УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТДЕЛЕНИЯ ГАЗА И МЕХАНИЧЕСКИХ ПРИМЕСЕЙ ИЗ НЕФТИ В СКВАЖИНЕ

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована в процессе добычи нефти с помощью установок электроцентробежных насосов (УЭЦН).
Содержание твердых механических примесей и газа в добываемой продукции со скважин оказывают отрицательное влияние на работоспособность УЭЦН. Так, в результате разрушающего воздействия механических примесей на рабочие органы насоса УЭЦН, значительно снижается межремонтный период его работы, и нередко приводит к авариям (полетам) из-за обрывов секций УЭЦН. По причине разрушения мехпримесями и засорения рабочих органов насосов УЭЦН происходит более 20% преждевременных отказов УЭЦН. Повышенное содержание газа в добываемой продукции приводит к нарушению режима работы УЭЦН, снижению дебитов и чаще всего к срыву подачи насоса. На ликвидацию данных осложнений затрачиваются большие средства.
В практике добычи нефти, для борьбы с вредным влиянием газа, применяются конструкции различного типа газосепараторов, входящие в комплект УЭЦН, а для борьбы с повышенным содержанием мехпримесей в добываемой продукции, производятся износостойкие рабочие органы насосов УЭЦН, применяются различного типа шламоуловители, фильтры.
Известно устройство для отделения песка и газа из нефти в скважине (RU 2006574, публ. 1994 г.) /1/. Принцип работы этого устройства основан на использовании свойств гравитационных сил при сепарации газа и осаждения песка в скважинных условиях с использованием глубинных штанговых насосов (ШГНУ). Задачей этого устройства является отделение песка и газа из многофазной скважинной жидкости с целью повышения межремонтного
периода штангового насоса. Известное устройство содержит подъемную трубу под насос, помещенную в патрубок с радиальными отверстиями и днищем, жестко связанную с патрубком, и образующую с ним кольцевую полость, муфту в верхней части патрубка, выполненную с каналами, сообщающими кольцевую полость с внешней средой. При этом патрубок обеспечивает перепад давления в нефти в 1-2,5 МПа, а каналы перекрыты обратными клапанами. Подъемная труба нижним концом установлена на расстоянии 1/7-1/15 длины патрубка от его днища.
Обратные клапаны создают в каналах дополнительное сопротивление, что не позволяет в достаточной мере сепарировать газ из скважинной жидкости, при этом уменьшается коэффициент наполнения клапанов ШГНУ и соответственно его производительность. По мнению авторов устройства /1/, оседание песка по межтрубному пространству на забой скважины происходит в момент движения пластовой жидкости из пласта до устройства со скоростью подъема ее примерно 1,7 м/мин. Однако известно, что скорость оседания песчаных частиц по формуле Стокса Vж≤1,2 м/мин, а потому основная часть песка будет устремляться вместе с пластовой жидкостью через радиальные отверстия устройства на прием штангового насоса. За счет того, что скорость потока будет уменьшаться до величины 1,2 м/мин, по мере приближения к нижней части патрубка, песок будет оседать на дно патрубка.
С учетом того, что расстояние между дном патрубка и приемом ШГНУ составляет 1/7÷1/15 длины патрубка, что равно 80~90 см, такой незначительный объем камеры для накопления песка значительно сокращает период работы ШГНУ и уже через 1-2 месяца работы произойдет полное заполнение камеры, забивание песком приема насоса и его остановка.
Кроме того, известен скважинный сепаратор газожидкостной смеси (RU 72015, публ. 2008 г.) /2/, предназначенный для фазного разделения газожидкостной смеси на входе штангового глубинного насоса (ШГНУ) с целью увеличения коэффициента наполнения клапанов насоса, т.е.
увеличения его производительности и межремонтного периода. Известный сепаратор содержит корпус с отверстиями для входа газожидкостной смеси, узел предварительной сепарации газа и узел гравитационной сепарации газа, узел сепарации механических примесей с каналом для отвода их в сборник, канал для отвода очищенной жидкости, при этом узел предварительной сепарации газа выполнен в виде охватывающих корпус стаканов, обращенных друг к другу дном, при этом отверстия для входа газожидкостной смеси расположены у дна стаканов, открытых сверху, и у открытого торца стаканов.
