Центробежный газосепаратор

Авторы патента:


Центробежный газосепаратор
Центробежный газосепаратор
Центробежный газосепаратор

 


Владельцы патента RU 2530747:

Логинова Ольга Иосифовна (RU)

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.

 

Изобретение относится к газосепараторам и может использоваться в составе погружных центробежных насосов для добычи нефти, воды и других жидкостей из скважин.

Известны газосепараторы по патентам на изобретения и на полезную модель: RU 7445 U1, МПК6 E21B 43/38, от 16.08.98 г.; RU 2286449 C2, МПК7 E21B 43/38, от 03.02.2004 г.; RU 69564 U1, МПК7 E21B 43/38, от 27.12.2007 г.; RU 2327866 C2, МПК7 E21B 43/38, от 27.06.2008 г.; RU 2379500 С2, МПК7 Е21В 43/38, от 20.01.2010 г.; RU 101730 U1, МПК7 Е21В 43/38, от 27.01.2011 г.; US 4481020, МПК7 B01D 45/00, от 06.11.1984 г.; US 6113675, МПК7 E21B 43/38, от 05.09.2000 г.

Основной недостаток этих сепараторов заключается в том, что их сепарирующие устройства имеют недостаточную длину для более эффективной сепарации жидкости и газа. Известно, что общий объем отсепарированной жидкости складывается из отсепарированных объемов жидкости на каждом участке сепарирующего устройства. Поэтому длина сепарирующего устройства влияет на эффективность сепарации. Но увеличение длины сепарирующего устройства требует увеличение длины вала, на котором установлено сепарирующие устройство. Вал сепаратора воспринимает значительную осевую нагрузку от вала насоса, и увеличение его длины до требуемого значения приводит к потере его устойчивости. Установка промежуточных опор для увеличения устойчивости вала газосепаратора создает дополнительное сопротивление движению газожидкостной смеси и снижает пропускную способность газосепаратора. Из-за этого создаются неблагоприятные условия работы насоса, особенно рассчитанного на высокую подачу.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является газосепаратор, известный по патенту RU 2208152 C2, МПК7 E21B 43/38, B01D 19/00, от 10.07.2003, содержащий, по крайней мере, две последовательно установленные сепарирующие ступени, каждая из которых выполнена в виде последовательно установленных напорного узла, центрифуги и переводника, причем напорный узел выполнен в виде шнека, расположенного в сепарационной камере, а переводник выполнен обеспечивающим отвод внутренней части потока рабочей среды в скважинное пространство и внешней части потока рабочей среды на вход следующей ступени, отличающийся тем, что диаметр шнековой камеры первой ступени больше диаметра шнековой камеры следующей ступени, а диаметры сепарационных камер всех ступеней равны.

Основной недостаток этого газосепаратора заключается в том, что он снабжен промежуточным переводником, который ограничивает пропускную способность газосепаротора и создает неблагоприятные условия для работы насососа, способствующие срыву подачи. При отсутствии переводника вал двухступенчатого газосепаратора становится неприемлемо длинным. Это приводит к потере его устойчивости от осевой нагрузки насоса.

Указанная задача в центробежном газосепараторе, содержащем 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, решается тем, что газосепаратор снабжен механизмом натяжения вала.

Проведенный научно-технический анализ предложения и уровня техники свидетельствует о том, что предлагаемое техническое решение для специалиста не следует явным образом из уровня техники, при этом признаки изложенной совокупности взаимосвязаны, находятся в причинно-следственной связи с ожидаемым результатом и являются необходимыми и достаточными для его получения.

Изобретение поясняется чертежами, где

на фиг.1 изображен центробежный газосепаратор (в разрезе);

на фиг.2 изображен поперечный разрез механизма натяжения вала газосепаратора;

на фиг.3 изображен продольный разрез механизма натяжения вала газосепаратора.

