Устройство для сепарации газа из газожидкостной смеси

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для сепарации газа из газожидкостной смеси (ГЖС) при ее перекачке. Технический результат заключается в повышении эффективности отделения газа из ГЖС, а также в повышении надежности работы устройства и расширении функциональных возможностей его работы. Устройство для сепарации газа из газожидкостной смеси содержит всасывающий патрубок с осевым каналом, ряд последовательно размещенных одна над другой на всасывающем патрубке чашек. Всасывающий патрубок снаружи оснащен пакером, сверху во всасывающий патрубок концентрично вставлен первый дополнительный патрубок с осевым каналом, а в первый дополнительный патрубок сверху установлен второй дополнительный патрубок с осевым каналом. Первый дополнительный патрубок оснащен дополнительным рядом последовательно размещенных одна над другой на всасывающем патрубке чашек, причем все чашки в рядах снизу оснащены перфорированными отверстиями, а диаметры чашек в рядах увеличиваются сверху вниз. В верхней части первого дополнительного патрубка установлена эластичная манжета, пропускающая снизу вверх, межколонное пространство скважины между пакером и эластичной манжетой сообщается с осевым каналом первого дополнительного патрубка с помощью первого ряда отводов, а межколонное пространство скважины выше эластичной манжеты, пропускающей снизу вверх, сообщается с осевым каналом второго дополнительного патрубка с помощью второго ряда отводов. В осевом канале всасывающего патрубка установлен завихритель, выполненный в виде шнека. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для сепарации газа из газожидкостной смеси при ее перекачке.

Известен газовый якорь (авторское свидетельство SU №1810512, МПК E21B 43/38, опубл. 23.04.1993 г., бюл. №13), содержащий корпус с входными отверстиями для прохода газожидкостной смеси, всасывающую трубу, размещенную внутри корпуса для подачи жидкости на прием насоса и газовыпускной узел, причем якорь снабжен сепарационными элементами, размещенными в корпусе, и выполнен с газовой полостью, размещенной на наружной поверхности корпуса, при этом корпус в нижней части выполнен с боковым отверстием, полость сепарационных элементов и полость корпуса гидравлически связаны с газовой полостью, а всасывающая труба размещена эксцентрично оси корпуса, при этом сепарационные элементы выполнены в виде горизонтальных расположенных друг над другом цилиндрических патрубков с вырезанной нижней частью, внутренние торцы которых заглушены полностью, и выходящие в газовую полость наполовину снизу, при этом верхний сепарационный элемент расположен ниже входного отверстия газожидкостной смеси, а газовая полость выполнена в виде прикрепленной к корпусу трубы, открытый верх которой размещен выше входных отверстий.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, сложность конструкции, обусловленная большим количеством узлов и деталей (газовыпускной узел, сепарационные элементы и т.д.);

- во-вторых, низкая эффективность работы устройства, обусловленная тем, что теоретически скорость всплытия газового пузырька Vг рассчитывается согласно формуле Стокса, но на практике устройство не обеспечивает эффективного отделение газа от жидкости, так как размеры пузырьков газа всегда бывают разными, а скорость их всплытия, вследствие стесненности движения, сильно отличается от расчетной величины;

- в-третьих, конструктивно сложные детали и, как следствие, высокая себестоимость готового изделия.

Наиболее близким по технической сущности является газовый якорь (патент RU №2269649, МПК E21B 43/38, опубл. 10.02.2006 г., бюл. №4), содержащий всасывающий патрубок с осевым и радиальными каналами, ряд последовательно размещенных одна над другой на всасывающем патрубке чашек, накопительный патрубок, при этом радиальные каналы всасывающего патрубка расположены на уровне днища каждой чашки, высота которой определена из соотношения:

h>Vпуз·t/2,

где Vпуз - скорость всплытия пузырьков газа в чашке;

t - время цикла откачки пластовой жидкости штанговым насосом,

при этом суммарный объем чашек принят из условия превышения суммарного объема пластовой жидкости в этих чашках над объемом подачи штангового насоса за одно качание.

