RU48579U1 - WAY GAS SAND WELL SEPARATOR - Google Patents
WAY GAS SAND WELL SEPARATOR Download PDFInfo
- Publication number
- RU48579U1 RU48579U1 RU2005108221/22U RU2005108221U RU48579U1 RU 48579 U1 RU48579 U1 RU 48579U1 RU 2005108221/22 U RU2005108221/22 U RU 2005108221/22U RU 2005108221 U RU2005108221 U RU 2005108221U RU 48579 U1 RU48579 U1 RU 48579U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- pipe
- sand
- spiral
- separator
- Prior art date
Links
Landscapes
- Degasification And Air Bubble Elimination (AREA)
Abstract
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для разделения газожидкостной смеси, содержащей механические примеси. Целью создания полезной модели является повышение эффективности работы сепаратора при одновременной сепарации газа и песка в условиях повышенных расходов газожидкостной смеси и высокой пенистости сепарируемой жидкости в широком диапазоне дебита скважины. Сущность полезной модели: устройство состоит из приемного цилиндрического патрубка с совмещенной соосно внутри него разъемной перфорированной газовой трубкой, в нижней части которой внутри нее на всю длину соосно установлен жиклер с регулировочным винтом, а верхняя часть разъемной газовой трубки закреплена в рассекателе, имеющем радиальные каналы для выхода газа в затрубное пространство, при этом нижний конец верхней части разъемной газовой трубки выполнен в виде раструба, имеющего сужение внутреннего канала и камеру смешения, а жиклер имеет возможность осевого перемещения, позволяя при этом регулировать площадь кольцевого прохода на входе выходящего газа в зависимости от величины газового фактора. 4 The utility model relates to the oil industry and is intended to separate a gas-liquid mixture containing mechanical impurities. The purpose of creating a utility model is to increase the efficiency of the separator while simultaneously separating gas and sand under conditions of increased gas-liquid mixture consumption and high foaminess of the separated fluid in a wide range of well production. The essence of the utility model: the device consists of a receiving cylindrical nozzle with a detachable perforated gas pipe aligned coaxially inside it, in the lower part of which a nozzle with an adjusting screw is coaxially mounted inside it, and the upper part of the split gas pipe is fixed in a divider with radial channels for gas exit into the annulus, while the lower end of the upper part of the detachable gas tube is made in the form of a bell having a narrowing of the internal channel and a mixing chamber, and the nozzle p has the possibility of axial displacement, while allowing to adjust the passage area of the annular inlet exhaust gas depending on the GOR. 4
Description
Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к устройствам для разделения газожидкостной смеси, содержащей механические примеси, и может быть использовано для защиты глубинных штанговых насосов от вредного влияния газа, пены и песка.The utility model relates to the oil industry, and in particular to devices for separating a gas-liquid mixture containing mechanical impurities, and can be used to protect deep sucker rod pumps from the harmful effects of gas, foam and sand.
Известен скважинный газопесочный сепаратор (патент РФ №8409, кл. Е21В 43/38, опубл.16.11.1998г.), содержащий корпус, шламоуловитель, узел предварительной сепарации газа с входными отверстиями в корпусе и заборными чашками, при этом в корпусе установлена камера гравитационной сепарации газа с установленным на перфорированной трубе неподвижным шнеком. Недостатком данной конструкции является то, что при прохождении потока жидкости A well-known gas-sand separator (RF patent No. 8409, class ЕВВ 43/38, published on November 16, 1998) containing a housing, a sludge trap, a gas pre-separation unit with inlet openings in the housing and intake cups, while a gravitational chamber is installed in the housing gas separation with a fixed screw installed on a perforated pipe. The disadvantage of this design is that with the passage of fluid flow
образуются большие гидравлические сопротивления за счет того, что конструкция включает в себя четыре узла типа «труба в трубе», и как следствие этого, продуктивное время работы поршня глубинного штангового насоса при подъеме жидкости уменьшается.large hydraulic resistances are formed due to the fact that the design includes four nodes of the “pipe in pipe” type, and as a result of this, the productive time of the piston of the deep-well pump rod decreases when the liquid rises.
