установка для внутрискважинной сепарации газа

Формула изобретения

Установка для внутрискважинной сепарации газа, включающая две концентрично расположенные трубы малого и большого диаметров, сепаратор центробежного типа, сливной узел, колонну насосно-компрессорных труб, хвостовик, подсоединенный к колонне насосно-компрессорных труб, и патрубок, расположенный концентрично на хвостовике, отличающаяся тем, что сепаратор центробежного типа размещен в разрыве колонны насосно-компрессорных труб вблизи устья скважины, труба большого диаметра герметично соединена с колонной насосно-компрессорных труб выше и ниже разрыва, в нижней части колонна насосно-компрессорных труб снабжена электроцентробежным насосом, а в верхней части на устье скважины соединена с выкидной линией скважины, сепаратор центробежного типа выполнен на верхнем конце заглушенного сверху патрубка, соединенного с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб, сепаратор подсоединен к верхней части колонны насосно-компрессорных труб, разделен на две части перегородкой и снабжен трубкой для отвода газа из-под перегородки в верхнюю часть трубы большого диаметра, а выше перегородки имеет отверстия для поступления воды в верхнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, труба большого диаметра с внутренней стороны снабжена датчиком уровня воды, размещенным ниже верхнего конца трубки для отвода газа, и перепускным клапаном для выпуска газа в пространство скважины, соединенное с нефтепроводом через обратный клапан.

Описание изобретения к патенту

Предлагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при создании и использовании установки внутрискважинной сепарации газа в водозаборных скважинах в системе межскважинной перекачки воды.

Известен скважинный газопесочный сепаратор, который содержит корпус, выполненный в верхней части с впускными отверстиями и газовыпускными каналами и с контейнером в нижней части. Концентрично в корпусе размещен приемный патрубок. Устройство имеет также приемную воронку на приемном патрубке и фильтрующий элемент для гравитационного отделения газа от жидкости и отфильтровывания крупных фракций механических примесей. Кожух имеет впускные отверстия в верхней части. Фильтрующий элемент перекрывает впускные отверстия. Кожух установлен концентрично наружной поверхности корпуса и образует с ним камеру для механических примесей (Патент РФ № 2159329, опубл. 2000.11.20).

Известный сепаратор обладает весьма низкой эффективностью в системе межскважинной перекачки жидкости.

Наиболее близкой к предложенному изобретению по технической сущности является скважинная установка для совместно-раздельного лифтирования жидкости и газа, включающая два ряда концентрично расположенных колонн лифтовых труб, внутрискважинный сепаратор с входом газожидкостного потока из колонны лифтовых труб внутреннего ряда, сливное устройство, гидравлически связывающее сепаратор с трубным пространством колонны лифтовых труб внутреннего ряда. Сливное устройство выполнено в виде хвостовика, подсоединенного к нижнему концу колонны лифтовых труб внутреннего ряда, и патрубка, жестко связанного посредством переходника с нижним концом колонны лифтовых труб наружного ряда, причем патрубок концентрично размещен в хвостовике с возможностью образования гидравлического затвора, разобщающего полости рядов колонны лифтовых труб (Авторское свидетельство СССР № 1242601, опубл. 07.07.86 - прототип).

Известная установка работает в нефтяных скважинах и практически не обеспечивает разделения газа и воды в системе межскважинной перекачки воды.

В предложенной установке решается задача повышения эффективности работы системы межскважинной перекачки воды за счет обеспечения отделения газа от добываемой воды сепарацией с последующим отводом газа в нефтепровод.

Задача решается тем, что в установке для внутрискважинной сепарации газа, включающей две концентрично расположенные трубы малого и большого диаметра, сепаратор центробежного типа, сливной узел, колонну насосно-компрессорных труб, хвостовик, подсоединенный к колонне насосно-компрессорных труб, и патрубок, расположенный концентрично на хвостовике, согласно изобретению сепаратор центробежного типа размещен в разрыве колонны насосно-компрессорных труб вблизи устья скважины, труба большого диаметра герметично соединена с колонной насосно-компрессорных труб выше и ниже разрыва, в нижней части колонна насосно-компрессорных труб снабжена электроцентробежным насосом, а в верней части на устье скважины соединена с выкидной линией скважины, сепаратор центробежного типа выполнен на верхнем конце заглушенного сверху патрубка, соединенного с нижней частью колонны насосно-компрессорных труб, сепаратор подсоединен к верхней части колонны насосно-компрессорных труб, разделен на две части перегородкой и снабжен трубкой для отвода газа из-под перегородки в верхнюю часть трубы большого диаметра, а выше перегородки имеет отверстия для поступления воды в верхнюю часть колонны насосно-компрессорных труб, труба большого диаметра с внутренней стороны снабжена датчиком уровня воды, размещенным ниже верхнего конца трубки для отвода газа, и перепускным клапаном для выпуска газа в пространство скважины, соединенное с нефтепроводом через обратный клапан.