Недостатками данного устройства являются:

- во-первых, низкая эффективность работы устройства, выполненного в виде последовательно размещенных на всасывающем патрубке чашек. Это обусловлено тем, что весь объем газожидкостной смеси (ГЖС) при сепарации газа делится равными порциями на количество чашек, при этом происходит одноступенчатое одновременное отделение газа из жидкости, причем теоретически скорость всплытия газового пузырька Vг рассчитывается согласно формуле Стокса, но на практике устройство не обеспечивает эффективного отделение газа от жидкости, так как размеры пузырьков газа всегда бывают разными, а скорость их всплытия, вследствие стесненности движения, сильно отличается от расчетной величины;

- во-вторых, низкая надежность работы, связанная с тем, что механические частицы, песок шлам, грязь, оседающие в накопительном патрубке последовательно снизу вверх перекрывают радиальные каналы всасывающего патрубка и тем самым исключают переток ГЖС из чашек внутрь всасывающего патрубка, т.е. механические частицы, песок шлам, грязь последовательно выводят (отключают) чашки из работы;

- в-третьих, ограниченные функциональные возможности, т.е. данный газовый фильтр работает в паре только с насосом (ШГН), имеющим циклическую подачу, но не позволяет работать в паре с электроцентробежным, винтовым и другими видами насосов, имеющими постоянную подачу. Кроме того, при снижении дебита штангового насоса за одно качание вследствие выработки запасов нефти из пласта нарушается алгоритм работы устройства, что связано с тем, что высота каждой чашки определяется из условия, что высота чашки не превышает расчетной длины пути пузырька выделившегося газа за время, равное времени цикла нагнетания насоса.

Технической задачей изобретения является повышение эффективности сепарации газа из ГЖС, повышение надежности работы устройства для сепарации газа из газожидкостной смеси, а также расширение функциональной возможности работы устройства.

Поставленная задача решается устройством для сепарации газа из газожидкостной смеси, содержащим всасывающий патрубок с осевым каналом, ряд последовательно размещенных одна над другой на всасывающем патрубке чашек.

Новым является то, что всасывающий патрубок снаружи оснащен пакером, сверху во всасывающий патрубок концентрично вставлен первый дополнительный патрубок с осевым каналом, а в первый дополнительный патрубок сверху установлен второй дополнительный патрубок с осевым каналом, причем первый дополнительный патрубок оснащен дополнительным рядом последовательно размещенных одна над другой на всасывающем патрубке чашек, причем все чашки в рядах снизу оснащены перфорированными отверстиями, а диаметры чашек в рядах увеличиваются сверху вниз, при этом в верхней части первого дополнительного патрубка установлена эластичная манжета, пропускающая снизу вверх, межколонное пространство скважины между пакером и эластичной манжетой сообщается с осевым каналом первого дополнительного патрубка с помощью первого ряда отводов, а межколонное пространство скважины выше эластичной манжеты, пропускающей снизу вверх, сообщается с осевым каналом второго дополнительного патрубка с помощью второго ряда отводов, причем в осевом канале всасывающего патрубка установлен завихритель, выполненный в виде шнека.

На фигуре схематично изображено предлагаемое устройство для сепарации газа из газожидкостной смеси.

Устройство для сепарации газа из газожидкостной смеси содержит всасывающий патрубок 1 с осевым каналом 2, ряд 3 последовательно размещенных одна над другой на всасывающем патрубке чашек 4′…4n. Количество чашек 4′…4n зависит от производительности скважинного насоса и подбирается опытным путем. Например, на всасывающем патрубке 1 выполняют три чашки 4′, 4′′, 4′′, а всасывающий патрубок 1 выполняют из трубы условным диаметром 114·7 мм по ГОСТ 633-80. Всасывающий патрубок 1 снаружи оснащен пакером 5, любой известной конструкции, позволяющий герметизировать межколонное пространство. Сверху во всасывающий патрубок 1 концентрично вставлен первый дополнительный патрубок 6 с осевым каналом 7. Например, первый дополнительный патрубок 6 выполнен длиной 3 м из трубы с условным диаметром 89·6,5 мм по ГОСТ 633-80.

В первый дополнительный патрубок 6 сверху установлен второй дополнительный патрубок 8 с осевым каналом 9. Например, второй дополнительный патрубок 8 выполнен из трубы с условным диаметром 60·5 мм по ГОСТ 633-80.