Известно устройство для отделения песка и газа из нефти в скважине (патент РФ №2006574, кл.Е21В 43/38 от 30.01.1994 г.), содержащее патрубок с радиальными отверстиями в днище, концентрично расположенную в нем подъемную трубу под насос, которая размещена в патрубке и образует с ним кольцевую полость. В верхней части патрубка расположена муфта с каналами, сообщающими кольцевую полость с внешней средой. Патрубок жестко связан с подъемной трубой с помощью муфты и имеет длину, обеспечивающую перепад давления нефти в 1-2,5 МПА, а каналы перекрыты обратными клапанами, при этом радиальные отверстия патрубка выполнены на расстоянии 1/10-1/12 длины патрубка от муфты, а подъемная труба нижним концом установлена на расстоянии 1/7-1/15 длины патрубка от его днища.A device is known for separating sand and gas from oil in a well (RF patent No. 20046574, class EV 43/38 of January 30, 1994) containing a nozzle with radial holes in the bottom, a lifting pipe concentrically located in it under the pump, which is located in the pipe and forms an annular cavity with it. In the upper part of the pipe there is a coupling with channels communicating the annular cavity with the external environment. The pipe is rigidly connected to the lifting pipe with a sleeve and has a length that provides an oil pressure drop of 1-2.5 MPA, and the channels are blocked by check valves, while the radial holes of the pipe are made at a distance of 1 / 10-1 / 12 of the pipe length from the sleeve and the lifting pipe with the lower end is installed at a distance of 1 / 7-1 / 15 of the length of the pipe from its bottom.
Недостатком данного устройства является то, что газоотводящие каналы имеют постоянное сечение и не регулируются в зависимости от газового фактора, отсутствует фильтр на входе смеси из затрубного пространства, и осаждение мехпримесей из потока происходит только за счет гравитационной силы. Высока вероятность при выносе песка из пласта, его скопление на днище патрубка, с последующим попаданием на прием насоса. Кроме того, при повышенных динамических уровнях жидкости в скважине происходит незначительное разгазирование смеси, обратные клапана не срабатывают, что приводит к интенсивному выделению газа в приеме насоса при ходе плунжера вверх.The disadvantage of this device is that the exhaust channels have a constant cross-section and are not regulated depending on the gas factor, there is no filter at the mixture inlet from the annulus, and the precipitation of solids from the flow occurs only due to gravitational force. The probability is high when sand is removed from the formation, it accumulates on the bottom of the pipe, with subsequent contact with the pump. In addition, with increased dynamic fluid levels in the well, a slight degassing of the mixture occurs, the check valves do not work, which leads to intensive gas evolution in the pump intake during the upward stroke of the plunger.
Известен также скважинный газопесочный сепаратор (патент РФ №2159329, кл.Е21В 43/38 от 20.11.2000 г.), содержащий корпус с выполненными в верхней части впускными отверстиями и газовыпускными каналами, и с контейнером в нижней части. Also known is a downhole gas-sand separator (RF patent No. 2159329, class EV 43/38 dated November 20, 2000) comprising a housing with inlet openings and gas outlet channels in the upper part, and with a container in the lower part.
Концентрично в корпусе размещен приемный патрубок, в нижней части которого размещена приемная воронка, а фильтрующий элемент выполнен в виде винтовой намотки стальной проволоки, образующей винтовые канавки с зазором между витками 0,3-0,4 мм.Concentric in the housing there is a receiving pipe, in the lower part of which a receiving funnel is placed, and the filtering element is made in the form of a helical winding of a steel wire forming helical grooves with a clearance between turns of 0.3-0.4 mm.
Недостатком данного устройства является то, что осевший в контейнере песок потоком жидкости может быть увлечен в приемный патрубок и далее в поток уже очищенной жидкости. Кроме того, проходные газоотводящие сечения имеют постоянное сечение и не регулируются в зависимости от величины газового фактора. Данное упрощенное изделие, в принципе, не может выполнять своего предназначения, так как восходящий и нисходящий потоки жидкости при любой производительности ныне применяемых штанговых насосов, а также конструкций скважин, тем более при тяжелых и вязких нефтях, не позволяют производить сепарацию-отделение газа и песка, содержащихся в извлекаемой жидкости, за счет гравитационных сил.The disadvantage of this device is that the sand settled in the container by the fluid stream can be carried into the receiving pipe and then into the stream of already cleaned liquid. In addition, the exhaust gas cross sections have a constant cross section and are not adjustable depending on the magnitude of the gas factor. This simplified product, in principle, cannot fulfill its purpose, since the upward and downward fluid flows at any performance of the currently used sucker rod pumps, as well as well designs, especially with heavy and viscous oils, do not allow the separation and separation of gas and sand contained in the extracted fluid due to gravitational forces.
