УСТРОЙСТВО ИЗГОТОВЛЕНИЯ ЖИДКОСТНО-СОЛЕВОГО РАСТВОРА И ЖИДКОСТНО-СОЛЕВАЯ ЗАГЛУШКА НЕФТЕГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ НА ОСНОВЕ РАСТВОРА

Полезная модель относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использована для приготовления солевого раствора для глушения скважин при их освоении и ремонте, а также в других отраслях народного хозяйства, в частности, в коммунальном хозяйстве для целей поливания улиц для предотвращения гололеда, при изготовлении различных рассолов для получения и/или консервирования пищевых продуктов и других объектов и применений.
Известны способ глушения нефтяных и газовых скважин и устройство для его реализации, включающие приготовление жидкости глушения в виде солевого раствора требуемой плотности и заливку его в скважину, отличающиеся тем, что солевой раствор требуемой плотности готовят в опреснительной установке, при этом на ее вход подают отфильтрованную исходную сеноманскую воду от водозабора, а требуемую плотность солевого раствора на выходе из опреснительной установки достигают путем увеличения времени выпарки или выполнением выпарки в несколько этапов (патент РФ 2122629, МПК Е21В 43/12, C02F 1/04).
Недостатками указанных устройства и способа являются высокие энергозатраты на концентрирование раствора методом выпаривания, а также многостадийность и продолжительность процесса.
Для приготовления солевого раствора известно также применение устройства (узла), который содержит емкости для гидродинамического перемешивания солевого раствора, шламовые насосы, трубопроводы и отличается тем, что снабжен дробилкой соли, загрузочным конвейером, дополнительными емкостями для хранения раствора соли оптимальной плотности, для запаса технической и горячей воды, емкостями блока химизации, отдельной емкостью для сбора шлама, соединенными трубопроводами через шламовые насосы с емкостями гидродинамического перемешивания солевого раствора, трехплунжерным насосом для дозированной подачи химреагентов в подготовленный солевой раствор, причем трубопровод подачи чистой воды в солевой раствор снабжен электроклапаном, а трубопровод выдачи готового солевого раствора имеет массовый расходомер (патент РФ 2264249, МПК В01F 1/00).
Недостатками указанного устройства являются необходимость использования привозных химических реагентов для получения раствора, в частности хлоридов натрия, магния и кальция, снижение вследствие этого экологической безопасности, а также низкая производительность процесса. Кроме того использование привозных реагентов дорого и повышает стоимость всего процесса ремонта скважин.
3
Наиболее близким по совокупности существенных признаков к заявляемой полезной модели является устройство получения раствора глушения скважин из минерализованной пластовой воды методом выпаривания, отличающееся тем, что выпаривание производят в две ступени, причем на первой стадии выпаривают 75-85% исходной воды, к полученному рассолу добавляют исходную воду в соотношении (0,5-1,5):(0,5-1,5), а затем выпаривают раствор смешения до получения рассола заданной плотности, преимущественно 1,2 г/см (патент РФ 2107030, МПК C02F 1/04).
3
Основными недостатками указанного устройства (ближайшего аналога) являются высокие удельные энергозатраты, составляющие по данным, приведенным в патенте до 50 кВт*ч/м при получении концентрата плотностью 1,2 г/л и низкая его производительность, которая при мощности 50 кВт*ч может составлять (по литературным данным и нашим оценкам) 80-120 кг выпаренной воды (пара) в час. Необходимость работы с горячими соляными растворами диктует повышенные требования к коррозионной стойкости материалов устройства повышение требований техники безопасности, затрудняет обслуживание и автоматизацию процесса.
Решаемой задачей заявляемой полезной модели является устранение указанных недостатков и достижение практического, технического результата в отношении значимого повышения эффективности работы устройства, а именно:
- снижение удельных энергозатрат при концентрировании раствора,
- повышение производительности процесса,
- снижение коррозионной агрессивности растворов,
- повышение экологической безопасности процесса, повышение удобства обслуживания и возможностей автоматизации, в том числе формирования жидкостно-солевой заглушки для нефтегазовой скважины.
Выше перечисленная совокупность существенных признаков, позволяющая обеспечить достижение технического результата не известна из уровня техники, т.е. не известно применение данной совокупности существенных признаков с получением указанного технического результата. Таким образом, заявленная полезная модель соответствует критерию «новизна».
Для достижения указанного технического результата предлагается устройство изготовления жидкостно-солевого раствора, содержащее функционально и/или конструктивно взаимосвязанные между собой узел подачи и перекачивания растворов, узел очистки исходного раствора, технологические емкости и комплексный узел получения заданной плотности солевого раствора, выполненный в виде установки обратного осмоса, с возможностью повышения ею плотности раствора на величину δρА и составленный из N блоков концентрирования раствора, где 2≤N≤12, а также установки доведения раствора до заданной плотности, с возможностью повышения ею плотности раствора на величину δρВ, при выполнении соотношения 1,05≤(δρА+δρВ)/δρВ≤1,35 и N выбранном в качестве округленного до целого числа значения отношения δρА/δР, где δР - эмпирическое среднее эффективное повышение удельной плотности раствора на каждом следующем блоке установки обратного осмоса.