Первый дополнительный патрубок 6 оснащен дополнительным рядом 10 последовательно размещенных одна над другой чашек 11′…11n. Количество чашек 11′…11n зависит от производительности скважинного насоса и подбирается опытным путем. Например, на первом дополнительном патрубке 6 выполняют три чашки 11′, 11′′, 11′′′. Диаметры чашек 4′, 4′′, 4′′′ (d1; d2; d3) и 11′, 11′′, 11′′′ (D1; D2; D3), соответственно, в рядах 3 и 10 увеличиваются сверху вниз: d1<d2<d3 и D1<D2<D3. В верхней части первого дополнительного патрубка 6 установлена эластичная манжета 12, пропускающая снизу вверх. Межколонное пространство 13 скважины 14 между пакером 5 и эластичной манжетой 12, пропускающей снизу вверх, сообщается с осевым каналом 7 первого дополнительного патрубка 6 с помощью первого ряда отводов 15, например выполненных из трех втулок диаметром 60 мм по периметру всасывающего патрубка 1.

Межколонное пространство 16 скважины 14 выше эластичной манжеты 12, пропускающей снизу вверх, сообщается с осевым каналом 9 второго дополнительного патрубка 8 с помощью второго ряда отводов 17, например, выполненных из трех втулок диаметром 48 мм по периметру первого дополнительного патрубка 6. В осевом канале 2 всасывающего патрубка 1 установлен завихритель 18, выполненный в виде шнека.

Чашки 4′, 4′′, 4′′′ и 11′, 11′′, 11′′′, соответственно, в рядах 3 и 10 оснащены перфорированными отверстиями 19 (на чертеже показано условно), например, в днище чашек 4′, 4′′, 4′′′ и 11′, 11′′, 11′′′ по периметру выполняют отверстия диаметром 8 мм.

Устройство для сепарации газа из газожидкостной смеси работает следующим образом.

Устройство на конце насоса любой известной конструкции спускают в скважину 14 таким образом, чтобы нижний конец всасывающего патрубка 1 находился в зумпфе скважины на 1-2 м ниже нижнего интервала перфорации 20, например h=1,5 м, а пакер 5 размещался выше кровли пласта 21.

Запускают насос в работу, например с производительностью 20 м3/сут, при этом пластовая газированная жидкость, т.е. газожидкостная смесь (ГЖС) из интервалов перфорации 20 пласта 21 попадает в завихритель 18, расположенный в осевом канале 2 всасывающего патрубка 1. В завихрителе 18 ГЖС начинает вращаться, причем вращение достигается за счет ввода ГЖС по шнеку.

Под действием центробежных сил вращающийся поток ГЖС прижимается к внутренним стенкам всасывающего патрубка 1, где происходит отделение жидкости от газа и механических частиц, грязи, песка, шлама за счет центробежных сил.

Газ, отделившийся из жидкости, поднимается вверх в межколонное пространство 13, а механические примеси - песок, шлам, грязь - через всасывающий патрубок 1 опускаются вниз на забой скважины 14 и удаляются с забоя при промывке скважины.

Таким образом, механические частицы, песок, шлам, грязь оседают на забое, а не внутри устройства, что исключает засорение устройства механическими частицами, песком, шламом, грязью, и выход чашек из строя в связи с этим повышает надежность работы устройства.

По выходу из завихрителя 18 поток ГЖС попадает в кольцевое пространство 22, образованное всасывающим патрубком 1 и первым дополнительным патрубком 6, поднимается и выходит в межколонное пространство 13, где поток ГЖС резко меняет направление на 180°, так как сверху установлена самоуплотняющаяся манжета 12.

Далее поток ГЖС, двигаясь вниз, попадает на ряд 3 последовательно размещенных одна над другой на всасывающем патрубке 1 чашек 4′, 4′′, 4′′′ (D1<D2<D3), ГЖС через перфорированные отверстия 19 (на чертеже показано условно) чашек 4′, 4′′, 4′′′ стекает сверху вниз от одной чашки к другой.

Перфорированные отверстия 19 чашек 4′, 4′′, 4′′′ разбивают (дробят) поток ГЖС в чашах 4′, 4′′, 4′′ на несколько мелких потоков и снижают скорость потока ГЖС во время перетекания от одной чаши к другой чаше, т.е. от 4′ к 4′′; 4′′ и 4′′′; 4′′′ на пакер 5, при этом за счет гравитационных сил происходит выделение газа из ГЖС.

