Газосепаратор гравитационный



Газосепаратор гравитационный
Газосепаратор гравитационный

 


Владельцы патента RU 2473801:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (RU)

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче углеводородов для отвода попутного нефтяного газа. Корпус газосепаратора гравитационного состоит из нескольких труб, соединенных между собой корпусными муфтами. Внутри одной или нескольких корпусных муфт расположена разрезная втулка-центратор. Втулка-центратор служит для центрирования цилиндра штангового скважинного насоса в корпусе. На внутренней поверхности разрезной втулки-центратора выполнены продольные пазы. Газосепаратор гравитационный содержит муфту, соединенную через переводник с штанговым скважинным насосом. В муфте радиально расположены каналы, в которые установлены клапаны обратные съемные шариковые в сборе, состоящие из цанги, шарика, седла и резинового кольца. К нижней части корпуса присоединен переводник, оканчивающийся ниппелем. Достигаемый технический результат от использования газосепаратора гравитационного (ГСГ) предлагаемой конструкции заключается в повышении ресурса работы штангового скважинного насоса при добыче продукции с незначительным содержанием механических примесей и высокой концентрацией асфальто-смоло-парафинистых веществ из скважин с высоким газовым фактором. 1 з.п. ф-лы, 2 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче углеводородов для отвода попутного нефтяного газа или газа, выделяющегося из нефти при снижении давления в приемной части штангового скважинного насоса.

На скважинах с высоким газовым фактором наличие большого количества свободного газа негативно сказывается на работе штангового скважинного насоса, уменьшая коэффициент подачи насоса по причине того, что попадающий в цилиндр газ занимает часть рабочего объема цилиндра, и снижая коэффициент наполнения насоса, вплоть до срыва подачи, продолжительность которого составляет десятки минут. На наполнение насоса в известной мере можно влиять, изменяя коэффициент сепарации газа на приеме насоса, который зависит от условий всасывания газожидкостной смеси.

С помощью устройств, называемых газосепараторами, удается увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно, уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса. Существуют устройства, в которых отделение газа от скважинной жидкости обеспечивается действием центробежных сил (Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с.330-333; Авторское свидетельство СССР N 875000, кл. Е21В 43/84, 1981). Также существуют устройства, в которых разделение газа от жидкости происходит под действием сил гравитации.

Известен сепаратор для штанговых насосов (патент РФ на полезную модель №19662, опубл. 20.09.2001 г., принят за аналог), содержащий концентрично расположенные друг в друге патрубки со всасывающим каналом, соединенным с приемом штангового насоса, и с заглушенным сверху и снизу межтрубным пространством, разделенным муфтой на газовую и песочную камеры, причем всасывающий канал выполнен в торце муфты, а входные для жидкости и выходные для газа каналы выполнены в виде отверстий в стенках наружного патрубка, межтрубное пространство выполнено единым, а внутренний патрубок заглушен снизу, при этом всасывающие и входные каналы выполнены в виде калиброванных отверстий в стенках патрубков.

Наиболее близким к предложенному техническому решению является устройство для отделения песка и газа из нефти в скважине (патент РФ на изобретение №2006574, опубл. 30.01.1994 г., принят за прототип), содержащее патрубок с радиальными отверстиями и днищем. Оно имеет и подъемную трубу под насос. Она помещена в патрубке и образует с ним кольцевую полость. В верхней части патрубка помещена муфта. Она выполнена с каналами, сообщающими кольцевую полость с внешней средой. При этом патрубок жестко связан с подъемной трубой. Он связан с помощью муфты. Патрубок имеет длину, обеспечивающую перепад давления нефти в 1-2,5 МПа. Каналы перекрыты клапанами. Радиальные отверстия патрубка выполнены на расстоянии 1/10-1/12 длины патрубка от муфты. Подъемная труба своим нижним концом установлена на расстоянии 1/7-1/15 длины от его днища.

Общим недостатком вышеперечисленных устройств является следующее. При прохождении углеводородов парафинового ряда через отверстия патрубка происходит отложение асфальто-смоло-парафинистых веществ на стенках патрубка, что со временем приводит к уменьшению проходных сечений отверстий патрубка, а возможно, и к их полному перекрытию. А также эффективность добычи нефти при использовании устройств, принятых за прототип и аналог, снижается при всех прочих равных условиях из-за того, что то количество скважинной продукции, которое поступает из продуктивного пласта в единицу времени, не поднимается на поверхность вследствие уменьшения объема добываемой скважинной жидкости, поступающей через отверстия в патрубках на прием насоса.

