Погружной сепаратор механических примесей



Погружной сепаратор механических примесей
Погружной сепаратор механических примесей

 


Владельцы патента RU 2526068:

Закрытое акционерное общество "Новомет-Пермь" (RU)

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 нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа.

Известен центробежный сепаратор твердых частиц, включающий корпус со входными отверстиями, ротор в виде рабочих центробежных колес и каналы для отвода отделенных твердых частиц в скважину, причем входные отверстия для жидкости с частицами расположены в нижней части устройства, отверстия для отвода частиц - в средней, а выходные отверстия для очищенной жидкости - в верхней (патент РФ №2 387 884, кл. F04D 29/70, 13/10, 2008).

Недостатком данного устройства является ускоренный износ из-за многократного прохождения вдоль него твердых частиц, вызванного образованием обратного потока жидкости с твердыми частицами от отверстий для отвода частиц к входным отверстиям из-за разности давлений между этими отверстиями.

Наиболее близким к заявляемому является погружной сепаратор механических примесей, содержащий корпус с входными и выходными отверстиями, ротор в виде шнеков, размещенную вокруг него защитную гильзу с неподвижной винтовой решеткой, ход нарезки лопаток которой противоположен вращению ротора, разделительную головку, снабженную отдельными каналами отвода механических примесей и прохождения входящей жидкости, и отстойник. В данном сепараторе выходные отверстия расположены над ротором, а входные отверстия ниже ротора. В погружной установке такой сепаратор размещен ниже электродвигателя (патент РФ №2278959, кл. Е21В 43/00, 43/38, 2006).

Недостатком данного устройства является низкая надежность. Это обусловлено тем, что твердые частицы, отделяясь от восходящего потока, меняют в средней части сепаратора направление своего движения на 180 градусов, и в месте разворота потока частиц происходит интенсивное вихреобразование и локальное накопление механических примесей, что приводит к быстрому разрушению защитной гильзы и корпуса сепаратора на этом уровне.

Задачей настоящего изобретения является повышение надежности погружного сепаратора механических примесей при перекачке жидкостей с большим количеством механических примесей.

Указанный технический результат достигается тем, что в погружном сепараторе механических примесей, содержащем корпус с входными и выходными отверстиями, вращающийся шнек, защитную гильзу и разделительную головку с каналами отвода механических примесей, согласно изобретению, входные отверстия расположены выше 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.

Для повышения напора перед выходными отверстиями может быть установлено рабочее колесо.

Благодаря поступлению жидкости через входные отверстия, размещенные выше шнека, сепарация механических примесей производится в нижней части сепаратора в нисходящем потоке жидкости и поток с твердыми частицами, двигаясь вдоль корпуса вниз, не меняет направления своего движения. Это приводит к тому, что абразивные примеси не накапливаются внутри сепаратора и не разрушают защитную гильзу или корпус устройства.

Сущность заявляемого изобретения поясняется чертежом, где на фиг.1 показан предлагаемый сепаратор механических примесей, продольный разрез; на фиг.2 - то же, с рабочим колесом.

Погружной сепаратор имеет входные 1 и выходные 2 отверстия, каналы для отвода механических примесей 3, вращающийся шнек 5, насаженный на вал 4. Каналы для отвода механических примесей 3 размещены на периферийной части разделительной головки 6, расположенной ниже шнека 5, и ориентированы вдоль оси сепаратора. Вокруг шнека 5 установлена защитная гильза 8, образующая с корпусом 14 кольцевую полость 7, которая соединена с выходными отверстиями 2 с помощью каналов 9, проходящих через входной модуль 10, расположенный выше шнека 5. На защитной гильзе 8 может быть выполнена винтовая решетка с ходом нарезки винтов по направлению вращения шнека для защиты гильзы от износа. Каналы для отвода механических примесей 3 подведены к хвостовику 12 или контейнеру для сбора механических примесей (не показан).

Для повышения напора перед выходными отверстиями 2 может быть установлено рабочее колесо 13 (фиг.2).

Устройство работает следующим образом.

