СКВАЖИННЫЙ ПОГРУЖНОЙ НАСОС С ГАЗОСЕПАРАТОРОМ
BOREHOLE PUMP WITH GAS SEPARATOR

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано для добычи нефти при большом содержании растворенного газа в откачиваемой жидкости.
Известен скважинный газосепаратор, содержащий корпус с газозащитной камерой, которая имеет каналы для прохода скважинной жидкости и дегазационную камеру, которая имеет газовыпускной клапан. Дегазационная камера установлена последовательно с газозащитной камерой. В дегазационной камере размещена всасывающая труба. Она выполнена с возможностью гидравлической связи с насосом. Верхнюю часть дегазационной камеры и нижнюю часть газозащитной камеры соединяет подводящая труба. При этом газозащитная камера выполнена с возможностью концентричного размещения в ней подводящей трубы. Она установлена эксцентрично относительно дегазационной камеры. Обе трубы выполнены с нижними торцевыми заглушками. Диаметр подводящей трубы выполнен из условия пропуска за цикл всасывания объема скважинной жидкости, равного 60-75% объема жидкости, отбираемой насосом. Диаметр газозащитной камеры выполнен из условия, что площадь ее кольцевого сечения не меньше площади проходного сечения подводящей трубы (патент РФ №2079649, 30.06.1994).
Недостатком этого скважинного газосепаратора является то, что применена система газоотделения в виде резкого изменения направления потока жидкости, которая недостаточна и не очень эффективна для газоотделения из откачиваемой жидкости, а направления потоков откачиваемой жидкости и отделившегося свободного газа совпадают и направлены снизу вверх. Кроме того, чем больше удельный вес материала запорного органа газовыпускного клапана, тем больше свободного газа в виде газовой шапки будет оставаться в верхней части дегазационной камеры при закрытом газовыпускном клапане. При определенных условиях газовыпускной клапан может не открыться совсем.
Известен скважинный штанговый насос с газосепаратором, содержащий подводящий патрубок с отверстиями в верхней части и завихрителем потока, сепарационную камеру с газовыпускным клапаном, всасывающий коллектор, сообщающийся с нижней частью сепарационной камеры. Верхняя часть подводящего патрубка с завихрителем потока концентрично размещена в сепарационной камере. Эта камера установлена во всасывающем коллекторе. Гидравлическая длина подводящего патрубка и сепарационной камеры обеспечивают гидрозатвор для предупреждения прохода газа (патент РФ №2159330, 13.05.1999).
Недостатком этого скважинного штангового насоса с газосепаратором является то, что применена система газоотделения в виде резкого изменения направления потока жидкости, которая недостаточна и не очень эффективна для газоотделения из откачиваемой жидкости, а направления потоков откачиваемой жидкости и отделившегося свободного газа совпадают и направлены снизу вверх, особенно после завихрителя. Кроме того, чем больше удельный вес материала запорного органа газовыпускного клапана, тем больше свободного газа в виде газовой шапки будет оставаться в верхней части сепарационной камеры при закрытом газовыпускном клапане. При определенных условиях газовыпускной клапан может не открыться совсем.
Наиболее близким к изобретению по технической сущности и достигаемому результату является скважинный штанговый насос, содержащий цилиндр с размещенным в нем полым плунжером, в нижней части которого установлен нагнетательный клапан. Всасывающий клапан установлен в нижней части насосной камеры. Насос снабжен перепускным каналом с поплавковым клапаном, выполненным с запорным поплавковым элементом и расположенным над ним седлом. Цилиндр выполнен со стороны внутренней поверхности ступенчатым, а перепускной канал с запорным поплавковым элементом выполнен в нижней части меньшей ступени цилиндра над насосной камерой. Одно отверстие канала соединено с верхней частью насосной камеры, а другое отверстие канала соединено со скважиной (патент РФ №2440513, 29.09.2010).
Недостатком этого скважинного штангового насоса является то, что применен ступенчатый цилиндр, что ведет к изменению конструкции стандартного скважинного штангового насоса, а также использован нестандартный поплавковый клапан.
Задачей настоящего изобретения является принудительное газоотделение из скважинной жидкости с последующим удалением образовавшегося свободного газа до его попадания в насосную камеру насоса с использованием широко применяемых стандартных погружных насосов, а также обеспечение противопотока скважинной жидкости и отделившегося свободного газа.
Технический результат - повышение КПД насоса и уменьшение негативного влияния газового фактора на его работу.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что в скважинном погружном насосе с газосепаратором, содержащим цилиндр с размещенным в нем полым плунжером, в нижней части которого установлен нагнетательный клапан, имеющим насосную камеру с всасывающим клапаном, соединенную с газосепаратором, согласно изобретению корпус газосепаратора разделен перегородкой на две полости, между нижней частью корпуса и перегородкой образован гидрозатвор, входное окно для откачиваемой скважинной жидкости расположено на корпусе выше гидрозатвора, а между входным окном и гидрозатвором образована камера дегазирования, причем входное окно для откачиваемой скважинной жидкости является одновременно и выходным окном для отделившегося свободного газа из камеры дегазирования.
Предпочтительно, что камера дегазирования снабжена устройством принудительного дегазирования, выполненным в виде геометрических элементов для резкого увеличения или уменьшения сечения потока скважинной жидкости.
Кроме того, геометрические элементы для резкого увеличения или уменьшения сечения потока скважинной жидкости выполнены в виде чередующихся перегородок, перфорированных решеток или завихрителя потока.
На фиг. 1 - показан скважинный погружной насос с газосепаратором в начале процесса всасывания, на фиг. 2 - скважинный погружной насос с газосепаратором в конце процесса нагнетания. Сплошными стрелками показаны потоки жидкости, а пунктирными - показаны газовые потоки.
