УСТАНОВКА ДЛЯ ВОССТАНОВЛЕНИЯ НЕРАБОТАЮЩИХ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН
EQUIPMENT FOR STAND-BY OIL WELL RECOVERY

Установка для восстановления неработающих нефтяных скважин относится к области нефтяной и газовой промышленности.
Известна установка для восстановления неработающих нефтяных скважин, содержащая парогенератор, штанги, форсунку, клапан, баллоны с жидким и газообразным азотом, датчик температуры с автоматической системой включения и отключения вентилей баллонов с жидким и газообразным азотом (см. патент РФ №2147065 Е21В 37/08, опубл. 27.03.2000 г., бюл. №9).
Недостатком известной установки для восстановления неработающих нефтяных скважин является:
- собственный вес колонны штанг и высокое давление пара в каналах указанных штанг превышает придел прочности материала штанг, а следовательно, происходит разрушение соединительных узлов и штанг.
Техническим результатом является обеспечение безаварийной работы установки при очистке каналов от затвердевшего парафина и вязких веществ по всей высоте нефтяного слоя, содержащей парогенератор, штанги, форсунку, клапан, баллоны с жидким и газообразным азотом, датчик температуры с автоматической системой включения и отключения вентилей баллонов с жидким и газообразным азотом, отличающейся тем, что она снабжена не менее двумя парогенераторами, расположенными на поверхности земли, выполненными в виде наружных труб парогенераторов, соединенных между собой трубами, в полостях наружных труб установлены внутренние трубы с опорой с левой и правой сторон на заглушки наружных труб парогенераторов, в которых установлены водопроводные трубы с форсунками, соединенные с полостями наружных труб парогенераторов, с насосом высокого давления 30-50 МПа и водопроводной сетью или с цистерной с водой, и керамические катушки с проводами накаливания, соединенными со вторичными и первичными обмотками трансформаторов, расположенными с торцов внутренних труб на поверхности оболочки, обмотанной с наружной стороны слоем 0,1-100 мм теплозащитного материала, или с правой стороны внутренних труб расположены трансформаторы с проводами накаливания, а с левой стороны в полости внутренних труб установлены газовые горелки и трубопроводы для подачи природного газа и воздуха под давлением 0,1-0,5 МПа, или с левой и правой стороны в полостях внутренних труб установлены только газовые горелки и трубопроводы для подачи природного газа и воздуха, с наружной стороны правых заглушек парогенераторов во внутренней трубе выполнены каналы для отвода отработанного, разогретого до температуры 550-600°С газа в полость оболочки, в которой установлены парогенераторы, и в атмосферу, один из парогенераторов соединен со штангами обмотанными слоем 50 мм теплозащитного материала, стальной ленты, на которых установлены баллоны, которые заполнены инертным газом под давление 0,0001-188,4 МПа, с нижней стороны колоны штанг выполнены форсунки диаметром 0,5-30 мм с клапанами, по всей высоте нефтяного слоя, с торца нижней штанги установлены заглушки.
На фиг.1 показан общий вид установки для восстановления неработающих нефтяных скважин. На фиг.2 показана штанга с баллоном, заполненным газом. На фиг.3 - сечение по А-А на фиг.1.
Установка для восстановления неработающих нефтяных скважин снабжена не менее двумя парогенераторами 1, 2, 3, 4, 5, расположенными на поверхности земли, выполненными в виде наружных труб парогенераторов, соединенных между собой трубами 6, 7, 8, 9, в полостях наружных труб 10, 11, 12, 13, 14 установлены внутренние трубы 15, 16, 17, 18, 19 с опорой с левой и правой сторон на заглушки 20, 21 наружных труб парогенераторов, в которых установлены водопроводные трубы 22, 23, 24, 25, 26, 27, 28, 29, 30, 31 с форсунками 32, 33, соединенные с полостями наружных труб парогенераторов, с насосом 34 высокого давления 30-50 МПа и водопроводной сетью 35 или с цистерной с водой, и керамические катушки с проводами 36 накаливания (на фиг.1 цистерна с водой и керамические катушки не показаны), соединенными со вторичными и первичными обмотками 37, 38 трансформаторов 39, расположенными с торцов внутренних труб на поверхности оболочки 40 (на фиг.1 трансформаторы и провода накаливания с левой стороны оболочки не показаны), обмотанной с наружной стороны слоем 100 мм теплозащитного материала в виде стекловаты и стальной оболочки (на фиг.1 теплозащитный материал и стальная оболочка не показаны), или с правой стороны внутренних труб расположены трансформаторы с проводами накаливания, а с левой стороны в полости внутренних труб установлены газовые горелки 41 и трубопроводы 42 для подачи природного газа и воздуха под давлением 0,1-0,5 МПа, или с левой и правой сторон в полостях внутренних труб установлены только газовые горелки 41 и трубопроводы 42 для подачи природного газа и воздуха, с наружной стороны правых заглушек 21 парогенераторов 3 во внутренней трубе выполнены каналы 43, 44 для отвода отработанного, разогретого до температуры 550-600°С газа в полость оболочки 40, в которой установлены парогенераторы 1, 2, 3, 4, 5 и в атмосферу, один из парогенераторов 3 соединен со штангами 46, обмотанными слоем 50 мм теплозащитного материала 47, в виде стекловаты и стальной ленты 48, на которых установлены баллоны 49, которые заполнены инертным газом под давление 0,0001-188,4 МПа, с нижней стороны колоны штанг 46 выполнены форсунки диаметром 0,5-30 мм с клапанами 50, 51, по всей высоте нефтяного слоя, с торца нижней штанги установлены заглушки.