Решаемой задачей и техническим результатом предлагаемого изобретения является увеличение коэффициента заполнения штангового скважинного насоса, соответственно, и коэффициента подачи насоса, рост эффективности использования насосного оборудования и увеличение ресурса работы насоса в скважинах с высоким газовым фактором, дающим продукцию с незначительным содержанием механических примесей и высокой концентрацией асфальто-смоло-парафинистых веществ.

Поставленная задача решается тем, что

- корпус газосепаратора выполнен из нескольких труб, соединенных между собой корпусными муфтами,

- внутри одной или нескольких корпусных муфт установлена разрезная втулка-центратор с выполненными на внутренней поверхности продольными пазами,

- в верхней части корпуса расположена муфта с центральным резьбовым каналом для подвеса штангового скважинного насоса через переводник, а между центральным каналом и внешней окружностью цилиндра муфты выполнены каналы, в которые установлены клапаны обратные съемные шариковые в сборе, состоящие из цанги, шарика, седла и резинового кольца,

- к нижней части корпуса присоединен переводник, оканчивающийся ниппелем,

- причем площадь поперечного сечения ниппеля меньше площади поперечного сечения трубы корпуса, а суммарная площадь поперечных сечений проточных частей седел клапанов больше суммарной площади поперечных сечений пазов разрезной втулки-центратора.

Установка в муфте съемных обратных клапанов повышает ремонтопригодность газосепаратора. Разрезная втулка-центратор используется для центрирования цилиндра штангового скважинного насоса в корпусе газосепаратора гравитационного. К ниппелю переводника в нижней части корпуса можно подвесить хвостовик, фильтр или другое скважинное оборудование. В конструкции газосепаратора гравитационного площадь поперечного сечения ниппеля должна быть меньше площади поперечного сечения трубы корпуса для создания перепада давления на входе в устройство, что создает эффект дросселирования, обеспечивающий лучшее отделение газа от нефтяной составляющей скважинной продукции. При обильном газоотделении в корпусе газосепаратора гравитационного возможно оттеснение уровня жидкости скопившимся газом ниже приема насоса и нарушение работы скважинного насоса, для предотвращения данного явления суммарная площадь поперечных сечений проточных частей седел клапанов должна быть больше суммарной площади поперечных сечений пазов разрезной втулки-центратора.

Положительный технический эффект от использования предлагаемой конструкции газосепаратора заключается в повышении ресурса работы скважинного штангового насоса при добыче продукции с незначительным содержанием механических примесей и высокой концентрацией асфальто-смоло-парафинистых веществ из скважин с высоким газовым фактором.

Газосепаратор гравитационный (ГСГ) рекомендуется использовать на скважинах с высоким газовым фактором, а также на скважинах, работающих с низким динамическим уровнем, и применяется для штанговых скважинных насосов трубного (невставного) типа.

На фиг.1 представлена схема газосепаратора гравитационного, на фиг.2 представлена схема клапана обратного съемного шарикового.

Корпус газосепаратора гравитационного состоит из нескольких труб 1, соединенных между собой корпусными муфтами 2. Внутри одной или нескольких корпусных муфт 2 установлена разрезная втулка-центратор 3 для центрирования штангового скважинного насоса 4 в корпусе ГСГ. На внутренней поверхности втулки-центратора 3 выполнены продольные пазы, предназначенные для прохождения газа. В верхней части корпуса расположена муфта 5 с центральным резьбовым каналом для подвеса штангового скважинного насоса 4 через переводник 6. Между центральным каналом и внешней окружностью цилиндра муфты 5 выполнены каналы, в которые установлены клапаны обратные съемные шариковые. Каждый съемный клапан (фиг.2) состоит из цанги 7, шарика 8, седла 9 и резинового кольца 10. К нижней части корпуса ГСГ (фиг.1) присоединен переводник 11, оканчивающийся ниппелем. К ниппелю переводника 11 можно подвесить хвостовик, фильтр или другое скважинное оборудование.