Блок схема заявленного устройства приведена на фиг.1, а конструктивное выполнение жидкостно-солевой заглушки для нефтегазовой скважины схематически изображено на фиг.2.
Обозначения использованные на фиг.1:
I - технологические емкости,
Iа - накопительная емкость исходного раствора,
Iб - накопительная емкость очищенного раствора,
Iв - накопительная емкость концентрата;
II - узел подачи и перекачивания растворов;
III - узел очистки исходного раствора;
IV - комплексный узел получения заданной плотности солевого раствора,
1, 2, 3…12 - блоки концентрирования установки обратного осмоса,
13 - установка доведения раствора до заданной плотности.
Действие устройства осуществляется следующим образом.
3
Исходный водно-солевой раствор природного происхождения и/или его полуфабрикат подается из накопительной емкости (1а) с помощью насосов, установленных в блоке узла подачи и перекачивания растворов (II) на узел очистки исходного раствора (III). Очищенный раствор с помощью насосов (II) передается для концентрирования в комплексный узел получения заданной плотности солевого раствора (IV), где проходит концентрирования сначала на блоках обратного осмоса (1, 2, 3…12), а затем в установке доведения раствора до заданной плотности (13). Полученный концентрат подается с помощью насосов узла подачи и перекачивания растворов (II) в накопительную емкость (Iв) и затем на глушение скважины. В случае необходимости получения растворов для глушения плотностью 1,050-1,14 г/см концентрат подается сразу в накопительную емкость (Iв) после блоков обратного осмоса (1, 2, 3…12), минуя установку доведения раствора до заданной плотности (13). Из блока 12 отбирается также очищенная питьевая или технологическая вода для разных целей.
Указанное устройство является техническим решением, т.к. состоит из материальных элементов-конструкций и промышленно применимо в отраслях народного хозяйства, прежде всего в нефтегазодобывающей отрасли, т.к. состоит из технических средств (элементов устройства), опробованных в промышленности. В качестве установки доведения раствора до заданной плотности можно использовать установки гидродинамического перемешивания, различные перемешивающие устройства и емкости с мешалками.
3
Из уровня техники неизвестно применение устройств с описанными существенными признаками позволяющими получать жидкостно-солевой раствор с плотностью до 1,2 г/см при значительной экономии энергозатрат в 42-50 раз и повышении производительности процесса в 15,8-22,5 раза (см. более подробное описание на стр.4-5). При этом также повышается надежность работы устройства, за счет снижения агрессивности солевых растворов и улучшаются условия обслуживания и состояние техники безопасности. Таким образом, заявляемое устройство соответствует критерию «новизна».
Отличительными существенными признаками, заявляемого устройства является уникальная компоновка, сочетание его элементов, позволяющая достичь заявленного технического результата, а также комплексный узел получения заданной плотности солевого раствора, выполненный в виде установки обратного осмоса, с возможностью повышения ею плотности раствора на величину δρА и составленный из N блоков концентрирования раствора, где 2≤N≤12, а также установки доведения раствора до заданной плотности, с возможностью повышения ею плотности раствора на величину δρВ, при выполнении соотношения 1,05≤(δρА+δρВ)/δρВ≤1,35 и N выбранном в качестве округленного до целого числа значения отношения δρА/δР, где δР - эмпирическое среднее эффективное повышение удельной плотности раствора на каждом следующем блоке установки обратного осмоса.
В результате использования устройства можно получить необходимые для глушения нефтяных и газовых скважин вещества определенных составов, а именно:
- состав жидкостно-солевого раствора с плотностью 1,16-1,20, содержащий катионы щелочных и щелочноземельных металлов с суммарной концентрацией 0,25-3,5 моль/л, при соотношении молярных концентраций щелочных и щелочноземельных металлов в интервале 0,1-3,5;
- состав жидкостно-солевого раствора с плотностью 1,05-1,14, содержащий катионы щелочных и щелочноземельных металлов с суммарной концентрацией 0,25-3,5 моль/л, при соотношении молярных концентраций щелочных и щелочноземельных металлов в интервале 10-15,5.
3
В качестве исходного водно-солевого раствора природного происхождения используют, например, сеноманскую пластовую воду плотностью 1,015 г/см, данную воду очищают путем фильтрования до минимально допустимого уровня содержания мешающих примесей. Затем очищенный раствор подают на блоки установки обратного осмоса для концентрирования, в частности, под давлением 190 атм, где осуществляют 8 ступеней концентрирования на восьми блоках установки, полученный на выходе из восьмого блока концентрат имел плотность 1,20 г/л. Либо очищенный раствор подают на блоки установки обратного осмоса для концентрирования, в частности, под давлением 60 атм, где осуществляют 4 ступени концентрирования на четырех блоках установки, полученный на выходе из четвертого блока концентрат имел плотность 1,12 г/л. Данный раствор подают на блок установки доведения раствора до заданной плотности, где осуществляется концентрирование раствора путем растворения в нем хлористого кальция до плотности 1,14 г/л. Полученные растворы могут быть использованы для глушения нефтяной скважины.