В крышке 52, связанной фланцевым соединением с обсадными трубами 53, выполнена форсунка 54, которая с наружной стороны соединена с баллонами 55, заполненными жидким азотом, и с баллонами 56 с редукторами 57, заполненными газообразным азотом под давлением 10 МПа. С внутренней стороны крышки установлен датчик температуры 58, связанный с автоматической системой (на фиг.1 автоматическая система не показана) включения и отключения вентилей 59, 60 баллонов 55, 56 с жидким и газообразным азотом. В верхней части обсадной трубы 53 установлен вентиль 61, связанный с выходной трубой 62.
С увеличением давления 0,1-0,5 МПа увеличивается колличество подаваемого природного газа и воздуха через сопло газовых горелок, а следовательно, ускоряется процесс нагрева воды в трубах и превращение ее в пар.
Давление газа в баллонах 0,0001-188,4 МПа зависит от глубины погружения баллонов в нефтяную скважину и допускаемых давлений нефти на стандартные штанги.
С увеличением диаметра 0,5-30 мм форсунок увеличивается количество пара, подаваемого в нефтяной слой, а следовательно, ускоряется процесс очистки каналов от парафина и вязких веществ.
Установка для восстановления неработающих нефтяных скважин работает следующим образом.
Рассмотрим работу установки для восстановления неработающих нефтяных скважин при использовании природного газа и газовых горелок парогенераторов.
Природный газ и воздух под давлением 0,1-0,5 МПа подается по каналам газовых горелок 41 и трубам 42 в полости внутренних труб 15, 16, 17, 18, 19 и зажигается искрой зажигания свечами (на фиг.1 свечи зажигания не показаны).
При горении природного газа стенки внутренних и наружных труб парогенераторов разогреваются до температуры 700-1200°С.
Открывается вентиль для подачи воды из цистерны (на фиг.1 вентиль и цистерна с водой не показаны) или из водопроводной сети и включается электродвигатель и насос 34, вода из цистерны или водопроводной сети насосом подается по трубопроводам 35, 22, 23 и форсункам 32, 33 в парогенераторы 1, 2, 3, 4, 5, распыленная нагретая вода до состояния пара, соприкасаясь со стенками внутренних 15, 16, 17, 18, 19 и наружных 10, 11, 12, 13, 14 труб, разогретых до температуры 700-1200°С, превращается в перегретый пар.
Из парогенераторов 1, 2, 3, 4, 5, расположенных на поверхности земли, перегретый пар с температурой 300-550°С подается под давлением в канал штанг 46. Под давлением пара 30-50 МПа клапана 50, 51 выпадают из форсунок и пар с температурой 300-550°С очищает каналы нефтяного слоя от парафина и вязких веществ. Подача пара из парогенераторов прекращается после полной очистки засоренных каналов нефтяного слоя.
При одновременном использовании тепловой энергии природного газа и газовых горелок и электрической энергии трансформаторов и проводов накаливания процесс разогрева воды в трубах 22, 23, установленных в полостях внутренних труб 15, 16, 17, 18, 19, наружных труб парогенераторов ускоряется, но увеличиваются материальные затраты и стоимость тепловой и электрической энергий.
А при использовании только электрической энергии трансформаторов и проводов накаливания для разогрева воды в трубах 22, 23 внутренних и наружных труб парогенераторов стоимость работ по очистке засоренных каналов нефтяного слоя и разогрева паровых котлов выше стоимости выполнения этих же работ при использовании тепловой энергии природного газа.
Для охлаждения теплозащитного материала наружной стороны штанг 54 в скважине и нефти (при давлении пара 30-50 МПа температура пара повышается до 300-550°С) и предотвращения возгорания легко воспламеняющихся фракций нефти в воздушной среде датчик температуры 58 при нагреве воздушной среды в устье скважины до температуры 50-100°С подает сигнал на автоматическую систему управления вентилями 59, 60 (на фиг.1 автоматическая система управления вентилями не показана), последние открывают каналы баллона 55, 56 с жидким и газообразным азотом и через редуктор 57 под давлением 1,5-2,0 МПа газообразный азот поступает в баллоны с жидким азотом и через форсунку 54 в полость скважины подается порция газообразного азота с температурой 50°С. После охлаждения наружной штанги, теплозащитного материала и нефти до температуры 50-100°С датчик температуры 54 подает сигнал об отключении вентилей 59, 60, последние перекрывают вентили, и подача хладагента в полость скважины прекращается.
В азотной среде при температуре 50-100°С возгорание легких фракций нефти предотвращается, обеспечивая безопасную работу при восстановлении нефтяной скважины в рабочее состояние.
Использование стекловаты позволяет уменьшить теплоотдачу энергии пара в окружающую среду и образование конденсата внутри штанг при работе парогенераторов, расположенных на поверхности земли с рабочей температурой пара 300-550°С и давлением 30-50 МПа, а следовательно, можно использовать одни только штанги с теплозащитным материалом, в которых выполнены форсунки, т.е. без применения парогенератора, расположенного в нефтяном слое.
Использование штанг 46 с баллонам 49, заполненными под давлением газообразным азотом или инертным, газом позволяет уменьшить растягивающую нагрузку на поперечное сечение штанг и резьбовые соединительные узлы в скважине, заполненной нефтью, от собственного веса штанг и высокого давления пара, возникающего в канале колонны штанг длиной 3000 м и более. С увеличением глубины погружения баллонов в скважину увеличивается давление жидкости, а следовательно, нефть стремится вытолкнуть штанги с баллонами на поверхность нефти, расположенной в скважине. За счет естественных физических процессов, происходящих в жидкости, можно опускать колонну штанг на глубину 20 км и более.
Использование трансформаторов позволяет увеличить срок работы проводов накаливания.