RU111186U1 - Приемная головка - Google Patents

Abstract

1. Приемная головка, содержащая осевой канал для сообщения с сепаратором и приемные каналы в стенке головки для поступления скважинной жидкости в осевой канал, отличающаяся тем, что приемные каналы расположены по окружности приемной головки, по меньшей мере, в два ряда, при этом диаметр окружности более нижнего ряда больше диаметра окружности более верхнего ряда, и приемная головка оснащена верхним и нижним соединениями. ! 2. Приемная головка по п.1, отличающаяся тем, что между верхним соединением и приемными каналами выполнены каналы для отвода газа.

Description

Полезная модель относится к нефтедобывающей промышленности и предназначена для нефтепромыслового оборудования при механизированной добыче нефти из скважин, и более конкретно - к устройствам для входа скважинной жидкости в сепаратор или непосредственно в насос.

Известен скважинный сепаратор с открытым кольцевым входом (см. Пирвердян A.M. Защита скважинного насоса от газа и песка. - М.: Недра, 1986, всего 120 с., рис.IV. 1), выбранный в качестве аналога. Вход (прием) продукции скважины осуществляется путем ее поворота на некоторый угол, не превосходящий 180 градусов. Частицы с большой скоростью и малой массой не успевают поворачивать и не попадают в сепаратор, а частицы с малой скоростью и большой массой поворачивают, попадая в полость сепаратора.

Известен скважинный сепаратор (SU 1308754 А1, МПК Е21В 43/38, опубл. 07.05.1987), выбранный в качестве прототипа, в котором имеется корпус сепаратора с приемными отверстиями в нем. Для снижения гидродинамического сопротивления потокам газа и жидкости приемные отверстия выполнены под углом к нормали с таким расчетом, чтобы их оси совпадали с направлением движения отводимых потоков.

Недостатками входных (приемных) каналов и аналога, и прототипа являются:

1) небольшое проходное сечение приемных каналов для поступления в сепаратор скважинной жидкости;

2) невозможность регулирования количества входных каналов, то есть суммарной площади сечения каналов, что не позволяет подстраиваться под различные дебиты скважины в эксплуатационных условиях, а зачастую просто исключает равномерную откачку жидкости (в правильном гидравлическом режиме) с необходимым расходом для различных установок (УЭЦН, СШНУ и т.д.);

3) большая вероятность попадания свободного газа.

Технический результат полезной модели заключается в увеличении проходного сечения приемных каналов для поступления скважинной жидкости, в возможности регулирования суммарной площади этого проходного сечения, в возможности регулирования количества входных каналов по зонам их установки в скважине, в минимизации попадания свободного газа на прием сепаратора, и в конечном счете - в повышении сепарационной и пропускной способностей сепаратора и улучшения качества разделения скважинной жидкости.

Технический результат достигается благодаря приемной головке, содержащей осевой канал для сообщения с сепаратором и приемные каналы в стенке головки для поступления скважинной жидкости в осевой канал.

Новым в устройстве приемной головки является то, что приемные каналы расположены по окружности приемной головки, по меньшей мере, в два ряда, при этом диаметр окружности более нижнего ряда больше диаметра окружности более верхнего ряда, и приемная головка оснащена верхним и нижним соединениями.

Между верхним соединением и приемными каналами могут быть выполнены каналы для отвода газа.

Конкретное описание полезной модели, кратко изложенное выше, приведено ниже со ссылками на варианты осуществления полезной модели, некоторые из которых показаны на прилагаемых чертежах. Следует заметить, что на прилагаемых чертежах показаны только типичные варианты осуществления полезной модели, и поэтому их не следует рассматривать, как ограничительные для ее объема, поскольку полезная модель может допускать другие одинаково эффективные варианты осуществления.

На фиг.1 изображена приемная головка с газоотводящими каналами, как вариант, с девятью рядами приемных каналов в виде, как вариант, отверстий. На фиг.2 изображена приемная головка без каналов для отвода газа, имеющая, как вариант, восемь рядов каналов в виде, как вариант, кольцевых проточек с ребрами устойчивости. На фиг.3 показан вариант сепаратора, половина вида сбоку и половина разреза, с верхней приемной головкой с каналами для отвода газа и со второй приемной головкой без газоотводящих каналов. На фиг.4 изображена схема установки скважинного сепаратора с установкой погружного электроцентробежного насоса (УЭЦН).