Скважинный погружной насос с газосепаратором (фиг. 1) состоит из корпуса 1, внутренний объем которого разделен вертикальной перегородкой 2 на две полости, первая из которых является насосной полостью 3, а вторая - представляет собой камеру дегазирования 4. Корпус 1 установлен в нижней части штангового глубинного насоса 5, который состоит, в свою очередь, из полого плунжера 6, находящегося подвижно в цилиндре 7. На нижнем конце плунжера 6 установлен нагнетательный клапан 8. В нижней части цилиндра 7 расположен всасывающий клапан 9. Насосная полость 3 соединена гидравлически через всасывающий клапан 9 с насосной камерой 10 штангового глубинного насоса 5, а камера дегазирования 4 соединена гидравлически со скважинной полостью 11, с находящейся в ней скважинной жидкостью 12 через входное окно 13. Насосная полость 3 и дегазационная камера 4 гидравлически соединены между собой в нижней части корпуса 1 с образованием гидрозатвора 14. В дегазационной камере 4 установлено устройство принудительного дегазирования 15, состоящее из чередующихся перегородок 16 и\или перфорированных решеток 17 и\или завихрителя потока 18. Расстояние H1 от нижнего среза перегородки 2 гидрозатвора 14 до нижней части устройства принудительного дегазирования 15 и расстояние Н2 от нижнего среза перегородки 2 гидрозатвора 14 до нижнего среза входного окна 13 являются расчетными величинами и зависят от свойств скважинной жидкости 12, характеристик штангового глубинного насоса 5, параметров откачивания и т.д. Вид устройства принудительного дегазирования 15 (чередующиеся перегородки 16, перфорированные решетки 17, завихритель потока 18 или иные геометрические элементы и физические устройства для провоцирования выделения из потока скважинной жидкости 12 растворенного в нем газа), его конфигурация, количество газоотделяющих элементов и т.д. определяются расчетно-опытным путем. Устройство принудительного газообразования 15 обеспечивает гораздо более значительные условия (перепады давления, скорость потока и т.д.) для выделения свободного газа из скважинной жидкости 12, чем те, которые возникают при прохождении скважинной жидкости 12 через всасывающий клапан 9, а именно через отверстие седла 19 и кольцевое пространство вокруг запорного органа 20 всасывающего клапана 9. В качестве запорного органа 20 может быть применен стандартный массивный металлический шар или золотниковый элемент.
Р
W
Р
W
Р
Скважинный погружной насос с газосепаратором работает следующим образом. В начале процесса всасывания (фиг. 1), когда плунжер 2 начинает движение вверх, идет расширение объема насосной камеры 10 с падением давления (Р), и когда давление (P) скважинной жидкости 12 в скважинной полости 11 превысит давление (Р), в насосной камере 10 открывается запорный орган 20, через который скважинная жидкость 12 поступает в насосную камеру 10. Скважинная жидкость 12 сначала поступает в камеру дегазирования 4 через входное окно 13 и проходит через устройство принудительного дегазирования 15, где свободный газ отделяется из скважинной жидкости 12 и идет наверх против потока скважинной жидкости 12, идущего вниз. Дойдя до входного окна 13, свободный газ выходит через него в скважинную полость 11 и поднимается дальше по ней вверх. Отгазированная скважинная жидкость 12 поступает из дегазационной камеры 4 через гидрозатвор 14 в насосную полость 3 и далее в насосную камеру 10 уже без свободного газа. Если к началу движения плунжера 6 вниз в дегазационной камере 4 остается свободный газ, то он продолжает выходить из нее в скважинную полость 11 через входное окно 13. Так как образование свободного газа происходит в основном при прохождении скважинной жидкости 12 через запорный орган 20 под действием перепада давления (P) в скважинной полости 11 и давления (Р) в насосной камере 10, учитывая, что весь свободный газ образовался при прохождении скважинной жидкости 12 через устройство принудительного дегазирования 15, которое создало для скважинной жидкости 12 гораздо более значительные условия для выделения свободного газа, чем те, которые возникают при прохождении скважинной жидкости 12 через всасывающий клапан 9, а именно через отверстие седла 19 и кольцевое пространство вокруг запорного органа запорного органа 20, то в скважинной жидкости 12, поступающей в насосную камеру 10, свободный газ будет уже отсутствовать.
Т
Р
Т
В начале процесса вытеснения (нагнетания) (фиг. 2) плунжер 6 начинает движение вниз, запорный орган 20 закрыт, а давление (Р) столба скважинной жидкости 12, находящейся выше нагнетательного клапана 8, держит его закрытым. При дальнейшем движении вниз плунжера 6 возрастающее давление (Р) в насосной камере 10, достигнув значения давления жидкости (Р) выше нагнетательного клапана 8, а затем и превысив его, открывает нагнетательный клапан 8 и скважинная жидкость 12 из насосной камеры 10 начинает поступать через открытый нагнетательный клапан 8 в полость плунжера 6. При достижении плунжером 6 своего крайнего нижнего положения вектор движения плунжера 6 меняется на противоположный и цикл повторяется.
Вышеизложенное позволяет увеличить заполнение насоса, что улучшает его эффективность. Газоотделение происходит при любой длине хода плунжера и при любом числе его двойных ходов. Газосепаратор может быть исполнен как отдельный узел, который может устанавливаться, например, на резьбе на любой стандартный штанговый глубинный насос.
Преимущество изобретения состоит в том, что устройство принудительного газообразования может устанавливаться на всасывающем коллекторе других типов и видов объемных или лопастных насосов, где имеется проблема с образованием свободного газа при откачке скважинной жидкости с наличием растворенного газа с целью дегазирования поступающей во всасывающий коллектор насоса скважинной жидкости.