способ сепарации газа

Формула изобретения

1. Способ сепарации свободного газа на приеме глубинного насоса для добычи нефти путем поворота восходящего потока газожидкостной смеси и пропускания потока газожидкостной смеси через полупрозрачную поверхность сепарации, отличающийся тем, что поверхность сепарации, содержащую вертикально расположенные щели, размещают вертикально, а перпендикулярно поверхности сепарации создают градиенты давления таким образом, чтобы обеспечить движение потока газожидкостной смеси с одинаковой объемной скоростью.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что градиенты давления создают с помощью калиброванных отверстий на приеме насоса.

3. Способ по п.1, отличающийся тем, что щели на поверхности сепарации выполняют шириной преимущественно меньше диаметров пузырей.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области добычи нефти из нефтяных скважин механизированным способом, а именно добыче нефти электроцентробежным насосом или штанговым насосом.

Главным осложняющим фактором добычи нефти различными глубинными насосами является наличие в ней растворенного газа (величина объема растворенного газа в единице объема нефти называется газовым фактором или газонасыщенностью, и зависит от месторождения, продуктивного пласта - обозначим через Г, м³/м³), который при давлениях ниже давления насыщения начинает (значение которого зависит от месторождения, продуктивного пласта, обозначим через Рн, [1]) выделяться в свободный попутный газ. Объемная доля свободного газа в газожидкостной смеси называется газосодержанием. Наличие свободного газа на приеме глубинного насоса осложняет добычу нефти, приводя к дестабилизации режимов эксплуатации насоса и в конечном счете к выходу из строя всей насосной установки, снижая экономическую эффективность способа эксплуатации нефтяной скважины. Для борьбы с вредным влиянием свободного газа на глубинный насос созданы различного рода сепараторы (газосепараторы) к установкам электроцентробежных насосов (УЭЦН), газовые якоря к штанговым насосам (ШГН) и т.д, которые пропуская через себя газожидкостную смесь должны отвести от приема насосной установки свободный газ в затрубное пространство нефтяной скважины и помочь стабилизации режима эксплуатации глубинного насоса. Сепараторы характеризуются так называемым коэффициентом сепарации - отношением объема отведенного от приема насоса свободного газа к всему объему свободного газа в газожидкостной смеси на приеме насоса и обозначается буквой [1].

где

V_c - объем свободного газа отводимого сепаратором за пределы приема насоса,

V₀ - общий объем свободного газа на приеме насоса. Все эти сепараторы центробежного принципа действия (сепараторы типа МГН-5Л - российского производства - автор Ляпков П.Д., «RGV», «KGV» фирмы «ODI» [2]). Из-за большой разницы в лабораторных условиях плотности газа (1 кг/м³) и плотности масла (700-800 кг/м³) такие сепараторы позволяют получить коэффициент сепарации не менее 0,5 (50%). Центробежная сила в центробежном сепараторе зависит следующим образом:

где m - масса частицы, некоторый выделенный элемент нефти с газом (или масса единицы объема нефти, которая называется плотностью нефти), V - линейная скорость вращения "частицы" нефти в сепараторе, равная линейной скорости вращения элементов электроцентробежного газосепаратора, R - радиус вращения кусков нефти.

При одинаковых величинах радиуса и линейной скорости вращения центробежная сила, действующая на "элемент" нефти, зависит от плотности. Если в "элементе" нефти с плотностью p_н имеется пузырек свободного газа с плотностью p_г, то отношение центробежных сил на элемент нефти F_н и элемент газа F_г отличаются

В условиях электроцентробежного насоса, находящегося под давлением (наывается давлением на приеме насоса) 30-60 атмосфер, плотность нефти отличается от плотности газа в свободных газовых пузырях в той же нефти не более 4-5 раз (например, плотность нефти в среднем 700-800 кг/м³, в то же время плотность газа равна 145-150 кг/м³). В лабораторных условиях, когда плотность жидкости (масла) отличается от плотности пузырьков газа (воздуха или метана) в несколько сот раз, соотношение (3) становится существенным и, поэтому, в лабораторных условиях центробежные сепараторы дают хороший коэффициент сепарации.

Однако, в условиях нефтяного месторождения, на больших глубинах и под давлением 30-60 ат. разница в плотностях газа (около 150 кг/м³) и жидкости (около 750 кг/м³ ) коэффициент сепарации этих сепараторов не более 0,18 (18%) [3].

Также известны гравитационные сепараторы к электроцентробежным насосам (ЭЦН), в которых для сепарации используют силу гравитации при повороте восходящего потока газожидкостной смеси и пропускании потока газожидкостной смеси через полупрозрачную поверхность сепарации. Например, в модуле погружного центробежного насоса по патенту RU 2215907 уменьшение содержания свободного газа выполняют пропусканием потока газожидкостной смеси через отверстия сетки.

Наиболее близким аналогом является способ сепарации газового якоря (Крец В.Г., Основы нефтегазового дела: учебное пособие / В.Г.Крец, А.В.Шадрина. - Томск: Изд-во Томского политехнического университета, 2010, стр.126, Рис.11.5), в котором при изменении газожидкостного потока на 180° пузырьки газа под действием архимедовой силы всплывают и частично сепарируются в загрубное пространство, а жидкость через отверстия поступает в центральную трубу на прием насоса. Однако, согласно законам гидромеханики, движение газожидкостного потока через отверстия происходит неодинаково: наибольшая скорость - в отверстиях близких к приему насоса (так как в них перепад давления больше), а наименьшая скорость - в отверстиях удаленных от приема насоса (так как в них перепад давления меньше). Вследствие этого, в местах наибольших скоростей сепарация не происходит. Таким образом, хотя гравитационные сепараторы являются наиболее экономичными (нет вращающихся узлов и деталей), из-за неравномерности скорости движения через поверхность сепарации они имеют низкий коэффициент сепарации (не более 10%) и, поэтому, не нашли широкого применения.