В случае переполнения чашек 4′ и 4′′ ГЖС переливается в нижележащую чашку, вследствие ее большего диаметра в сравнении с вышеустановленной чашкой.

Газ поднимается вверх (средняя скорость всплытия пузырьков газа в нефти, составляет 1-3 см/сек), а внизу над пакером 5 в межколонном пространстве 13 скапливается жидкость с остатками пузырьков газа.

Благодаря самоуплотняющейся манжете 12, пропускающей снизу вверх, газ из межколонного пространства 13 поднимается вверх в межколонное пространство 16.

Далее жидкость с остатками пузырьков газа через первый ряд отводов 15 поступает в осевой канал 7 первого дополнительного патрубка 6.

Жидкость с остатками пузырьков газа поднимается по первому дополнительному патрубку 6 через кольцевое пространство 23 между первым дополнительным патрубком 6 и вторым дополнительным патрубком 8, выходит в межколонное пространство 16 выше самоуплотняющейся манжеты 12, не пропускающей сверху вниз.

В межколонном пространстве 16 поток жидкости с пузырьками газа резко меняет направление на 180°, вдвигаясь вниз, попадает на ряд 10 последовательно размещенных одна над другой на первом дополнительном патрубке чашек 11′, 11′′, 11′′′ (d1<d2<d3).

ГЖС через перфорированные отверстия 19 (на фиг. показано условно) чашек 11′, 11′′, 11′′′ стекает сверху вниз от одной чашки к другой.

Перфорированные отверстия 19 чашек 11′, 11′′, 11′′′ разбивают (дробят) поток ГЖС в чашах 11′, 11′′, 11′′ на несколько мелких потоков и снижают скорость потока ГЖС во время перетекания от одной чаши к другой чаше, т.е. от 11′ к 11′′; 11′′ и 11′′′; 11′′′ на эластичную манжету 12, при этом за счет гравитационных сил происходит выделение газа из ГЖС.

В случае переполнения чашек 11′ и 11′′ ГЖС переливается в нижележащую чашу, вследствие ее большего диаметра в сравнении с диаметром вышерасположенной чашки.

Отделенные от жидкости остатки пузырьков газа поднимаются вверх по межколонному пространству 16 на устье скважины, а отсепарированная от остатков пузырьков газа жидкость через второй ряд отводов 17 поступает в осевой канал 9 второго дополнительного патрубка 8 и далее на прием насоса (на чертеже не показано), которым перекачивается на поверхность.

Повышается эффективность работы устройства для сепарации газа из газожидкостной смеси, т.е. повышается качество сепарации газа из газожидкостной смеси так, как в предлагаемой конструкции устройства в отличие от прототипа скорость всплытия пузырьков газа не рассчитывается по формуле Стокса, при этом выделение газа из ГЖС происходит поэтапно (на двух ступенях), при этом основная часть газа выделяется из ГЖС на первой ступени в завихрителе 18 за счет центробежных сил, а также в чашках 4′, 4′′, 4′′′ за счет гравитационных сил, оставшаяся часть газа выделяется из ГЖС на второй ступени в чашках 11′, 11′′, 11′′′ за счет гравитационных сил.

Расширяются функциональные возможности работы устройства, так как оно имеет возможность работы в паре не только с насосом, имеющим циклическую подачу (ШГН), как описано в прототипе, но и позволяет работать в паре с электроцентробежным, винтовым и другими видами насосов, имеющими постоянную подачу.

Также исключается определение высоты каждой чашки из условия, что высота чашки не превышает расчетной длины пути пузырька выделившегося газа за время, равное времени цикла нагнетания насоса.

Предлагаемое устройство для сепарации газа из газожидкостной смеси позволяет повысить эффективность отделения газа из ГЖС, а также повысить надежности работы из-за исключения засорения устройства механическими примесями, песком, шламом, грязью и расширить функциональные возможности работы за счет возможности работы устройства с любым типом скважинного насоса.

