Скважинный газопесочный сепаратор



Скважинный газопесочный сепаратор
Скважинный газопесочный сепаратор
Скважинный газопесочный сепаратор
Скважинный газопесочный сепаратор
Скважинный газопесочный сепаратор
Скважинный газопесочный сепаратор

 


Владельцы патента RU 2529978:

Общество с ограниченной ответственностью "Центр образования, науки и культуры имени И.М. Губкина" (ООО "ЦОНиК им. И.М. Губкина") (RU)

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 оборудованию для сепарации многофазных сред и может быть применено для сепарации жидкостей в различных отраслях народного хозяйства, в том числе при добыче нефти в качестве скважинного устройства для очистки флюида в сочетании с насосами для добычи нефти при эксплуатации скважин с высоким содержанием механических примесей в добываемом флюиде.

Известно скважинное устройство, принятое авторами в качестве прототипа, для очистки флюида, содержащее цилиндрический корпус с входными отверстиями, размещенные в верхней части корпуса сепарирующий узел в виде полого шнека с профилированной спиралью и патрубок для отвода жидкости, размещенную в нижней части корпуса вихревую камеру и присоединенный к нижней части корпуса отстойник для сбора механических примесей (см. RU 114720 U1, МПК E21B 43/38, опуб. 10.04.2012).

Недостатками известного устройства для очистки флюида являются:

- низкая эффективность из-за больших гидравлических потерь в каналах конусообразного полого шнека;

- перетоки жидкости в затрубном пространстве;

- сложность конструкции.

Технический результат заключается в повышении эффективности работы скважинного газопесочного сепаратора и упрощении конструкции.

Указанный технический результат достигается тем, что 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 согласно полезной модели профилированная спираль полого шнека выполнена двухзаходной, а 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, при этом профилированная двухзаходная спираль расположена на полом шнеке ниже входных отверстий в корпусе сепаратора на расстоянии, превышающем один наружный диаметр шнека, а 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.

Кроме того, технический результат достигается тем, что сверху и снизу герметизирующего элемента установлены защитные центраторы, предотвращающие повреждение герметизирующего элемента при спуске и подъеме сепаратора.

На фиг.1 показан общий вид газопесочного сепаратора.

На фиг.2 - газопесочный сепаратор, у которого профилированная двухзаходная спираль расположена на полом шнеке ниже входных отверстий в корпусе сепаратора на расстоянии, превышающем один наружный диаметр шнека.

На фиг.3 - газопесочный сепаратор, у которого на цилиндрическом корпусе выше входных отверстий установлен герметизирующий элемент, перекрывающий затрубное пространство.

На фиг.4 - газопесочный сепаратор, у которого сверху и снизу герметизирующего элемента установлены защитные центраторы, предотвращающие повреждение герметизирующего элемента при спуске и подъеме сепаратора.

На фиг.5 - разрез А-А по фиг.4.

На фиг.6 - разрез Б-Б по фиг.4.

На фигурах отдельными позициями обозначены:

1 - корпус;

2 - входные отверстия;

3 - цилиндрический патрубок;

4 - полый шнек;

5 - профилированная спираль;

6 - спиральные каналы;

7 - вихревая камера;

8 - полый усеченный конус;

9 - отстойник;

10 - герметизирующий элемент;

11 - обсадная колонна;

12 - затрубное пространство;

13 - верхний защитный центратор;

14 - нижний защитный центратор.

Скважинный газопесочный сепаратор по фиг.1-4 содержит цилиндрический корпус 1 с входными отверстиями 2, сепарирующий узел в виде полого шнека 4 с профилированной спиралью 5. В верхней части корпуса 1 аксиально установлен цилиндрический патрубок 3 для отвода жидкости. Цилиндрический патрубок 3 в верхней своей части имеет наружную резьбу, а корпус 1 в верхней своей части имеет внутреннюю резьбу, для соответствующего аксиального закрепления. На нижней части патрубка 3 концентрично размещен сепарирующий узел. В нижней части корпуса 1 под сепарирующим узлом концентрично установлена вихревая камера 7, выполненная в виде полого усеченного конуса 8. К нижней части корпуса 1 присоединен отстойник 9 для сбора механических примесей.

