Способ сепарации газа



Способ сепарации газа

 


Владельцы патента RU 2487993:

Гареев Адиб Ахметнабиевич (RU)

Способ сепарации газа относится к добыче нефти электроцентробежным насосом или штанговым насосом. Способ сепарации свободного газа путем поворота восходящего потока газожидкостной смеси и его пропускания через полупрозрачную поверхность сепарации. Поверхность сепарации содержит вертикально расположенные щели. Перпендикулярно поверхности сепарации создают градиенты давления. Таким образом обеспечивают движение потока газожидкостной смеси с одинаковой объемной скоростью. 2 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

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

Главным осложняющим фактором добычи нефти различными глубинными насосами является наличие в ней растворенного газа (величина объема растворенного газа в единице объема нефти называется газовым фактором или газонасыщенностью, и зависит от месторождения, продуктивного пласта - обозначим через Г, м33), который при давлениях ниже давления насыщения начинает (значение которого зависит от месторождения, продуктивного пласта, обозначим через Рн, [1]) выделяться в свободный попутный газ. Объемная доля свободного газа в газожидкостной смеси называется газосодержанием. Наличие свободного газа на приеме глубинного насоса осложняет добычу нефти, приводя к дестабилизации режимов эксплуатации насоса и в конечном счете к выходу из строя всей насосной установки, снижая экономическую эффективность способа эксплуатации нефтяной скважины. Для борьбы с вредным влиянием свободного газа на глубинный насос созданы различного рода сепараторы (газосепараторы) к установкам электроцентробежных насосов (УЭЦН), газовые якоря к штанговым насосам (ШГН) и т.д, которые пропуская через себя газожидкостную смесь должны отвести от приема насосной установки свободный газ в затрубное пространство нефтяной скважины и помочь стабилизации режима эксплуатации глубинного насоса. Сепараторы характеризуются так называемым коэффициентом сепарации - отношением объема отведенного от приема насоса свободного газа к всему объему свободного газа в газожидкостной смеси на приеме насоса и обозначается буквой σ [1].

σ = V c V 0 ( 1 )

где

Vc - объем свободного газа отводимого сепаратором за пределы приема насоса,

V0 - общий объем свободного газа на приеме насоса. Все эти сепараторы центробежного принципа действия (сепараторы типа МГН-5Л - российского производства - автор Ляпков П.Д., «RGV», «KGV» фирмы «ODI» [2]). Из-за большой разницы в лабораторных условиях плотности газа (1 кг/м3) и плотности масла (700-800 кг/м3) такие сепараторы позволяют получить коэффициент сепарации не менее 0,5 (50%). Центробежная сила в центробежном сепараторе зависит следующим образом:

F = m V 2 / R , ( 2 )

где m - масса частицы, некоторый выделенный элемент нефти с газом (или масса единицы объема нефти, которая называется плотностью нефти), V - линейная скорость вращения "частицы" нефти в сепараторе, равная линейной скорости вращения элементов электроцентробежного газосепаратора, R - радиус вращения кусков нефти.

При одинаковых величинах радиуса и линейной скорости вращения центробежная сила, действующая на "элемент" нефти, зависит от плотности. Если в "элементе" нефти с плотностью pн имеется пузырек свободного газа с плотностью pг, то отношение центробежных сил на элемент нефти Fн и элемент газа Fг отличаются

F н / F г = m н V 2 / R : m г V 2 / R = m н / m н ( 3 )

В условиях электроцентробежного насоса, находящегося под давлением (наывается давлением на приеме насоса) 30-60 атмосфер, плотность нефти отличается от плотности газа в свободных газовых пузырях в той же нефти не более 4-5 раз (например, плотность нефти в среднем 700-800 кг/м3, в то же время плотность газа равна 145-150 кг/м3). В лабораторных условиях, когда плотность жидкости (масла) отличается от плотности пузырьков газа (воздуха или метана) в несколько сот раз, соотношение (3) становится существенным и, поэтому, в лабораторных условиях центробежные сепараторы дают хороший коэффициент сепарации.

Однако, в условиях нефтяного месторождения, на больших глубинах и под давлением 30-60 ат. разница в плотностях газа (около 150 кг/м3) и жидкости (около 750 кг/м3) коэффициент сепарации этих сепараторов не более 0,18 (18%) [3].

