скважинный газоотделитель

Формула изобретения

Скважинный газоотделитель, включающий корпус с газозащитной камерой, имеющей каналы для прохода скважинной жидкости, дегазационную камеру с газовыпускным клапаном, установленную последовательно с газозащитной камерой, всасывающую трубу, размещенную в дегазационной камере и выполненную с возможностью гидравлической связи с насосом, и подводящую трубу, соединяющую верхнюю часть дегазационной камеры с нижней частью газозащитной камеры, отличающийся тем, что газозащитная камера выполнена с возможностью концентричного размещения в ней подводящей трубы и установлена эксцентрично относительно дегазационной камеры, а всасывающая и подводящая трубы выполнены с нижними торцевыми заглушками и над ними со сквозными продольными пазами, связывающими полости этих труб с полостями соответствующих камер, при этом диаметр подводящей трубы выполнен из условия пропуска за цикл всасывания объема скважинной жидкости, равного 60 75% от объема скважинной жидкости, отбираемой насосом, а диаметр газозащитной камеры выполнен из условия, что площадь ее кольцевого сечения не меньше площади проходного сечения подводящей трубы.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может применяться при эксплуатации нефтяных скважин штанговыми глубинными насосами.

Известен скважинный газоотделитель, содержащий всасывающий коллектор с верхней и нижней ступенями, газоотводной трубкой, завихритель потока, газозащитную камеру с газовыпускным каналом [1]

Недостатком устройства является то, что использование лопастной турбинки в качестве завихрителя потока снижает надежность устройства.

Известен скважинный газоотделитель, включающий корпус с газозащитной камерой, имеющей каналы для прохода скважинной жидкости, дегазационную камеру с газовыпускным клапаном, установленную последовательно по отношению к газозащитной камере, всасывающую трубу, размещенную в дегазационной камере и выполненную с возможностью гидравлической связи с насосом, и подводящую трубу, соединяющую верхнюю часть дегазационной камеры с нижней частью газозащитной камеры [2]

Недостатком известного устройства является равенство объемом жидкости, поступающих в дегазационную камеру при цикле всасывания и цикле нагнетания. Поскольку давление в дегазационной камере при цикле всасывания в 2-3 раза меньше, чем при цикле нагнетания, то и количество газа, выделяющегося из жидкости при цикле всасывания, будет в такой же пропорции превышать объем газа, выделившегося при цикле нагнетания. Это значит, что при цикле нагнетания 2/3 объема газа, находящегося в жидкости не выделится в дегазационной камере и попадет во всасывающую трубу, уменьшая тем самым коэффициент наполнения насоса.

Конструкция известного устройства способствует также накоплению осаждающихся механических примесей в обеих камерах, что приведет к исчезновению циркуляции жидкости в газоотделителе. Восстановление циркуляции в данном случае возможно только после подъема погружного оборудования на поверхность.

Указанное обстоятельство сужает область применения рассматриваемого устройства. Недостатком газоотделителя также является непродуктивное использование площади кольцевого пространства скважины для сепарации свободного газа, связанное с эксцентричным расположением подводящей трубы. Образовавшаяся в результате полость газозащитной камеры не выполняет полезной функции, вместе с тем существенно уменьшая площадь сепарации газа в затрубном кольцевом пространстве.

Техническим результатом настоящего изобретения является повышение коэффициента сепарации скважинного газоотделителя, расширение эксплуатационных возможностей и повышение надежности его работы за счет увеличения объема жидкости, поступающей в дегазационную камеру во время цикла всасывания, улучшение условий сепарации газа в затрубном пространстве и предотвращение накопления мехпримесей в камерах газоотделителя.

Необходимый технический результат достигается тем, что в скважинном газоотделителе, включающем корпус с газозащитной камерой, имеющей каналы для прохода скважинной жидкости, дегазационную камеру с газовыпускным клапаном, установленную последовательно по отношению к газозащитной камере, всасывающую трубу, размещенную в дегазационной камере и выполненную с возможностью гидравлической связи с насосом и подводящую трубу, соединяющую верхнюю часть дегазационной камеры с нижней частью газозащитной камеры.

