутри внешних элементов 20, и прикреплены к их одному концу 60b через конический кольцевой элемент 68, который прикреплен к каждому из внешних и внутренних элементов 20, 22 при помощи кольцевой сварки 72. Как это описано далее более подробно, конический кольцевой элемент 68 служит не только для концентрической установки и крепления внутреннего элемента 22 к внешнему элементу 20 на одном его конце, причем такой конический кольцевой элемент 68 обеспечивает также удержание катализатора 40 в поровом пространстве 12.
Аналогично, на противоположном конце 60а сегмента 10 обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, с конфигурацией как "радиального потока", так и "бокового потока", как это лучше всего показано соответственно на фиг.3 и 5, и на фиг.6 и 7, предусмотрено преимущественно скользящее уплотнение 52. Это скользящее уплотнение 52 обеспечивает изменение расстояния между внутренним элементом 22 и внешним элементом 20 за счет теплового расширения. Это скользящее уплотнение 52 может иметь различные формы и конфигурации, что известно специалистам в данной области.
В первом конструктивном варианте, как это показано на фиг.3 и 5-11, такое скользящее уплотнение 52 содержит первый (внешний) кольцевой элемент 50, жестко прикрепленный при помощи кольцевого сварного шва 72 к внешнему элементу 20 хвостовика, и второй (внутренний) кольцевой элемент 54, также жестко прикрепленный при помощи другого кольцевого сварного шва к внутреннему элементу 22, причем указанные кольцевые элементы 50, 54 вместе обеспечивают концентрическую установку внутреннего элемента 22 хвостовика во внешнем элементе 20 хвостовика.
Во втором конструктивном варианте, первое исполнение которого показано на фиг.12, скользящее уплотнение 52 содержит только один (внешний) кольцевой элемент 50, жестко прикрепленный к указанному внешнему элементу 20 хвостовика, как это показано на фиг.12, что позволяет не только продольное (тепловое) расширение указанного внутреннего элемента 22 хвостовика относительно указанного внешнего элемента 20 хвостовика, но и обеспечивает также некоторый (радиальный) зазор 55, позволяющий некоторое тепловое расширение в радиальном направлении. Во втором исполнении, показанном на фиг.13, скользящее уплотнение 52 содержит только один (внутренний) кольцевой элемент 54, жестко прикрепленный к внутреннему элементу 22 хвостовика при помощи кольцевого сварного шва 72, что позволяет не только продольное (тепловое) расширение/сжатие указанного внутреннего элемента 22 хвостовика относительно указанного внешнего элемента 20 хвостовика, но и обеспечивает также некоторый радиальный зазор 55, позволяющий некоторое тепловое расширение в радиальном направлении. Важно, что, во всех конфигурациях, скользящее уплотнение 52 позволяет не только концентрически установить внутренний элемент 22 хвостовика внутри внешнего элемента 20 хвостовика, но и одновременно обеспечивает также продольное перемещение со скольжением внутреннего элемента 22 хвостовика относительно внешнего элемента 20 хвостовика, чтобы учитывать различное тепловое расширение внешнего элемента 20 хвостовика относительно внутреннего элемента 22 хвостовика, которое происходит во время процессов нагревания для сбора нефти из коллекторов углеводородов, в том числе при использовании in situ способов добычи углеводородов.
В конструктивных вариантах, показанных на фиг.3 и 5-7, как уже было указано здесь выше, конический кольцевой элемент 68 может быть прикреплен к каждому из внешнего и внутреннего элементов 20, 22 при помощи соответствующего кольцевого сварного шва 72, чтобы концентрически установить внутренний элемент 22 хвостовика внутри внешнего элемента 20 хвостовика и дополнительно удержать катализатор 40 в поровом пространстве 12. Альтернативно, и как это лучше всего показано на фиг.8-11, вместо этого кольцевой фиксатор 59 может быть предусмотрен на внутреннем элементе 22 хвостовика, который может упираться в кольцевой заплечик 92 на внешнем элементе 20 хвостовика. Кроме того, может быть предусмотрено стопорное кольцо 57 для крепления и удержания фиксатора 59 и связанного с ним внутреннего элемента 22 хвостовика внутри внешнего элемента 20 хвостовика. Стопорное кольцо 57 имеет внешнюю резьбу 69, позволяющую ввинчивать стопорное кольцо 57 во внутреннюю резьбу конца 60b внешнего элемента 20, как это лучше всего показано на фиг.8. Альтернативно, стопорное кольцо 57 может быть исключено, при этом внутренний элемент 22 хвостовика может быть закреплен во внешнем элементе 20 хвостовика при помощи одного из своих концов 60b, когда соседние сегменты 10 обсадного хвостовика по резьбе соединены вместе, как это показано на фиг.11. Однако, в этом конструктивном варианте, использование такого имеющего внешнюю резьбу стопорного кольца 57 является предпочтительным, так как оно позволяет предотвращать случайное извлечение такого внутреннего элемента 22 хвостовика из указанного внешнего элемента 20 хвостовика во время отгрузки или транспортирования индивидуальных сегментов 10 обсадного хвостовика.