Целью изобретения является увеличение коэффициента сепарации сепаратора.

Для этого способ сепарации свободного газа на приеме глубинного насоса для добычи нефти путем поворота восходящего потока газожидкостной смеси и пропускании потока газожидкостной смеси через полупрозрачную поверхность сепарации отличается тем, что поверхность сепарации, содержащую вертикально расположенные щели, размещают вертикально, а перпендикулярно поверхности сепарации создают градиенты давления таким образом, чтобы обеспечить движение потока газожидкостной смеси с одинаковой объемной скоростью. В результате перераспределения перепадов давления, скорости движения газожидкостной смеси на всех щелях, а также верхних и нижних частях щелей становятся одинаковыми и уменьшаются, поэтому скорость движения пузыря газа возле щели в вертикальном направлении под действием Архимедовой силы становится больше, чем скорость горизонтально направленной газожидкостной смеси, что приводит к отставанию пузырей и увеличению сепарации.

В частном случае, градиенты давления создают с помощью калиброванных отверстий на приеме насоса.

В другом частном случае, для увеличения сепарации щели на поверхности сепарации выполняют шириной преимущественно меньше диаметров пузырей.

На Фиг.1 показана схема реализации предлагаемого способа сепарации газа, на которой сделаны следующие обозначения:

1 - патрубок радиуса R, заглушенный снизу и соединенный (не показано) верхним торцом с приемом насоса,

2 - направление движения смеси на приеме насоса,

3, 4 и 5 - калиброванные отверстия радиусов R₁, R₂ и R₃ ,

6 - поверхность сепарации площадью S,

7 - скорость W_n всплытия газовых пузырей, не прошедших через щели 13,

8 - скорость W_c движения газожидкостной смеси на поверхности 6,

9, 10 и 11 - скорости движения газожидкостной смеси на уровне отверстий 3, 4 и 5,

12 - скорость W₀ движения газожидкостной смеси в восходящем потоке до поверхности 6,

13 - щели ширины d₀ на поверхности 6.

Предлагаемый способ сепарации осуществляют следующим образом. На приеме насоса заглушенным снизу патрубком 1 радиуса R с калиброванными отверстиями 3, 4 и 5 на боковой поверхности работающим насосом создают градиенты давления, перпендикулярные к оси патрубка 1.

Градиенты давления при этом должны обеспечивать движение газожидкостной смеси с одинаковой объемной скоростью (объемная скорость 9 равна объемной скорости 10 и равна объемной скорости 11). На пути объемных скоростей устанавливают перпендикулярную к направлению потоков, вертикальную поверхность 6 сепарации с вертикально расположенными щелями 13. Направление восходящего газожидкостного потока на цилиндрической поверхности 6 сепарации под действием градиента давления меняется на 90°. Если линейная скорость в восходящем потоке W ₀, то на поверхности сепарации эта скорость уменьшится и станет равной:

где S площадь поверхности щелей на поверхности сепарации.

Вектор скорости с будет одинаково направлен с вектором градиента давления, т.е. направление вектора скорости W_с будет перпендикулярен к плоскости калиброванных отверстий 3, 4 и 5. Можно подобрать площадь S так, чтобы скорость 8 W_с стала намного меньше линейной скорости о в восходящем потоке газожидкостной смеси

и так, чтобы скорость горизонтального движения газожидкостной смеси (как и газовых пузырей) стала меньше скорости всплытия газовых пузырей.

При повороте газожидкостной смеси из-за малой скорости "дрейфа" пузырьков в сторону поверхности 6 сепарации Архимедова сила приведет пузырьки в движение в восходящем направлении. Торможение пузырьков газа и подход к поверхности 6 сепарации других пузырьков согласно законам механики движения газожидкостных смесей приведет к коагуляции - слипанию и укрупнению пузырьков газа, что даст увеличить величину действующей Архимедовой силы, следовательно, и величину скорости восходящего движения газовых пузырьков.

С другой стороны, пузырьки газа с диаметром d_п, двигаясь горизонтально к щели 13, из-за своих диаметров и ширины щели d_o, не могут проходить через щель 13 и будут вытеснены в пространство перед цилиндрической поверхностью сепарации 6 другими пузырьками, приближающимися к щели.

Таким образом, поверхность 6 пропустит через щели 13 однородную жидкость (нефть + вода попутная) и в отверстия 3, 4 и 5 будет попадать сепарированная однородная смесь. Уменьшение в смеси газовых пузырей стабилизирует подачи УЭЦН, ШГН. Коэффициент сепарации пузырькового сепаратора будет ближе к 100%. Литература:

1. Мищенко И.Т. Скважинная добыча нефти. Издательство «Нефть и газ» РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина. М. 2003. Стр. 424, 474.

2. Сургутнефтегаз. Семинар по технологии ПНС. Талса. Оклахома, 15.Х.1995.

3. Хусаинов З.М., Усманов И.Ш., Гареев А.А. К вопросу сепарации газа. Нефтепромысловое дело, № 2, 2000, Стр.21-22.