Сущность изобретения

При межскважинной перекачке жидкости наличие свободного газа в трубопроводной системе приводит к образованию газовых пробок в водоводе и в нагнетательных скважинах (акцепторах), повышающих давление закачки и, соответственно, снижающих производительность электропогружного насоса скважины-донора. Также это приводит к нарушению распределения закачиваемой воды по скважинам-акцепторам и сокращению поступления воды в отдельные нагнетательные скважины, находящиеся выше других принимающих скважин. Наличие свободного газа искажает замеры расхода и учета закачиваемой воды по нагнетательным скважинам. Существующие способы сепарации газа в скважине весьма малоэффективны при межскважинной перекачке воды. В предложенной установке решается задача повышения эффективности работы системы межскважинной перекачки воды за счет обеспечения отделения газа от добываемой воды сепарацией с последующим отводом газа в нефтепровод. Задача решается установкой, представленной на фиг.1 и 2.

На фиг.1 изображена схема установки. На фиг.2 - сечение А-А на фиг.1.

Установка состоит из электропогружного насоса 1 и сепаратора 2 центробежного типа, установленного на первой трубе от устья колонны насосно-компрессорных труб 3, спускаемых в скважину 4, межтрубное пространство которой на устье через обратный клапан 5 обвязано нефтепроводом 6, а ее выкидная линия соединена с водопроводом 7. Сепаратор 2 имеет наружную трубу 8, которая снизу и сверху жестко соединена с колонной насосно-компрессорных труб 3. Патрубок 9 выполнен с заглушенным верхним торцом и входным устройством 10, выполненным в виде вертикальных тангенциальных щелей 11, и концентрично расположен в трубе внутреннего ряда 12, имеющей открытый нижний конец. Труба внутреннего ряда 12 с диаметром больше наружного диаметра патрубка 9 также концентрично размещена в наружной трубе 8 и жестко связана верхним концом с верхней частью колонны насосно-компрессорных труб. Нижняя часть трубы внутреннего ряда 12 с патрубком 9 образуют сепарационное пространство 13 с перегородкой 14, газоотводящим патрубком 15 и карманом 16, выполняющим функции гидравлического затвора. На уровнях газоотводящего патрубка 15 на трубе внутреннего ряда 12 выполнены радиальные каналы 17. Межтрубное пространство 18 через радиальные каналы 17 гидравлически сообщено с полостью трубы внутреннего ряда 12.

Верхняя часть межтрубного пространства 18 газодинамически соединена с затрубным пространством 19 скважины 4 через электромеханический перепускной клапан 20. Команда «открыто» и «закрыто» перепускного клапана 20 задается датчиком уровня воды 21. Поскольку сепаратор 2 находится близко к устью скважины, кабель электрического питания перепускного клапана 20 и датчика 21 вводится через кабельный ввод электропогружного насоса 1.

Установка работает следующим образом.

Восходящий поток воды по колонне насосно-компрессорных труб 3, подаваемой электропогружным насосом 1, поступает в сепаратор 2 через патрубок 9. Вода со свободным газом, выделившимся при снижении давления по мере подъема жидкости в колонне насосно-компрессорных труб 3, проходя тангенциальные щели 11 входного устройства 10, закручивается. За счет центробежной силы происходит сепарация газа от воды в пространстве 13 и накопление газа под перегородкой 14. Далее газ по центральному каналу 15 поступает в верхнюю часть сепаратора 2, а вода через карман 16 поступает в межтрубное пространство 18, где отсепарированная вода по радиальным каналам 17 вновь поступает в трубу внутреннего ряда 12, в пространство над перегородкой 14, и далее через верхнюю часть колонны насосно-компрессорных труб 3 в водопровод 7. По мере накопления газа в верхней части сепаратора 2 газожидкостной раздел оттесняется вниз. Регулирование уровня газожидкостного раздела осуществляется при помощи перепускного клапана 20 и датчика уровня воды 21. При достижении уровня газожидкостного раздела ниже датчика 21 электрическая цепь датчика 21 в диэлектрической среде (газе) прерывается и датчик 21 дает команду перепускному клапану 20 на открытие. Происходит выпуск газа из сепаратора 2 в затрубное пространство 19 скважины 4 и далее через обратный клапан 5 в нефтепровод 6. При этом газожидкостной раздел вновь постепенно поднимается. При достижении газожидкостного раздела датчика 21 за счет электролитических свойств пластовой воды контакты датчика 21 замыкаются с выдачей команды на закрытие клапана 20. Клапан 20 закрывается и далее процесс повторяется.

Таким образом, разделение с последующим отводом свободного газа от закачиваемой воды при давлении, близком к устьевому давлению скважины - донора, обеспечивает бесперебойную работу системы межскважинной перекачки воды за счет исключения образования газовых пробок в водоводе и нагнетательных скважинах.