Центробежный сепаратор газа при добыче нефти

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для отделения газа от нефти перед глубинным скважинным насосом при добыче нефти. Обеспечивает повышение эффективности сепарации газа при добыче нефти и упрощение устройства. Сущность изобретения: устройство содержит цилиндрический корпус, внутреннюю соосную трубу и завихритель. Согласно изобретению завихритель для входящего потока установлен непосредственно в нижней части корпуса на входе потока в корпус. Накопительная соосная труба для сбора отсепарированного газа установлена выше завихрителя и имеет клапан в ее верхней части. Пространство над клапаном соединено с затрубным пространством скважины патрубками для выхода газа. Кольцевой канал между корпусом и накопительной трубой соединен с всасывающим патрубком насоса. При этом перед входом в накопительную трубу установлена центральная трубка с последовательно присоединенными к ней отбойниками в виде полых усеченных конусов, расположенных меньшими диаметрами в сторону накопительной трубы. 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для отделения газа от нефти перед глубинным скважинным насосом при добыче нефти.

Известны газовые сепараторы для добычи нефти (газовые якори) [Лаврушко Н.П., Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра. - 1971. - 368 с.], где газожидкостная смесь, поступая в устройство, резко изменяет направление движения, в результате чего пузырьки газа всплывают кверху и затем удаляются в затрубное пространство скважины, минуя насос. Эффективность таких сепараторов невысока, так как за счет изменения направления движения отделяются только достаточно крупные пузырьки, а более мелкие увлекаются вместе с жидкостью в насос.

Известно устройство для сепарации газа и песка при добыче нефти с помощью штангового насоса [патент РФ №2039228, 1990 г., Е21В 43/28], где очищенная жидкость накапливается в дополнительной емкости, движение жидкости регулируется системой клапанов, причем на прямом ходу отделение газа при накоплении жидкости в дополнительную емкость происходит за счет изменения направления движения газожидкостной среды. Эффективность сепарации газа в таком устройстве не выше, чем в предыдущем.

Известно устройство для центробежной сепарации жидкости и газа при добыче нефти [патент США №4088459, 1978 г., В01D 53/24], обеспечивающее три стадии: подачу, закрутку с помощью вращающихся лопастей (импеллера) и стадию центробежной сепарации с помощью вращающейся центрифуги. Обычно устройство подсоединяется к насосу (насосам) для транспортировки разделенных компонентов. Недостатками этого устройства являются сложности конструкции и эксплуатации в связи с обилием движущихся элементов.

Известны устройства, в которых для удаления отсепарированного газа в скважину давление газа повышается компрессором, размещенным внутри сепарационного устройства и приводимым во вращение от электродвигателя [патент США №4481020, 1984 г., B01D 45/00] или гидротурбины [патент США №6035934, 2000 г., Е21В 43/38]. Эти устройства сложны по конструкции и в эксплуатации.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому устройству является центробежный сепаратор [патент СССР №1619528, 1988 г., В04С 3/06], предназначенный для очистки газа от жидкости и механических примесей, содержащий цилиндрический корпус с патрубками для входа газожидкостной смеси, выхода газа и жидкости и сепарационный элемент - соосную трубу, на входном конце которой расположен завихритель, а выходной конец отделен от патрубка для выхода газа кольцевым зазором. В сепарационном элементе газожидкостный поток закручивается входным завихрителем, в результате чего за счет центробежных сил происходит сепарация: газ собирается в приосевой области сепарационного элемента, а жидкость оттесняется на периферию к стенке и выходит через кольцевой зазор в пространство между корпусом устройства и сепарационным элементом, а оттуда - в затрубное пространство скважины, в то время как газ из центральной трубы поступает в патрубок для выхода газа и через него выводится на поверхность. Это устройство предназначено для очистки газа при его добыче. Возможно также применение этого устройства для отделения газа от нефти при ее добыче, но для этого необходимо оборудовать скважину дополнительной трубой и насосом для вывода нефти на поверхность, что существенно усложняет конструкцию скважины. Если же выводить нефть на поверхность через пространство между сепарационным элементом и корпусом, то необходимо выводить газ из сепарационного элемента в скважину. Однако при центробежной сепарации газожидкостной смеси внутри сепарационного элемента давление в газе ниже, чем в затрубном пространстве на величину сопротивления завихрителя и разрежения, создаваемого закрученным потоком в центре вихря. Для того чтобы вывести отделенный газ в затрубное пространство скважины, необходимы дополнительные устройства для повышения его давления до величины большей, чем давление в затрубном пространстве, что усложняет конструкцию и эксплуатацию сепаратора.

Задачей предлагаемого изобретения является повышение эффективности сепарации газа при добыче нефти и упрощение конструкции сепаратора.

