Газопесочный сепаратор погружного скважинного насоса для добычи нефти
Техническое решение относится к устройствам для сепарации газа, а также очистки пластовой жидкости от мехпримесей в нефтяных скважинах и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для защиты погружного насосного оборудования преимущественно после проведения операции по гидроразрыву пласта, в процессе освоения скважин, а также при добыче нефти из пескопроявляющих скважин с концентрацией мехпримесей до 5 г/л, преимущественно, в скважинах с высоким газовым фактором. Газопесочный сепаратор содержит корпус с приемным отверстием, а также патрубок, расположенный внутри корпуса и ориентированный осевом направлении. На наружной поверхности патрубка выполнены винтовые лопасти, образующие совместно с внутренней стенкой корпуса винтовые каналы, вход которого гидравлически связан с приемным отверстием сепаратора, а выход с нижним открытым концом патрубка. Сепаратор включает в себя гидроциклонную камеру, расположенную под нижним концом патрубка, при этом над верхним концом патрубка соосно гидроциклонной камере расположен делитель, выполнен с возможностью отделения преимущественно жидкостной фазы перекачиваемого флюида в периферийной части выходящего из патрубка потока от газовой фазы в центральной части потока и отвода центральной части потока в затрубное пространство. Достигаемый технический результат заключается в повышении надежности и долговечности погружного скважинного насоса за счет обеспечения эффективной очистки перекачиваемого флюида как от твердой, так и газообразной фазы без существенного усложнения устройства. 3 з.п. ф-лы, 4 ил.
Техническое решение относится к устройствам для сепарации газа, а также очистки пластовой жидкости от мехпримесей в нефтяных скважинах и может быть использовано в нефтедобывающей промышленности для защиты погружного насосного оборудования преимущественно после проведения операции по гидроразрыву пласта, в процессе освоения скважин, а также при добыче нефти из пескопроявляющих скважин с концентрацией мехпримесей до 5 г/л, преимущественно, в скважинах с высоким газовым фактором.
Известно устройство для сепарации мехпримесей при откачке жидкости из скважины погружным насосом, описанное в патенте RU 66417 U1, 10.09.2007, содержащее корпус с приемным отверстием, а также патрубок расположенный внутри корпуса и ориентированный осевом направлении. Верхний конец патрубка гидравлически изолирован от приемного отверстия устройства, при этом устройство выполнено с возможностью гидравлического соединения с приемом насоса со стороны верхнего конца патрубка. На наружной поверхности патрубка выполнены две винтовые лопасти, образующая винтовые каналы, вход которых гидравлически связан с приемным отверстием сепаратора, а выход с нижним открытым концом патрубка. При этом сепаратор включает в себя гидроциклонную камеру, верхняя часть который
расположена под нижним концом патрубка.
Наличие винтового канала и расположенного под ним гидроциклона обеспечивает эффективную центробежную сепарацию твердых частиц, находящихся в перекачиваемом флюиде. За счет большой центробежной силы на оси гидроциклона образуется зона пониженного давления, в результате чего происходит засасывание газа из откачиваемой жидкости и образование газового столба в центральной части патрубка, однако отсутствие средств для разделения центральной и периферийной части выходящего из патрубка потока не позволяет использовать указанный эффект для отделения газа от жидкости в сепараторе описанной конструкции.
Известен газопесочный сепаратор погружного скважинного насоса для добычи нефти, описанный в патенте RU 2212533 С2, 20.09.2003, содержащий корпус с приемным отверстием, а также соосные внешний, центральный и внутренний патрубки, расположенные внутри корпуса и ориентированные осевом направлении. Полость между внешним патрубком и корпусом гидравлически изолирована от приемного отверстия и соединена с приемной камерой насоса в верхней части полости. На наружной поверхности внутреннего патрубка выполнена сетчатая винтовая лопасть, образующая винтовой канал, вход которого гидравлически связан с приемным отверстием, а выход с нижней частью упомянутой полости между внешним патрубком и корпусом. В стенке внутреннего патрубка выполнены окна для отделения преимущественно газовой фазы перекачиваемого флюида, вытесняемой к оси винтового канала, обеспечивающие отвод газа в затрубное пространство через полость
внутреннего патрубка. Центральный патрубок выполнен с отверстиями для отвода скапливающихся на сетчатой винтовой лопасти частиц мехпримесей в полость между внутренним и центральным патрубками, которая соединена со шламосборником, расположенным ниже сепаратора. Таким образом одновременно осуществляется центробежная сепарация газа и по существу фильтрационное отделение мехпримесей.