Вращение от электродвигателя передается через вал 4 на шнек 5. Пластовая жидкость, содержащая механические примеси (стрелки с двойными линиями), поступает через входные отверстия 1 на вход вращающегося шнека 5. При прохождении жидкости через вращающийся шнек 5 происходит сепарация механических примесей (стрелки со штриховыми линиями), которые прижимаются к внутренней стороне защитной гильзы 8 и попадают в каналы 3, после чего сбрасываются в хвостовик 12. Очищенная жидкость (стрелки со сплошными линиями) поступает во внутреннюю часть 11 разделительной головки 6, затем направляется в кольцевую полость 7, откуда через каналы 9 поднимается напрямую (фиг.1) или через рабочее колесо 13 (фиг.2) к выходным отверстиям 2, откуда выводится из сепаратора.

Для того чтобы предотвратить попадание неочищенной жидкости в выходные отверстия 2 суммарный напор шнека 5 и рабочего колеса 13 должен быть таким, чтобы в рабочем диапазоне подач сепаратора, давление на выходных отверстиях 2 было больше давления на входных отверстиях 1. При необходимости увеличения напора шнек может быть выполнен многоступенчатым с промежуточными направляющими аппаратами.

Таким образом, заявляемая конструкция препятствует накоплению механических примесей внутри сепаратора, что повышает надежность его работы.

1. Погружной сепаратор механических примесей, включающий корпус с входными и выходными отверстиями, вращающийся шнек, защитную гильзу и разделительную головку с каналами отвода механических примесей, отличающийся тем, что 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.

2. Погружной сепаратор по п.1, отличающийся тем, что на внутренней стороне защитной гильзы выполнена винтовая решетка с ходом нарезки по направлению вращения шнека.

3. Погружной сепаратор механических примесей по п.1, отличающийся тем, что перед выходными отверстиями установлено рабочее колесо, обеспечивающее повышение напора.



 

Похожие патенты:
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.

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.

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.

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

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 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.

Изобретение относится к исследованию газонефтяных скважин на многопластовых залежах с существенными различиями параметров работы пластов. Способ включает определение значений дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений, а также степень обводненности продукции нижнего пласта. При этом каждую трубу НКТ предварительно оснащают акустическим преобразователем-контроллером, устанавливаемым на середине ее длины и имеющим собственный код управления для связи с телеметрическим модулем системы и в период кратковременной остановки ЭЦН наряду с определением дебитов верхнего и нижнего пластов и пластовых давлений по КВУ и КВД, по результатам непрерывного опроса акустических преобразователей-контроллеров определяют границу уровней раздела «газ-нефть» и «нефть-вода» после расслоения трехфазной смеси в колонне НКТ, объем продукции каждой из трех составляющих трехфазной смеси и степень ее обводненности. Технический результат заключается в повышении точности определения дебитов и обводненности продукции каждого разрабатываемого пласта многопластовой скважины. 1 ил., 1 табл.