Устройство для сепарации газа из газожидкостной смеси, содержащее всасывающий патрубок с осевым каналом, ряд последовательно размещенных одна над другой на всасывающем патрубке чашек, отличающееся тем, что всасывающий патрубок снаружи оснащен пакером, сверху во всасывающий патрубок концентрично вставлен первый дополнительный патрубок с осевым каналом, а в первый дополнительный патрубок сверху установлен второй дополнительный патрубок с осевым каналом, причем первый дополнительный патрубок оснащен дополнительным рядом последовательно размещенных одна над другой на всасывающем патрубке чашек, причем все чашки в рядах снизу оснащены перфорированными отверстиями, а диаметры чашек в рядах увеличиваются сверху вниз, при этом в верхней части первого дополнительного патрубка установлена эластичная манжета, пропускающая снизу вверх, межколонное пространство скважины между пакером и эластичной манжетой сообщается с осевым каналом первого дополнительного патрубка с помощью первого ряда отводов, а межколонное пространство скважины выше эластичной манжеты, пропускающей снизу вверх, сообщается с осевым каналом второго дополнительного патрубка с помощью второго ряда отводов, причем в осевом канале всасывающего патрубка установлен завихритель, выполненный в виде шнека.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты погружных нефтяных насосов от гидроабразивного износа. Технический результат заключается в увеличении наработки погружной насосной установки за счет предотвращения засорения скважины мелкими механическими примесями.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к эксплуатации глубинно-насосных скважин с газопроявлениями. Технический результат - повышение сепарационной способности, ускорение процесса освоения скважин и вывода их на технологический режим работы, упрощение конструкции.

Изобретение относится к устройствам для применения в нефтяной промышленности и водном хозяйстве, в частности в электропогружных насосных агрегатах для добычи жидкости из скважин.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к эксплуатации нефтяных месторождений с высокой обводненностью добываемой продукции.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть применено для кустового сброса и утилизации попутно добываемой воды на нефтяных месторождениях поздней стадии разработки.

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.

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.

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.

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.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации высокообводненных нефтяных скважин на поздней стадии эксплуатации нефтяного месторождения. Технический результат - повышение эффективности эксплуатации нефтяных скважин с повышенной обводненностью. По способу выбирают скважину по обводненности и наличию нижележащего пласта. Выбранную скважину останавливают. Спускают в скважину насосно-компрессорные трубы - НКТ. Устанавливают пакер между обводненным и нижележащим пластами. Спускают последовательно два винтовых насоса. Нижний винтовой насос спускают ниже обводненного пласта. Верхний винтовой насос спускают в верхнюю часть НКТ. С помощью нижнего винтового насоса производят закачку скважинной жидкости в нижележащий пласт из обводненного пласта. Вытесняют нефть в обводненном пласте в верхнюю его часть за счет обеспечения необходимой скорости закачки скважинной жидкости. Откачивают верхним винтовым насосом поднявшуюся на поверхность пленку нефти. При этом обеспечивают работу винтовых насосов на номинальной частоте 1500 об/мин. Работу каждого винтового насоса регулируют с помощью отдельной станции управления с преобразователем частот. 2 н. и 20 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при добыче нефти из высокообводненных скважин без подъема воды на поверхность. Технический результат заключается в обеспечении заданной степени очистки воды от нефти и механических примесей за счет оптимального подбора числа параллельно и последовательно включенных сепараторов. Многокаскадный погружной сепаратор вода-нефть представляет собой каскад последовательных гидравлически связанных ступеней сепараторов, каждая из ступеней состоит из параллельно включенных сепараторов с выходами для нефти, объединенными в общую для всех сепараторов выкидную линию при помощи устройства регулирования давления, и с выходами для воды, соединенными с входами соответствующей последующей ступени сепараторов. На первой ступени сепарации установлены сепараторы, отделяющие механические примеси от основного потока в отдельный канал, после них размещены сепараторы для разделения нефти и воды. Каждый из сепараторов снабжен разделительным устройством и сепарационным шнеком переменного шага, лопасти которого образуют с осью вращения в меридиональном сечении постоянный или монотонно уменьшающийся угол в диапазоне от 90 до 30°. Расчет числа ступеней в каскаде ведут по определенной итерационной зависимости. 2 з.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к нефтедобыче и предназначено для транспортировки среды на поверхность через ствол скважины. Технический результат – повышение надежности работы устройства. Устройство содержит привод, насос, вал, соединяющий привод с насосом, механический блок уплотнения. Этот блок содержит, в свою очередь, механическое уплотнение с уплотнительным кольцом, имеющим возможность вращения, и неподвижным уплотнительным кольцом. Механическое уплонение имеет возможность уплотнения вала. Имеется автономное средство подачи, которое обеспечивает механическое уплотнение барьерной средой. Автономное средство подачи, привод, насос, вал и механический блок уплотнения образуют компактный блок транспортировки, который является полностью погружным в стволе скважины. Автономное средство подачи содержит первую камеру для приема барьерной среды, вторую камеру. Это средство соединено с наружной стороной транспортного устройства для скважины так, что давление, соответствующее давлению среды, которая должна быть транспортирована, преобладает во второй камере. Первую камеру герметично отделяет от второй камеры сильфон. 9 з.п. ф-лы, 3 ил.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче нефти из скважин с высоким содержанием газа и абразивных частиц. В способе откачивания пластовой жидкости установкой электроцентробежного насоса предварительно до размещения установки электроцентробежного насоса в скважине определяют диапазон подач газожидкостной смеси, рассчитывают для каждого значения диапазона входной наружный диаметр шнека газосепаратора и внутренний диаметр гильзы шнека. Затем комплектуют установку партией рассчитанных шнеков и гильз для каждого значения подачи в пределах одного габарита скважины. Все гильзы и шнеки изготавливают из одинаковых заготовок - одного вида заготовки гильзы и одного вида отливки шнека. Изобретения направлены на снижение или полное прекращение противотоков внутри газосепаратора относительно основного потока пластовой жидкости и расслоения пластовой жидкости на фазы, что в итоге предохраняет от износа внутреннюю поверхность корпуса газосепаратора, повышает надежность и снижает себестоимость изготовления газосепаратора, поддерживает величину предельного газосодержания в газожидкостной абразивной смеси. 2 н.п. ф-лы, 12 ил.