Известен газопесочный сепаратор погружного скважинного насоса для добычи нефти, описанный в авторском свидетельстве SU 1308754 А1, 07.05.1987 содержащий корпус с приемным отверстием, а также соосные внешний и внутренний патрубки, расположенные внутри корпуса и ориентированные осевом направлении. Верхние концы патрубков гидравлически изолирован от приемного отверстия. На наружной поверхности внешнего патрубка выполнена винтовая лопасть, образующая винтовой канал, вход которого гидравлически связан с приемным отверстием, а выход через полость внутреннего патрубка связан приемом насоса. В стенке внешнего патрубка выполнены окна для отделения преимущественно газовой фазы перекачиваемого флюида и отвода его в затрубное пространство через полость между внешним и внутренним патрубками. Ниже патрубков расположен делитель потока, предназначенный для отделения мехпримесей, сосредотачивающихся в периферийной части выходящего из винтового канала потока, от преимущественно жидкостной фазы, находящейся в центральной части потока, а также для отвода мехпримесей к шламосборнику. Таким образом осуществляется одновременная центробежная сепарация мехпримесей и газа.
Аналогичная по принципу действия конструкция сепаратора описана в патенте на полезную модель RU 8409 U1, 16.11.1998, отличающаяся тем, что функцию делителя потока выполняет дополнительный сепаратор мехпримесей традиционной конструкции, который расположен под описанным выше сепаратором и гидравлически связан с выходом винтового канала. В этом сепараторе отделение мехпримесей происходит после сепарации газа и осуществляется за счет разворота потока, а также за счет гравитационного осаждения твердых частиц в шламособрник в процессе движения потока по упомянутому дополнительному сепаратору. Наличие в составе устройства фактически двух сепараторов существенно увеличивает осевой габарит устройства, а также приводит к усложнению его конструкции.
Принцип последовательного отделения газа и мехпримесей с помощью двух сепарирующих узлов использован также в конструкции газопесочного сепаратора погружного скважинного насоса для добычи нефти по патенту US 6382317 B1, 07.05.2002, однако в этом устройстве осуществляется центробежная сепарация как газообразной, так и твердой фаз флюида, реализованная за счет закручивания потока с помощью последовательно расположенных в корпусе элементов, образующих соответствующие винтовые каналы.
В патенте на полезную модель RU 65965 U1, 27.08.2007 описан газопесочный сепаратор погружного скважинного насоса для добычи нефти, содержащий корпус с приемным отверстием, а также патрубок, расположенный внутри корпуса над приемным отверстием сепаратора и ориентированный
осевом направлении, при этом нижний концы патрубка гидравлически изолирован от приемного отверстия сепаратора. На наружной поверхности патрубка выполнена винтовая лопасть образующая винтовой канал, вход которого гидравлически связан с приемным отверстием, а выход с приемом насоса. В стенке внутреннего патрубка выполнены окна для отделения преимущественно газовой фазы перекачиваемого флюида, и отвода его через полость внутреннего патрубка в затрубное пространство. В верхний части патрубка установлен струйный насос для откачки газа из полости патрубка, жидкостная линия струйного насоса связана с выходом погружного скважинного насоса. Использование в описанном устройстве струйного насоса приводит к его усложнению и снижению надежности в условиях реальной скважины, кроме того выброс дополнительного объема жидкости (пены) в затрубное пространство приводит к снижению КПД и может отрицательно сказаться на работе насос в целом.