При этом газозащитная камера выполнена с возможностью концентричного размещения в ней подводящей трубы и установлена эксцентрично относительно дегазационной камеры, а всасывающая и подводящая трубы выполнены с нижними торцевыми заглушками и над ними со сквозными продольными пазами, связывающими полости этих труб с полостями соответствующих камер, при этом диаметр подводящей трубы выполнен из условия пропуска за цикл всасывания объема скважинной жидкости, равного 60-70% от объема скважинной жидкости, отбираемой насосом, а диаметр газозащитной камеры выполнен из условия, что площадь ее кольцевого сечения не меньше площади проходного сечения подводящей трубы.

На фиг. 1 представлена конструкция скважинного газоотделителя, которая содержит газозащитную камеру 1 с каналами 2 для прохода скважинной жидкости, дегазационную камеру 3 с газовыпускным клапаном 4, заглушенную снизу подводящую трубу 5 с вертикальными пазами 6 и заглушенную снизу всасывающую трубу 7 с вертикальными пазами 8. Газозащитная камера установлена эксцентрично по отношению к дегазационной камере и концентрично относительно подводящей трубы.

Скважинный газоотделитель работает следующим образом.

Скважинная жидкость из затрубного кольцевого пространства поступает через каналы 2 в газозащитную камеру 1 и через пазы 6 попадает в подводящую трубу 5 и далее в дегазационную камеру 3. Свободный газ частично сепарируется в затрубном пространстве, частично при повороте струи в каналах 2. При всасывающем ходе жидкость из дегазационной камеры 3 через пазы 8 поступает во всасывающую трубу 7 и далее в насос. Одновременно в дегазационную камеру 3 по подводящей трубе 5 поступает жидкость из газозащитной камеры 1, при этом ее объем составляет в зависимости от газового фактора и обводненности скважинной жидкости от 60 до 70% объемного расхода жидкости, всасываемой насосом. Жидкость, поступающая из трубы 5 при цикле всасывания дегазируется благодаря резкому снижению давления в дегазационной камере 3 и свободный газ заполняет верхнее пространство дегазационной камеры, составляющее 40-25 процентов от ее рабочего объема.

При нагнетательном ходе насоса жидкость продолжает поступать из газозащитной камеры 1 в дегазационную камеру 3, сжимая газ в ее верхней части. Дегазация этой порции жидкости происходит менее интенсивно, так как давление в дегазационной камере постоянно увеличивается, пока не сравняется с давлением в затрубном пространстве. В этот момент начинается вытеснение газа через клапан 4 и к началу цикла всасывания дегазационная камера заполняется жидкостью. Последняя наименее дегазированная порция жидкости освобождается от растворенного газа в начале следующего цикла всасывания. Расчет диаметра подводящей трубы 5 определяется с учетом того, что за цикл всасывания в зависимости от обводненности и газового фактора скважинной жидкости должно пройти 60-75% объема жидкости, забираемой насосом.

Площадь кольцевого пространства образованного корпусом газозащитной камеры и подводящей трубой, должна быть достаточной для подачи расчетного объема жидкости к входу подводящую трубу.

Одновременное выполнение условий становится возможным, если газозащитная камера установлена эксцентрично по отношению к дегазационной камере. Тем самым увеличивается полезная площадь затрубного пространства, где происходит сепарация газа, а значит и коэффициент сепарации газозащитной камеры.

Конструкция нижней части подводящей и всасывающей труб исключает возможность забивания газоотделителя мехпримесями, осаждающимися из скважинной жидкости, так уровень накопленного осадка не сможет подняться выше нижней кромки вертикальных пазов. Все мехпримеси, осаждающиеся выше указанного уровня, выноситься следующей порцией жидкости, поступающей в насос.