ПУТЕВОЙ ГАЗОПЕСОЧНЫЙ СКВАЖИННЫЙ СЕПАРАТОР

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для разделения газожидкостной смеси, содержащей механические примеси, и может быть использовано для защиты глубинных штанговых насосов от вредного влияния газа, пены и песка.
Известен скважинный газопесочный сепаратор (патент РФ №8409, кл. Е21В 43/38, опубл.16.11.1998г.), содержащий корпус, шламоуловитель, узел предварительной сепарации газа с входными отверстиями в корпусе и заборными чашками, при этом в корпусе установлена камера гравитационной сепарации газа с установленным на перфорированной трубе неподвижным шнеком. Недостатком данной конструкции является то, что при прохождении потока жидкости
образуются большие гидравлические сопротивления за счет того, что конструкция включает в себя четыре узла типа «труба в трубе», и как следствие этого, продуктивное время работы поршня глубинного штангового насоса при подъеме жидкости уменьшается.
Известно устройство для отделения песка и газа из нефти в скважине (патент РФ №2006574, кл.Е21В 43/38 от 30.01.1994 г.), содержащее патрубок с радиальными отверстиями в днище, концентрично расположенную в нем подъемную трубу под насос, которая размещена в патрубке и образует с ним кольцевую полость. В верхней части патрубка расположена муфта с каналами, сообщающими кольцевую полость с внешней средой. Патрубок жестко связан с подъемной трубой с помощью муфты и имеет длину, обеспечивающую перепад давления нефти в 1-2,5 МПА, а каналы перекрыты обратными клапанами, при этом радиальные отверстия патрубка выполнены на расстоянии 1/10-1/12 длины патрубка от муфты, а подъемная труба нижним концом установлена на расстоянии 1/7-1/15 длины патрубка от его днища.
Недостатком данного устройства является то, что газоотводящие каналы имеют постоянное сечение и не регулируются в зависимости от газового фактора, отсутствует фильтр на входе смеси из затрубного пространства, и осаждение мехпримесей из потока происходит только за счет гравитационной силы. Высока вероятность при выносе песка из пласта, его скопление на днище патрубка, с последующим попаданием на прием насоса. Кроме того, при повышенных динамических уровнях жидкости в скважине происходит незначительное разгазирование смеси, обратные клапана не срабатывают, что приводит к интенсивному выделению газа в приеме насоса при ходе плунжера вверх.
Известен также скважинный газопесочный сепаратор (патент РФ №2159329, кл.Е21В 43/38 от 20.11.2000 г.), содержащий корпус с выполненными в верхней части впускными отверстиями и газовыпускными каналами, и с контейнером в нижней части.
Концентрично в корпусе размещен приемный патрубок, в нижней части которого размещена приемная воронка, а фильтрующий элемент выполнен в виде винтовой намотки стальной проволоки, образующей винтовые канавки с зазором между витками 0,3-0,4 мм.
Недостатком данного устройства является то, что осевший в контейнере песок потоком жидкости может быть увлечен в приемный патрубок и далее в поток уже очищенной жидкости. Кроме того, проходные газоотводящие сечения имеют постоянное сечение и не регулируются в зависимости от величины газового фактора. Данное упрощенное изделие, в принципе, не может выполнять своего предназначения, так как восходящий и нисходящий потоки жидкости при любой производительности ныне применяемых штанговых насосов, а также конструкций скважин, тем более при тяжелых и вязких нефтях, не позволяют производить сепарацию-отделение газа и песка, содержащихся в извлекаемой жидкости, за счет гравитационных сил.
Известен также газопесочный сепаратор (патент РФ №2212533, кл. Е21В 43/38 от 20.09.2003 г.), состоящий из концентрически расположенных наружной, двух промежуточных и внутренней труб, и шнека. Устройство снабжено тангенциальными патрубками для закручивания поступающей в него пластовой жидкости. Между промежуточньми трубами, соединенными патрубками для пропуска очищенной от газа и мехпримесей жидкости, установлена кольцевая заглушка. Внутренняя промежуточная труба имеет заглушки сверху и снизу. Шнек выполнен в виде фильтрующей сетки и закреплен на внутренней трубе, имеющей щелевые тангенциальные отверстия, расположенные под углом в направлении, противоположном движению жидкости для удаления газа в затрубное пространство.
Недостатком этого устройства является то, что под действием центробежных сил раскручиваются только механические примеси, а газ поднимается вверх без придания ему дополнительного ускорения, при
этом проходные сечения газоотводящих каналов не регулируются в зависимости от газового фактора. При многократном изменении направлений движения потоков возникают дополнительные гидравлические сопротивления, что отрицательно сказывается на коэффициенте заполнения насоса. Кроме того, шнек из проволочной сетки повышает разгазирование нефти, но не способствует интенсивному заходу выделившегося газа в щели внутренней трубы.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому техническому результату предлагаемой полезной модели является песочно-газовый сепаратор скважинного штангового насоса (патент РФ №8731, кл. Е21В 43/38, от 1998 г.), содержащий корпус с проходным каналом, внутри которого расположен шнек, представляющий собой пружину с постоянным шагом витка, для прохождения газожидкостной смеси вниз. Газоотводной канал газоотводящей трубки с размещенным на нем шнеком в виде установленной на его поверхность пружины, имеет радиальные каналы и установленный в верхней части обратный клапан для выхода отделившегося газа, размещенный внутри корпуса.