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. Технический результат - внутрискважинное разделение нефти от добываемой продукции скважины и раздельный подъем нефти и воды на поверхность при межскважинной перекачке воды для поддержания пластового давления. Установка включает устьевую арматуру, концентрично расположенные колонны насосно-компрессорных труб двух диаметров с электроцентробежным и струйным насосами в эксплуатационной колонне скважины. Имеется разделительная камера, расположенная в нижней части ствола скважины под электроцентробежным насосом, снабженным герметизирующим кожухом. Установка имеет канал для прохода отделившейся нефти, сообщающий затрубное пространство над насосом с разделительной камерой, и впускные отверстия для поступления разделенной воды. Герметизирующий кожух электроцентробежного насоса снизу в интервале разделительной камеры снабжен входным устройством в виде заглушенного снизу хвостовика. Хвостовик поделен на секции с впускными отверстиями. На уровне каждого впускного отверстия хвостовик снабжен стаканом, выполняющим функции гидрозатвора для нефтяных капель и впуска воды из разделительной камеры. Впускные отверстия расположены в один ряд вдоль хвостовика и выполнены с уменьшающимся диаметром в каждой последующей секции по направлению вверх. В качестве канала для прохождения нефтяных капель служит зазор между кожухом и эксплуатационной колонной скважины. Колонна насосно-компрессорных труб большего диаметра в устьевой арматуре соединена с водяной линией, а колонна насосно-компрессорных труб меньшего диаметра - с нефтяной линией. Нижняя часть колонны меньшего диаметра герметично установлена в верхней цилиндрической камере коммутатора, установленного в колонне насосно-компрессорных труб большего диаметра на глубине ниже динамического уровня жидкости в скважине. Коммутатор снабжен вертикальными периферийными каналами для прохождения через него восходящего потока воды и нижней цилиндрической камерой для размещения вставного струйного насоса, выход которого сообщен с верхней цилиндрической камерой. При этом обеспечена возможность поступления рабочей жидкости в струйный насос от электроцентробежного насоса, а откачиваемой жидкости - по боковому каналу коммутатора из затрубного пространства скважины через обратный клапан, расположенный с наружной стороны коммутатора. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области эксплуатации скважин различного назначения, преимущественно нефтяных, осложненных пескопроявлением, и предназначено для очистки пластового флюида от песка и механических примесей. Способ улавливания песка и механических примесей в потоке нефти, воды и газа включает улавливание из потока нефти, воды и газа и накопление песка и механических примесей в накопителях. Улавливание песка и механических примесей из потока нефти, воды и газа осуществляется механическим способом за счет понижения давления - потери на удар, основанного на эффекте Борда, усиливаемого использованием эффекта Коанды и предполагающего установку в потоке нефти, воды и газа такую конструкцию устройства, состоящую из накопителя песка и механических примесей и дифференциатора давления, конструкционные параметры которых позволяют обеспечить максимальное проявление этих эффектов. Устройство может быть размещено в потоке перекачиваемой или движущей под уже имеющимся собственным давлением как до, так и после любых перекачивающих механизмов, при этом предусматривается возможность установки одного или нескольких последовательно установленных устройств для полной очистки потока нефти, воды и газа от песка и механических примесей. Технический результат заключается в надежном улавливании песка и механических примесей в потоке нефти, воды и газа. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки неоднородных терригенных или карбонатных продуктивных пластов. Способ включает спуск в ствол добывающей скважины ниже уровня жидкости колонны труб с насосами, а также с установленными на концах труб фильтрами, отбор продукции из нижнего продуктивного пласта, раздел нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в верхний пласт, подъем нефти на поверхность. При этом в скважину спускают два фильтра ниже верхнего пласта, каждый на отдельной колонне труб. Фильтры представляют из себя трубы с капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем один фильтр на колонне труб имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, а другой фильтр на другой колонне труб имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%. Верхний пласт отсекают сверху и снизу пакерами, так что по межтрубному пространству из нижнего пласта жидкость не может перетекать в верхний пласт, напротив верхнего пласта колонну труб с фильтром с гидрофильной поверхностью выполняют перфорированной. Жидкость фильтруется через капиллярные отверстия фильтров, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в снижении обводненности добываемой продукции и, как следствие, повышении нефтеотдачи продуктивного пласта. 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применено для разработки многопластовых залежей нефти. Способ включает спуск колонны труб с фильтром ниже уровня жидкости в скважине, отбор продукции из скважины, разделение нефти и воды в стволе скважины, закачку воды в другой пласт, подъем нефти на поверхность. При этом фильтр представляет из себя трубу в трубе, внутренняя труба имеет гидрофобную поверхность со степенью гидрофобности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м, причем нижняя часть внутренней трубы не позволяет проходить воде. Наружная труба имеет гидрофильную поверхность со степенью гидрофильности не менее 99%, капиллярными отверстиями диаметром не более 2 мм и плотностью не менее 50 отв./м. Причем в нижней части фильтра устанавливают пакер между обсадной колонной и наружной трубой для герметизации данного пространства, а между наружной и внутренней трубами фильтра в нижней части оставляют пространство для прохода жидкости. Жидкость попадает в пространство между внутренней и наружной трубами фильтра, где фильтруется через капиллярные отверстия, разделяясь на нефть и воду. Технический результат заключается в повышении эффективности разделения нефти и воды в стволе скважины, повышении эффективности заводнения и, как следствие, увеличении нефтеотдачи залежи. 2 ил.
Наверх