СЕПАРИРУЮЩЕЕ УСТРОЙСТВО ДЛЯ ПОГРУЖНОГО ЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА

Полезная модель относится к области насосостроения и может быть использована в качестве предвключенного устройства погружного центробежного насоса для подъема пластовой жидкости из скважин с большим содержанием газа, механических примесей и воды.
Известно, что присутствие в добываемой нефти большого количества механических примесей, газа и воды (нередко агрессивной) оказывает вредное воздействие на работу погружного центробежного насоса, а именно, приводит к повышению износа рабочих органов и ухудшению рабочие характеристики, что снижает срок службы насоса и существенно увеличивает эксплуатационные расходы.
Существуют различные способы и устройства для борьбы с вредным воздействием указанных факторов на работу погружного центробежного насоса, в том числе, и с использованием сепараторов.
7
Известен, например, сепаратор газопесочный (патент RU 2212533, МПКE21B 43/38 от 2001.11.12), с помощью которого осуществляется очищение пластовой жидкости от газа и механических примесей. При этом частично отделенный газ выводится в затрубное пространство, а осажденные на сетке механические примеси потоком жидкости под действием центробежной силы перемещаются и осаждаются в нижней части сепаратора.
Недостатком указанного технического решения является низкая эффективность работы, особенно при перекачке пластовой жидкости с большим содержанием механических примесей, поскольку продолжительность работы сепаратора определяется заполнением механическими примесями объема нижней части трубы, а для ее очистки требуется производить подъем сепаратора, а следовательно, и всей насосной установки на поверхность.
7
Известно устройство и способ удаления твердых частиц из перекачиваемой скважинной жидкости (патент US 6,698,521 В2, МПК Е21В 43/38 от 24.05.02) с помощью сепаратора, размещенного между погружным центробежном насосом и газосепаратором, содержащим шнек, установленный в кожухе с отверстиями для вывода взвешенных в жидкости механических примесей.
Недостатком этого технического решения является сложность самого устройства, а также недостаточная эффективность процесса отделения механических примесей.
7
Известен сепаратор для погружных центробежных скважинных насосов, выбранный в качестве прототипа, (см., например, патент РФ RU №2278255 С2, МПК Е21В 43/38, от 01.06.2004), включающий в себя установленные на валу шнек, рабочее колесо и сепарационные барабаны для разделения флюида по плотности, трехкамерный узел для распределения флюида на газ, жидкость и механические примеси, ступень изменения течения жидкости и газа, диспергатор для смешивания газа и механических примесей с жидкостью, узел отвода газа с механическими примесями по обводной трубке, связанной с выкидом, диспергатор для смешивания очищенной жидкости с оставшимся свободным газом и подачи смеси на прием насоса.
Известный сепаратор также является недостаточно эффективным, поскольку смесь, состоящая из газа, механических примесей и жидкости достаточно быстро
забивает каналы, имеющие небольшие проходные сечения. Это приводит к значительному сокращению срока службы сепарационного устройства, особенно при откачке пластовой жидкости с большим содержанием газа, механических примесей и воды. Кроме того, наличие дополнительных узлов в устройстве (ступени изменения течения жидкости и газа и двух диспергаторов) усложняет конструкцию сепаратора и увеличивает его длину.
Задачей полезной модели является упрощение конструкции сепарирующего устройства и повышение эффективности процесса отделения из перекачиваемой пластовой жидкости механических примесей, воды и газа с последующим их отводом в затрубное пространство, что обеспечивает повышение надежности и долговечности работы погружного центробежного насоса.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в сепарирующем устройстве для погружного центробежного насоса, содержащем корпус, внутри которого на валу установлены шнек, осевое рабочее колесо и сепарационный барабан, а также головку с камерами разделения газа, жидкости и механических примесей и каналы для отвода газа, жидкости и механических примесей, согласно полезной модели, камера разделения газа размещена перед камерой разделения механических примесей и камерой разделения жидкости, при этом камера разделения механических примесей, образованная перегородкой и стенкой головки, посредством канала для отвода механических примесей и трубки соединена с затрубным пространством.
Технический результат достигается также при выполнении сепарирующего устройства с дополнительно установленными на валу шнеком, осевым рабочим колесом и сепарационным барабаном, которые последовательно размещены между камерой отделения газа и камерами отделения жидкости и механических примесей.
В этом случае за камерой разделения жидкости установлен спрямляющий аппарат.
При этом сепарирующее устройство может быть выполнено в виде единого блока или отдельных секций с возможностью соединения между собой.