Центробежный газосепаратор (см. фиг.1) содержит корпус 1 и установленное в нем на валу 2 сепарирующее устройство. Сепарирующее устройство может содержать, например, сепарирующий барабан 3, шнек 4, дистанционные втулки 5 и 6, втулки подшипников 7 и 8. Входные каналы для газожидкостной смеси 9 расположены в основании 10, а выходные каналы для газа 11 и жидкости 12 расположены в головке 13.

Сепарирующее устройство стянуто в осевом направлении механизмом натяжения вала, содержащим втулку 14 с резьбой и шпоночным пазом и гайку 15, навинченную на втулку 14. Сепарирующее устройство зафиксировано на валу 2 от радиального вращения шпонкой 16, а от осевого перемещения, например, стопорными кольцами 17 и 18, установленными в кольцевые проточки вала 2. При раскручивании гайки 15 втулка 14 упирается в стопорное кольцо 18, а гайка 15 упирается в стопорное кольцо 17 посредством сепарирующего устройства. При этом в валу 2 создается напряженно растянутое состояние, равное не менее осевой нагрузки от насоса, сжимающей вал 2. Так как усилие сжатия меньше, чем усилие растяжения, то вал 2 не потеряет устойчивость ни при какой длине сепарирующего устройства.

Работает газосепаратор следующим образом: газожидкостная смесь закачивается шнеком 4 через отверстия 9 (см. фиг.1) в основании 10 в сепарирующий барабан 3. Газожидкостная смесь, проходя через сепарирующий барабан, за счет центробежной силы разделяется на жидкость и газ. Сепарирующий барабан 3, обладая длиной порядка 1000-3000 мм, эффективнее отделяет жидкость от газа, чем любой существующий барабан меньшей длины. Так как вал сепаратора находится в напряженно растянутом состоянии, созданном механизмом натяжения (втулка 14 и гайка 15), то он не теряет устойчивость от сжимающей осевой нагрузки насоса. При этом из-за отсутствия промежуточных опор не снижается пропускная способность газосепаратора. Отделенная от газа жидкость поступает в насос (не показан) через каналы 12 в головке 13, а газ выходит в затрубное пространство через каналы 11.

Таким образом, изобретение позволяет получить технический результат, выражающийся в повышении эффективности сепарации жидкости и газа за счет механизма натяжения вала.

Центробежный газосепаратор, содержащий 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, отличающийся тем, что газосепаратор снабжен механизмом натяжения вала.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к оборудованию для сепарации многофазных сред. Техническим результатом является повышение эффективности работы скважинного газопесочного сепаратора и упрощение конструкции.

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. .

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.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена при добыче нефти с большими значениями газового фактора и дебита. Технический результат заключается в увеличении коэффициента сепарации и повышении надежности работы. Скважинный вихревой газосепаратор по первому варианту выполнения включает в себя корпус с защитной гильзой, входной модуль, вал, шнек, разделительное устройство, вихревую камеру, выполненную между шнеком и разделительным устройством, и осевое колесо, размещенное внутри вихревой камеры, причем газосепаратор дополнительно снабжен рабочим осевым колесом и направляющим аппаратом, установленными на валу перед шнеком, шнек запрессован в защитную гильзу и выполнен с центральным отверстием, через которое пропущен вал, а длина вихревой камеры не превышает длину шнека. Скважинный вихревой газосепаратор по второму варианту выполнения включает в себя корпус с защитной гильзой, входной модуль, вал, шнек, разделительное устройство, осевое колесо и вихревую камеру, выполненную над шнеком, причем газосепаратор дополнительно снабжен рабочим осевым колесом и направляющим аппаратом, установленными на валу перед шнеком, шнек запрессован в защитную гильзу и выполнен с центральным отверстием, через которое пропущен вал, а длина вихревой камеры не превышает длину шнека, при этом осевое колесо расположено непосредственно перед разделительным устройством. 2 н. и 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
Наверх