ДВУХСЕКЦИОННЫЙ СЕПАРАТОР ГАЗА ДЛЯ ЭЛЕКТРОЦЕНТРОБЕЖНОГО НАСОСА

Полезная модель относится к нефтяной промышленности и может быть использована для добычи нефти с высоким содержанием газовой фазы.
Присутствие выделившегося из нефти газа на приеме погружного электроцентробежного насоса (ЭЦН) снижает его напор, а при повышенных содержаниях газа полностью срывает его подачу. Для предупреждения срыва работы скважинных насосов известны конструкции газосепараторов, позволяющих отводить основную часть свободной газовой фазы в затрубное пространство скважины.
К примеру, известно устройство для сепарации газа, включающее корпус, «хвостовик» с пакером, в верхней части которого установлены газоотборная емкость и газозащитный цилиндр, образующие с емкостью и всасывающей трубой открытую сверху камеру, нижняя часть которой гидравлически сообщена с всасывающей трубой, а газоотводная трубка установлена внутри всасывающей трубы и ее выход размещен над газозащитным цилиндром в затрубном пространстве (Авт. св-во СССР, SU 1470939 А2. Устройство для сепарации газа в глубиннонасосных скважинах. Заявл. 01.07.1987. Опубл. 07.04.1989). Такая схема распределения потоков, при которой жидкость направляется в трубу, позволяет использовать только штанговые насосы. Использование более производительных электроцентробежных насосов при этом невозможно, поскольку забор жидкости ими осуществляется из пространства между корпусом насоса и эксплуатационной колонной.
Известно устройство для сепарации газа в нефтяных скважинах, содержащее отводную трубу, выполненную плоской формой, которая нижним концом сообщена с приемным модулем насоса, перекрытым для доступа жидкости в зоне его расположения, а верхний конец отводной трубы выведен в затрубное пространство выше насоса. Добываемая продукция пласта поступает в насос, таким образом, сверху через отводную трубу (Патент RU 86657 U1. Устройство для сепарации газа в нефтяных скважинах. Заявл. 28.02.2008. Опубл. 10.09.2009).
Недостаток такой конструкции газосепаратора состоит в высоких значениях гидравлических сопротивлений жидкости в отводной трубе из-за малой площади сечения этой трубы, поскольку весь объем поступающей из пласта продукции вынужден проходить через нее. Из-за резкого падения давления в отводной трубе из нефти выделится дополнительный объем газовой фазы, который приведет к разрыву потока жидкости и прекращению подачи насоса.
Наиболее близким к предлагаемой полезной модели является устройство для сепарации газа в нефтяных скважинах (Патент RU 78524 U1. Устройство для сепарации газа в нефтяных скважинах. Заявл. 02.04.2007. Опубл. 27.11.2008). Устройство содержит «хвостовик» с пакером, открытую снизу газосборную емкость, снабженную газоотводной трубкой, сообщающейся с затрубным пространством, при этом газосборная емкость выполнена в виде перевернутого стакана, соединенного своей донной частью с ЭЦН, а выход газоотводной трубки расположен над зоной приема насоса. Выполнение газосборной емкости в виде перевернутого стакана позволяет направить дегазированную жидкость в затрубное пространство - зону приема ЭЦН. При этом отвод газа от этой зоны обеспечивается газоотводной трубкой, выходной отверстие которой располагают выше зоны приема насоса.
Однако, устройство обладает недостатком, состоящим в неполном отделении газа от жидкости в сепараторе. Часть свободного газа будет уноситься вместе с жидкостью к приему насоса при однократной сепарации газа в известном устройстве.
Технической задачей предлагаемого сепаратора газа для электроцентробежных насосов является повышение его эффективности за счет увеличения кратности сепарации газа.