Известен также газопесочный сепаратор (патент РФ №2212533, кл. Е21В 43/38 от 20.09.2003 г.), состоящий из концентрически расположенных наружной, двух промежуточных и внутренней труб, и шнека. Устройство снабжено тангенциальными патрубками для закручивания поступающей в него пластовой жидкости. Между промежуточньми трубами, соединенными патрубками для пропуска очищенной от газа и мехпримесей жидкости, установлена кольцевая заглушка. Внутренняя промежуточная труба имеет заглушки сверху и снизу. Шнек выполнен в виде фильтрующей сетки и закреплен на внутренней трубе, имеющей щелевые тангенциальные отверстия, расположенные под углом в направлении, противоположном движению жидкости для удаления газа в затрубное пространство.Also known is a gas sand separator (RF patent No. 2212533, class ЕВВ 43/38 dated 09/20/2003), consisting of concentrically located outer, two intermediate and inner pipes, and a screw. The device is equipped with tangential nozzles for twisting the incoming reservoir fluid. An annular plug is installed between the intermediate pipes connected by nozzles for passing the liquid purified from gas and solids. The inner intermediate pipe has plugs at the top and bottom. The screw is made in the form of a filter mesh and is mounted on an inner pipe having slotted tangential openings located at an angle in the direction opposite to the movement of the liquid to remove gas into the annulus.
Недостатком этого устройства является то, что под действием центробежных сил раскручиваются только механические примеси, а газ поднимается вверх без придания ему дополнительного ускорения, при The disadvantage of this device is that under the action of centrifugal forces only mechanical impurities are unwound, and the gas rises without giving it additional acceleration, when
этом проходные сечения газоотводящих каналов не регулируются в зависимости от газового фактора. При многократном изменении направлений движения потоков возникают дополнительные гидравлические сопротивления, что отрицательно сказывается на коэффициенте заполнения насоса. Кроме того, шнек из проволочной сетки повышает разгазирование нефти, но не способствует интенсивному заходу выделившегося газа в щели внутренней трубы.this passage sections of the exhaust channels are not regulated depending on the gas factor. With multiple changes in the direction of flow, additional hydraulic resistances arise, which adversely affects the fill factor of the pump. In addition, the auger made of wire mesh increases the degassing of oil, but does not contribute to the intensive entry of released gas into the slits of the inner pipe.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому техническому результату предлагаемой полезной модели является песочно-газовый сепаратор скважинного штангового насоса (патент РФ №8731, кл. Е21В 43/38, от 1998 г.), содержащий корпус с проходным каналом, внутри которого расположен шнек, представляющий собой пружину с постоянным шагом витка, для прохождения газожидкостной смеси вниз. Газоотводной канал газоотводящей трубки с размещенным на нем шнеком в виде установленной на его поверхность пружины, имеет радиальные каналы и установленный в верхней части обратный клапан для выхода отделившегося газа, размещенный внутри корпуса.The closest in technical essence and the achieved technical result of the proposed utility model is a sand-gas separator for a borehole sucker-rod pump (RF patent No. 8731, class E21B 43/38, 1998), comprising a housing with a passage channel, inside which there is a screw, representing a spring with a constant step of the coil, for the passage of the gas-liquid mixture down. The gas outlet channel of the gas outlet pipe with the screw placed on it in the form of a spring mounted on its surface has radial channels and a check valve installed in the upper part for the release of separated gas, located inside the housing.