Изобретение относится к нефтегазоперерабатывающей промышленности, а именно к разработке и эксплуатации пластов со сниженной в результате техногенного воздействия проницаемостью, низким пластовым давлением и высокой обводненностью. Технический результат - минимизация обводненности добываемой нефти и сброс воды в пласт без остаточного содержания нефти. По способу осуществляют откачку из продуктивного пласта через одну скважину нефти на дневную поверхность. Отсепарированную воду сбрасывают в пласт двумя насосами. Эти насосы устанавливают на разных глубинах. С помощью этих насосов откачивают жидкость из герметично изолированных друг от друга камер. Нижнюю из этих камер сообщают с пластом, а верхнюю - с дневной поверхностью. Производительность нижнего насоса подбирают таким образом, чтобы обеспечить максимально допустимую депрессию на пласт, а его напорными характеристиками обеспечить подъем жидкости из нижней камеры в верхнюю до установленного в верхней камере динамического уровня. Производительность верхнего насоса подбирают ниже производительности насоса нижнего на величину, необходимую для подъема динамического уровня в верхней камере за единицу времени, при котором происходит гравитационное разделение фаз на нефть и воду. Управляемый клапан сброса воды из верхней камеры в нижнюю регулируют таким образом, чтобы сброс воды в пласт происходил до достижения динамическим уровнем критического нижнего значения. После поступления сигнала о достижении расчетного давления обеспечивают срабатывание клапана на закрытие. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к области охраны окружающей среды и может быть использовано для очистки подземных горизонтов от загрязнения нефтепродуктами. Устройство для сбора и откачки нефтепродуктов из подземного горизонта включает цилиндрическую камеру, выполненную в виде поплавка 1, погружной насос 2 с напорным трубопроводом 3 и приводом 4, а также полую монтажную штангу 5, внутри которой расположен напорный трубопровод 3. Поплавок 1 выполнен полым из гидрофобизированного материала, пропускающего нефтепродукты. Цилиндрическая камера совмещена с поплавком 1. Поплавок 1 имеет приемный карман 6 для сбора нефтепродуктов, соединенный со всасывающим патрубком 7 насоса 2. Насос 2 выполнен мембранным пневматическим. Приемный карман 6 может быть соединен со всасывающим патрубком 7 насоса 2 посредством вертикально расположенного штуцера 8 и гибкой трубки 9. Гибкая трубка 9 может иметь спиралевидную форму и может быть намотана на монтажную штангу 5. Привод 4 насоса 2 может быть расположен внутри монтажной штанги 5. Погружной насос 2 соединен с напорным трубопроводом 3 посредством напорного патрубка 10. Повышается эффективность, надежность и безопасность при эксплуатации устройства. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к оборудованию для обеспечения сепарации и глубинно-насосной эксплуатации добывающих скважин, а именно к многосекционным газовым сепараторам тарельчатого типа для наклонно-направленных скважин. Технический результат заключается в повышении сепарационной способности при работе в стволе наклонно-направленной скважины. Многосекционный газовый сепаратор тарельчатого типа для наклонно-направленных скважин содержит ряд последовательно размещенных один под другим перевернутых тарельчатых дисков, концентрично установленных на всасывающем патрубке с радиальными каналами, трубки для отвода газа, каждая из которых размещена на наружной поверхности тарельчатого диска параллельно всасывающему патрубку, причем тарельчатые диски шарнирно установлены на всасывающем патрубке, при этом каждая вертикальная ось трубки вышележащего тарельчатого диска последовательно смещена относительно каждой вертикальной оси трубки нижележащего тарельчатого диска с возможностью образования трубками спирального канала. На всасывающем патрубке для шарнирного перемещения каждого тарельчатого диска содержатся окружные шарнирные