Как показано на фиг.4, установка погружного электроцентробежного насоса (УЭЦН) 1, помещенная в герметичный кожух 2, создает внутри последнего разность давлений. За счет этого в полость кожуха поступает жидкость, освобожденная от механических примесей и газа в сепараторе 3. Отделенные механические примеси выводятся из сепаратора через хвостовик (шламовую трубу) 4. При введении необходимых изменений в конструкцию УЭЦН, можно использовать сепаратор без применения герметичного кожуха 2 с подсоединением сепаратора к приему насоса, что имеет решающее значение в условиях сильно искривленных скважин.

Скважинный сепаратор 3 может устанавливаться не только с УЭЦН, но и с любыми другими насосными установками. Сепаратор можно соединить с приемом насоса или с кожухом насоса скважинных штанговых насосных установок (СШНУ), скважинных штанговых винтовых насосных установок (СШВНУ), скважинных винтовых насосных установок (СВНУ), установок электродиафрагменных насосов (УЭДН), установок струйных насосов и др. Данный список не является ограничивающим, а лишь охватывает некоторые конкретные варианты установки скважинного сепаратора. Помимо того, в конструкциях установок могут применяться различные приводные двигатели, в том числе приводные электродвигатели (ПЭД), вентильные электродвигатели (ВЭД) и др.

Конструктивные размеры, габариты, масса данного скважинного сепаратора будут меняться в зависимости от конкретного применения сепаратора для определенной установки, скважинных условий и конструкции скважины. Например, диаметральный габарит сепаратора может быть равен около 102 мм (корпус сепаратора в этом случае будет изготовлен из НКТ 102) для УЭЦН со стандартным ПЭДом, или диаметральный габарит сепаратора может быть равен около 89 мм или менее (корпус сепаратора в этом случае будет изготовлен из НКТ 89 или менее) для УЭЦН с вентильным электродвигателем (ВЭД), имеющим такой же диаметральный габарит около 89 мм или менее. Таким образом, конструкция скважинного сепаратора позволит не только улучшить качество разделения скважинной жидкости, но и минимизировать свой диаметральный габарит в сочетании с обеспечением сепарационной и пропускной способностей. Это очень важно в связи с переходом к вентильным электродвигателям, у которых больший коэффициент полезного действия, меньшие токи, меньшие диаметральные габариты по сравнению со стандартными ПЭД. Если установить ВЭД вместо ПЭД, а в насосе выполнить рабочие колеса меньшего диаметра, но в большем количестве, то можно добиться малого диаметрального габарита как двигателя, так и насоса. При вращении ВЭД около 6000 об/мин насос будет создавать требуемый напор и расход жидкости, и скважинный сепаратор также будет обеспечивать необходимую сепарационную и пропускную способности, с диаметральным габаритом, не превышающим габариты всей погружной установки. Обеспечение минимального диаметрального габаритного размера очень важно для нынешнего мало- и среднедебитного фонда месторождений, особенно на завершающей стадии их эксплуатации.

Как показано на фиг.3, скважинный сепаратор 3 включает корпус сепаратора (или просто корпус) 5, шламовую трубу 4 и сепарирующий (сепарационный) узел 6. Верхняя часть корпуса сепаратора 5 посредством других элементов, которые будут раскрыты ниже, связана с соединительной головкой 7, а нижняя часть корпуса 5 связана посредством, например, муфты 8, с шламовой трубой 4. Сепарирующий узел 6 установлен внутри корпуса сепаратора 5 и выполнен в виде полого шнека 9 с профилированной спиралью 10. Внутри шнека 9 размещен патрубок 11 для отвода жидкости, образующий с ним кольцевую полость 12.

Скважинный сепаратор 3 также включает соединительную головку 7 с патрубком 11 для отвода жидкости и с местом 13 соединения с приемом насоса 1 или с кожухом 2 насоса 1. Соединительная головка помимо места 13 соединения с приемом насоса или с кожухом насоса включает узел 14 крепления верхней части патрубка для отвода жидкости и верхней части полого шнека, и головку 15 отвода газа с каналами 16 для отвода газа и с каналами 17 для приема скважинной жидкости или без последних. Каналы 17 для приема скважинной жидкости могут присутствовать в головке 15 отвода газа, когда решающее значение имеет сильная искривленность скважины, и необходимо минимизировать длину сепаратора 3. Этих каналов 17 может и не быть, поскольку данные каналы 17 будут выполнены в приемной головке 18. Головка 15 отвода газа с каналами 16 для отвода газа и с каналами 17 для приема скважинной жидкости в данном случае и представляет приемную головку 100 с каналами для отвода газа, представленную отдельно, как вариант, на фиг.1.

