УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОДЗЕМНОЙ СКВАЖИНЫ ПРИ ТЕРМОШАХТНОЙ РАЗРАБОТКЕ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ
DEVICE FOR UNDERGROUND WELL AT THERMAL WELL DEVELOPMENT OF OIL DEPOSITS

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при термошахтной разработке месторождения высоковязкой нефти.
Известен способ разработки твердых полезных ископаемых и высоковязких углеводородов, в соответствии с которым устанавливают на устье подземной скважины запорное устройство с возможностью перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия (см. патент РФ №2299972, кл. Е21В 43/00 от 04.08.2005, опубл. 27.05.2007). Запорное устройство представляет собой задвижку, которую монтируют при обустройстве подземных скважин, при этом отключение парящих подземных скважин осуществляют вручную.
Недостатком использования таких задвижек является то, что при закрытии парящих подземных скважин оператором вручную практически невозможно одновременно перекрыть все парящие скважины в момент прорыва пара, что не позволяет предотвратить прорыв пара в горные выработки и существенно ухудшает условия работы в нефтяных шахтах. Также оператор не может одновременно открыть все скважины при конденсации пара, что приводит к снижению темпов отбора добываемой жидкости. Использование ручного труда операторов не позволяет перейти на безлюдную эксплуатацию шахтных добычных блоков.
Также известна дистанционно-управляемая задвижка-отсекатель, устанавливаемая на устье скважин (см. а.с. СССР №1281802 от 16.04.85, кл. F16K 31/12, опубл. 07.01.87).
Конструктивное исполнение данной дистанционно-управляемой задвижки-отсекателя предусматривает открытие проходного сечения рабочей магистрали, то есть скважины при допустимом пределе, на которое заранее настраивается гидрораспределитель, при этом, как указано в описании изобретения, и при превышении давления выше допустимого предела, так и при понижении давления ниже допустимого предела, задвижка закрывается. Таким образом, при использовании данной конструкции дистанционно-управляемой задвижки-отсекателя на устьях подземных скважин в нефтяной шахте в момент прорыва пара, то есть при понижении давления задвижка закроется, но и при конденсации пара, то есть повышении давления в скважине, задвижка также закроется.
Следует также отметить следующие недостатки данной конструкции:
1. Возможность забивания данной конструкции песком, который является постоянной составляющей добываемой водонефтяной жидкости при любых способах добычи высоковязкой нефти в шахтных условиях.
2. Необходимость обслуживания таких задвижек оператором, что не позволит осуществить перевод шахтных добычных участков на безлюдную эксплуатацию.
Также известно запорное устройство для перекрытия канала для отвода конденсата в виде поплавкового клапана (см. патент на полезную модель №64730 от 06.02.2007, кл. F16T 1/30, опубл. 10.07.2007). При положении поплавка в нижнем положении смесь конденсата и пара поступает под поплавок, поднимается между стенками корпуса и поплавка и вытесняется в отводящий канал.
Однако при использовании данного запорного устройства на устьях подземных скважин в нефтяной шахте произойдет забивание корпуса устройства песком и заклинивание поплавка, так как песок, как указывалось ранее, является постоянной составляющей добываемой водонефтяной жидкости при любых способах добычи высоковязкой нефти в шахтных условиях и, как результат, невозможность отбора продукции скважины.
Наиболее близким по технической сущности, принятым авторами за прототип, является устройство для подземной скважины при термошахтной разработке нефтяных месторождений (см. патент на полезную модель №100553 от 17.06.2009, кл. Е21В 43/24, опубл. 20.12.2010), содержащее корпус, гидравлически сообщающийся с устьем скважины через боковое отверстие в корпусе, выпускной клапан, седло которого установлено в днище корпуса, а запорный орган соединен с поплавком с возможностью автоматического перекрытия скважины в момент прорыва пара и открытия скважины при конденсации пара.
Недостатками известного устройства являются:
1. Образование мертвой зоны в верхней части корпуса, в которой скапливается газ, ограничивающей ход поплавка вверх и соответственно уменьшающей объем корпуса, заполняемый добываемой скважинной жидкостью.
2. Несрабатывание устройства при высоких давлениях пара в пласте, так как сила, прижимающая запорное устройство к седлу клапана, превышает подъемную силу поплавка.
3. Несрабатывание устройства при больших дебитах скважины, так как скорость течения добываемой скважинной жидкости в корпусе устройства превышает скорость всплытия поплавка.
Техническим результатом, достигаемым настоящим изобретением, является повышение надежности работы устройства путем предотвращения влияния на его работу высоких давлений пара в скважине, больших дебитов скважин и других промысловых факторов.
Указанный технический результат достигается предлагаемым устройством для подземной скважины при термошахтной разработке нефтяных месторождений, содержащим корпус, гидравлически сообщающийся с устьем скважины, выпускной клапан, седло которого установлено в днище корпуса, а запорный орган соединен с поплавком.