Наиболее близким аналогом (прототипом) является газопесочный сепаратор погружного скважинного насоса для добычи нефти, описанный в патенте RU 48579 U1, 27.10.2005. Сепаратор содержит корпус с приемным отверстием, а также патрубок расположенный внутри корпуса и ориентированный осевом направлении, при этом верхний относительно рабочего положения сепаратора в скважине конец патрубка гидравлически изолирован от приемного отверстия сепаратора, а сепаратор выполнен с возможностью гидравлического соединения с приемом насоса со стороны верхнего конца патрубка. На наружной поверхности патрубка выполнена винтовая лопасть, образующая
винтовой канал, вход которого гидравлически связан с приемным отверстием, а выход с нижним открытым концом патрубка.
В полости патрубка расположен делитель потока, предназначенный для отделения преимущественно жидкостной фазы перекачиваемого флюида от преимущественно газовой фазы. Делитель представляет собой дополнительный патрубок, расположенный концентрично упомянутому. На наружной поверхности дополнительного патрубка выполнена винтовая лопасть, образующая винтовой канал, вход которого гидравлически связан с выходом винтового канала основного патрубка, а выход выполнен с возможностью гидравлического соединения с приемом насоса. В стенке дополнительного патрубка выполнены окна для отделения преимущественно газовой фазы перекачиваемого флюида, вытесняемой к оси винтового канала, и отвода его в затрубное пространство через полость внутреннего патрубка и радиальные каналы в верхней части патрубка, а также соответствующие отверстия в корпусе сепаратора. Описанная конструкция аналогичная по принципиальной схеме конструкция по патенту US 6382317, однако винтовые каналы расположены концентрично и на первом этапе (во внешнем канале) осуществляется отделение мехпримесей, а затем происходит отделение газа во внутреннем винтовом канале.
Общим недостатком описанных выше аналогов, включая прототип, является малоэффективный механизм отделения мехпримесей и газа, особенно для малодебитных скважин с относительно небольшой скоростью потока, так как центробежная сила, возникающая при движении потока по винтовому
каналу в большинстве случаев будет недостаточна для полного разделения фаз потока.
Таким образом, задача, на решение которой направлена заявленная группа полезных моделей, состоит в усовершенствовании конструкции газопесочного сепаратора погружного скважинного насоса для добычи нефти из скважин с содержанием мехпримесей в пластовой жидкости до 5 г/л (скважин с высоким естественным выносом мехпримесей из пласта, после проведения операции по гидроразрыву, в процессе освоения скважин и т.п.), преимущественно, из скважин с высоким газовым фактором, в том числе из низкодебитных скважин.
Технический результат, достигаемый при реализации заявленной полезной модели, заключается в повышении надежности и долговечности погружного скважинного насоса за счет обеспечения эффективной очистки перекачиваемого флюида как от твердой, так и газообразной фазы без существенного усложнения устройства.
Газопесочный сепаратор погружного скважинного насоса для добычи нефти, обеспечивающий достижение указанного выше технического результата, содержит корпус с приемным отверстием, а также патрубок, расположенный внутри корпуса и ориентированный осевом направлении. Верхний относительно рабочего положения сепаратора в скважине конец патрубка гидравлически изолирован от приемного отверстия, а сепаратор выполнен с возможностью гидравлического соединения с приемом насоса со стороны верхнего конца патрубка. На наружной поверхности патрубка выполнена, по
меньшей мере, одна винтовая лопасть, образующая совместно с внутренней стенкой корпуса винтовой канал, вход которого гидравлически связан с приемным отверстием сепаратора, а выход канала гидравлически связан с нижним открытым концом патрубка. Сепаратор снабжен делителем потока, предназначенным для отделения преимущественно жидкостной фазы перекачиваемого флюида от преимущественно газовой фазы. При этом в отличии от прототипа сепаратор включает в себя гидроциклонную камеру, расположенную под нижним концом патрубка, при этом делитель потока расположен соосно гидроциклонной камере над верхним концом патрубка и выполнен с возможностью отделения периферийной части выходящего из патрубка потока от центральной части потока и отвода центральной части потока в затрубное пространство.
