газосепаратор гравитационный

Формула изобретения

1. Газосепаратор гравитационный, содержащий корпус, муфту с каналами, перекрытыми обратными клапанами, отличающийся тем, что корпус выполнен из нескольких труб, соединенных между собой корпусными муфтами, внутри одной или нескольких корпусных муфт установлена разрезная втулка-центратор с выполненными на внутренней поверхности продольными пазами, в верхней части корпуса расположена муфта с центральным резьбовым каналом для подвеса штангового скважинного насоса через переводник, а между центральным каналом и внешней окружностью цилиндра муфты выполнены каналы, в которые установлены клапаны обратные съемные шариковые в сборе, состоящие из цанги, шарика, седла и резинового кольца, к нижней части корпуса присоединен переводник, оканчивающийся ниппелем.

2. Газосепаратор гравитационный по п.1, отличающийся тем, что площадь поперечного сечения ниппеля меньше площади поперечного сечения трубы корпуса, а суммарная площадь поперечных сечений проточных частей седел клапанов больше суммарной площади поперечных сечений пазов разрезной втулки-центратора.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче углеводородов для отвода попутного нефтяного газа или газа, выделяющегося из нефти при снижении давления в приемной части штангового скважинного насоса.

На скважинах с высоким газовым фактором наличие большого количества свободного газа негативно сказывается на работе штангового скважинного насоса, уменьшая коэффициент подачи насоса по причине того, что попадающий в цилиндр газ занимает часть рабочего объема цилиндра, и снижая коэффициент наполнения насоса, вплоть до срыва подачи, продолжительность которого составляет десятки минут. На наполнение насоса в известной мере можно влиять, изменяя коэффициент сепарации газа на приеме насоса, который зависит от условий всасывания газожидкостной смеси.

С помощью устройств, называемых газосепараторами, удается увеличить долю газа, уходящего через межтрубное пространство, а следовательно, уменьшить долю газа, поступающего в цилиндр насоса. Существуют устройства, в которых отделение газа от скважинной жидкости обеспечивается действием центробежных сил (Гиматудинов Ш.К. Справочная книга по добыче нефти. - М.: Недра, 1974, с.330-333; Авторское свидетельство СССР N 875000, кл. Е21В 43/84, 1981). Также существуют устройства, в которых разделение газа от жидкости происходит под действием сил гравитации.

Известен сепаратор для штанговых насосов (патент РФ на полезную модель № 19662, опубл. 20.09.2001 г., принят за аналог), содержащий концентрично расположенные друг в друге патрубки со всасывающим каналом, соединенным с приемом штангового насоса, и с заглушенным сверху и снизу межтрубным пространством, разделенным муфтой на газовую и песочную камеры, причем всасывающий канал выполнен в торце муфты, а входные для жидкости и выходные для газа каналы выполнены в виде отверстий в стенках наружного патрубка, межтрубное пространство выполнено единым, а внутренний патрубок заглушен снизу, при этом всасывающие и входные каналы выполнены в виде калиброванных отверстий в стенках патрубков.

Наиболее близким к предложенному техническому решению является устройство для отделения песка и газа из нефти в скважине (патент РФ на изобретение № 2006574, опубл. 30.01.1994 г., принят за прототип), содержащее патрубок с радиальными отверстиями и днищем. Оно имеет и подъемную трубу под насос. Она помещена в патрубке и образует с ним кольцевую полость. В верхней части патрубка помещена муфта. Она выполнена с каналами, сообщающими кольцевую полость с внешней средой. При этом патрубок жестко связан с подъемной трубой. Он связан с помощью муфты. Патрубок имеет длину, обеспечивающую перепад давления нефти в 1-2,5 МПа. Каналы перекрыты клапанами. Радиальные отверстия патрубка выполнены на расстоянии 1/10-1/12 длины патрубка от муфты. Подъемная труба своим нижним концом установлена на расстоянии 1/7-1/15 длины от его днища.

Общим недостатком вышеперечисленных устройств является следующее. При прохождении углеводородов парафинового ряда через отверстия патрубка происходит отложение асфальто-смоло-парафинистых веществ на стенках патрубка, что со временем приводит к уменьшению проходных сечений отверстий патрубка, а возможно, и к их полному перекрытию. А также эффективность добычи нефти при использовании устройств, принятых за прототип и аналог, снижается при всех прочих равных условиях из-за того, что то количество скважинной продукции, которое поступает из продуктивного пласта в единицу времени, не поднимается на поверхность вследствие уменьшения объема добываемой скважинной жидкости, поступающей через отверстия в патрубках на прием насоса.

Решаемой задачей и техническим результатом предлагаемого изобретения является увеличение коэффициента заполнения штангового скважинного насоса, соответственно, и коэффициента подачи насоса, рост эффективности использования насосного оборудования и увеличение ресурса работы насоса в скважинах с высоким газовым фактором, дающим продукцию с незначительным содержанием механических примесей и высокой концентрацией асфальто-смоло-парафинистых веществ.