Преимущественно, во всех вариантах исполнения сегментов 10 обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, каждый из взаимно противоположных концов 60а, 60b внешнего элемента 20 обсадного хвостовика имеет соответственно охватываемый резьбовой конец 61 и охватывающий (внутренний) резьбовой конец 62, что позволяет произвести резьбовое соединение соответствующих концов 60а и 60b отдельных сегментов 10 обсадного хвостовика вместе, как это показано на фиг.3, 5, 7, 9, и 11, так чтобы образовать непрерывный (сплошной) обсадной хвостовик 6, в котором добытую нефть 15 направляют на поверхность 13.
В соответствии с другим вариантом осуществления настоящего изобретения, могут быть предусмотрены средства во внутренних элементах 22 хвостовика для их соединения вместе, как это показано на фиг.8-11. В первом исполнении этого альтернативного конструктивного варианта, которое показано на фиг.8 и 9, взаимно противоположные концы 70а, 70b каждого внутреннего элемента 22 хвостовика могут иметь соответственно не резьбовые концы 71a, 71b, которые могут быть вставлены друг в друга, как это показано на фиг.9, чтобы обеспечить флюидное соединение внутренних элементов хвостовика вместе во время резьбового соединения в месте взаимно противоположных концов 60а и 60b внешних элементов 20.
В соответствии с еще одним вариантом осуществления, и как это показано на фиг.10 и 11, взаимно противоположные концы 70а, 70b каждого внутреннего элемента 22 хвостовика могут иметь соответственно охватываемый резьбовой конец 71а и охватывающий резьбовой конец 71b, что позволяет обеспечить резьбовое соединение взаимно противоположных концов 70а, 70b, когда производят резьбовое соединение взаимно противоположных концов 60а, 60b внешних элементов 20 хвостовика. Такие резьбовые противоположные концы 60а, 60b и 70а, 70b типично имеют трубную резьбу NPT (стандартная американская резьба), которую обычно используют для резьбового соединения труб в нефтяной промышленности.
Следует иметь в виду, что в соответствии с настоящим изобретением могут быть использованы и другие подходящие средства флюидного соединения в месте сегментов 10 обсадного хвостовика, известные специалистам в данной области.
Для получения горизонтального обсадного хвостовика длиной 414 метров, требуется 69 сегментов 10 обсадного хвостовика, каждый из которых имеет длину 6 метров. Для кольцевого порового пространства 1.5 дюйма, каждый сегмент 10 обсадного хвостовика должен содержать около 300 фунтов катализатора 40.
Далее будет описано, как нефть 15 может быть собрана, обогащена и после этого поднята насосом на поверхность 13 с использованием сегментов 10 обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением в системе 2 in-situ добычи углеводородов.
В частности, в системе 2 in-situ добычи углеводородов, показанной на фиг.1, производят бурение по меньшей мере одной эксплуатационной скважины 100, имеющей по существу горизонтальную ветвь 101 и по существу вертикальную эксплуатационную скважину 102, соединенную с ней, с использованием технологий горизонтального и/или направленного бурения, которые хорошо известны и широко применяются для горизонтального бурения. По существу горизонтальная ветвь 101 имеет участок 103 носка поблизости от ее соединения с вертикальной эксплуатационной скважиной 102 и участок 104 пятки на противоположном конце горизонтальной ветви 101, причем указанная горизонтальная ветвь 101 указанной эксплуатационной скважины 100 расположена в нижней части 105 коллектора 1 углеводородов. Предусмотрена также нагнетательная скважина 107, для нагнетания окисляющего газа в верхнюю часть коллектора 1.
Множество удлиненных сегментов 10 обсадного хвостовика соединены вместе при помощи средства соединения, которое содержит внешние охватываемые резьбовые участки 61 и (внутренние) охватывающие резьбовые участки (62) на соответствующих концах 60а, 60b внешних элементов 20 обсадного хвостовика, и введены через горизонтальный ствол скважины 3, чтобы образовать горизонтальный обсадной хвостовик 6 в указанной горизонтальной ветви 101, как это показано на фиг.3, 5, 7 и 9. Каждый указанный сегмент 10 обсадного хвостовика содержит:
(a) удлиненный по существу полый внешний элемент 20 хвостовика, имеющий продольную ось 30 и содержащий множество отверстий 31 по меньшей мере на верхнем участке его периметра, каждое из которых имеет размер, достаточный для протекания через него текучего углеводорода внутрь указанного внешнего элемента;
(b) удлиненный по существу полый внутренний элемент 22, концентрически расположенный внутри указанного внешнего элемента 20 хвостовика, вдоль его указанной продольной оси 30, так что образуется поровое пространство 12 между указанным внутренним элементом 22 хвостовика и указанным внешним элементом 20 хвостовика, также имеющий множество отверстий 41 на участке его периметра, позволяющих втекать частично обогащенному углеводороду 2 из указанного порового пространства 12 внутрь указанного внутреннего элемента 22 хвостовика; причем
(c) указанное поровое пространство 12 заполнено катализатором 40, чтобы обогащать указанный углеводород и повышать его текучесть, когда указанный углеводород протекает через указанный поровой проход 12 и после этого в указанный внутренний элемент 22 хвостовика через указанные отверстия 41 в нем.