Кроме того, в частном случае реализации полезной модели, делитель потока представляет собой установленную в полости корпуса пробку с центральным отверстием, выполненным со стороны патрубка и предназначенным для прохода центральной части потока, содержащей преимущественно газовую фазу перекачиваемого флюида, при этом делитель выполнен с возможностью гидравлического соединения центрального отверстия с затрубным пространством посредством, по меньшей мере, одного радиального канала и соответствующего отверстия в корпусе, в периферийной части делителя вблизи внутренней стенки корпуса образован, по меньшей мере, один канал для прохода периферийной части потока, содержащей преимущественно жидкостную фазу флюида.
Кроме того, в частном случае реализации полезной модели, сепаратор включает в себя шламосборник, предназначенный для закрепления под гидроциклонной камерой.
Кроме того, в частном случае реализации полезной модели, снабжен предохранительным клапаном, расположенным над делителем и выполненным с возможностью гидравлического соединения входной полости погружного скважинного насоса с затрубным пространством за сепаратором по ходу движения потока перекачиваемого флюида при условии прекращения движения потока через сепаратор.
Наличие гидроциклонной камеры обеспечивает повышение эффективности отделения мехпримесей, при этом внутри камеры создаются условия, приводящие к образованию на осевой линии сепаратора зоны пониженного давления, в которую засасывается содержащийся в перекачиваемом флюиде газ. При этом наличие делителя потока на выходе патрубка в упомянутой зоне разрежения на оси сепаратора позволяет отделить из откачиваемой среды большую часть газовой фазы и направить газ в затрубное пространство.
Возможность осуществления полезной модели, охарактеризованной приведенной выше совокупностью признаков, подтверждается описанием газопесочного сепаратора погружного скважинного насоса для добычи нефти, выполненного в соответствии с настоящей полезной моделью. Описание сопровождается графическими материалами, на которых изображено следующее:
На Фиг.1 - газопесочный сепаратор в разрезе.
На Фиг.2 - предохранительный клапан.
На Фиг.3 - делитель потока.
На Фиг.4 - схема работы гидроциклонной камеры.
Погружной скважинный насосный агрегат включает в себя погружной скважинный насос 1, погружной электродвигатель 2 с гидрозащитой, газопесочный сепаратор 3 с предохранительным клапаном 14 и шламосборник 15, предназначенный для накопления отделенных в сепараторе 3 частиц мехпримесей.
Над приемным отверстием насоса (на чертеже не показано) герметично закреплен полый цилиндрический кожух 16, внутри которого размещен электродвигатель 2, а на нижнем открытом конце кожуха закреплен сепаратор 3 и шламосборник 15. Между стенкой кожуха 16 и электродвигателем 2 обеспечивают зазор, необходимый для нормального прохода перекачиваемой жидкости.
Сепаратор 3 включает в себя корпус 4, состоящий из головки 5 с приемным отверстием 6, обоймы 7 и переходника 8. Внутри головки 5 с помощью втулки 9 установлен патрубок 10, ориентированный в осевом направлении. Верхний (выходной) конец патрубка 10 расположен выше приемного отверстия 6 и гидравлически изолирован относительно него втулкой 9. Патрубок 10 снабжен двумя винтовыми лопастями 11, расположенными в верхней части его наружной поверхности. Лопасти 11 выполнены заодно с патрубком и совместно с внутренней стенкой головки образуют двухзаходный винтовой канал, вход которого находится на уровне приемного отверстия 6. Патрубок с
винтовыми лопастями выполняет функцию шнекового завихрителя потока, предназначенный для первоначального раскручивания потока и отделения частиц мехпримесей от перекачиваемого флюида.
Нижняя часть головки 5 и соосная ей нижняя часть патрубка 10 образуют цилиндрический участок сепаратора, наличие которого предотвращает движение твердых частиц в обратном направлении в процессе сепарации и, соответственно, вынос части мехпримесей через патрубок 10.
Приемная сетка 12 препятствует попаданию в сепаратор крупных твердых включений, выносимых потоком перекачиваемого флюида.