Газосепаратор гравитационный работает следующим образом.

При всасывающем ходе насоса скважинная продукция через ниппель переводника 11 попадает в зону разрежения (снижения давления) - пространство между приемной частью штангового скважинного насоса 4 и нижней частью ГСГ, составляющее не менее 1 м. Выделение газа в камере разрежения происходит за счет того, что площадь поперечного сечения ниппеля 11 меньше площади поперечного сечения трубы 1 корпуса. Большая часть выделившегося попутного газа из нефти попадает в кольцевое пространство между стенками газосепаратора и цилиндром штангового скважинного насоса 4. Через втулку-центратор 3 с продольными пазами попутный газ поступает в радиально расположенные каналы муфты 5 и систему клапанов обратных съемных шариковых. Шарик 8 позволяет пропускать газ в одном направлении и срабатывает, как обратный клапан, т.е. при повышении давлении над шариком 8 он садится в седло 9. При использовании устройства имеет место гравитационное отделение газа из нефти. При этом газ выводится в межтрубное пространство, расположенное значительно выше приемной части штангового скважинного насоса 4. Через штанговый скважинный насос 4 проходит менее газированная продукция, улучшается качество посадки клапанов в клапанных парах насоса, уменьшая их износ и негативное влияние подплунжерного пространства штангового скважинного насоса 4.

Заявленное изобретение обеспечивает более надежную и устойчивую работу скважинного оборудования, рост эффективности использования насосного оборудования в скважинах с высоким газовым фактором.

1. Газосепаратор гравитационный, содержащий корпус, муфту с каналами, перекрытыми обратными клапанами, отличающийся тем, что корпус выполнен из нескольких труб, соединенных между собой корпусными муфтами, внутри одной или нескольких корпусных муфт установлена разрезная втулка-центратор с выполненными на внутренней поверхности продольными пазами, в верхней части корпуса расположена муфта с центральным резьбовым каналом для подвеса штангового скважинного насоса через переводник, а между центральным каналом и внешней окружностью цилиндра муфты выполнены каналы, в которые установлены клапаны обратные съемные шариковые в сборе, состоящие из цанги, шарика, седла и резинового кольца, к нижней части корпуса присоединен переводник, оканчивающийся ниппелем.

2. Газосепаратор гравитационный по п.1, отличающийся тем, что площадь поперечного сечения ниппеля меньше площади поперечного сечения трубы корпуса, а суммарная площадь поперечных сечений проточных частей седел клапанов больше суммарной площади поперечных сечений пазов разрезной втулки-центратора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для улавливания песка при добыче нефти штанговыми скважинными глубинными насосами. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче из скважин жидкости с большим газосодержанием посредством установок электроцентробежных насосов.

Изобретение относится к добывающей промышленности и может быть применено при добыче жидкости из скважин с проявлениями песка. .

Изобретение относится к технике добычи нефти, в частности к скважинным электроцентробежным насосам. .

Изобретение относится к насосостроению и предназначено для использования при добыче нефти с высоким содержанием твердых абразивных частиц. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для удаления песчаных осадков без извлечения на поверхность из глубинных устройств.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче обводненной нефти и утилизации попутно добываемой воды. .

Изобретение относится к нефтяной промышленности

Изобретение относится к области добычи нефти из нефтяных скважин механизированным способом, а именно добыче нефти электроцентробежным насосом или штанговым насосом

Изобретение относится к нефтяной промышленности и, в частности, к эксплуатации нефтедобывающей скважины с разделением пластовой продукции в скважине или эксплуатации водозаборной скважины, в добываемой пластовой жидкости которой имеется нефть

Изобретение относится к насосостроению и может быть использовано при добыче нефти с высоким содержанием газа и абразивных частиц. Газосепаратор скважинного погружного насоса, содержащий корпус, основание, в котором выполнены входные отверстия для подвода газожидкостной смеси. Головку с выходными отверстиями для вывода отсепарированного газа и выходные каналы для передачи дегазированной жидкости. Сепарационную камеру, вал, установленный на валу шнек, причем в корпусе на входе в сепарационную камеру установлена конусообразная втулка. Внутренний диаметр втулки меньше наружного диаметра сепарационной камеры. Изобретение направлено на повышение надежности работы газосепаратора. Техническим результатом является создание конструкции газосепаратора, способного длительное время безаварийно работать в жидкости, содержащей абразивные частицы. 7 з.п. ф-лы, 6 ил.