Также известны гравитационные сепараторы к электроцентробежным насосам (ЭЦН), в которых для сепарации используют силу гравитации при повороте восходящего потока газожидкостной смеси и пропускании потока газожидкостной смеси через полупрозрачную поверхность сепарации. Например, в модуле погружного центробежного насоса по патенту RU 2215907 уменьшение содержания свободного газа выполняют пропусканием потока газожидкостной смеси через отверстия сетки.

Наиболее близким аналогом является способ сепарации газового якоря (Крец В.Г., Основы нефтегазового дела: учебное пособие / В.Г.Крец, А.В.Шадрина. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010, стр.126, Рис.11.5), в котором при изменении газожидкостного потока на 180° пузырьки газа под действием архимедовой силы всплывают и частично сепарируются в загрубное пространство, а жидкость через отверстия поступает в центральную трубу на прием насоса. Однако, согласно законам гидромеханики, движение газожидкостного потока через отверстия происходит неодинаково: наибольшая скорость - в отверстиях близких к приему насоса (так как в них перепад давления больше), а наименьшая скорость - в отверстиях удаленных от приема насоса (так как в них перепад давления меньше). Вследствие этого, в местах наибольших скоростей сепарация не происходит. Таким образом, хотя гравитационные сепараторы являются наиболее экономичными (нет вращающихся узлов и деталей), из-за неравномерности скорости движения через поверхность сепарации они имеют низкий коэффициент сепарации (не более 10%) и, поэтому, не нашли широкого применения.

Целью изобретения является увеличение коэффициента сепарации сепаратора.

Для этого способ сепарации свободного газа на приеме глубинного насоса для добычи нефти путем поворота восходящего потока газожидкостной смеси и пропускании потока газожидкостной смеси через полупрозрачную поверхность сепарации отличается тем, что поверхность сепарации, содержащую вертикально расположенные щели, размещают вертикально, а перпендикулярно поверхности сепарации создают градиенты давления таким образом, чтобы обеспечить движение потока газожидкостной смеси с одинаковой объемной скоростью. В результате перераспределения перепадов давления, скорости движения газожидкостной смеси на всех щелях, а также верхних и нижних частях щелей становятся одинаковыми и уменьшаются, поэтому скорость движения пузыря газа возле щели в вертикальном направлении под действием Архимедовой силы становится больше, чем скорость горизонтально направленной газожидкостной смеси, что приводит к отставанию пузырей и увеличению сепарации.

В частном случае, градиенты давления создают с помощью калиброванных отверстий на приеме насоса.

В другом частном случае, для увеличения сепарации щели на поверхности сепарации выполняют шириной преимущественно меньше диаметров пузырей.

На Фиг.1 показана схема реализации предлагаемого способа сепарации газа, на которой сделаны следующие обозначения:

1 - патрубок радиуса R, заглушенный снизу и соединенный (не показано) верхним торцом с приемом насоса,

2 - направление движения смеси на приеме насоса,

3, 4 и 5 - калиброванные отверстия радиусов R1, R2 и R3,

6 - поверхность сепарации площадью S,

7 - скорость Wn всплытия газовых пузырей, не прошедших через щели 13,

8 - скорость Wc движения газожидкостной смеси на поверхности 6,

9, 10 и 11 - скорости движения газожидкостной смеси на уровне отверстий 3, 4 и 5,

12 - скорость W0 движения газожидкостной смеси в восходящем потоке до поверхности 6,

13 - щели ширины d0 на поверхности 6.

Предлагаемый способ сепарации осуществляют следующим образом. На приеме насоса заглушенным снизу патрубком 1 радиуса R с калиброванными отверстиями 3, 4 и 5 на боковой поверхности работающим насосом создают градиенты давления, перпендикулярные к оси патрубка 1.

Градиенты давления при этом должны обеспечивать движение газожидкостной смеси с одинаковой объемной скоростью (объемная скорость 9 равна объемной скорости 10 и равна объемной скорости 11). На пути объемных скоростей устанавливают перпендикулярную к направлению потоков, вертикальную поверхность 6 сепарации с вертикально расположенными щелями 13. Направление восходящего газожидкостного потока на цилиндрической поверхности 6 сепарации под действием градиента давления меняется на 90°. Если линейная скорость в восходящем потоке W0, то на поверхности сепарации эта скорость уменьшится и станет равной:

W c = W 0 S ( 4 )

где S площадь поверхности щелей на поверхности сепарации.

