Устройство для откачки газированной жидкости Советский патент 1981 года по МПК E21B43/00 

(54) УСТРОЙСТВО ДЛЯ ОТКАЧКИ ГАЗИРОВАННОЙ ЖИДКОСТИ

Изобретение относится к эксплуатации глубиннонасосных скважин, а именно к добыче нефти. Известно устройство для откачки газированной жидкости, состоящее из глубинного штангового насоса, тарельчатого газового якоря, хвостовика, газовьшускных клапанов jj Основным недостатком конструкции является то, что тарельчатый газовый якорь работает на принципе поворота газожидкостного потока на 9О , а сепарационная способность таких газозащитных устройств невысока. Кроме того, газ выделившийся из жидкости, не всегда будет пропускаться в затрубное пространство. Известна также установка для добычи нефти из скважины, включающая глубинный штанговый Hadoc с хвостовиком - се ператором, связанным с приемом насоса, и кожух с хвостовиком (патрубком) и г.азовыпускным клапаном Г23. Недостатком известного устройства является то, что газовыпускной клапан расположен ниже приема насоса, что снижает производительность глубинного штангового насоса. Цель изобретения - повьпиение производительности глубинного штангового насоса. Указанная цель достигается тем, что кожух расположен концентрично глубинному штанговому насосу, закреплен в его верхней части, а газовыпускной клапан размещен в месте закрепления кожуха. Причем хвостовик-сепаратор снабжен в нижней части сеткой с размерами ячеи 0,1-О,2 мм. На чертеже изображена схема устройства для откачки газированной жидкости. Устройство соаержит штанговый глубинный насос 1, кожух 2 с хвостовиком 3, хвостовик-сеп)атор 4 с сеткой 5 и газовыпускной клапан 6. Глубинный штанговой насос 1 служит для откачки разга3(фованной жидкости. Кожух 2 закреплен за верхнюю часть глубинного штангового насоса 1 и служит для транспорт1фовкв

щюдукции с забоя скважины. Хвостовиксепаратср 4 присоединен к приему глубинного штангового насоса 1. Он служит для уменьшения средней плотности столба гадожидкостной смеси в кожухе 2 ниже плотности нефти в затрубном пространстве. Средняя плотность столба газожидкостной смеси снижается за счет газового пространства, по высоте равного длине хвостовика 4 и длине насоса 1. Вслед ствие этого давление в кожухе 2 будет .выше давления в затруёном пространстве поэтому газовыпускной клапан 6 будет открываться. Длина хвостовика 4 рассчитывается в зависимости от давления насыщения, газового фактора, обводненности продукции для каждой скважины отдельно.

Хвостовик 4 снабжен в нижней части сеткой 5 с размерами ячей О,1-О,2 мм, служащей для отделения газа. Суммарная площадь ячеек сетки должна быть в 2О-З раз больше внутренней площади сечения хвостовика 4. Сепарация в этом случае основана также на принципе поворота потока на 90, однбисо пузьфьки газа диаметром более 0,2 мм через сетку не пройдут.

Газовыпускной клапан 6 расположен в месте закрепления кожуха 2 и служит для отвора отсепарированного газа в затрубное пространство.

В предлагаемой конструкции coctouT задача снижения средней плотности про-дукдии скважины в кожухе с хвостовиком ниже плотности нефти в затрубном пространстве. С этой целью газовыпускной клапан устанавливается над глубинным штанговым насосом, а хвостовик - сепаратор, следовательно и прием глубинного штангового насоса, переносится вниз на расстояние, определяемое расчетным путем для каждой скважины . (иногда 1ОО м и более), в зависимости от обводненности продукции скважины, газового фактора, давления насыщения, плотности нефти и воды, длины кожуха с хвостовиком, глубины спуска насоса под динамический уровень.

Такое конструктивное исполнение позволяет «оадать газовую подушку от газовыпускного клапана до нижней части хвостовика-сепаратора из отсепарированного газа. Плотность газа незначительная, поэтому с помощью газовой подушки среднюю плотность продукции скважины в хвостовике можно снизить ниже плотности нефти в затрубном пространстве.

Устройство для откачки газированной

жидкости работает следующим образом.

Продукция скважины поступает в хвостовик 3 кожуха 2 и поднимается вверх. По мере продвижения вверх давление снижается до давления насыщения и газ выходит из растворенного состояния. В районе сетки 5 газожвдкостная смесь сепарируется, жидкость проходит в хвостовиксепаратор 4 и поступает на прием щтангового глубинного насоса 1, а газ поднимается вверх и через газовыпускной клапан 6 перепускается в затрубное пространство.

Использование изобретения позволит улучшить отделение газа от жидкости на приеме глубинного штангового насоса и тем самым увеличить его производительность за счет повышения коэффициента на полнения глубинного насоса. .

Формула изобретения

5 целью повышения производительности глубинного штшп ового насоса, кожух расположен ко1щентрично глубинному штанговому насосу, закреплен в его верхней части, а газовыпускной клапан размещен в мес-

0 те закрепления кожуха.

5Источники информации,

принятые во внимание при экспертизе

0 МНТС Глубинное оборудование для бурения и эксплуатации нефтяных и газовых скважин, Уфа, 1977, с. 121.

2.Авторское свидегельсгво СССР №574524 кл. Е 21 В 43/ОО, 1975.