Недостатком песочно-газового сепаратора скважинного штангового насоса является отсутствие фильтра на входе, а также малое межвитковое расстояние в шнеке (спирали), а недостаточный нисходящий угол наклона витков приводит к повышению гидравлических сопротивлений, ускоренному засорению рабочей полости сепаратора. Конструкционное исполнение узла песочно-газового сепаратора в его нижней части ввиду завихрения и турбулентности потока, содержащего отсепарированный в камере песок при заходе его в гусеобразный канал и последующем выходе в рабочий канал, увлекает с собой мелкие фракции (0,01-0,3 мм) песка, которые вместе с жидкостью поступают в штанговый насос, что приводит к снижению его The disadvantage of a sand-gas separator for a downhole sucker-rod pump is the absence of a filter at the inlet, as well as the small inter-turn distance in the screw (spiral), and the insufficient downward angle of inclination of the turns leads to an increase in hydraulic resistance, accelerated clogging of the separator working cavity. The structural design of the sand-gas separator assembly in its lower part, due to the swirling and turbulence of the stream containing sand separated in the chamber when it enters the anthropoid channel and subsequent exit to the working channel, entrains small fractions (0.01-0.3 mm) sand, which together with the liquid enters the sucker rod pump, which leads to a decrease
производительности, создаваемого напора давления и преждевременному выходу из строя.performance created by pressure head and premature failure.
Целью создания предлагаемой полезной модели является повышение эффективности работы сепаратора при одновременной сепарации газа и песка в условиях повышенных расходов газожидкостной смеси при высокой пенистости сепарируемой жидкости в широком диапазоне дебита скважин.The purpose of creating the proposed utility model is to increase the efficiency of the separator while separating gas and sand under conditions of increased gas-liquid mixture flow rates with high foaminess of the separated fluid in a wide range of well flow rates.
Поставленная цель достигается тем, что путевой газопесочный скважинный сепаратор содержит приемный цилиндрический патрубок с размещенной соосно внутри него разъемной перфорированной газовой трубкой, имеющей тангенциальные щели, в нижней части которой на всю ее длину соосно установлен жиклер с регулировочным винтом, а верхняя часть газовой трубки закреплена в рассекателе, имеющем радиальные каналы для выхода газа в затрубное пространство. За счет того, что нижний конец верхней части газовой трубки выполнен в виде раструба, имеющего сужение внутреннего канала и камеру смешения, а жиклер за счет регулировочного винта имеет возможность осевого перемещения, конструкция позволяет регулировать площади кольцевых проходных сечений на входе в раструб и для выхода газа через каналы рассекателя и муфты в зависимости от величины газового фактора.This goal is achieved by the fact that the gas sand well separator contains a receiving cylindrical pipe with a detachable perforated gas pipe arranged coaxially inside it, having tangential slots, a nozzle with an adjusting screw coaxially installed along its entire length and the upper part of the gas pipe fixed to a divider having radial channels for the exit of gas into the annulus. Due to the fact that the lower end of the upper part of the gas tube is made in the form of a socket having a narrowing of the internal channel and a mixing chamber, and the nozzle due to the adjusting screw has the possibility of axial movement, the design allows you to adjust the area of the annular cross-sections at the inlet to the socket and for gas exit through divider channels and couplings depending on the magnitude of the gas factor.
Поставленная цель достигается также тем, что направляющие элементы для отделения газа и отвода песка в пескосборник выполнены в виде спиралей с восходящим углом подъема и нисходящим углом ската соответственно. Патрубок для отвода песка, дополнительно крепящийся к нижнему торцу приемного патрубка, дает возможность исключить поднятие механических примесей в канал приемного патрубка для подъема газожидкостной смеси.This goal is also achieved by the fact that the guide elements for separating gas and removing sand into the sand collector are made in the form of spirals with an ascending angle of rise and a descending angle of the slope, respectively. The pipe for the removal of sand, additionally attached to the lower end of the receiving pipe, makes it possible to exclude the lifting of mechanical impurities in the channel of the receiving pipe for lifting the gas-liquid mixture.
Конструктивные особенности предложенного путевого газопесочного скважинного сепаратора позволяют использовать его при минимальных The design features of the proposed track gas sand borehole separator allow it to be used with minimal
гидравлических потерях, связанных с множественными изменениями направления потока, как это происходит в аналоге, за счет центробежных сил, действующих при разделении более тяжелых песка, жидкости и направляющих ее по спирали с восходящим шагом в кольцевой канал между приемным патрубком и газоотводящей трубкой в насосно-компрессорные трубы (НКТ), а также при отделении газа, как более легкого элемента, проходящего через щели в газоотводящей трубке, эжекторную часть и каналы рассекателя.hydraulic losses associated with multiple changes in the direction of flow, as occurs in the analogue, due to centrifugal forces acting during the separation of heavier sand, liquid and directing it in a spiral with an upward step in the annular channel between the receiving pipe and the exhaust pipe into the tubing pipes (tubing), as well as in the separation of gas, as a lighter element passing through slots in the exhaust pipe, the ejector part and the divider channels.