Рассматривая далее фиг.3, верхняя часть корпуса сепаратора 5 связана с соединительной головкой 7 через входящую в ее состав головку 15 отвода газа посредством по меньшей мере одной приемной головки 18, имеющей приемные каналы 19 для возможности поступления в сепаратор скважинной жидкости. Приемная головка 18 с каналами 19 для приема скважинной жидкости в данном случае и представляет приемную головку 200 без каналов для отвода газа, представленную отдельно, как вариант, на фиг.2.

Обращаясь к фиг.1, приемная головка 100 содержит осевой канал 110 для сообщения с сепаратором и приемные каналы 17 в стенке 120 головки 100 для поступления скважинной жидкости в осевой канал 110. Приемные каналы 17 расположены по окружности стенки 120 приемной головки 100, по меньшей мере, в два ряда, что увеличивает суммарное проходное сечение приемных каналов 17 для поступления скважинной жидкости. При этом диаметр окружности более нижнего ряда больше диаметра окружности более верхнего ряда, образуя конусную форму приемного участка. Такая разница в диаметрах рядов обеспечивает минимизацию попадания свободного газа на прием сепаратора, а также лучшие условия установки сепаратора при спуске скважинного оборудования. Приемная головка 100 оснащена верхним 130 и нижним 140 соединениями. Между верхним соединением 130 и приемными каналами 17 в головке 100 выполнены каналы 16 для отвода газа.

Каналы 17 для поступления скважинной жидкости могут быть выполнены любой формы для обеспечения наилучших условий поступления жидкости, например, каналы 17 могут представлять собой отверстия, сопла, пазы, проточки, вырезы, кольцевые проточки с ребрами устойчивости, любые их сочетания и т.д. Каналы могут чередоваться в соседних рядах в шахматном порядке, идти последовательно, друг под другом, или любым другим образом. К верхнему соединению 130 могут быть присоединены либо другие элементы сепаратора, либо прием насоса, либо кожух насоса скважинных установок. К нижнему соединению могут быть присоединены либо другие приемные головки, либо элементы сепаратора, либо шламовая труба или заглушка (в случае заглушки функцию сепаратора будет выполнять сама внутренняя полость головки вместе с ее каналами, и приемная головка в этом случае может выступать в качестве приемной сетки насоса).

Обращаясь к фиг.2, приемная головка 200 содержит осевой канал 210 для сообщения с сепаратором и приемные каналы 19 в стенке 220 головки 200 для поступления скважинной жидкости в осевой канал 210. Приемные каналы 19 расположены по окружности стенки 220 приемной головки 200, по меньшей мере, в два ряда, что увеличивает суммарное проходное сечение приемных каналов 19 для поступления скважинной жидкости. При этом диаметр окружности более нижнего ряда больше диаметра окружности более верхнего ряда, образуя конусную форму приемного участка. Такая разница в диаметрах рядов обеспечивает минимизацию попадания свободного газа на прием сепаратора, а также лучшие условия установки сепаратора при спуске скважинного оборудования. Приемная головка 200 оснащена верхним 230 и нижним 240 соединениями. В отличие от головки 100, показанной на фиг.1, в головке 200 между верхним соединением 230 и приемными каналами 19 не выполнены каналы для отвода газа. Это позволяет устанавливать множество приемных головок 200 друг за другом с помощью соединений 230 и 240, не только увеличивая тем самым суммарное проходное сечение приемных каналов для поступления скважинной жидкости, но и давая возможность регулировать суммарную площадь этого проходного сечения, регулировать количество входных каналов по зонам их установки в скважине.

Каналы 19 для поступления скважинной жидкости могут быть выполнены любой формы для обеспечения наилучших условий поступления жидкости, например, каналы 19 могут представлять собой отверстия, сопла, пазы, проточки, вырезы, кольцевые проточки с ребрами устойчивости, любые их сочетания и т.д. Каналы могут чередоваться в соседних рядах в шахматном порядке, идти последовательно, друг под другом, или любым другим образом. К верхнему соединению 230 могут быть присоединены либо другие элементы сепаратора, либо прием насоса, либо кожух насоса скважинных установок, либо приемная головка 100, либо приемная аналогичная головка 200. К нижнему соединению могут быть присоединены либо другие приемные головки 200, либо элементы сепаратора, либо шламовая труба или заглушка (в случае заглушки функцию сепаратора будет выполнять сама внутренняя полость головки вместе с ее каналами, и приемная головка в этом случае может выступать в качестве приемной сетки насоса).

