СЕКЦИОННО-ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ ГАЗОСЕПАРАТОР

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована при эксплуатации фонда скважин с высоким газовым фактором.
Известно устройство для сепарации газа при откачке жидкости из скважины погружным электронасосом, содержащее погружной бесштанговый центробежный электронасос, соединенный с газосепаратором (см. Международный транслятор. «Установки погружных центробежных насосов для добычи нефти». М., «Технонефгегаз», 1999, с. 293-319).
Известен погружной центробежный электронасос для откачки газированной жидкости из скважин с расположением электродвигателя ниже рабочих колес насоса и с использованием устройства для дегазации жидкости - газового якоря, встроенного под первой ступенью насоса, в виде двух, установленных одна в другой труб с отверстиями в стенках, через внутреннюю из которых пропущен вал электродвигателя. (Авт. св. СССР  №148770, Класс 5 а, 41,  21.04.1961).
Известен погружной бесштанговый электронасос, содержащий двигатель с гидрозащитами, модуль-секцию насоса с выкидными каналами, дифференциальную приставку-диспергатор с приемными каналами, хвостовик с приемным каналом, центратор-экран (патент на полезную модель РФ  №120157, МПК F04D 13/10, 27.03.2012).
Известен погружной бесштанговый электронасос для откачки газированной жидкости из скважины, содержащий электродвигатель с гидрозащитами, модуль-секцию насоса с выкидными каналами, модуль-секцию насоса с приемными каналами, хвостовик с выкидными каналами, центратор-экран, он дополнительно снабжен газосепаратором в виде наружной цилиндрической камеры с приемными каналами и каналом для выхода газа и внутренней цилиндрической камерой с приемными каналами и каналом для выхода газа, а также имеющим приемную трубу с приемным каналом (патент на полезную модель РФ  №159692, МПК F04D 13/10, 20.02.2016).
Недостатком известных устройств является то, что газосепараторы отечественного производства имеют недостаточные пропускную способность по жидкости и газосепарационный эффект и используются для эксплуатации с погружными электронасосами при откачке газожидкостной смеси с газосодержанием на приеме электронасоса не более 55-60%.
Задачей, на решение которой направлена настоящая полезная модель, является повышение надежности и эффективности эксплуатации погружных бесштанговых электронасосов за счет достижения технического результата - увеличения допустимой величины газосодержания, а также увеличения объема дегазированной жидкости, поступающей на прием насоса.
Технический результат достигается тем, что секционно-центробежный газосепаратор, содержащий электродвигатель с гидрозащитами, нижнюю модуль-секцию насоса с выкидными каналами, верхнюю модуль-секцию, хвостовик с выкидными каналами, центратор-экран, снабженный газовым якорем в виде наружной цилиндрической камеры с приемными каналами и каналом для выхода газа, внутренней цилиндрической камерой с приемными каналами и каналом для выхода газа, имеющим приемную трубу с приемным каналом, в отличие от прототипа, дополнительно снабжен газосепаратором центробежного типа с выкидными каналами.
На чертеже представлена схема исполнения секционно-центробежного газосепаратора.
Секционно-центробежный газосепаратор содержит электродвигатель 1 с гидрозащитами 2, 3, нижнюю модуль-секцию насоса 4 с выкидными каналами 5, хвостовик 6 с выкидными каналами 7, центратор-экран 8, газовый якорь в виде наружной цилиндрической камеры 9 с приемными каналами 10 и каналом 11 для выхода газа, внутренней цилиндрической камерой 12 с приемными каналами 13 и каналом 14 для выхода газа, приемную трубу 15 с приемным каналом 16, газосепаратор 17 центробежного типа с выкидными каналами 18, верхнюю модуль-секцию насоса 19 с приемными каналами 20, соединительную подвесную трубу 25.
Работает секционно-центробежный газосепаратор следующим образом:
Водонефтегазовая смесь (ВНГС) из пласта 21 поступает в хвостовик 6, а из него через выкидные каналы 7 в затрубное пространство скважины над центратором-экраном 8. Из затрубного кольцевого пространства ВНГС, изменяя направление, поступает в газовый якорь через приемные каналы 10, в наружной цилиндрической камере 9, в кольцевое пространство между ней и внутренней цилиндрической камерой 12, где также, изменяя направление потока на 180°, ВНГС поступает через приемные каналы 13, в кольцевое пространство между внутренней цилиндрической камерой 12 и приемной трубой 15. Из внутренней цилиндрической камеры 12 основной объем ВНГС также поступает через приемный канал 16 в приемную трубу 15, а из нее в газосепаратор 17 центробежного типа. Во всех кольцевых пространствах часть газовых пузырьков всплывает при повороте потока ВНГС на 180° через приемные каналы, вследствие разности скоростей газа и жидкости, направляется вверх, проходит по кольцевому пространству мимо газосепаратора 17 центробежного типа, а также, всплывая, образует газовые пузырьки в самом газосепараторе 17 центробежного типа, в кольцевых пространствах между наружной цилиндрической камерой 9 и внутренней цилиндрической камерой 12, а также между внутренней цилиндрической камерой 12 и приемной трубой 15. По мере увеличения газовых пузырьков-подушек отделившийся газ устремляется через выкидные верхние отверстия 11 и 14 в наружной цилиндрической камере 9 и внутренней цилиндрической камере 12 обратно в ствол скважины между эксплуатационной колонной и наружной цилиндрической камерой 9 газового якоря, а дегазированная жидкость поступает в приемную трубу 15, а из нее через проходной канал (на чертеже не показан) поступает в газосепаратор 17 центробежного типа. Из него дополнительно отделившийся попутный нефтяной газ поступает в кольцевое затрубное пространство скважины, а водонефтяная жидкость поступает в нижнюю модуль-секцию насоса 4, которая при высоком давлении нагнетает ее через выкидные каналы 5 также в затрубное пространство скважины.
При необходимом давлении нижней модуль-секции электронасоса попутный газ сжимается и растворяется в скважинной водонефтяной жидкости в затрубном пространстве скважины, которая поступает через приемные каналы 20 в верхнюю модуль-секцию электроцентробежного насоса 19, которая нагнетает ВНГС в подвесные лифтовые трубы 22 с обратным клапаном 26. При транспорте ВНГС в лифтовых трубах, по мере ее подъема-нагнетания, давление в них снижается, попутный газ выделяется, расширяется и производит полезную работу по транспорту ВНГС в наземный нефтепровод. Таким образом, применение секционного газового якоря-сепаратора обеспечивает существенное снижение газосодержания на приеме центробежного газосепаратора, а следовательно, стабильную работу его и погружного электронасоса.