На фиг.1 изображено продольное сечение путевого газопесочного скважинного сепаратора;Figure 1 shows a longitudinal section of a traveling gas sand borehole separator;
На фиг.2 - сечение А-А на фиг.1;Figure 2 is a section aa in figure 1;
На фиг.3-вид Б на фиг.1;In Fig.3-view B in Fig.1;
На фиг.4 - вид В на фиг.1.Figure 4 is a view In figure 1.
Путевой газопесочный скважинный сепаратор (фиг.1) состоит из приемного патрубка 1, установленной на нем снаружи на нижней его половине спирали 2 под нисходящим углом и внешней стороной касающейся внутренней поверхности НКТ 3, шламоотводящего патрубка 4 и пескосборника 5. В нижней части приемного патрубка 1, с целью снижения скорости восходящего потока жидкости, под витками спирали расположен ряд отверстий 6.The gas sand well separator (Fig. 1) consists of a receiving pipe 1 mounted on it outside on its lower half of the spiral 2 at a downward angle and the outside touching the inner surface of the tubing 3, sludge pipe 4 and sand collector 5. In the lower part of the receiving pipe 1 , in order to reduce the rate of upward fluid flow, a number of holes 6 are located under the coils of the spiral.
Внутри приемного патрубка 1, соосно установлена разъемная газовая трубка 7, состоящая из нижней и верхней части, при этом на внешней стороне нижней части газовой разъемной трубки 7 расположена спираль 8 под восходящим углом и внешней стороной соприкасающаяся с внутренней стенкой приемного патрубка 1. Кроме того, на нижней части трубки 7 по всей длине, на определенных расстояниях от начала и конца, имеются продольные пазы 9 с тангенциальным заходом для выделяющихся из смеси газа и Inside the receiving pipe 1, a detachable gas pipe 7 is arranged coaxially, consisting of a lower and an upper part, while on the outside of the lower part of the gas detachable pipe 7 there is a spiral 8 at an upward angle and in contact with the inner wall of the receiving pipe 1. on the lower part of the tube 7 along the entire length, at certain distances from the beginning and end, there are longitudinal grooves 9 with a tangential approach for released from the mixture of gas and
образовавшейся пены, обеспечивающие при этом максимальную пропускную способность для газа.the resulting foam, while ensuring maximum gas throughput.
Верхняя часть разъемной газовой трубки 7 верхним концом вворачивается в рассекатель 10, закрепленный в переходном муфтовом соединении. В теле рассекателя 10 и дополнительно в верхней муфте 11 имеются радиальные отверстия 12 (фиг.2), регулируемые штуцерами в зависимости от объема выделяющего газа, а также внешние каналы 13 для перетока жидкости в патрубок 14 НКТ большего диаметра, например НКТ-89, и далее в камеру приемного клапана насоса.The upper part of the detachable gas tube 7 with its upper end is screwed into a divider 10, mounted in a transition coupling connection. In the body of the divider 10 and additionally in the upper sleeve 11 there are radial openings 12 (Fig. 2), adjustable by fittings depending on the volume of the evolving gas, as well as external channels 13 for the flow of liquid into the pipe 14 of a tubing of a larger diameter, for example, tubing-89, and further into the chamber of the pump intake valve.
Внутри нижней части разъемной газовой трубки 7 соосно размещен жиклер 15 (фиг.3) с регулировочным винтом 16, имеющий возможность осевого перемещения за счет подкручивание его с нижнего торца. С целью ограничения осевого перемещения жиклера, на определенном расстоянии от его верхнего торца, установлены ограничители 17 (фиг.4) в виде двух расположенных взаимноперпендикулярно шпилек, длина которых более диаметра жиклера. При этом в верхней части разъемной газовой трубки 7, закрепленной в рассекателе 10, в нижней ее части, имеется раструб 18, в который заходит верхняя часть жиклера 15, образуя регулируемый кольцевой зазор для прохождения газа.Inside the lower part of the detachable gas tube 7, a nozzle 15 (Fig. 3) with an adjusting screw 16 is coaxially placed, having the possibility of axial movement due to twisting it from the lower end. In order to limit the axial movement of the nozzle, at a certain distance from its upper end, limiters 17 (Fig. 4) are installed in the form of two studs arranged mutually perpendicularly, the length of which is more than the diameter of the nozzle. Moreover, in the upper part of the detachable gas tube 7, mounted in the divider 10, in its lower part, there is a bell 18, into which the upper part of the nozzle 15 enters, forming an adjustable annular gap for the passage of gas.
