Скважинный газосепаратор

 

Изобретение относится к нефтедобыче из скважин, эксплуатируемых глубинными штанговыми насосами (ШГН), для защиты их от вредного воздействия газа. Обеспечивает повышение сепарационной способности газосепаратора. Сущность изобретения: устройство включает подводящий патрубок с отверстиями в верхней части и завихрителем потока, сепарационную камеру с газовыпускным клапаном, всасывающий коллектор, сообщающийся с нижней частью сепарационной камеры. Верхняя часть подводящего патрубка с завихрителем потока концентрично размещена в сепарационной камере. Эта камера установлена во всасывающем коллекторе. Гидравлическая длина подводящего патрубка и сепарационной камеры обеспечивают гидрозатвор для предупреждения прохода газа. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к добыче нефти из скважин, эксплуатируемых глубинными штанговыми насосами (ШГН) для защиты их от вредного воздействия газа.

Известен газосепаратор, включающий подводящий патрубок с отверстиями в верхней части и завихрителем потока, сепарационную камеру с газовыпускным клапаном, всасывающий коллектор, сообщающийся с нижней частью сепарационной камеры (1).

В известном скважинном газосепараторе возможно проскальзывание газа в кольцевое пространство между верхней ступенью всасывающего коллектора и газоотводной трубкой и далее на прием насоса, так как нижняя и верхняя ступень всасывающего коллектора конструктивно образуют единую полость.

Кроме того, завихритель потока расположен в нижней части всасывающего коллектора, что не способствует созданию необходимой центробежной силы для сепарации газа, вследствие большой массы жидкости, находящейся над завихрителем потока.

Целью изобретения является повышение сепарационной способности скважинного сепаратора.

Цель достигается тем, что в скважинном газосепараторе, включающем подводящий патрубок с отверстиями в верхней части и завихрителем потока, сепарационную камеру с газовыпускным клапаном, всасывающий коллектор, сообщающийся с нижней частью сепарационной камеры, верхняя часть подводящего патрубка с завихрителем потока концентрично размещена в сепарационной камере, при этом последняя установлена во всасывающем коллекторе. Кроме того, отверстия подводящего патрубка имеют наклоны по направлению потока из завихрителя.

На фиг. 1 изображена схема скважинного газосепаратора.

На фиг. 2 - схема лабораторной установки для изучения работы газосепаратора.

Газосепаратор состоит из всасывающего коллектора 1, подводящего патрубка 2 с завихрителем потока 3, подводящий патрубок имеет отверстия 4 и размещен в сепарационной камере 5. Последняя имеет газовыпускной канал 6, в котором установлен клапан 7 и газоотводная трубка 8, всасывающий коллектор имеет в верхней части всасывающий канал 9.

Скважинный газосепаратор работает следующим образом.

При ходе плунжера вверх газожидкостная смесь поступает по подводящему патрубку 2, проходит через турбинку 3, которая закручивает пузырьки в "газовый шнур" по оси, что способствует объединению значительной части мелких пузырьков в крупные, далее поток газожидкостной смеси попадает в полость 10 газосепарационной камеры 5, где происходит отделение газа при повороте струи жидкости на 180^o. К этому потоку добавляется жидкость, отбрасываемая турбинкой 3 к стенкам подводящего патрубка 2, всасываемая через отверстия 4, имеющие наклоны по направлению потока.

Предупреждение прохода газа в кольцевую полость всасывающего коллектора обеспечивается за счет того, что отбор жидкости производятся с нижней части сепарационной камеры, а гидравлическая длина подводящего патрубка 2 и сепарационной камеры 5 такова, что в любой момент времени обеспечивается постоянный гидрозатвор для предупреждения прохода газа.

Принцип гидрозатвора исключает проскальзывание газа в кольцевое пространство между всасывающим коллектором и сепарационной камерой.

В предлагаемой конструкции масса вращаемой жидкости минимальна, т.к. происходит изливание через газовую среду.