К нижней части головки 5 присоединена обойма 7, внутри которой закреплена сменная вставка 13 с конусообразной внутренней стенкой, образующей рабочую поверхность гидроциклонной камеры. У основания конуса вставки 13 расположена сменная насадка 28 с разгрузочным отверстием. Вставка имеет заданный угол конусности, а насадка соответствующий диаметр разгрузочного отверстия. Угол конусности и диаметр разгрузочного отверстия выбирают по известным зависимостям или экспериментальным путем с учетом внутреннего диаметра патрубка, характеристик перекачиваемой жидкости, требуемой производительности сепаратора, размера отделяемых частиц мехпримесей и пр.
Сепаратор 3 выполнен с единственным приемным отверстием, диаметр которого определяют расчетом по известным зависимостям, что позволяет увеличить эффективность сепарации за счет увеличения входной скорости жидкости и, соответственно, роста центробежных сил в гидроциклоне, это
существенно повышает интенсивность отделения мехпримесей от жидкости, так как эффективность гидроциклона пропорциональна квадрату тангенциальной скорости потока.
К обойме 7 присоединен переходник 8, предназначенный для соединения сепаратора с шламосборником 15, который представляет собой несколько соединенных между собой насосно-компрессорных труб с заглушкой 17 на нижнем конце. Заглушка 17 препятствует выносу мехпримесей в скважину и обеспечивает поступление рабочей жидкости только через приемное отверстие 6.
Сепаратор 3 снабжен делителем потока 18, расположенным соосно вставке 13 гидроциклонной камеры над верхним концом патрубка 10. Делитель 18 предназначен для отделения преимущественно жидкостной фазы в периферийной части выходящего из патрубка потока 10 от преимущественно газовой фазы в центральной части потока и отвода преимущественно газовой фазы потока в затрубное пространство. Делитель 18 представляет собой пробку, установленную в полости корпуса, и выполнен с центральным отверстием 19 со стороны патрубка, предназначенным для прохода преимущественно газовой фазы потока. При этом делитель выполнен с возможностью гидравлического соединения центрального отверстия с затрубным пространством посредством радиальных каналов 20 и соответствующих отверстий в головке 5 корпуса 4. В периферийной части делителя вблизи внутренней стенки головки образованы каналы 21 для прохода преимущественно жидкостной фазы потока.
Предохранительный клапан 14 расположен над делителем 18 и предназначен для гидравлического соединения входной полости насоса с затрубным пространством за сепаратором по ходу движения потока перекачиваемого флюида при условии прекращения движения потока через сепаратор. Предохранительный клапан включает в себя корпус 22 с головкой 23 и перепускными отверстиями 24 в боковой стенке. Внутри корпуса установлена золотниковая втулка 25 с перепускными отверстиями 26 в боковой стенке. Втулка 25 установлена с возможностью осевого перемещения. В крайнем нижнем положении втулки перепускные отверстия 24 и 26 совмещаются и обеспечивается возможность движения перекачиваемой жидкости из затрубного пространства на прием насоса. Между втулкой 25 и головкой 23 корпусом образована дифференциальная полость таким образом, что при наличии в полости предохранительного клапана избыточного давления (т.е. после размещении предохранительного клапана в скважине) направление результирующей силы, действующей на золотниковую втулку будет противоположно направлению воздействия на золотниковую втулку потока перекачиваемой жидкости, поступающего из патрубка 10 сепаратора. Золотниковая втулка поджата пружиной 27 в направлении воздействия потока перекачиваемой среды, при этом усилие, создаваемое пружиной 27, меньше упомянутой результирующей силы в любом положении втулки 25. Кроме того, втулка снабжена шариковым обратным клапаном 29, выполненным с возможностью перекрытия центрального отверстия втулки при движении жидкости в обратном направлении после остановки насоса.
Устройство работает следующим образом.
Под давлением столба жидкости в скважине перекачиваемая жидкость поступает из скважины в сепаратор 3 через приемное отверстие 6 и двигаясь по винтовому каналу, образованному лопастями 11, приобретает вращательно-поступательное движение, и в дальнейшем под действием центробежных сил движется тангенциально относительно стенки цилиндрической части гидроциклонной камеры. Внутри гидроциклонной камеры формируется коническая поверхность радела фаз (зона сепарации), на которой вертикальная скорость потока равна нулю. Внутри этой поверхности раздела образуется восходящий поток, а снаружи упомянутой поверхности раздела образуется нисходящий поток (см. Фиг.4).