В теле НКТ 3 меньшего диаметра, например, НКТ-73, прорезаны продольные пазы 19 (фиг.4), с тангенциальным входом, закрытые соответствующими фильтрами 20, выполненными в виде намотанной в радиальном направлении витков проволоки, при этом к верхней половине витков которой прикреплена сетка.In the body of the tubing 3 of a smaller diameter, for example, tubing-73, longitudinal grooves 19 are cut (Fig. 4), with a tangential inlet, closed by appropriate filters 20, made in the form of radially wound turns of wire, while attached to the upper half of the turns grid.
Между газопесочным сепаратором и глубинным штанговым насосом установлен промежуточный патрубок 14 (фиг.1), необходимый для более полного обеспечения насоса поступающей жидкостью за счет снижения гидравлического сопротивления и стабилизации давления в зоне приемного клапана в процессе всасывания, при этом объем патрубка Between the gas-sand separator and the deep-well sucker rod pump, an intermediate nozzle 14 (Fig. 1) is installed, which is necessary to more fully provide the pump with incoming fluid by reducing the hydraulic resistance and stabilizing the pressure in the intake valve zone during suction, while the volume of the nozzle
14 при повышенном его диаметре должен соответствовать объему цилиндра насоса.14 with its increased diameter should correspond to the volume of the pump cylinder.
Полезная модель работает следующим образом. Извлекаемая жидкость, поступает вверх из пласта по эксплуатационной колонне и далее по межтрубному пространству. Поднявшись до продольных пазов 19, прорезанных в насосно-компрессорной трубе 3, газонасыщенный поток жидкости, содержащий песок и другие механические примеси, пройдя через фильтр 20, заходит в кольцевое пространство между внутренней стенкой НКТ 3 и наружной стенкой приемного патрубка 1 и двигается вниз. За счет спирали 2, установленной на наружной поверхности приемного патрубка 1 ниже продольных пазов 19 с фильтрами 20, поток приобретает вращательное движение с увеличением скорости. При этом песок и механические примеси повышенной плотности за счет влияния центробежных сил формируются у внутренней стенки НКТ 3, и по спирали 2, имеющей нисходящий угол уклона, «стекают» в шламоотводящий патрубок 4, и далее в пескосборник 5. При этом, нижний конец шламоотводящей трубки 4 находится в пескосборнике 5 вне зоны влияния работы насоса (застойной зоне).The utility model works as follows. The recovered fluid flows upward from the reservoir through the production string and further along the annulus. Having risen to the longitudinal grooves 19 cut in the tubing 3, a gas-saturated fluid stream containing sand and other mechanical impurities, passing through the filter 20, enters the annular space between the inner wall of the tubing 3 and the outer wall of the receiving pipe 1 and moves down. Due to the spiral 2 mounted on the outer surface of the receiving pipe 1 below the longitudinal grooves 19 with filters 20, the flow acquires a rotational movement with increasing speed. In this case, sand and mechanical impurities of increased density due to the influence of centrifugal forces are formed at the inner wall of the tubing 3, and in a spiral 2 having a downward slope angle, "drain" into the sludge outlet 4, and then into the sand collector 5. Moreover, the lower end of the sludge outlet the tube 4 is located in the sand pan 5 outside the zone of influence of the pump (stagnant zone).
Для снижения скорости восходящего потока, могущего «подхватить» песок и мехпримеси в приемный патрубок 1, в нижней его части, под последними витками спирали, располагаются отверстия 6, через которые, минуя основной торцевой вход, происходит частичный заход газа и жидкости в связи с тем, что в процессе движения газонефтяной жидкости вниз по спирали, происходит ее ускоренное разгазирование. При повышенной вязкости извлекаемой жидкости, скорость или путь движения по спирали увеличивают за счет увеличения длины последней, т.е. увеличения количества витков.To reduce the speed of the upward flow, which could “pick up” sand and solids in the receiving pipe 1, in its lower part, under the last turns of the spiral, are openings 6 through which, bypassing the main end inlet, partial gas and liquid entry occurs due to that in the process of moving the gas-oil liquid down the spiral, its accelerated degassing occurs. With increased viscosity of the extracted fluid, the speed or path of movement in a spiral is increased by increasing the length of the latter, i.e. increase the number of turns.