Существенными отличительными признаками заявленного изобретения являются:
- устье скважины гидравлически соединено с верхней частью корпуса;
- устройство снабжено дополнительным выпускным клапаном, седло которого также установлено в днище корпуса;
- запорные элементы клапанов соединены между собой с помощью коромысла, шарнирно закрепленного в корпусе устройства;
- клапаны устройства установлены с возможностью одновременного их открытия в диаметрально противоположные стороны,
- запорные органы клапанов выполнены, например, в виде конусов;
- произведения длин плеч коромысла на площадь соответствующих выпускных отверстий седел выпускных клапанов равны между собой;
- корпус устройства разделен на две камеры, каждая из которых гидравлически сообщена с устьем скважины, при этом выпускные клапаны установлены в днище каждой камеры, а поплавок расположен в камере большего объема;
- корпус устройства разделен на две камеры, гидравлически сообщающиеся между собой, при этом камера меньшего объема гидравлически сообщена с устьем скважины.
Заявленная совокупность существенных признаков позволяет повысить надежность работы предлагаемого устройства, а именно: конструкция устройства предотвращает образование мертвой зоны в верхней части корпуса, в которой скапливается газ, ограничивающей ход поплавка вверх и, соответственно, уменьшающей объем корпуса, заполняемый добываемой скважинной жидкостью. Также предотвращается влияние на работу выпускного клапана высоких давлений пара путем компенсации силы, прижимающей седло клапана, за счет установки дополнительного выпускного клапана в днище корпуса с возможностью одновременного открытия клапанов в диаметрально противоположные стороны. Одновременно конструктивное исполнение корпуса исключает зависимость скорости течения добываемой скважинной жидкости в корпусе от скорости всплытия поплавка, при этом исполнение запорного устройства, например в виде конуса, позволяет регулировать расход добываемой скважинной жидкости при изменении уровня жидкости в корпусе. Конструктивное исполнение заявленного устройства также предотвращает забивание корпуса устройства песком, который является постоянной составляющей добываемой скважинной жидкости при любых способах добычи высоковязкой нефти в шахтных условиях, что является важным промысловым фактором, влияющим на работу устройства.
Таким образом, повышение надежности работы устройства для эксплуатации добывающих скважин при термошахтной разработке нефтяных месторождений, предотвращающего прорыва пара в добычные галереи, также способствует эффективности разработки трещиновато-пористого пласта месторождения при наличии прямой гидродинамической связи между поверхностными нагнетательными скважинами и подземными скважинами.
Заявленная совокупность существенных признаков не известна из уровня техники, поэтому предлагаемое изобретение является новым. Заявленные отличительные признаки изобретения являются неочевидными для среднего специалиста в данной области. В связи с этим мы считаем, что заявленное изобретение имеет изобретательный уровень. Изобретение промышленно применимо, так как выпускаемое промышленностью оборудование, используемое в заявляемом изобретении, позволяют реализовать устройство в полном объеме.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется фиг. 1, на которой показана принципиальная схема исполнения устройства, фиг. 2, на которой представлен вариант исполнения устройства, при котором корпус разделен на две камеры, каждая из которых гидравлически сообщена с устьем скважины, и фиг. 3, на которой представлен вариант исполнения устройства, при котором корпус разделен на две камеры, гидравлически сообщающиеся между собой, при этом камера меньшего объема гидравлически сообщена с устьем скважины.
Устройство содержит корпус 1, гидравлически сообщающийся в верхней части с устьем 2 подземной скважины через устьевую задвижку 3. В днище корпуса 1 установлено седло 4 выпускного клапана, запорный элемент 5 которого, выполненный, например, в виде конуса, соединен с поплавком 6 с возможностью открытия клапана внутрь корпуса при всплытии поплавка. Устройство снабжено дополнительным выпускным клапаном, седло 7 которого также установлено в днище корпуса 1. Возможен вариант, когда днище корпуса выполняют вогнутым. Запорный элемент 8 дополнительного выпускного клапана также выполнен, например, в виде конуса. Возможен вариант выполнения запорных элементов выпускных клапанов, например, в виде усеченного конуса, пирамиды и усеченной пирамиды. Запорные элементы 5 и 8 выпускных клапанов через шарниры 9 и 10 соединены с помощью коромысла 11 между собой, при этом коромысло также закреплено в корпусе 1 с помощью шарнира 12.
Выпускные клапаны установлены с возможностью одновременного их открытия в диаметрально противоположные стороны, при этом произведения длин соответствующих плеч 13 и 14 коромысла на площадь соответствующих выпускных отверстий седел 4 и 7 выпускных клапанов равны между собой. Возможен вариант выполнения устройства, когда корпус 1 разделен на две камеры 15 и 16, каждая из которых в верхней части гидравлически сообщена с устьем 2 скважины, при этом выпускные клапаны установлены в днище каждой камеры, а поплавок 6 расположен в камере 15 большего объема. Также возможен вариант выполнения устройства, когда корпус 1 разделен на две камеры 15 и 16, гидравлически сообщающиеся между собой через зазоры 17, при этом камера 16 меньшего объема в верхней части гидравлически сообщена с устьем 2 скважины. Различные варианты исполнения устройства обусловлены конкретными условиями размещения устройства в добычной галерее в зависимости от расстояний между устьями подземных скважин. Конструктивное исполнение корпуса устройства исключает зависимость скорости течения добываемой скважинной жидкости в корпусе от скорости всплытия поплавка, а именно в конструкции, приведенной на фиг. 1, большой объем свободного пространства в корпусе обеспечивает беспрепятственное истечение жидкости через выпускные клапаны, а в конструкциях, приведенных на фиг. 2 и 3, беспрепятственное истечение жидкости осуществляется через проточные камеры 16 в корпусе 1 устройства. Устройства устанавливают в добычных галереях на устье каждой подземной добывающей скважины, образуя гидравлическую связь с верхней частью корпуса.
