ПРОТИВОПЕСОЧНЫЙ ФИЛЬТР

Полезная модель относится к нефтегазовой промышленности, а именно к механизированным способам добычи нефти из скважин, в частности с использованием штангового винтового насоса [1].
При эксплуатации всех типов штанговых и бесштанговых насосов возникает проблема отделения (сепарации) из поднимаемой на поверхность жидкости или газожидкостной смеси включений механических примесей (песка) с тем, чтобы исключить или уменьшить их попадание в рабочие органы и другие детали насосов с целью увеличения межремонтного периода работы скважинного оборудования.
Кроме того, противопесочный фильтр может быть применен при эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин для очистки газового потока, поступающего в колонну подъемных труб, от механических примесей и других включений.
Известны различные конструкции противопесочных фильтров, устанавливаемых на приеме скважинных насосов [2].
Ближайшим техническим решением, принятым за прототип, является противопесочный фильтр, описанный в изобретении [3]. Он состоит из концентрически расположенных наружных и внутренних труб, между которыми установлен фильтрующий элемент, выполненный в виде шнека. При этом внутренняя труба в верхней части герметично соединена с наружной трубой переводником, ниже которого располагаются входные отверстия для поступления жидкости.
Недостатком данной конструкции фильтра является сложность в изготовлении специального шнека и ограниченные возможности регулирования его геометрических параметров (число заходов, площадь проходного сечения), что снижает эффективность использования фильтра в различных условиях эксплуатации насоса.
Задачей изобретения является расширение функциональных возможностей противопесочного фильтра.
Новым отличительным признаком в заявленном устройстве является выполнение фильтрующего элемента в виде ротора винтового героторного механизма с циклоидальным профилем.
Технический результат, достигаемый полезной моделью, определяется тем, что винтовой фильтрующий элемент с циклоидальным профилем, в отличие от элементарного шнека прототипа [3], обладает плавной и регулируемой в широком диапазоне параметров геометрической формой, которая зависит от сочетания числа заходов и четырех безразмерных коэффициентов (внецентроидности, смещения, формы зубьев, формы винтовой поверхности), влияющих на средний диаметр, высоту зубьев и шаг винтовой циклоидальной поверхности [1]. Кроме того, в качестве фильтрующего элемента может быть использован бывший в употреблении ротор винтового забойного двигателя или насоса, отбракованный по причине износа зубьев.
На фиг.1 представлен продольный разрез заявляемого фильтра, расположенного в нижней части штангового насоса для добычи нефти, подвешенного на колонне НКТ. Стрелками показано направление движения потока добываемой нефти (Q) от приемных окон до входа в насос, а также направление вращения колонны штанг (ω).
На фиг.2 представлен продольный разрез заявляемого фильтра, расположенного в нижней части колонны насосно-компрессорных труб, для эксплуатации газовой скважины.
На фиг.3 представлены поперечные сечения фильтра в зоне винтового ротора с различным числом заходов z (z=2, z=4 и z=8).
На фигурах приняты следующие обозначения: 1 - рабочие органы насоса (пара ротор-статор); 2 - обсадная колонна; 3 - неподвижный полый ротор; 4 - корпус с цилиндрической расточкой; 5 - нижняя крышка корпуса; 6 - колонна насосно-компрессорных труб.
Противопесочный фильтр применительно к насосной эксплуатации скважин состоит из корпуса 4 с цилиндрической расточкой, в верхней части которого выполнены входные отверстия, а в нижней части расположена отстойная камера для сепарируемого песка (ее длина может составлять несколько метров в зависимости от дебита скважины и содержания механических примесей) Внутри корпуса установлен неподвижный полый ротор 3 с наружной винтовой циклоидальной нарезкой, выполняющий функции шнека. Хвостовик ротора герметично закреплен в корпусе 4. Верхняя часть корпуса 4 соединена при помощи резьбы со статором рабочих органов насоса 1. Нижняя часть корпуса закрыта крышкой 5.
Противопесочный фильтр, по принципу действия относящийся к центробежно-гравитационному типу, работает следующим образом. Добываемый скважинный флюид (жидкость, газ, газожидкостная смесь), содержащая механические примеси, за счет пластового давления поступает из обсадной колонны 2 во входные отверстия корпуса 4 и далее в винтовые полости, образованные между концентрично расположенными внутренней цилиндрической расточкой корпуса 4 и наружной винтовой поверхностью неподвижного ротора 3. При своем винтовом движении поток перемещается вниз и закручивается, при этом твердые частицы в виде песка, отбрасываются центробежной силой на стенку трубы 4, сползают вниз и оседают в отстойной камере. В то же время очищенный поток более легкого пластового флюида поворачивается на 180° и через расточку полого ротора 3, перемещаясь вверх, поступает на прием рабочих органов насоса 1 или в колонну НКТ 6 газовой скважины.
cp
В качестве рабочей части внутреннего элемента фильтра используется фрагмент циклоидального ротора винтового героторного механизма (насоса или гидродвигателя), в том числе бывший в употреблении и отбракованный по причине износа зубьев. Варьируя диаметром d, числом заходов z, высотой зубьев h и шагом t винтовой циклоидальной поверхности, может быть достигнута максимальная эффективность очистки потока добываемого флюида от твердых частиц в заданных условиях эксплуатации скважины.
Применительно к насосному режиму эксплуатации нефтяной скважины данное положение подтверждается следующими выкладками.
Осевая скорость жидкости в каналах рабочих органах фильтра
,
где Q - объемный расход жидкости (подача насоса); F - площадь проходного сечения (между отверстием трубы и циклоидальным профилем ротора), состоящего из z замкнутых секторов:
.
0
cp
Здесь S - площадь одного сектора; D - внутренний диаметр трубы; S - площадь сечения ротора; d - средний диаметр зубьев ротора.
При заданном диаметре трубы площадь проходного сечения F снижается при увеличении числа заходов ротора, что наглядно видно на фиг.2, что в свою очередь приводит к росту осевой скорости жидкости. Кроме того, площадь проходного сечения может также регулироваться путем корригирования профиля ротора за счет изменения высоты зубьев.
Окружная составляющая скорости
u
z
c=c·ctgα.
ср
где α - угол подъема винтовой линии зубьев ротора, ctgα=πd/t.
Угловая скорость закрученного потока
.
Возможным альтернативным вариантом конструктивного исполнения фильтра является схема, в которой винтовые нарезки выполнены на внутренней поверхности наружного элемента (в качестве которого может использоваться статор винтового героторного механизма), а внутренний элемент представляет собой гладкую цилиндрическую втулку.
Предлагаемая конструкция фильтра обеспечивает также побочный технический эффект, поскольку она может выполнять функции упорного пальца, необходимого для подгонки положения ротора в статоре насоса при монтаже установки. Для этой цели корпус фильтра имеет расположенный в верхней части уступ, например совмещенный с торцем винтового ротора.
Источники информации
1. Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., Гноевых А.Н. Одновинтовые гидравлические машины, М., ИРЦ «Газпром», 2005.
2. Лаврушко П.Н. Подземный ремонт скважин. М., Гостоптехиздат 1961.
3. Фильтр противопесочный. Авторское свидетельство на полезную модель №46534 от 15.02.2005 / Ибрагимов Н.Г. и др.