На пути движения восходящего газонефтяного потока внутри приемного патрубка 1 путевого газопесочного сепаратора устанавливается разъемная газовая трубка 7, на внешней стороне которой располагается спираль 8, внешней стороной соприкасающаяся с внутренней стенкой приемного патрубка 1, при этом длина разъемной газовой трубки 7 и спирали 8 определяются газонасыщенностью нефти и объемами выделяющегося газа, а верхний конец спирали 8 не доходит до верхнего торца нижней части разъемной трубки 7 с целью исключения выноса газа, поднимающегося по спирали, через внешний канал, предназначенный для перетока жидкости. Для обеспечения максимальной пропускной способности газа из газонефтяного потока, в нижней части разъемной газовой трубки 7 на определенных расстояниях от ее начала и конца, по периметру располагаются продольные пазы 9 с тангенциальными заходами.On the path of the upward gas-oil flow movement, a detachable gas pipe 7 is installed inside the receiving pipe 1 of the gas-sand separator on the outside of which there is a spiral 8, the outer side in contact with the inner wall of the receiving pipe 1, while the length of the detachable gas pipe 7 and spiral 8 are determined by the gas saturation of oil and the volumes of gas released, and the upper end of the spiral 8 does not reach the upper end of the lower part of the detachable tube 7 in order to exclude the outflow of gas rising along spirals through an external channel designed for fluid flow. To ensure maximum gas throughput from the gas and oil flow, in the lower part of the detachable gas pipe 7 at certain distances from its beginning and end, along the perimeter are longitudinal grooves 9 with tangential approaches.
При движении вверх газонефтяного потока по внутренней спирали 8, за счет увеличения скорости, значительной разницы в плотности нефти и газа, происходит интенсивное выделение газа, который через пазы 9 попадает в канал разъемной газовой трубки 7, далее в рассекатель 10, и при повышенном давлении, определяемом длиной разъемной газовой трубки 7, через отверстия 12 в рассекателе 10 ив муфте 11, выходит в затрубное пространство. При поднятии газового конденсата по нижней части разъемной газовой трубки 7, в области разъема, на входе в верхннюю часть разъемной трубки проходное сечение сужается, затрудняя попадание внутрь жидкости, и газ, как более легкий компонент, успевает пройти в эжекторную часть, уходя затем в радиальные выпускные отверстия 12 рассекателя 10 и далее в затрубное, а жидкость черезе кольцевой зазор разъемной трубки направляется вверх по внешнему каналу 13.When the gas-oil flow moves upward along the internal spiral 8, due to an increase in speed, a significant difference in the density of oil and gas, intense gas evolution occurs, which through the grooves 9 enters the channel of the detachable gas pipe 7, then into the divider 10, and at elevated pressure, determined by the length of the detachable gas pipe 7, through the holes 12 in the divider 10 and the sleeve 11, goes into the annulus. When gas condensate is lifted along the lower part of the detachable gas tube 7, in the region of the connector, at the entrance to the upper part of the detachable tube, the flow cross-section narrows, making it difficult for liquids to enter, and the gas, as a lighter component, manages to pass into the ejector part, then leaving into the radial the outlet openings 12 of the divider 10 and further into the annulus, and the liquid through the annular gap of the detachable tube is directed upward along the external channel 13.
Суммарное проходное сечение отверстий 12, в зависимости от объемов выделяющего газа, регулируется штуцерами. Жидкость, The total flow area of the holes 12, depending on the volume of gas emitted, is regulated by fittings. Liquid,
имеющая значительно большую плотность чем газ, двигаясь по внешней стороне спирали 8, заходит в проходные канал 13 рассекателя 10, и далее, через промежуточный патрубок 14 НКТ большего диаметра (например, НКТ-89) в камеру приемного клапана насоса, при этом площадь проходного сечения каналов 13 рассекателя 10 составляет не менее площади сечения седла приемного клапана насоса.having a much higher density than gas, moving along the outer side of the spiral 8, enters the passage channel 13 of the divider 10, and then, through the intermediate pipe 14 of the tubing of a larger diameter (for example, tubing-89) into the chamber of the pump intake valve, while the passage area channels 13 of the divider 10 is not less than the cross-sectional area of the saddle of the receiving valve of the pump.