Группа изобретений относится к раздельной эксплуатации нескольких пластов с использованием штанговой насосной установки. Способ включает спуск в скважину установки, включающей колонну лифтовых труб, хвостовик с установленным на нем пакером, обеспечивающим разобщение верхнего и нижнего эксплуатируемых пластов, глубинный штанговый насос для подъема пластового флюида из двух пластов, входы которого сообщены с надпакерным пространством и подпакерным пространством через всасывающие клапаны, а выход сообщен с полостью колонны лифтовых труб через нагнетательный клапан; переходный элемент, обеспечивающий гидравлическую связь подпакерного пространства скважины через хвостовик с одним из всасывающих клапанов глубинного штангового насоса и постоянное отделение попутного газа из флюида, добываемого из нижнего пласта, в линию нефтесбора на устье скважины или в надпакерную полость скважины выше динамического уровня по скважинному трубопроводу. После отделения попутного газа осуществляют подъем пластового флюида из двух пластов по колонне лифтовый труб на устье скважины. Технический результат заключается в улучшении сепарации и отводе попутного газа, содержащегося в пластовом флюиде. 2 н. и 1 з.п.ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при определении обводненности продукции нефтедобывающей скважины. Технический результат направлен на повышение точности определения обводненности продукции скважины. Определение проводят в скважине, которую снабжают колонной насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и обратным клапаном на конце. Для определения обводненности выбирают скважину, расположенную в районе середины нефтяной залежи, с режимами добычи, близкими к средним по залежи. Скважину эксплуатируют не менее времени выхода на рабочий режим. Останавливают скважину и проводят технологическую выдержку до отделения от продукции скважины газа, расслоения на нефть и воду. Выполняют измерение высоты столба жидкости, по взаиморасположению линий раздела сред жидкость - газ и вода - нефть определяют объемное значение обводненности.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа. Обеспечивает повышение надежности работы сепаратора. Погружной сепаратор механических примесей включает корпус с входными и выходными отверстиями, вращающийся шнек, защитную гильзу и разделительную головку с каналами отвода механических примесей. Входные отверстия расположены выше вращающегося шнека, а в разделительной головке выполнены каналы для очищенной жидкости, связанные с выходными отверстиями через кольцевой зазор, образованный между защитной гильзой и корпусом. На внутренней стороне защитной гильзы может быть выполнена винтовая решетка с ходом нарезки по направлению вращения шнека. Перед выходными отверстиями может быть установлено рабочее колесо для повышения напора. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к оборудованию для сепарации многофазных сред. Техническим результатом является повышение эффективности работы скважинного газопесочного сепаратора и упрощение конструкции. Скважинный газопесочный сепаратор содержит цилиндрический корпус с входными отверстиями, в верхней части которого концентрично установлен цилиндрический патрубок, содержащий сепарирующий узел в виде полого шнека с профилированной спиралью, спиральный канал, сообщающий входные отверстия с полостью усеченного конуса, вихревую камеру в виде полого усеченного конуса, концентрично установленную в нижней части корпуса под патрубком с сепарирующим узлом, и присоединенный к нижней части корпуса отстойник для сбора механических примесей. При этом профилированная спираль полого шнека выполнена двухзаходной. Наружная поверхность профилированной двухзаходной спирали имеет спиральную поверхность контакта с внутренней цилиндрической поверхностью корпуса, образуя двухзаходный спиральный канал, сообщающий входные отверстия с внутренней полостью корпуса выше вихревой камеры. Профилированная двухзаходная спираль расположена на полом шнеке ниже входных отверстий в корпусе сепаратора на расстоянии, превышающем один наружный диаметр шнека. На цилиндрическом корпусе выше входных отверстий установлен герметизирующий элемент, перекрывающий затрубное пространство. При этом геометрические размеры спиральных каналов и вихревой камеры подобраны в зависимости от дебита скважины и подачи применяемого скважинного насоса. 1 з.п. ф-лы, 6 ил.
Наверх