Вектор скорости с будет одинаково направлен с вектором градиента давления, т.е. направление вектора скорости Wс будет перпендикулярен к плоскости калиброванных отверстий 3, 4 и 5. Можно подобрать площадь S так, чтобы скорость 8 Wс стала намного меньше линейной скорости о в восходящем потоке газожидкостной смеси

W c < W 0 ( 5 )

и так, чтобы скорость горизонтального движения газожидкостной смеси (как и газовых пузырей) стала меньше скорости всплытия газовых пузырей.

W c W n ( 6 )

При повороте газожидкостной смеси из-за малой скорости "дрейфа" пузырьков в сторону поверхности 6 сепарации Архимедова сила приведет пузырьки в движение в восходящем направлении. Торможение пузырьков газа и подход к поверхности 6 сепарации других пузырьков согласно законам механики движения газожидкостных смесей приведет к коагуляции - слипанию и укрупнению пузырьков газа, что даст увеличить величину действующей Архимедовой силы, следовательно, и величину скорости восходящего движения газовых пузырьков.

С другой стороны, пузырьки газа с диаметром dп, двигаясь горизонтально к щели 13, из-за своих диаметров и ширины щели do, не могут проходить через щель 13 и будут вытеснены в пространство перед цилиндрической поверхностью сепарации 6 другими пузырьками, приближающимися к щели.

d о < d п ( 7 )

Таким образом, поверхность 6 пропустит через щели 13 однородную жидкость (нефть + вода попутная) и в отверстия 3, 4 и 5 будет попадать сепарированная однородная смесь. Уменьшение в смеси газовых пузырей стабилизирует подачи УЭЦН, ШГН. Коэффициент сепарации пузырькового сепаратора будет ближе к 100%. Литература:

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. М. 2003. Стр. 424, 474.

2. Сургутнефтегаз. Семинар по технологии ПНС. Талса. Оклахома, 15.Х.1995.

3. Хусаинов З.М., Усманов И.Ш., Гареев А.А. К вопросу сепарации газа. Нефтепромысловое дело, №2, 2000, Стр.21-22.

1. Способ сепарации свободного газа на приеме глубинного насоса для добычи нефти путем поворота восходящего потока газожидкостной смеси и пропускания потока газожидкостной смеси через полупрозрачную поверхность сепарации, отличающийся тем, что поверхность сепарации, содержащую вертикально расположенные щели, размещают вертикально, а перпендикулярно поверхности сепарации создают градиенты давления таким образом, чтобы обеспечить движение потока газожидкостной смеси с одинаковой объемной скоростью.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что градиенты давления создают с помощью калиброванных отверстий на приеме насоса.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что щели на поверхности сепарации выполняют шириной преимущественно меньше диаметров пузырей.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности. .

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче углеводородов для отвода попутного нефтяного газа. .

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 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.

Изобретение относится к газосепараторам и может использоваться в составе погружных центробежных насосов для добычи нефти, воды и других жидкостей из скважин. Технический результат заключается в повышении эффективности сепарации жидкости и газа. Центробежный газосепаратор содержит корпус, основание с входными отверстиями, головку с каналами для подачи отсепарированной жидкости в насос и вывода отсепарированного газа в затрубное пространство и сепарирующее устройство, установленное на валу, при этом газосепаратор снабжен механизмом натяжения вала. 3 ил.