В частности, в системе 2 in-situ добычи углеводородов, показанной на фиг.1, в которой используют сегменты обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением, нагнетают окисляющий газ, такой как воздух или кислород, через нагнетательную скважину 107, который поступает в пласт через перфорации 108 в скважине 107. Предусмотрен источник воспламенения (не показан), позволяющий вызвать in situ горение. Альтернативно, воспламенение может происходить самопроизвольно за счет нагревания нефти поблизости от нагнетательной скважины 107. После воспламенения нефти создаются газообразные продукты сгорания (горючие газы), которые постепенно перемещаются в виде фронта горения 109, по существу перпендикулярно к горизонтальной ветви 101, в направлении от участка 104 пятки к участку 105 носка горизонтальной ветви 101, при этом флюиды дренируют в горизонтальный обсадной хвостовик 6, расположенный в указанной горизонтальной ветви 101, и в указанное поровое пространство 12, заполненное катализатором 40, контактируют с указанным катализатором 40 и за счет этого становятся обогащенными. Обогащенная и нагретая нефть дренирует за счет силы тяжести и перепада давлений в горизонтальную ветвь 101, а именно, в поровое пространство 12, где такая нефть 15 обогащается за счет входа в контакт с катализатором 40, и после этого поступает во внутренний элемент 22 хвостовика, а в частности, в его область 80 внутреннего объема, откуда такую нефть после этого откачивают на поверхность 13.
Далее описан способ изготовления сегментов 10 обсадного хвостовика в соответствии с настоящим изобретением.
Для конструктивных вариантов сегментов 10 обсадного хвостовика, показанных на фиг.3, 5 и 6-7, кольцевые уплотнители 50 и 54 сначала приваривают по окружности к внешнему и внутреннему элементам 20, 22 обсадного хвостовика, соответственно. Внутренний элемент 22 обсадного хвостовика затем вводят во внешний элемент 20 обсадного хвостовика, типично когда они совмещены вертикально, так что кольцевые уплотнители 50, 54 будут установлены так, как это показано на фиг.3, 5 и 6-7. Временные распорки (не показаны) могут быть временно введены по периметру внутреннего элемента 22 на его конце 70b, так чтобы концентрически установить внутренний элемент 22 во внешнем элементе 20. Затем гранулы 40 катализатора вводят в поровое пространство 12, чтобы заполнить пространство 12 катализатором 40. После этого удаляют временные распорки, вводят конический кольцевой элемент 68 и приваривают его по окружности в местоположениях 72, так чтобы удерживать внутренний элемент 22 концентрически во внешнем элементе 20 и удерживать катализатор 40 в поровом пространстве 12.
Для изготовления сегментов 10 обсадного хвостовика с конфигурацией, показанной на фиг.12 и 13, используют аналогичную процедуру, однако только один кольцевой уплотнитель 50 и 54 приваривают соответственно к внутреннему элементу 22 хвостовика или к внешнему элементу 20 хвостовика, в зависимости от обстоятельств.
Для изготовления сегментов 10 обсадного хвостовика с конфигурацией, показанной на фиг.8-11, сначала приваривают по окружности кольцевые уплотнители 50 и 54 к внешнему и внутреннему элементам 20, 22 обсадного хвостовика, соответственно. Внутренний элемент 22 обсадного хвостовика затем вводят во внешний элемент 20 обсадного хвостовика, типично когда они совмещены вертикально, так что кольцевые уплотнители 50, 54 будут установлены так, как это показано на фиг.8-11. Затем вводят стопорное кольцо 57, как это показано на фиг.8-11, чтобы закрепить внутренний элемент 22 во внешнем элементе 22 в указанном местоположении. После этого гранулы 40 катализатора вводят в поровое пространство 12 через отверстие 99 в кольцевом стопорном кольце 59, чтобы заполнить пространство 12 катализатором 40. Отверстие 99 при необходимости может быть резьбовым и может быть заглушено введенной в него пробкой (не показана).
Несмотря на то что были описаны со ссылкой на чертежи предпочтительные варианты осуществления изобретения, совершенно ясно, что настоящее изобретение не ограничивается этими специфическими вариантами осуществления изобретения, и в него специалистами в данной области могут быть внесены различные изменения и дополнения, которые не выходят, однако, за рамки приведенной далее формулы изобретения.