Поставленная задача решается тем, что

- корпус газосепаратора выполнен из нескольких труб, соединенных между собой корпусными муфтами,

- внутри одной или нескольких корпусных муфт установлена разрезная втулка-центратор с выполненными на внутренней поверхности продольными пазами,

- в верхней части корпуса расположена муфта с центральным резьбовым каналом для подвеса штангового скважинного насоса через переводник, а между центральным каналом и внешней окружностью цилиндра муфты выполнены каналы, в которые установлены клапаны обратные съемные шариковые в сборе, состоящие из цанги, шарика, седла и резинового кольца,

- к нижней части корпуса присоединен переводник, оканчивающийся ниппелем,

- причем площадь поперечного сечения ниппеля меньше площади поперечного сечения трубы корпуса, а суммарная площадь поперечных сечений проточных частей седел клапанов больше суммарной площади поперечных сечений пазов разрезной втулки-центратора.

Установка в муфте съемных обратных клапанов повышает ремонтопригодность газосепаратора. Разрезная втулка-центратор используется для центрирования цилиндра штангового скважинного насоса в корпусе газосепаратора гравитационного. К ниппелю переводника в нижней части корпуса можно подвесить хвостовик, фильтр или другое скважинное оборудование. В конструкции газосепаратора гравитационного площадь поперечного сечения ниппеля должна быть меньше площади поперечного сечения трубы корпуса для создания перепада давления на входе в устройство, что создает эффект дросселирования, обеспечивающий лучшее отделение газа от нефтяной составляющей скважинной продукции. При обильном газоотделении в корпусе газосепаратора гравитационного возможно оттеснение уровня жидкости скопившимся газом ниже приема насоса и нарушение работы скважинного насоса, для предотвращения данного явления суммарная площадь поперечных сечений проточных частей седел клапанов должна быть больше суммарной площади поперечных сечений пазов разрезной втулки-центратора.

Положительный технический эффект от использования предлагаемой конструкции газосепаратора заключается в повышении ресурса работы скважинного штангового насоса при добыче продукции с незначительным содержанием механических примесей и высокой концентрацией асфальто-смоло-парафинистых веществ из скважин с высоким газовым фактором.

Газосепаратор гравитационный (ГСГ) рекомендуется использовать на скважинах с высоким газовым фактором, а также на скважинах, работающих с низким динамическим уровнем, и применяется для штанговых скважинных насосов трубного (невставного) типа.

На фиг.1 представлена схема газосепаратора гравитационного, на фиг.2 представлена схема клапана обратного съемного шарикового.

Корпус газосепаратора гравитационного состоит из нескольких труб 1, соединенных между собой корпусными муфтами 2. Внутри одной или нескольких корпусных муфт 2 установлена разрезная втулка-центратор 3 для центрирования штангового скважинного насоса 4 в корпусе ГСГ. На внутренней поверхности втулки-центратора 3 выполнены продольные пазы, предназначенные для прохождения газа. В верхней части корпуса расположена муфта 5 с центральным резьбовым каналом для подвеса штангового скважинного насоса 4 через переводник 6. Между центральным каналом и внешней окружностью цилиндра муфты 5 выполнены каналы, в которые установлены клапаны обратные съемные шариковые. Каждый съемный клапан (фиг.2) состоит из цанги 7, шарика 8, седла 9 и резинового кольца 10. К нижней части корпуса ГСГ (фиг.1) присоединен переводник 11, оканчивающийся ниппелем. К ниппелю переводника 11 можно подвесить хвостовик, фильтр или другое скважинное оборудование.

Газосепаратор гравитационный работает следующим образом.

При всасывающем ходе насоса скважинная продукция через ниппель переводника 11 попадает в зону разрежения (снижения давления) - пространство между приемной частью штангового скважинного насоса 4 и нижней частью ГСГ, составляющее не менее 1 м. Выделение газа в камере разрежения происходит за счет того, что площадь поперечного сечения ниппеля 11 меньше площади поперечного сечения трубы 1 корпуса. Большая часть выделившегося попутного газа из нефти попадает в кольцевое пространство между стенками газосепаратора и цилиндром штангового скважинного насоса 4. Через втулку-центратор 3 с продольными пазами попутный газ поступает в радиально расположенные каналы муфты 5 и систему клапанов обратных съемных шариковых. Шарик 8 позволяет пропускать газ в одном направлении и срабатывает, как обратный клапан, т.е. при повышении давлении над шариком 8 он садится в седло 9. При использовании устройства имеет место гравитационное отделение газа из нефти. При этом газ выводится в межтрубное пространство, расположенное значительно выше приемной части штангового скважинного насоса 4. Через штанговый скважинный насос 4 проходит менее газированная продукция, улучшается качество посадки клапанов в клапанных парах насоса, уменьшая их износ и негативное влияние подплунжерного пространства штангового скважинного насоса 4.

Заявленное изобретение обеспечивает более надежную и устойчивую работу скважинного оборудования, рост эффективности использования насосного оборудования в скважинах с высоким газовым фактором.