Под действием центробежной силы на оси гидроциклонной камеры образуется зона пониженного давления, в результате происходит засасывание газа из откачиваемой жидкости и накапливание его в центральной части потока с образованием газового столба, диаметр которого по экспериментальным данным может составлять до 55% от диаметра патрубка 10. Газ, проходя по патрубку 10 с восходящим потоком, попадает в центральное отверстие 19 делителя 18, а затем через каналы 20 попадает в затрубное пространство, а отделенная от газа жидкость по каналам 21 поступает на прием насоса.
Твердые частицы под воздействием центробежной силы отбрасываются к стенкам гидроциклонной камеры и сосредотачиваются в основном во внешнем нисходящем потоке, а незначительное количество мехпримесей, попавших в восходящий поток, уносятся вместе с ним через патрубок 10.
Выброс мехпримесей из гидроциклона происходит через разгрузочное отверстие насадки 14, из которого жидкость с мехпримесями попадает в шламосборник 15, где твердые частицы концентрируются в нижней его части. В случае заполнения шламосборника 15 и корпуса 4 частицами мехпримесей движение жидкости через предохранительный клапан 14 прекращается, вследствие чего шариковый клапан 29 закрывается, а золотниковая втулка 25 под действием разности давлений, возникающей вследствие наличия дифференциальной полости, опускается вниз и занимает крайнее нижнее положение, сжимая пружину 27. Через совместившиеся перепускные отверстия 24 и 26 пластовая жидкость из затрубного пространства поступает непосредственно на прием насоса, что позволяет избежать "сухого хода" и выхода из строя насоса или электродвигателя.
Описанный сепаратор был испытан на специальной стендовой установке. По результатам испытаний был подтвержден факт сепарации газа из газосодержащей жидкости.
1. Газопесочный сепаратор погружного скважинного насоса для добычи нефти, содержащий корпус с приемным отверстием, а также патрубок, расположенный внутри корпуса и ориентированный в осевом направлении, при этом верхний относительно рабочего положения сепаратора в скважине конец патрубка гидравлически изолирован от приемного отверстия, а сепаратор выполнен с возможностью гидравлического соединения с приемом насоса со стороны верхнего конца патрубка, на наружной поверхности патрубка выполнена, по меньшей мере, одна винтовая лопасть, образующая совместно с внутренней стенкой корпуса винтовой канал, вход которого гидравлически связан с приемным отверстием сепаратора, а выход канала гидравлически связан с нижним открытым концом патрубка, сепаратор снабжен делителем потока, предназначенным для отделения преимущественно жидкостной фазы перекачиваемого флюида от преимущественно газовой фазы, отличающийся тем, что включает в себя гидроциклонную камеру, расположенную под нижним концом патрубка, при этом делитель потока расположен соосно гидроциклонной камере над верхним концом патрубка и выполнен с возможностью отделения периферийной части выходящего из патрубка потока от центральной части потока и отвода центральной части потока в затрубное пространство.
2. Сепаратор по п.1, отличающийся тем, что делитель потока представляет собой установленную в полости корпуса пробку с центральным отверстием, выполненным со стороны патрубка и предназначенным для прохода центральной части потока, содержащей преимущественно газовую фазу перекачиваемого флюида, при этом делитель выполнен с возможностью гидравлического соединения центрального отверстия с затрубным пространством посредством, по меньшей мере, одного радиального канала и соответствующего отверстия в корпусе, в периферийной части делителя вблизи внутренней стенки корпуса образован, по меньшей мере, один канал для прохода периферийной части потока, содержащей преимущественно жидкостную фазу флюида.
3. Сепаратор по п.1, отличающийся тем, что сепаратор включает в себя шламосборник, предназначенный для закрепления под гидроциклонной камерой.
4. Сепаратор по п.1, отличающийся тем, что снабжен предохранительным клапаном, расположенным над делителем и выполненным с возможностью гидравлического соединения входной полости погружного скважинного насоса с затрубным пространством за сепаратором по ходу движения потока перекачиваемого флюида при условии прекращения движения потока через сепаратор.