Например, для скважины с суточным дебитом 25 м³/сут и режимом работы станка - качалки 6 качков в минуту, за один ход плунжера вверх, на прием насоса поступает 0,0027 м³ жидкости. С учетом того, что приток из пласта и поступление газожидкостной смеси в сепарационную камеру 5 носит постоянный характер, объем жидкости в сепарационной камере уменьшится на 0,00135 м³. Принимая коэффициент запаса 1,7 - 2,0, производится расчет объема гидравлического затвора. Далее рассчитывается гидравлическая длина приемного патрубка 2 и сепарационной камеры 5.

Отсепарированная жидкость поступает по кольцевому пространству всасывающего коллектора 1 через всасывающий канал 9 на прием насоса.

Визуальные наблюдения, при лабораторных исследованиях показали, что максимальный эффект достигается при условии нахождения уровня жидкости гидравлического затвора ниже верхнего торца подводящего патрубка 2. В этом случае создаются наилучшие условия для закручивания пузырьков в "газовый шнур" вследствие высокой центробежной скорости движения жидкости. При изливании газожидкостной смеси через газовую среду происходит наиболее полное отделение газа от жидкости.

Экспериментальное изучение процессов, происходящих в сепараторе, было выполнено на лабораторной установке (фиг. 2), состоящей из модели сепаратора и системы приготовления газожидкостной смеси.

Модель сепаратора, для визуальных наблюдений происходящих процессов, выполнена из прозрачных цилиндров. В качестве завихрителя потока 3 использовалась неподвижно установленная лопастная турбинка. На линии сброса газа из сепарационной камеры установлен газовый счетчик 10. Отбор жидкости производился через краны 11, 12.

Система приготовления газожидкостной смеси состоит из баллона высокого давления 1 с микроредуктором 2 и газового счетчика 3, вмонтированного в линию подачи газа, емкости 4 для рабочей жидкости с краном 5, камеры смешения 6, образцового манометра 7 и коммуникационных линий.

Последовательность работы на установке сводилась к следующему. При помощи микроредуктора 2 и крана 5 изменялась подача жидкости и газа. После получения установившегося режима работы регистрировалось давление у входа в сепаратор, расход газа на выходе из сепарационной камеры модели.

В результате выполненных исследований было отмечено, что максимальный коэффициент сепарации достигается в случае нахождения уровня жидкости гидравлического затвора ниже верхнего торца подводящего патрубка.

С началом хода плунжера вниз давление в сепарационной камере под клапаном начинает возрастать, в связи с продолжающимся накоплением газа в верхней части "газовой подушки". Как только это давление превысит давление под клапаном 7, последний открывается и "газовая подушка" выбрасывается в затрубное пространство скважины. При этом уровень жидкости в сепарационной камере 5 поднимается и вызывает приток газожидкостной смеси в сепараторе, за счет чего поддерживается постоянный "газовый шнур" над турбинкой 3.

При использования устройства имеет место гравитационное отделение песка от жидкости при повороте потока на 180^o, в нижней части сепаратора и осаждение его в песочном кармане 11.

Возможно использование газосепаратора в качестве газоотводного устройства для выпуска газа при эксплуатации штанговых глубинных насосов (ШГН) с хвостовыми трубами.

Источник информации 1. SU а.с. 987080, кл. E 21 B 43/34, 1983.

Формула изобретения

1. Скважинный газосепаратор, включающий подводящий патрубок в верхней части и завихрителем потока, сепарационную камеру с газовыпускным клапаном, всасывающий коллектор, сообщающийся с нижней частью сепарационной камеры, отличающийся тем, что подводящий патрубок с завихрителем потока концентрично размещен в сепарационной камере, которая установлена во всасывающем коллекторе, при этом гидравлическая длина подводящего патрубка и сепарационной камеры обеспечивают гидрозатвор для предупреждения прохода газа.

2. Скважинный газосепаратор по п.1, отличающийся тем, что отверстия подводящего патрубка имеют наклон по направлению потока их завихрителя.

РИСУНКИ

Рисунок 1, Рисунок 2