Решение технической задачи состоит в том, что в известном устройстве, включающем «хвостовик» с пакером, газосборную емкость в виде перевернутого стакана, соединенного донной частью с ЭЦН и снабженную газоотводной трубкой, сообщающейся с затрубным пространством выше зоны приема насоса, согласно полезной модели, на «хвостовике» устройства ниже пакера размещены дополнительно нижний пакер и газосборная емкость в виде перевернутого стакана, между верхним пакером и нижней газосборной емкостью в «хвостовике» выполнены отверстия для перетока жидкости, внутри «хвостовика» в каждой газосборной емкости установлены перемычки с козырьками, под которыми в хвостовике выполнены отверстия для выхода жидкости в емкости, причем между перемычками и донными частями газосборных емкостей в хвостовике выполнены отверстия для выхода сепарированного газа, а газоотводная трубка сепаратора, проходящая внутри «хвостовика» в каждой газосборной емкости имеет отверстия для сбора сепарированного газа.
На рисунке представлена схема двухсекционного сепаратора газа для электроцентробежных насосов.
В скважину 1 на колонне насосно-компрессорных труб 2 спущена установка электроцентробежного насоса 3 с погружным электродвигателем 4.
Установка ЭЦН имеет прием 5 для входа добываемой продукции пласта. К нижней части погружного электродвигателя 4 закреплен «хвостовик» 6 с верхним 7 и нижним 8 пакерами. На «хвостовике» установлены также газосборные емкости 9 и 10 в виде перевернутых стаканов. Внутри «хвостовика» концетрично проходит отводная трубка 11, переходящая в плоскую форму 12 по длине корпуса насоса. Верхний торец трубки расположен выше зоны приема 5 насоса. Ниже донной части каждой газосборной емкости установлены перемычки 13 и 14 с козырьками, под которыми выполнены отверстия 15 и 16 для выхода продукции пласта. Между донными частями каждой емкости и перемычками 13 и 14 в «хвостовике» 6 выполнены отверстия 17 и 18 на одних уровнях с которыми в отводной трубке 11 выполнены отверстия 19 и 20 для сбора и отвода сепарированного газа. Между донной частью газосборной емкости 10 и пакером 7 в «хвостовике» выполнены отверстия 21 для перетока жидкости. Газосборные емкости 9 и 10 с пакерами 7 и 8 образуют, таким образом, отдельные секции сепаратора газа.
Работа двухсекционного сепаратора газа для электроцентробежного насоса состоит в следующем.
Добываемая продукция пласта при входе в полость «хвостовика» 6 содержит уже значительный объем выделившегося попутного нефтяного газа, ввиду того, что давление у приема ЭЦН, как правило, существенно ниже давления насыщения нефти газом.
Выходя из отверстий 16 нижней секции сепаратора продукция пласта меняет направление своего движения на 180° вниз благодаря наличию козырька перемычки 14. Газовая фаза при этом, освобождаясь от жидкости и скапливаясь в верхней части газосборной емкости 10 отводится через отверстия 18, 20 и трубку 11 с плоской частью 12 в зону выше приема 5 насоса. Продукция пласта, освободившись от основной части газовой фазы в газосборной емкости 10 перемещается вниз и за пределом ее торцевой части разворачивается на 180° и движется вверх по концентрическому каналу между эксплуатационной колонной скважины 1 и емкостью 10. Далее она через отверстия 21 входит во вторую секцию сепаратора, т.е. в пространство между «хвостовиком» 6 и отводной трубкой 11. На выходе из отверстий 15 продукция пласта вновь разворачивается вниз на 180°, освобождаясь от остатков газовой фазы и далее поднимаясь вверх между эксплуатационной колонной скважины 1 и емкостью 9, входит в прием 5 насоса. Сепарированный газ через отверстия 17 и 19 поступает в отводную трубку 11, смешивается с газом, поступившем из нижней ступени сепаратора и через плоскую свою часть 12 отводной трубки поступает в зону выше приема 5 насоса. В дальнейшем газовая фаза всплывает в столбе нефти затрубного пространства и пополняет объем газа над динамическим уровнем нефти в затрубном пространстве скважины 1.
В условиях низкой степени сепарации газа в нефти (высокая вязкость нефти или др. причины) количество секций сепаратора может быть увеличено до 3 и более.
Технико-экономическим преимуществом двухсекционного сепаратора газа является обеспечение возможности глубокой сепарации газа от нефти и высокой работоспособности насосной установки.