Предлагаемое изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для эксплуатации водозаборных скважин с содержанием попутной нефти в продукции, а также высокообводненных нефтяных скважин, используемых в качестве скважин-доноров (водозаборных). Установка обеспечивает внутрискважинное разделение нефти от добываемой продукции скважины и раздельно подъем нефти и воды на поверхность при межскважинной перекачке воды с целью поддержания пластового давления. Сущность изобретения: в установке, включающей колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом, спущенную в эксплуатационную колонну скважины и в устьевой арматуре соединенную с водяной линией, разделительную камеру, расположенную в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, снабженным герметизирующим кожухом, канал для прохода отделившейся нефти, сообщающий затрубное пространство скважины с разделительной камерой, впускные отверстия для поступления разделенной воды, согласно изобретению герметизирующий кожух электроцентробежного насоса выполнен с возможностью гидравлически сообщить прием электроцентробежного насоса с входным устройством, размещенным в разделительной камере, состоящим из заглушенного с нижнего конца хвостовика, поделенного на секции с впускными отверстиями, при этом на уровне каждого впускного отверстия хвостовик снабжен стаканом, выполняющим функции впуска разделившийся воды во входное устройство и гидрозатвора для нефтяных капель, причем впускные отверстия располагаются в один ряд вдоль хвостовика и выполнены с уменьшающимся диаметром в каждой последующей секции по направлению вверх, а в качестве канала для прохождения нефтяных капель служит зазор между кожухом и эксплуатационной колонной скважины. Для подъема отсепарированной нефти из затрубного пространства на поверхность колонна насосно-компрессорных труб выполнена большего диаметра и в ней концентрично размещена колонна насосно-компрессорных труб меньшего диаметра, верхняя часть которой в устьевой арматуре жестко соединена с нефтяной линией, а нижняя часть герметично установлена в верхней цилиндрической камере коммутатора, установленного в колонне насосно-компрессорных труб большего диаметра на глубине ниже динамического уровня жидкости в скважине, при этом коммутатор снабжен вертикальными периферийными каналами для прохождения через него восходящего потока воды и нижней цилиндрической камерой для размещения вставного струйного насоса, состоящего из сопла, камеры смешения и диффузора, выход которого сообщен с верхней цилиндрической камерой, причем рабочая жидкость в струйный насос поступает от электроцентробежного насоса, а откачиваемая жидкость - по боковому каналу коммутатора из затрубного пространства скважины через обратный клапан, расположенный с наружной стороны коммутатора. Для герметизации вставного струйного насоса в нижней цилиндрической камере его корпус с наружной стороны снабжен уплотнительными манжетами и зафиксирован прижимным полым цилиндрическим винтом, при этом корпус струйного насоса под входом камеры смешения имеет радиальные отверстии, а с наружной стороны - круговую проточку. Установка обеспечивает реализацию разделения нефти от воды практически при любом количестве добываемой жидкости из водозаборных скважин за счет возможности использования входного устройства без ограничения его рациональной длины. Применение установки позволяет сохранить приемистость нагнетательных скважин за счет более качественной очистки закачиваемой воды от нефти и добыть дополнительный объем нефти из водозаборных скважин. Установка также позволяет экономически целесообразно использовать в качестве скважин-доноров (водозаборных) широкий набор высокообводненых нефтяных скважин по степени обводненности 95%-99% с учетом их территориально-рационального расположения в зоне нефтяных залежей, на которых требуется поддержание пластового давления путем межскважинной перекачки воды. 2 з.п. ф-лы, 3 ил

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение в системе поддержания пластового давления при межскважинной перекачке воды. Техническим результатом является упрощение конструкции и повышение надёжности внутрискважинного оборудования для разделения нефти от воды с обеспечением качественной очистки добываемой воды от нефти в скважине-доноре. Установка включает колонну насосно-компрессорных труб с электроцентробежным насосом и промывочно-обратным клапаном, спущенным в эксплуатационную колонну скважины, межтрубное пространство над насосом для накопления и резервирования отделившейся нефти, разделительную камеру, расположенную в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, проходной канал, сообщающий межтрубное пространство над насосом с разделительной камерой, впускные и выпускные отверстия для поступления воды. При этом электроцентробежный насос снабжен наружным герметизирующим кожухом, который выполнен с возможностью гидравлического сообщения приема электроцентробежного насоса с входным устройством, размещенным в разделительной камере, состоящим из заглушенного с нижнего конца хвостовика, поделенного на секции с впускными отверстиями. На уровне каждого впускного отверстия хвостовик снабжен стаканом, выполняющим функции впуска разделившийся воды во входное устройство и гидрозатвора для нефтяных капель. Причем впускные отверстия располагаются в один ряд вдоль хвостовика и выполнены с уменьшающимся диаметром в каждой последующей секции по направлению вверх. В качестве проходного канала для нефтяных капель служит зазор между кожухом и эксплуатационной колонной скважины. 2 ил.

Группа изобретений относится к скважинным устройствам, способам разделения жидкостей и твердых веществ в скважине, а также к способам подготовки системы разделения скважинных флюидов и твердых веществ. Технический результат заключается в облегчении разделения флюидов и твердых веществ и в обработке отделенных твердых веществ внутри скважины. Скважинное устройство содержит разделительную систему, имеющую сепаратор, содержащий впускное отверстие для скважинного флюида, канал для потока нефти, канал для потока воды и канал для твердых веществ; и съемный ограничитель потока, расположенный в канале для твердых веществ для облегчения разделения компонентов скважинного флюида. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 10 ил.
Наверх