ср
Достигаемый технический результат обеспечивается также созданием жидкостно-солевой заглушки нефтегазовой скважины на основе раствора, полученного с помощью описанного устройства, конструктивные особенности которой сформированы заполнением скважины составом изготовленного жидкостно-солевого раствора плотности ρ объема V с гомогенизированным распределением в нем солевых фракций и усредненной по высоте заглушки площадью S его поперечного сечения, при выборе величины V объема в пределах
мин
Р - минимальное значение давления в скважине, удерживаемого заглушкой,
макс
ρ - максимальное значение выбранной плотности жидкостно-солевого раствора,
макс
Р - максимальное значение давления в скважине, удерживаемого заглушкой,
мин
ρ - минимальное значение выбранной плотности жидкостно-солевого раствора.
1
2
Конструктивные особенности заглушки также могут охарактеризованы тем, что парциальные объемы гомогенно распределенных в ней солевых фракций катионов щелочных V и щелочноземельных V металлов жидкостно-солевого раствора выбраны в пределах
Парциальным объемом в данном случае определен объем количества содержания каждой гомогенно распределенной в растворе солевой фракции, который она занимала бы автономно, находясь вне раствора.
Конструктивные особенности заглушки могут быть охарактеризованы также ее высотой Н, которая сформирована заполнением нефтегазовой скважины составом изготовленного жидкостно-солевого раствора плотности ρ с гомогенизированным распределением в нем солевых фракций, при выборе величины Н высоты в пределах
мин
Р - минимальное значение давления в скважине, удерживаемого заглушкой,
макс
ρ - максимальное значение выбранной плотности жидкостно-солевого раствора,
макс
Р - максимальное значение давления в скважине, удерживаемого заглушкой,
мин
ρ - минимальное значение выбранной плотности жидкостно-солевого раствора.
макс
При необходимости выбранная высота Н заглушки для повышения надежности глушения и экономии количества раствора может быть откорректирована с помощью экспериментального коэффициента α по отношению к максимально возможной высоте заглушки Н, в пределах заданных соотношением
мин
макс
α - экспериментальный коэффициент выбран в пределах 0,81≤α≤1,2, в зависимости от вероятности изменения давления в скважине, удерживаемого заглушкой, в диапазоне от Р до Р.
ср
Здесь целесообразно отметить, что заявленное аналитическое выражение справедливо при любом значении коэффициента α из указанного диапазона его величин. Однако при высокой вероятности повышения давления в нефтегазовом пласте значение коэффициента целесообразно заранее выбирать равным 1,2, а при высокой вероятности снижения давления в нефтегазовом пласте значение коэффициента целесообразно выбирать равным 0,81. Кроме того можно отметить, что указанная ранее усредненная по высоте заглушки площадь S ее поперечного сечения эквивалентна площади сечения цилиндра объема V и высоты Н.
Конструктивное выполнение жидкостно-солевой заглушки для нефтегазовой скважины детально можно пояснить с использованием схематического изображения на фиг.2. Нефтегазовая скважина 14 изготовлена в грунтовых породах 15 и отграничена от них обсадной колонной 16. Нефтегазовое содержимое 17, которое необходимо заглушить жидкостно-солевой заглушкой 18, частично проникает в обсадную колонну 16. Непосредственно заглушка 18 сформирована заполнением скважины составом изготовленного жидкостно-солевого раствора плотности ρ объема V и соответственно высоты Н, и надежно удерживает нефтегазовое содержимое 17. Возможность регулирования соответственно взаимосвязанных плотности ρ, объема V, высоты Н заглушки 18 с использованием при необходимости корректировочного коэффициента α позволяет компенсировать изменение давления нефтегазового содержимого 17 во всем реальном диапазоне. Таким образом в отличие от жестких заглушек, удерживающее действие которых основано либо на трении покоя, либо на механических стопорах, удерживающее действие жидкостно-солевой заглушки определяется только ее весом, уравновешивающим давление нефтегазового содержимого 17. Сверху скважины 14 может быть установлена обечайка 19 для удобства заполнения ее жидкостно-солевой заглушкой и даже для увеличения высоты Н больше глубины скважины в случае необходимости глушения экстремально высоких давлений нефтегазового содержимого 17. Для удобства схематического отображения длинной скважины на фиг.2 отражен разрыв 20 ее изображения.
Таким образом все вышеуказанные совокупности существенных признаков устройства изготовления жидкостно-солевого раствора и жидкостно-солевой заглушки нефтегазовой скважины на основе полученного раствора взаимосвязанно и целенаправленно решают поставленную задачу и обеспечивают достижение указанных технических результатов.