Работа устройства осуществляется следующим образом.
На фиг. 1 и 3 приведены варианты, когда выпускные клапаны находятся в закрытом положении, запорные элементы 5 и 8 плотно прижаты к седлам 4 и 7 (прорыв пара в скважину). Уровень жидкости в корпусе 1 устройства находится ниже отметки, при которой архимедова сила, действующая на поплавок 6, меньше веса поплавка в жидкости. При этом сила веса поплавка 6 через коромысло 11 передается на запорный элемент 8, закрывая дополнительный выпускной клапан, который выполняет функцию компенсирующего клапана. Силы, вызванные давлением столба жидкости в корпусе 1 клапана и давлением пара над уровнем жидкости, действуют на оба запорных элемента 5 и 8 одинаково, но в противоположных направлениях. Таким образом, сила, прижимающая запорный элемент 5 вниз, компенсируется силой, передающейся от запорного элемента 5 к запорному элементу 8 через коромысло 11 при равенстве произведений длин соответствующих плеч 13 и 14 коромысла на площадь соответствующих выпускных отверстий седел 4 и 7 выпускных клапанов. Таким образом, открытие и закрытие запорных элементов 5 и 8 осуществляется только за счет архимедовой силы, действующей на поплавок 6. При конденсации пара в скважине и заполнении скважины и корпуса устройства добываемой жидкостью поплавок 6 погружается в жидкость, архимедова сила растет и в определенный момент поднимает поплавок 6, открывая выпускные клапаны, что обеспечивает истечение скважинной жидкости через открытые запорные элементы 5 и 8 (см. фиг. 2). Скважинная жидкость из корпуса 1 вытекает наружу, уровень ее снижается, поплавок 6 под действием собственного веса опускается, запорные элементы 5 и 8 перекрывают седла 4 и 7. Процесс отбора жидкости продолжается до нового цикла прорыва пара в скважины. В этом случае вновь срабатывают запорные элементы, перекрывая устье подземной скважины, и, как результат, происходит предотвращение поступления пара в горные выработки.
3
2
Пример. Заявленный способ может быть реализован на Ярегском месторождении высоковязкой нефти со следующими характеристиками: глубина - 200 м, начальная пластовая температура - 8°С, пластовое давление - 0,1 МПа, толщина продуктивного пласта - 26 м, пористость - 26%, проницаемость - 3 мкм, нефтенасыщенность - 87%, вязкость нефти - 12000 мПа⋅с, плотность нефти - 933 кг/м. В качестве теплоносителя используют водяной насыщенный пар. В 3 и 4 квартале 2015 г. были проведены промысловые испытания двух опытных образцов устройств для подземных скважин. Устройства, изображенные на фиг. 1 и 2, были установлены в уклонном блоке 2Т-1 нефтешахты №3 на скважинах №16 и №25П. Обе скважины до установки устройств эксплуатировались путем периодического открытия вручную устьевой задвижки для слива скважинной жидкости. Температура жидкости в обеих скважинах равнялась 97-98°С. При периодической эксплуатации скважин дебит скважины №16 по нефти составлял 1,7 т/сут, по воде - 0,8 т/сут, дебит нефти скважины №25П по нефти составлял 1,4 т/сут, по воде -1,6 т/сут. После выпуска жидкости из обеих скважин наблюдался выход пара с давлением примерно 1 кг/см. После установки заявляемых устройств в обеих скважинах добываемая жидкость, истекаемая из устья скважины, проходила через корпус устройства и вытекала через выпускные клапаны в горную выработку. При прорыве пара клапан закрывался, удерживая пар в внутри корпуса до его конденсации. В процессе испытаний устройств дебиты скважин выросли примерно в 2 раза. Вместе с тем, в процессе работы устройств осуществлялся автоматический выброс песка, скопившегося у выпускного клапана с седлом 4, соединенного с поплавком, и дополнительного выпускного клапана с седлом 7. При скоплении песка у выпускных клапанов отверстия седел 4 и 7 частично забивались, в корпусах устройств одновременно увеличивался уровень жидкости, поплавок приподнимался и песок за счет увеличения давления жидкости выбрасывался наружу. Предлагаемые устройства устойчиво проработали в течение всего времени испытаний, доказав свою работоспособность и надежность эксплуатации.