Сущность предложенного технического решения поясняется чертежом, где на фиг.1 изображен продольный разрез сепарирующего устройства по первому варианту выполнения, а на фиг.2 представлен второй вариант выполнения сепарирующего устройства.
Сепарирующее устройство для погружного центробежного насоса состоит из корпуса 1, внутри которого на валу 2 последовательно установлены шнек 3, осевое рабочее колесо 4 и сепаратор 5 (фиг.1). Внутри корпуса 1 выполнена камера отделения газа 6 с газоотводными каналами 7, а в головке 8 к внутренней ее стенке прикреплена перегородка 9 с образованием двух концентрически расположенных кольцевых камер - внутренней камеры 10 отделения жидкости и периферийной камеры 11 отделения механических примесей. При этом камера 6 отделения газа размещена вдоль вала перед камерами 10 и 11. Внутренняя камера 10 отделения жидкости связана с приемом погружного центробежного насоса, а периферийная камера 11 отделения механических примесей через канал 12 отвода механических примесей, который выполнен в стенке головки 8, и отводную трубку 13 соединена с затрубным пространством.
Во втором варианте (фиг.2) сепарирующее устройство погружного центробежного насоса для добычи нефти дополнительно содержит шнек 14, рабочее колесо 15 и сепарационный барабан 16, которые размещены на валу 2 между камерой отделения газа 6 и камерами 10 и 11, соответственно, отделения жидкости и механических примесей, а на выходном участке сепарирующего устройства за камерой 10 отделения жидкости установлен спрямляющий аппарат
17. При этом сепарирующее устройство может быть выполнено в виде единого блока или состоять из двух секций - I и II, установленных на валу 2 друг за другом и соединенных между собой известным способом, например, корпусы секций соединены посредством фланцев, а валы с помощью шлицевых соединений.
Работает сепарирующее устройство для погружного центробежного насоса следующим образом.
н
г
н
пр
н
в
Электродвигатель приводит во вращение вал 2 и вместе с ним рабочие органы сепарирующего устройства. Пластовая жидкость, включающая в себя нефть, воду, механические примеси и газ, захватывается шнеком 3 и под небольшим напором подводится к осевому лопастному рабочему колесу 4, которое закручивает поток. Далее газожидкостная смесь поступает в сепарационный барабан 5, где под воздействием центробежных сил и за счет разницы плотностей происходит разделение пластовой жидкости на жидкость, газ и механические примеси. При этом, поскольку ρ>ρ, ρ<ρ и ρ<ρ, где:
н
ρ - плотность нефти,
г
ρ - плотность газа,
пр
ρ - плотность примесей,
в
ρ - плотность воды,
газ преимущественно будет скапливаться у вала в камере 6, жидкость - концентрироваться в средней части, т.е. во внутренней кольцевой камере 10, а механические примеси, взвешенные в жидкости, преимущественно в воде, будут собираться по периферии в кольцевой камере 11. По каналу 7 газ из камеры 6 удаляется в затрубное пространство, а жидкость из камеры 10 поступает на прием насоса. При этом механические примеси, взвешенные в жидкости, под действием центробежных сил, через канал 12 для отвода механических примесей и трубку 13 выводятся из камеры 11 в затрубное пространство.
При работе сепарирующего устройства по второму варианту исполнения (фиг.2) сначала происходит отделение газа и вывод его в затрубное пространство из камеры 6 по каналу 7 для отвода газа (секция I) так же, как и в первом варианте. Затем, отделенная от газа жидкость, содержащая нефть, воду и механические примеси, захватывается шнеком 14 и раскручивается рабочим колесом 15 (секция II). Далее, отделенные под действием центробежных сил и с учетом разницы плотностей, механические примеси с водой, сконцентрированные в камере 11, через канал 12 для отвода механических примесей и по отводящей трубке 13 выводятся в затрубное пространство или в соответствующий накопитель. При этом очищенная нефть из камеры 10 через спрямляющий аппарат 17 поступает на прием насоса.
Второй вариант выполнения сепарирующего устройства позволяет обеспечить дополнительное отделение жидкости, преимущественно воды, и осуществить более эффективное удаление механических примесей, взвешенных в воде, при большом их содержании в пластовой жидкости.
При необходимости в головке сепарирующего устройства может быть выполнено несколько каналов 12 для отвода механических примесей в затрубное пространство с отводящими трубками 13.
Предложенное сепарирующее устройство, работает при той же частоте вращения вала, что и погружной центробежный насос. Это позволяет упростить соединение валов и уменьшить габаритные размеры (длину) устройства, что является важным для монтажа оборудования в скважине. При этом упрощается конструкция очистителя и достигается высокая степень очистки откачиваемой нефти от газа, воды и механических примесей.