При установке большого количества приемных головок 200 последовательно для увеличения пропускной способности, то есть от двух и выше, можно добиться одинаковой работы приемных головок в различных зонах их установки. Достичь этого можно так: чем ниже в конструкции находится та или иная приемная головка, тем меньшее суммарное сечение каналов требуется. Уменьшить же суммарное сечение каналов можно либо путем уменьшения количества каналов в конкретной приемной головке, либо путем уменьшения размеров этих каналов. Причем в отдельной приемной головке такие уменьшения могут происходить по мере понижения отдельных рядов головки. Делается это в конечном итоге для того, чтобы все приемные головки работали одинаково, и в них попадало примерно одинаковое количество жидкости при одинаковой скорости.

Количество приемных головок во всей конструкции зависит от дебита скважины, то есть от количества скважинной жидкости, поступаемого в сепаратор, и чем их больше, тем и дебит может быть больше, с сохранением требуемых минимальных диаметральных габаритов оборудования. К примеру, в конструкции сепаратора для УЭЦН приемных головок может быть около 7-8, но может и быть сколько угодно в разумных количествах, понятных специалисту. На фиг.3 две приемных головки показано также для примера.

Обращаясь далее к фиг.3, внутри корпуса 5 сепаратора размещен корпус 20 шнека. Он выполнен в виде полого цилиндра с щелевыми прорезями 21 для возможности выхода механических примесей из сепарационного узла 6 в полость 22 между корпусом сепаратора и корпусом шнека.

Полый шнек 9 с профилированной спиралью 10 расположен внутри корпуса 20 шнека. Профилированная спираль 10 образует с внутренней поверхностью шнека 9 либо переходную посадку, либо посадку с зазором, обеспечивая технологичность сборки.

Сепаратор 3 снабжен установленным под сепарирующим узлом направляющим аппаратом 23. Направляющий аппарат (НА) 23 выполнен с каналами 24 для возможности поступления механических примесей в шламовую трубу, с каналами 25 для возможности поступления жидкости из сепарирующего узла в патрубок, а также в направляющем аппарате 23 выполнены цилиндрические выступы 26 для возможности центрирования и фиксации положения патрубка, полого шнека, корпуса шнека и корпуса сепаратора относительно направляющего аппарата и друг друга. В конкретном варианте исполнения (см. фиг.3) направляющий аппарат 23 может устанавливаться между торцами хвостовика 4 и корпуса 5 сепаратора, и зажиматься соединяющей их муфтой 8. В качестве корпуса 5 сепаратора в конкретном варианте исполнения может быть использована НКТ 102 (насосно-компрессорная труба с внешним диаметром 102 мм) со стандартными муфтами. Хвостовик 4 также может быть выполнен из НКТ 102. В конкретном варианте исполнения направляющего аппарата 23, в качестве каналов 25 для возможности поступления жидкости из сепарирующего узла в патрубок могут быть выполнены либо 4 скругленных отверстия, либо фигурные отверстия подобно стандартному направляющему аппарату УЭЦН, чтобы поток, вышедший из шнека, не прерывался и не создавались гидравлические сопротивления и завихрения в той области при отделении механических примесей и повороте потока очищенной жидкости (см. фиг.3). В конкретном варианте исполнения направляющего аппарата 23, в качестве каналов 24 для возможности поступления механических примесей в шламовую трубу 4 могут быть выполнены по окружности торца направляющего аппарата 23 либо отверстия, предпочтительно 12-18 отверстий по окружности, либо фигурные прорези для увеличения проходного сечения (см. фиг.3).

Профилированная спираль 10 шнека 9 может представлять собой 4-х заходный винт, с определенным профилем сечения спирали, с постоянным или переменным шагом. Навивка спирали может быть осуществлена в роликах на токарном станке, а затем спирали могут быть приварены к полому шнеку со стороны его внешней поверхности. Таким образом, полый шнек 9 с профилированной спиралью 10 представляют собой единый сепарирующий узел 6. Как альтернативный вариант, в силу небольших габаритов сепарирующего узла, он может изготавливаться как цельный узел отливкой или другими способами, к примеру порошковой металлургией.