Таким образом, предлагаемый путевой газопесочный скважинный сепаратор за счет высокой сепарационной способности позволяет увеличить наработку глубинных штанговых насосов.Thus, the proposed gas sand borehole separator due to the high separation ability allows to increase the operating time of deep-well sucker rod pumps.
Claims (4)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005108221/22U RU48579U1 (en) | 2005-03-23 | 2005-03-23 | WAY GAS SAND WELL SEPARATOR |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2005108221/22U RU48579U1 (en) | 2005-03-23 | 2005-03-23 | WAY GAS SAND WELL SEPARATOR |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU48579U1 true RU48579U1 (en) | 2005-10-27 |
Family
ID=35864596
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2005108221/22U RU48579U1 (en) | 2005-03-23 | 2005-03-23 | WAY GAS SAND WELL SEPARATOR |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU48579U1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110206527A (en) * | 2019-01-04 | 2019-09-06 | 西南石油大学 | A kind of high throughput hydrate underground separation shunting means using spiral separator |
RU200894U1 (en) * | 2019-12-27 | 2020-11-17 | Александр Васильевич Николаев | CENTRIFUGAL-GRAVITATION GAS-SESSION FILTER |
-
2005
- 2005-03-23 RU RU2005108221/22U patent/RU48579U1/en active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN110206527A (en) * | 2019-01-04 | 2019-09-06 | 西南石油大学 | A kind of high throughput hydrate underground separation shunting means using spiral separator |
RU200894U1 (en) * | 2019-12-27 | 2020-11-17 | Александр Васильевич Николаев | CENTRIFUGAL-GRAVITATION GAS-SESSION FILTER |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
AU2006217715B2 (en) | Separator to separate a liquid/liquid/gas/solid mixture | |
US5314018A (en) | Apparatus and method for separating solid particles from liquids | |
US6382317B1 (en) | Apparatus and method for separating gas and solids from well fluids | |
CA2894408C (en) | Downhole gas separator and method | |
US20110048696A1 (en) | Gas-liquid separator | |
CA2824443C (en) | Separation of two fluid immiscible phases for downhole applications | |
RU131070U1 (en) | TWO-SECTION FILTERING WELL DEVICE | |
RU48579U1 (en) | WAY GAS SAND WELL SEPARATOR | |
RU79936U1 (en) | DEVICE FOR SEPARATION OF GAS AND MECHANICAL IMPURITIES FROM OIL IN A WELL | |
WO2018015777A1 (en) | Gas-liquid separator, hydrocarbon extractor, and related separation method | |
RU114720U1 (en) | Borehole Fluid Cleaning Device | |
RU102057U1 (en) | GRAVITATIONAL SEPARATOR FOR CLEANING WELL LIQUID | |
RU2190450C2 (en) | Gas-and-liquid separator | |
RU163125U1 (en) | GAS SAND ANCHOR FOR WELLS WITH LARGE DEBIT | |
RU79618U1 (en) | GAS SAND SEPARATOR OF SUBMERSIBLE Borehole PUMP FOR OIL PRODUCTION | |
RU200365U1 (en) | BOREHOLE GAS SAND SEPARATOR | |
RU98466U1 (en) | Sludge trap | |
SU1629507A1 (en) | Double-acting deep-well separator | |
RU65965U1 (en) | DEVICE FOR GAS AND SAND SEPARATION WHEN LIQUID IS PUMPED FROM A WELL WITH A SUBMERSIBLE ELECTRIC CENTRIFUGAL PUMP | |
RU2422622C2 (en) | Filter for well fluid purification | |
RU80906U1 (en) | SELF-CLEANING VALVE MECHANISM | |
RU2317443C1 (en) | Sucker-rod pumping unit | |
RU8409U1 (en) | Borehole Gas Sand Separator | |
RU2594401C1 (en) | Device for separation of gas from liquid-gas mixture | |
RU2753209C1 (en) | Input device of deep well pump |