Недостатком песочно-газового сепаратора скважинного штангового насоса является отсутствие фильтра на входе, а также малое межвитковое расстояние в шнеке (спирали), а недостаточный нисходящий угол наклона витков приводит к повышению гидравлических сопротивлений, ускоренному засорению рабочей полости сепаратора. Конструкционное исполнение узла песочно-газового сепаратора в его нижней части ввиду завихрения и турбулентности потока, содержащего отсепарированный в камере песок при заходе его в гусеобразный канал и последующем выходе в рабочий канал, увлекает с собой мелкие фракции (0,01-0,3 мм) песка, которые вместе с жидкостью поступают в штанговый насос, что приводит к снижению его
производительности, создаваемого напора давления и преждевременному выходу из строя.
Целью создания предлагаемой полезной модели является повышение эффективности работы сепаратора при одновременной сепарации газа и песка в условиях повышенных расходов газожидкостной смеси при высокой пенистости сепарируемой жидкости в широком диапазоне дебита скважин.
Поставленная цель достигается тем, что путевой газопесочный скважинный сепаратор содержит приемный цилиндрический патрубок с размещенной соосно внутри него разъемной перфорированной газовой трубкой, имеющей тангенциальные щели, в нижней части которой на всю ее длину соосно установлен жиклер с регулировочным винтом, а верхняя часть газовой трубки закреплена в рассекателе, имеющем радиальные каналы для выхода газа в затрубное пространство. За счет того, что нижний конец верхней части газовой трубки выполнен в виде раструба, имеющего сужение внутреннего канала и камеру смешения, а жиклер за счет регулировочного винта имеет возможность осевого перемещения, конструкция позволяет регулировать площади кольцевых проходных сечений на входе в раструб и для выхода газа через каналы рассекателя и муфты в зависимости от величины газового фактора.
Поставленная цель достигается также тем, что направляющие элементы для отделения газа и отвода песка в пескосборник выполнены в виде спиралей с восходящим углом подъема и нисходящим углом ската соответственно. Патрубок для отвода песка, дополнительно крепящийся к нижнему торцу приемного патрубка, дает возможность исключить поднятие механических примесей в канал приемного патрубка для подъема газожидкостной смеси.
Конструктивные особенности предложенного путевого газопесочного скважинного сепаратора позволяют использовать его при минимальных
гидравлических потерях, связанных с множественными изменениями направления потока, как это происходит в аналоге, за счет центробежных сил, действующих при разделении более тяжелых песка, жидкости и направляющих ее по спирали с восходящим шагом в кольцевой канал между приемным патрубком и газоотводящей трубкой в насосно-компрессорные трубы (НКТ), а также при отделении газа, как более легкого элемента, проходящего через щели в газоотводящей трубке, эжекторную часть и каналы рассекателя.
На фиг.1 изображено продольное сечение путевого газопесочного скважинного сепаратора;
На фиг.2 - сечение А-А на фиг.1;
На фиг.3-вид Б на фиг.1;
На фиг.4 - вид В на фиг.1.
Путевой газопесочный скважинный сепаратор (фиг.1) состоит из приемного патрубка 1, установленной на нем снаружи на нижней его половине спирали 2 под нисходящим углом и внешней стороной касающейся внутренней поверхности НКТ 3, шламоотводящего патрубка 4 и пескосборника 5. В нижней части приемного патрубка 1, с целью снижения скорости восходящего потока жидкости, под витками спирали расположен ряд отверстий 6.
Внутри приемного патрубка 1, соосно установлена разъемная газовая трубка 7, состоящая из нижней и верхней части, при этом на внешней стороне нижней части газовой разъемной трубки 7 расположена спираль 8 под восходящим углом и внешней стороной соприкасающаяся с внутренней стенкой приемного патрубка 1. Кроме того, на нижней части трубки 7 по всей длине, на определенных расстояниях от начала и конца, имеются продольные пазы 9 с тангенциальным заходом для выделяющихся из смеси газа и
образовавшейся пены, обеспечивающие при этом максимальную пропускную способность для газа.
Верхняя часть разъемной газовой трубки 7 верхним концом вворачивается в рассекатель 10, закрепленный в переходном муфтовом соединении. В теле рассекателя 10 и дополнительно в верхней муфте 11 имеются радиальные отверстия 12 (фиг.2), регулируемые штуцерами в зависимости от объема выделяющего газа, а также внешние каналы 13 для перетока жидкости в патрубок 14 НКТ большего диаметра, например НКТ-89, и далее в камеру приемного клапана насоса.