Полый шнек 9 с профилированной спиралью 10 можно изготовить из пластика или материала, сходного по свойствам с твердой маслобензостойкой резиной. Это, как и шероховатость поверхности спиралей 10 шнека, коренным образом может повлиять на коалесценцию газовых пузырьков (то есть их выделения из жидкости при ее движении по шнеку вниз).

Внутри шнека 9 размещен патрубок 11 для отвода жидкости, образующий с ним кольцевую полость 12. То есть между наружной поверхностью патрубка 11 и внутренней поверхностью шнека 9 образуется кольцевая полость (кольцевой зазор) 12. В полом шнеке 9 имеются газоотводящие окна 27, выполненные под профилированной спиралью 10 вдоль ее длины (или, можно сказать по другому - выполненные вдоль длины профилированной спирали 10 под ней). Эти газоотводящие окна 27 выполнены наклонными (под углом к нормали) с таким расчетом, чтобы их оси совпадали с направлением движения отводимого потока газа из сепарационного пространства в кольцевую полость. При этом количество газоотводящих окон 27 изменяется сверху вниз, причем в верхней части полого шнека 9 окон меньше (то есть в той части, которая ближе к входу скважинной жидкости), а в нижней - больше (то есть в той, которая дальше от входа скважинной жидкости и ниже при рабочем положении сепаратора в скважине). Такое выполнение газоотводящих окон 27 необходимо для минимизации гидросопротивлений при наиболее полном удалении газа из сепарационной полости 28, расположенной между полым шнеком 9 и корпусом 20 полого шнека на участке нахождения профилированной спирали 10. Так как процесс сепарации из-за действия возникающих в полости 28 центробежных и гравитационных сил происходит постепенно, начиная с верхней части полости 28, и нарастая к нижней части полости 28, то и газоотводящих окон 27 вдоль профилированной спирали 10 в верхней части шнека 9 меньше, а в нижней - больше. Можно сделать одинаковое количество окон 27 и сверху и снизу, исходя из максимального их количества внизу. Однако, чем больше имеется газоотводящих окон 27, тем больше будут гидравлические сопротивления, что негативно повлияет на пропускную способность сепаратора. Поэтому для минимизации гидросопротивлений и оптимизации отвода газа из полости 28 газоотводящие окна выполнены вдоль длины профилированной спирали под ней наклонными, и количество их изменяется сверху вниз, причем в верхней части шнека окон меньше, а в нижней - больше.

В полом шнеке 9 возле узла 14 крепления верхней части шнека, то есть в верхней части полого шнека 9, не окруженной профилированной спиралью 10, в его стенке выполнены газосбросные окна 29 для отвода газа из кольцевой полости 12 между шнеком и патрубком в верхнюю часть полости 30 приема скважинной жидкости, и далее - через каналы 16 в головке 15 отвода газа в скважинное пространство 31 (см. фиг.3, 4).

Внутри корпуса 5 сепаратора размещен корпус 20 шнека. Он выполнен в виде полого цилиндра с щелевыми прорезями 21 для возможности выхода механических примесей из сепарационного узла 6 в полость 22 между корпусом 5 сепаратора и корпусом 20 шнека. Таким образом, появляется возможность удаления механических примесей из сепарационного пространства 28 не только в концевой части сепарационного узла 6, но и не доходя до концевой части, поскольку некоторая часть механических примесей успешно сепарируется, не доходя до концевой части сепарационного узла 6. В конкретном варианте исполнения при выполнении шнека 9 в виде четырехзаходного винта с длиной винта в 4 шага (или 16 расстояний между соседними витками) в корпусе 20 шнека может быть выполнено восемь щелевых прорезей 21: четыре в самом низу, вплоть до торца трубы корпуса 20 шнека, равномерно распределенные по окружности через 90 градусов и по высоте равные 0,5 шага винта (это соответствует двум расстояниям между соседними витками); и четыре щелевые прорези, равномерно расположенные по окружности через 90 градусов, по высоте также равные 0,5 шага винта (или двум расстояниям между соседними витками), при этом расстояние между верхним уровнем нижних щелей и нижним уровнем верхних щелей равно двум шагам винта (восемь расстояний между соседними витками). Данное конкретное выполнение щелевых прорезей 21 выведено из расчета, в соответствии с которым частица песка, при различном расходе скважинной жидкости примерно через 1,5-2 оборота в этой конструкции шнека, оказывается у внешней образующей спирали шнека, при этом первоначально (на входе в шнек), она была запущена почти вплотную к внутренней образующей спирали 10 шнека, то есть в худших условиях ее поступления в сепаратор 3.