Поставленная задача решается тем, что в центробежном сепараторе, содержащем цилиндрический корпус, завихритель и внутреннюю соосную трубу, завихритель размещен непосредственно на входе в корпус, внутренняя соосная труба, установленная по оси корпуса, является накопительной для сбора отсепарированного газа и имеет клапан в ее верхней части, причем пространство над клапаном соединено с затрубным пространством скважины патрубками для выхода газа, а перед входом в накопительную трубу установлена центральная трубка с последовательно присоединенными к ней отбойниками в виде полых усеченных конусов, расположенных меньшими диаметрами в сторону накопительной трубы.

На чертеже приведен общий вид устройства - центробежного сепаратора газа при добыче нефти.

Устройство - центробежный сепаратор газа при добыче нефти - содержит блок закрутки, состоящий из корпуса 1 и завихрителя 2, представляющего собой тангенциальные каналы. Блок закрутки соединен с блоком разделения, включающим корпус 3, накопительную трубу 4, конические отбойники 5 и 6, прикрепленные к центральной трубке 7, которая центрируется в накопительной трубе 4 и в переходнике 8. Накопительная труба 4 центрируется в корпусе 3 блока разделения. В верхней части расположена клапанная коробка, состоящая из корпуса 9, корпуса клапана 10, шарового клапана 11. Корпус клапана 10 центрируется в корпусе 9 клапанной коробки. Корпус 3 блока разделения соединен с корпусом 9 клапанной коробки резьбовой муфтой 12. Корпус клапана 10 соединен с накопительной трубой 4 резьбовой муфтой 13. Патрубки 14 соединяют объем над клапаном с затрубным пространством скважины.

Верхний резьбовой конец корпуса клапанной коробки 9 предназначен для соединения скважинного сепаратора с глубинным насосом.

Устройство работает совместно с глубинным штанговым насосом следующим образом.

При рабочем ходе штангового насоса нефтегазовая смесь засасывается через нижний торец сепаратора (нижний торец корпуса 1 блока закрутки), проходит тангенциальные каналы завихрителя 2 и закручивается. В полости блока закрутки за счет центробежных сил происходит разделение газа и жидкости. Газ собирается в центральной части полости, а жидкость, освобожденная от газа, прижимается к стенкам и через кольцевой зазор между отбойными конусами 5 и 6 и стенкой корпуса 3 поступает в кольцевой канал между корпусом 3 и накопительной трубой 4, затем через кольцевой канал между корпусом 9 клапанной коробки и корпусом 10 клапана направляется в глубинный штанговый насос. Отсепарированный газ из приосевой зоны поднимается через внутренние полости отбойных конусов 5 и 6 и через центральную трубку 7 поступает в накопительную трубу 4, где и накапливается в ее верхней части под клапаном 11.

При обратном (холостом) ходе штангового насоса всасывающий клапан штангового насоса закрывается, давление внутри сепаратора выравнивается с давлением в затрубном пространстве скважины, давление же под клапаном становится выше давления в затрубном пространстве скважины на величину столба жидкости, вытесненной отсепарированным газом, скопившимся за рабочий ход в накопительной трубе, клапан 11 открывается и скопившийся газ вытесняется в затрубное пространство скважины через патрубок 14. Далее следует рабочий ход глубинного штангового насоса и процесс повторяется. Объем внутренней полости накопительной трубы 4 должен быть больше объема отсепарированного газа и зависит от газосодержания жидкости в месте забора, а объем кольцевого канала между трубами 3 и 4 должен быть больше объема насоса.

Использование заявляемого изобретения за счет увеличения коэффициента заполнения цилиндра штангового насоса позволяет эксплуатировать нефтяные скважины в широком диапазоне значений газового фактора (30...500 килограммов газа на тонну нефти). Как показали лабораторные испытания, установка отбойника из полых конусов (одного или нескольких) с центральной трубкой предупреждает унос отсепарированного газа жидкостью и увеличивает эффективность сепарации газа от 80-90% до 95-98%.

Центробежный сепаратор газа при добыче нефти, содержащий цилиндрический корпус, внутреннюю соосную трубу и завихритель, отличающийся тем, что завихритель для входящего потока установлен непосредственно в нижней части корпуса на входе потока в корпус, накопительная соосная труба для сбора отсепарированного газа установлена выше завихрителя и имеет клапан в ее верхней части, пространство над клапаном соединено с затрубным пространством скважины патрубками для выхода газа, а кольцевой канал между корпусом и накопительной трубой соединен с всасывающим патрубком насоса, при этом перед входом в накопительную трубу установлена центральная трубка с последовательно присоединенными к ней отбойниками в виде полых усеченных конусов, расположенных меньшими диаметрами в сторону накопительной трубы.