Внутри нижней части разъемной газовой трубки 7 соосно размещен жиклер 15 (фиг.3) с регулировочным винтом 16, имеющий возможность осевого перемещения за счет подкручивание его с нижнего торца. С целью ограничения осевого перемещения жиклера, на определенном расстоянии от его верхнего торца, установлены ограничители 17 (фиг.4) в виде двух расположенных взаимноперпендикулярно шпилек, длина которых более диаметра жиклера. При этом в верхней части разъемной газовой трубки 7, закрепленной в рассекателе 10, в нижней ее части, имеется раструб 18, в который заходит верхняя часть жиклера 15, образуя регулируемый кольцевой зазор для прохождения газа.
В теле НКТ 3 меньшего диаметра, например, НКТ-73, прорезаны продольные пазы 19 (фиг.4), с тангенциальным входом, закрытые соответствующими фильтрами 20, выполненными в виде намотанной в радиальном направлении витков проволоки, при этом к верхней половине витков которой прикреплена сетка.
Между газопесочным сепаратором и глубинным штанговым насосом установлен промежуточный патрубок 14 (фиг.1), необходимый для более полного обеспечения насоса поступающей жидкостью за счет снижения гидравлического сопротивления и стабилизации давления в зоне приемного клапана в процессе всасывания, при этом объем патрубка
14 при повышенном его диаметре должен соответствовать объему цилиндра насоса.
Полезная модель работает следующим образом. Извлекаемая жидкость, поступает вверх из пласта по эксплуатационной колонне и далее по межтрубному пространству. Поднявшись до продольных пазов 19, прорезанных в насосно-компрессорной трубе 3, газонасыщенный поток жидкости, содержащий песок и другие механические примеси, пройдя через фильтр 20, заходит в кольцевое пространство между внутренней стенкой НКТ 3 и наружной стенкой приемного патрубка 1 и двигается вниз. За счет спирали 2, установленной на наружной поверхности приемного патрубка 1 ниже продольных пазов 19 с фильтрами 20, поток приобретает вращательное движение с увеличением скорости. При этом песок и механические примеси повышенной плотности за счет влияния центробежных сил формируются у внутренней стенки НКТ 3, и по спирали 2, имеющей нисходящий угол уклона, «стекают» в шламоотводящий патрубок 4, и далее в пескосборник 5. При этом, нижний конец шламоотводящей трубки 4 находится в пескосборнике 5 вне зоны влияния работы насоса (застойной зоне).
Для снижения скорости восходящего потока, могущего «подхватить» песок и мехпримеси в приемный патрубок 1, в нижней его части, под последними витками спирали, располагаются отверстия 6, через которые, минуя основной торцевой вход, происходит частичный заход газа и жидкости в связи с тем, что в процессе движения газонефтяной жидкости вниз по спирали, происходит ее ускоренное разгазирование. При повышенной вязкости извлекаемой жидкости, скорость или путь движения по спирали увеличивают за счет увеличения длины последней, т.е. увеличения количества витков.
На пути движения восходящего газонефтяного потока внутри приемного патрубка 1 путевого газопесочного сепаратора устанавливается разъемная газовая трубка 7, на внешней стороне которой располагается спираль 8, внешней стороной соприкасающаяся с внутренней стенкой приемного патрубка 1, при этом длина разъемной газовой трубки 7 и спирали 8 определяются газонасыщенностью нефти и объемами выделяющегося газа, а верхний конец спирали 8 не доходит до верхнего торца нижней части разъемной трубки 7 с целью исключения выноса газа, поднимающегося по спирали, через внешний канал, предназначенный для перетока жидкости. Для обеспечения максимальной пропускной способности газа из газонефтяного потока, в нижней части разъемной газовой трубки 7 на определенных расстояниях от ее начала и конца, по периметру располагаются продольные пазы 9 с тангенциальными заходами.
При движении вверх газонефтяного потока по внутренней спирали 8, за счет увеличения скорости, значительной разницы в плотности нефти и газа, происходит интенсивное выделение газа, который через пазы 9 попадает в канал разъемной газовой трубки 7, далее в рассекатель 10, и при повышенном давлении, определяемом длиной разъемной газовой трубки 7, через отверстия 12 в рассекателе 10 ив муфте 11, выходит в затрубное пространство. При поднятии газового конденсата по нижней части разъемной газовой трубки 7, в области разъема, на входе в верхннюю часть разъемной трубки проходное сечение сужается, затрудняя попадание внутрь жидкости, и газ, как более легкий компонент, успевает пройти в эжекторную часть, уходя затем в радиальные выпускные отверстия 12 рассекателя 10 и далее в затрубное, а жидкость черезе кольцевой зазор разъемной трубки направляется вверх по внешнему каналу 13.
Суммарное проходное сечение отверстий 12, в зависимости от объемов выделяющего газа, регулируется штуцерами. Жидкость,
имеющая значительно большую плотность чем газ, двигаясь по внешней стороне спирали 8, заходит в проходные канал 13 рассекателя 10, и далее, через промежуточный патрубок 14 НКТ большего диаметра (например, НКТ-89) в камеру приемного клапана насоса, при этом площадь проходного сечения каналов 13 рассекателя 10 составляет не менее площади сечения седла приемного клапана насоса.
Таким образом, предлагаемый путевой газопесочный скважинный сепаратор за счет высокой сепарационной способности позволяет увеличить наработку глубинных штанговых насосов.