На фиг.3 и 4 выше входных отверстий 2 установлен герметизирующий элемент 10, перекрывающий затрубное пространство 12 посредством плотного контакта с обсадной колонной 11.

На фиг.4 для предотвращения повреждения герметизирующего элемента 10 при спуске и подъеме сепаратора устанавливаются верхний 13 и нижний 14 защитные центраторы.

При этом профилированная двухзаходная спираль 5 расположена на полом шнеке 4 ниже входных отверстий 2 в корпусе сепаратора на расстоянии L, превышающем один наружный диаметр D шнека.

Скважинный газопесочный сепаратор работает следующим образом. Пластовая жидкость с механическими примесями поступает внутрь корпуса 1 через входные отверстия 2, далее поступает в спиральные каналы 6, образованные профилированной спиралью сепарирующего узла, выполненного в виде шнека 4. На выходе из шнека 4 в полости вихревой камеры 7 формируется контур циркуляции с вращательным движением жидкости. Твердые частицы за счет центробежных сил оттесняются к стенкам вихревой камеры 7. Под действием гравитационных сил твердые частицы смещаются вниз к усеченному конусу 8 и далее оседают в отстойнике 9. Очищенная от механических примесей жидкость поступает в патрубок 3 и далее движется вверх к входу скважинного насоса (на фиг. не показан).

Выбор оптимальных геометрических размеров для каналов 6, размеров вихревой камеры 7 зависит от дебита скважины и, соответственно, от подачи насоса. При решении задачи по повышению эффективности работы устройства для очистки флюида подбор оптимальной формы каналов должен осуществляться в зависимости от подачи насоса. Возможности для регулировки устройства для очистки флюида в зависимости от подачи скважинного насоса обеспечиваются за счет использования унифицированных и сменных деталей. Такое техническое решение позволяет повысить эффективность работы сепаратора и делает конструкцию более технологичной при изготовлении изделия и при его эксплуатации.

Следует понимать, что после рассмотрения специалистом приведенного описания с примером осуществления скважинного газопесочного сепаратора, а также сопроводительных чертежей, для него станут очевидными другие изменения, модификации и варианты реализации заявленного изобретения. Таким образом, все подобные изменения, модификации и варианты реализации, а также другие области применения, не имеющие расхождений с сущностью настоящего изобретения, следует считать защищенными настоящим изобретением в объеме прилагаемой формулы.

1. Скважинный газопесочный сепаратор, содержащий 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, отличающийся тем, что профилированная спираль полого шнека выполнена двухзаходной, а 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, при этом профилированная двухзаходная спираль расположена на полом шнеке ниже входных отверстий в корпусе сепаратора на расстоянии, превышающем один наружный диаметр шнека, а 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.

2. Скважинный газопесочный сепаратор по п.1, отличающийся тем, что сверху и снизу герметизирующего элемента установлены защитные центраторы, предотвращающие повреждение герметизирующего элемента при спуске и подъеме сепаратора.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа. Обеспечивает повышение надежности работы сепаратора.
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 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.

Изобретение относится к газовой промышленности. Технический результат заключается в повышении эффективности сепарации жидкости из газожидкостного потока со сбросом ее в скважину под уровень газоводяного контакта. Внутрискважинный сепаратор содержит газосборную камеру, связанную с полостью скважины, узел предварительной сепарации газа со спиральной навивкой в виде шнека на внешней стороне, образующей между собой проточный канал, связанный отверстиями в теле шнека с его осевым каналом, делитель потока, патрубок для отвода жидкости, перегородку, присоединительный патрубок. Устройство снабжено пакером, связанным со шнеком, в осевом канале которого установлено седло. Патрубок отвода жидкости снабжен опорной шайбой и связан верхним концом с делителем потока, снабженным подводящими каналами, гидравлически соединяющими осевой канал шнека с полостью гильзы, жестко связанной с делителем потока и установленной с образованием кольцевой камеры с присоединительным патрубком, гидравлически связанной отводящими каналами в делителе потока с осевым каналом патрубка отвода жидкости. Делитель потока установлен внутри присоединительного патрубка и снабжен штоком с отбойными тарелками, на верхнем конце которого размещены перегородка и посадочная головка с технологической расточкой. Осевой канал шнека постоянно гидравлически связан отверстием в теле патрубка отвода жидкости с его осевым каналом. 3 ил.
Наверх