приливы, радиальные каналы всасывающего патрубка расположены непосредственно над каждым из окружных шарнирных приливов смежно с ним, тарельчатые диски имеют на внешней части противовесы, а на внутренней части – поверхность, конгруэнтную шарнирным приливам, при этом между указанной конгруэнтной поверхностью и наружной поверхностью каждого тарельчатого диска имеется кольцевой зазор. Каждый тарельчатый диск выполнен либо из двух соединенных продольно половинок, либо цельным из упругого материала, с возможностью упругого деформирования для установки тарельчатого диска на шарнирный прилив всасывающего патрубка. Каждая трубка для отвода газа выполнена из менее упругого материала, чем материал тарельчатого диска и противовеса, с возможностью упругого деформирования при контакте вышерасположенного тарельчатого диска с нижерасположенной трубкой на наклонном участке скважины. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к оборудованию для обеспечения сепарации и глубинно-насосной эксплуатации добывающих скважин, а именно к многосекционным газовым сепараторам тарельчатого типа для наклонно-направленных скважин. Технический результат заключается в повышении сепарационной способности при работе в стволе наклонно-направленной скважины. Многосекционный газовый сепаратор тарельчатого типа для наклонно-направленных скважин содержит ряд последовательно размещенных один под другим перевернутых тарельчатых дисков, концентрично установленных на всасывающем патрубке с радиальными каналами, трубки для отвода газа, каждая из которых размещена на наружной поверхности тарельчатого диска параллельно всасывающему патрубку, причем тарельчатые диски шарнирно установлены на всасывающем патрубке, при этом каждая вертикальная ось трубки вышележащего тарельчатого диска последовательно смещена относительно каждой вертикальной оси трубки нижележащего тарельчатого диска с возможностью образования трубками спирального канала. На всасывающем патрубке для шарнирного перемещения каждого тарельчатого диска содержатся окружные шарнирные приливы, радиальные каналы всасывающего патрубка расположены непосредственно над каждым из окружных шарнирных приливов смежно с ним, тарельчатые диски имеют на внешней части противовесы, а на внутренней части – поверхность, конгруэнтную шарнирным приливам, при этом между указанной конгруэнтной поверхностью и наружной поверхностью каждого тарельчатого диска имеется кольцевой зазор. Каждый тарельчатый диск выполнен либо из двух соединенных продольно половинок, либо цельным из упругого материала, с возможностью упругого деформирования для установки тарельчатого диска на шарнирный прилив всасывающего патрубка. Каждая трубка выполнена составной из двух частей с возможностью их изгиба относительно друг друга и с возможностью поворота верхней части трубки из вертикального положения и обратно при контакте вышерасположенного тарельчатого диска с нижерасположенной трубкой на наклонном участке скважины. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Группа изобретений относится к оборудованию для обеспечения сепарации и глубинно-насосной эксплуатации добывающих скважин, а именно к многосекционным газовым сепараторам тарельчатого типа для наклонно-направленных скважин. Технический результат заключается в повышении сепарационной способности при работе в стволе наклонно-направленной скважины. Многосекционный газовый сепаратор тарельчатого типа для наклонно-направленных скважин содержит ряд последовательно размещенных один под другим перевернутых тарельчатых дисков, концентрично установленных на всасывающем патрубке с радиальными каналами, трубки для отвода газа, каждая из которых размещена на наружной поверхности тарельчатого диска параллельно всасывающему патрубку, причем тарельчатые диски шарнирно установлены на всасывающем патрубке, при этом каждая вертикальная ось трубки вышележащего тарельчатого диска последовательно смещена относительно каждой вертикальной