За счет предварительной сепарации газа в донной части стаканов, притом, что наиболее полное отделение газа происходит в узле гравитационной сепарации газа, за счет увеличения скорости потока газожидкостной смеси и ее винтового движения, пузырьки газа под действием центробежных сил перемещаются к стенке корпуса сепаратора и уносятся в верхнюю часть газосепаратора, а затем в межтрубное пространство. Этим обеспечивается высокая степень сепарации газа из добываемой многофазной скважинной продукции. Недостатком данной модели является низкая степень отделения песка из скважинной продукции, т.к. не выполняется основное условие, при котором происходит оседание песчаных частиц Vж / W≤2,5, где
Vж - скорость жидкости, при которой происходит отделение песка;
Vж≤1,2 м/мин;
W - скорость осаждения песка.
Скважинная жидкость, проходя через входные отверстия, набирает скорость, а при прохождении через узел гравитационной сепарации, скорость потока кратно усиливается, и скважинная жидкость, отсепарированная от газа, но не освобожденная от песка, устремляется на прием штангового глубинного насоса. Повышенное содержание песка в добываемой жидкости неизбежно будет приводить к преждевременному износу клапанных пар ШГНУ и его отказу. Кроме того, раздельные узел предварительной
сепарации газа, выполненный в виде охватывающих корпус стаканов, обращенных друг к другу дном, а также узел гравитационной сепарации газа, выполненный в виде полого шнека, узел сепарации механических примесей, содержащиеся в известном сепараторе, усложняют его конструкцию.
Заявленное устройство для отделения газа и механических примесей из нефти в скважине, так же, как и известный сепаратор, выполнено с возможностью присоединения к насосу. Устройство содержит корпус с отверстиями для входа газожидкостной смеси и шламовый контейнер для осаждения механических примесей. Отличие заявленного устройства от известного /2/ заключается в том, что устройство содержит, присоединяемый к насосу, всасывающий патрубок, помещенный в корпус, верхняя часть корпуса, соприкасающаяся с всасывающим патрубком, перфорирована, а нижняя, находящаяся под патрубком, представляет собой щламовый контейнер.
Заявленная конструкция создает такое изменение скоростных режимов восходящего потока добываемой жидкости, которое позволяет одновременно отделять из добываемой нефти и газ и механические примеси. Газожидкостная смесь, поступающая из пласта при помощи УЭЦН, проходя через перфорационные отверстия корпуса, набирает скорость и при достижении конца всасывающего патрубка, резко меняет направление потока на 180°. При этом скорость потока в полости шламового контейнера уменьшается в 2-3 раза за счет увеличения его проходного сечения. Этим создаются условия для осаждения механических примесей согласно формуле Стокса, и механические примеси осаждаются на дно шламового контейнера. При этом конструкция устройства не содержит раздельных друг от друга сложных узлов для сепарации газа и отделения примесей.
Новый технический результат, достигаемый при использовании заявленного устройства, заключается в повышении эффективности отделения
из нефти как газа, так и механических примесей при значительном упрощении конструкции.
Полезная модель иллюстрируется рисунком, на котором изображен электроцентробежный насос 1, который через переводную муфту 3 соединен с всасывающим патрубком 4, помещенным в корпус 5. Верхняя часть корпуса 5, соприкасающаяся с всасывающим патрубком 4, перфорирована отверстиями 6, а нижняя, находящаяся под патрубком 4, цельная, представляет собой щламовый контейнер 7 с заглушкой 8.
При монтаже УЭЦН на входной модуль насоса 1 ЭЦН крепится кожух 2, к которому через переводную муфту 3 присоединяют заявленное устройство и далее производят полный монтаж УЭЦН и спуск его на насосно-компрессорных трубах (НКТ) в скважину.
Газожидкостная смесь, поступающая из пласта при помощи УЭЦН, через нижние перфорационные отверстия 6 корпуса 5, поступает в шламовый контейнер 7, и за счет резкого снижения скорости и направления потока газожидкостной смеси происходит сепарация газа и его свободное выделение. Пузырьки газа поднимаются вверх и через верхние перфорированные отверстия корпуса 5 поступают в затрубное пространство скважины. При снижении скорости потока жидкости механические примеси за счет гравитационных сил осаждаются в шламовом контейнере 7, где они и накапливаются. Дегазированная жидкость, очищенная от мехпримесей и газа, через всасывающий патрубок поступает в приемный модуль насоса УЭЦН и по лифту насосно-компрессорной трубы (НКТ) поднимается на поверхность. Заявленное устройство позволяет одновременно производить отделение мехпримесей и газа из добываемой нефти при помощи УЭЦН. Кроме того, оно совместимо со стандартным кожухом, входящим в комплект УЭЦН, легко моделируется в зависимости от производительности насоса, газового фактора и содержания мехпримесей в добываемой продукции из скважины, а также является простым, не требующим значительных затрат времени на монтаж.