Конструкция сепаратора 3 может быть дополнена внесением в ее состав постоянного магнита. Магниты влияют на свойства нефти, не позволяя ей запарафинивать ступени УЭЦН, поверхности НКТ и другое скважинное оборудование. Магнитные вставки или втулки-кольца могут быть вставлены там, где скважинная жидкость (нефть) поступает после приемных головок 18 к шнеку, а также там, где нефть выходит из сепаратора 3 в кожух 2 и движется к насосу, то есть возле соединительной головки 7.

Как будет понятно специалисту, в сепараторе 3 в местах сопряжении элементов, контактирующих со скважинной жидкостью и ее продуктами, устанавливаются уплотнения.

Шламовая труба 4 может быть выполнена с закрытым концом для скапливания механических примесей внутри нее, которые затем выводятся из шламовой трубы 4 по мере их накопления путем подъема на поверхность. Шламовая труба 4 может быть выполнена с открытым концом для возможности скапливания механических примесей не в самом хвостовике 4, а в зумпфе ниже зоны продуктивного пласта. Открытый конец хвостовика 4 может быть спущен в зумпф, длина которого, как известно, может быть около 50-200 метров. Таким образом, можно добиться, чтобы шламовая труба 4 не забивалась и механические примеси, например песок, проппант, ссыпались в зумпф, не влияя на зону продуктивного пласта.

Приемные головки вместе с сепаратором 3 работают следующим образом.

Скважинная жидкость, содержащая механические примеси и газ, поступает из скважинного пространства 31 в приемные каналы 19 и/или 17 приемной головки 100 и/или по меньшей мере одной приемной головки 200. Там, а затем и в полости 30, жидкость предварительно сепарируется (за счет поворота потока) и набирает скорость для поступления в сепарационное пространство 28. Поступив в сепарационное пространство 28, жидкость двигается вдоль спирали 10 и приобретает ускоренное вращательное движение. Возникающие в сепарационном пространстве 28 центробежные и гравитационные силы заставляют газ выходить к каналам 27, а механические примеси - к каналам 21. Очищенная жидкость через направляющий аппарат попадает в патрубок 11 и далее - на прием насоса 1. Таким образом, под действием центробежных сил и касательных составляющих сил гравитации, направленных вдоль образующей спирали от центра к периферии, происходит разделение смеси на фазы. Механические примеси, как наиболее тяжелые, отбрасываются к стенкам корпуса, жидкость занимает промежуточный концентрический слой, а газ, вытесненный жидкостью, собирается во внутреннем концентрическом слое. Механические примеси из пространства 22 между корпусом 20 шнека и корпусом 5 сепаратора выходят через каналы 24 направляющего аппарата 23 и выводятся через шламовую трубу (хвостовик) 4. Газ через полость 12 между патрубком 11 и шнеком 9 поступает к каналам 29 в шнеке, и далее - через верхнюю часть полости 30 в каналы 16 для отвода газа головки 15 отвода газа и выходит в скважинное пространство 31.

Для снижения гидродинамического сопротивления потокам газа и жидкости каналы 16, 17, 19, 21, 24, 25, 27, 29 могут быть выполнены под углом к нормали, чтобы их оси совпадали с направлением движения отводимых потоков.

Применение предлагаемых приемных головок для скважинного сепаратора позволит увеличить проходное сечение приемных каналов для поступления скважинной жидкости, регулировать суммарную площадь этого проходного сечения, регулировать количество входных каналов по зонам их установки в скважине, минимизировать попадание свободного газа на прием сепаратора, и в конечном счете - повысить сепарационную и пропускную способности сепаратора, улучшить качество разделения скважинной жидкости, и при необходимости обеспечить минимально возможный диаметральный размер сепаратора.

В то время, как изложенное выше описывает варианты осуществления настоящей полезной модели, дополнительные варианты осуществления полезной модели могут выполняться без отхода от ее основного объема, и ее объем задается формулой полезной модели.

Claims (2)

1. Приемная головка, содержащая осевой канал для сообщения с сепаратором и приемные каналы в стенке головки для поступления скважинной жидкости в осевой канал, отличающаяся тем, что приемные каналы расположены по окружности приемной головки, по меньшей мере, в два ряда, при этом диаметр окружности более нижнего ряда больше диаметра окружности более верхнего ряда, и приемная головка оснащена верхним и нижним соединениями.

2. Приемная головка по п.1, отличающаяся тем, что между верхним соединением и приемными каналами выполнены каналы для отвода газа.