оси трубки нижележащего тарельчатого диска с возможностью образования трубками спирального канала. На всасывающем патрубке для шарнирного перемещения каждого тарельчатого диска содержатся окружные шарнирные приливы, радиальные каналы всасывающего патрубка расположены непосредственно над каждым из окружных шарнирных приливов смежно с ним, тарельчатые диски имеют на внешней части противовесы, а на внутренней части – поверхность, конгруэнтную шарнирным приливам, при этом между указанной конгруэнтной поверхностью и наружной поверхностью каждого тарельчатого диска имеется кольцевой зазор. Каждый тарельчатый диск выполнен либо из двух соединенных продольно половинок, либо цельным из упругого материала с возможностью упругого деформирования для установки тарельчатого диска на шарнирный прилив всасывающего патрубка. Соединение нижней части трубки с тарельчатым диском выполнено с помощью сферического шарнира с возможностью поворота трубки из вертикального положения и обратно при контакте вышерасположенного тарельчатого диска с нижерасположенной трубкой на наклонном участке скважины. 2 н.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и, в частности, к погружным насосным установкам, содержащим устройства для отделения твердых частиц от пластовой жидкости, которые защищают погружные нефтяные насосы от абразивного износа. Технический результат – повышение надежности работы установки за счет защиты добывающего насоса от абразивного износа и исключения засорения скважины механическими примесями. Установка включает в себя последовательно расположенные погружной электродвигатель, сепаратор механических примесей, центробежный насос и струйный насос. Приемная камера струйного насоса гидравлически соединена с выходом механических примесей из сепаратора. Сепаратор механических примесей и насос помещены в кожух. Сепаратор выполнен из каскада ступеней сепарации. Кожух разделен продольными перегородками на изолированные кольцевые секторы по количеству ступеней сепарации. Каждый из кольцевых секторов соединен с выходом механических примесей одной из ступеней сепарации. Над последним выходом, принадлежащим последней ступени сепарации, полости каждых двух соседних секторов последовательно перекрыты торцевой перегородкой, в которую встроен струйный насос для объединения проходящих через них потоков механических примесей в общий поток. 3 з.п. ф-лы, 9 ил.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для сепарации газа из газожидкостной смеси при ее перекачке. Технический результат заключается в повышении эффективности отделения газа из ГЖС, а также в повышении надежности работы устройства и расширении функциональных возможностей его работы. Устройство для сепарации газа из газожидкостной смеси содержит всасывающий патрубок с осевым каналом, ряд последовательно размещенных одна над другой на всасывающем патрубке чашек. Всасывающий патрубок снаружи оснащен пакером, сверху во всасывающий патрубок концентрично вставлен первый дополнительный патрубок с осевым каналом, а в первый дополнительный патрубок сверху установлен второй дополнительный патрубок с осевым каналом. Первый дополнительный патрубок оснащен дополнительным рядом последовательно размещенных одна над другой на всасывающем патрубке чашек, причем все чашки в рядах снизу оснащены перфорированными отверстиями, а диаметры чашек в рядах увеличиваются сверху вниз. В верхней части первого дополнительного патрубка установлена эластичная манжета, пропускающая снизу вверх, межколонное пространство скважины между пакером и эластичной манжетой сообщается с осевым каналом первого дополнительного патрубка с помощью первого ряда отводов, а межколонное пространство скважины выше эластичной манжеты, пропускающей снизу вверх, сообщается с осевым каналом второго дополнительного патрубка с помощью второго ряда отводов. В осевом канале всасывающего патрубка установлен завихритель, выполненный в виде шнека. 1 ил.

Наверх