RU2269649C2

RU2269649C2 - Bottom hole separator

Info

Publication number: RU2269649C2
Application number: RU2002114637/03A
Authority: RU
Inventors: Игорь В чеславович Щапин (RU); Игорь Вячеславович Щапин; Валерий Николаевич Коршунов (RU); Валерий Николаевич Коршунов; Виктор Алексеевич Машков (RU); Виктор Алексеевич Машков
Original assignee: Закрытое акционерное общество "РА-Кубаньнефтемаш"
Priority date: 2002-06-04
Filing date: 2002-06-04
Publication date: 2006-02-10

Abstract

FIELD: oil industry, particularly arrangements for separating materials produced by the well.

SUBSTANCE: device comprises suction connection pipe with axial and radial channels, cups serially arranged one above another inside the suction connection pipe and accumulating pipe. The radial channels are in level with each cup bottom. Cup height is determined from analytic expression. Summary cup volume is selected such that summary volume of formation fluid filled in the cups exceeds fluid volume supplied by sucker-rod pump per one pump operation.

EFFECT: increased separation factor and extended field of application.

2 dwg

Description

Изобретение относится к нефтяной промышленности и предназначено для сепарации газа на приеме скважинного штангового насоса.The invention relates to the oil industry and is intended for gas separation at the intake of a well pump.

Известен скважинный сепаратор двойного действия (см. а.с. №1629507,5 Е 21 В 43/38, опубл. 23.02.91 г., бюл. №7), предназначенный для сепарации газа и песка в условиях повышенных расходов газожидкостной смеси, состоящий из корпуса с присоединительным патрубком и приемными отверстиями, контейнера для механических примесей, многокамерного узла предварительной сепарации газа с установленными снаружи кольцами, патрубков для отвода жидкости, делителя потока, совмещенного узла центробежной сепарации газа, содержащего шнек с перфорированными отверстиями и спираль, образующий с хвостовиком проточный канал. В теле делителя по образующей цилиндра выполнены щелевые прорези, сообщающие проточный канал штока с кольцевым каналом. Суммарная площадь сечения щелевых прорезей подобрана из условия обеспечения поля центробежных сил, необходимого для разделения фаз.Known double-acting borehole separator (see AS No. 1629507.5 E 21 B 43/38, publ. 02.23.91, bull. No. 7), designed for the separation of gas and sand under conditions of increased flow rate of gas-liquid mixture, consisting of a housing with a connecting pipe and receiving openings, a container for mechanical impurities, a multi-chamber gas pre-separation unit with rings installed externally, liquid discharge pipes, a flow divider, a combined centrifugal gas separation unit containing a screw with perforated openings and Piraly forming flow passage with a shank. In the divider’s body along the generatrix of the cylinder, slotted slots are made, communicating the flow channel of the rod with the annular channel. The total cross-sectional area of the slotted slots is selected from the condition of ensuring the field of centrifugal forces necessary for phase separation.

Кольцевая полость между хвостовиком шнека и корпусом разделена кольцами на отдельные камеры, связанные приемными отверстиями с полостью скважины, отверстиями в корпусе - с газосборной камерой и камерой гравитационной сепарации газа.The annular cavity between the auger shank and the casing is divided by rings into separate chambers connected by receiving holes to the well cavity, and the openings in the casing are connected to a gas collection chamber and a gravitational gas separation chamber.

Работа сепаратора.The work of the separator.

При повышенных расходах высокопенистых нефтей поток равномерно распределяется по отдельным камерам для уменьшения скорости нисходящего потока, что приводит к увеличению абсолютной скорости движения газовых пузырьков вверх.At increased costs of high-foam oils, the flow is evenly distributed over individual chambers to reduce the speed of the downward flow, which leads to an increase in the absolute velocity of gas bubbles upward.

Однако, даже при повышенных дебитах откачки, скорость газожидкостного потока изменится на небольшую величину, поскольку поле гравитационных сил имеет небольшое значение, а диаметр закрутки газожидкостного потока ограничен конструктивными размерами скважины.However, even with increased pumping rates, the gas-liquid flow rate will change by a small amount, since the field of gravitational forces is small, and the twist diameter of the gas-liquid flow is limited by the design dimensions of the well.

При обводненности продукции в поле гравитационных сил в сочетании с центробежными силами происходит смешивание пластовой воды и жидкости с образованием эмульсий, имеющих достаточно высокую стойкость и вязкость, которая намного превышает вязкость нефти и вязкость воды, что затрудняет отделение - сепарацию газа в данном устройстве. Следует отметить, что устройство обладает достаточно высокой сложностью в изготовлении.When the water content of the product in the field of gravitational forces in combination with centrifugal forces, the formation water and liquid are mixed with the formation of emulsions having a sufficiently high resistance and viscosity, which far exceeds the viscosity of oil and the viscosity of water, which complicates the separation - gas separation in this device. It should be noted that the device has a fairly high complexity in manufacturing.

Известен многосекционный газовый якорь тарельчатого типа (см. а.с. №1601361, 5 Е 21 В 43/38, опубл. 23.10.90. г., бюл. №39), предназначенный для обеспечения глубинно-насосной эксплуатации скважин путем сепарации газа при работе в наклонных скважинах.Known multi-plate gas dish type anchor (see AS No. 1601361, 5 E 21 B 43/38, publ. 10/23/90., Bull. No. 39), designed to provide deep-well pumping of wells by gas separation when working in deviated wells.

Устройство содержит всасывающий патрубок с опорными кольцами на наружной поверхности, на которых установлены перевернутые тарельчатые диски, снабженные патрубками для отвода газа, сообщающими последовательно полости под тарельчатыми дисками с полостью скважины. Тарельчатые диски снабжены противовесами в виде втулок, охватывающими всасывающий патрубок, с образованием кольцевой камеры, связанной радиальными каналами с осевым каналом всасывающего патрубка.The device comprises a suction nozzle with support rings on the outer surface, on which inverted disk disks are installed, equipped with nozzles for exhausting gas, communicating successively the cavity under the disk disks with the well cavity. The disk disks are equipped with counterweights in the form of bushings covering the suction pipe, with the formation of an annular chamber connected by radial channels with the axial channel of the suction pipe.

Однако газовый якорь при его установке в наклонных скважинах с достаточно большим углом наклона может пропускать газ внутрь всасывающего патрубка в зазорах между противовесами и наружной поверхностью всасывающего патрубка.However, the gas anchor, when installed in deviated wells with a sufficiently large angle of inclination, can pass gas into the suction pipe in the gaps between the balances and the outer surface of the suction pipe.

При наклоне тарелей за счет противовесов с учетом того, что газоотводящие трубки расположены на каждой тарели со смещением по периметру, существуют застойные зоны, где газ скапливается и не может быть переброшен в полость соседней тарели.When the plates are tilted due to counterweights, taking into account the fact that the exhaust pipes are located on each plate with an offset along the perimeter, there are stagnant zones where gas accumulates and cannot be transferred to the cavity of the adjacent plate.

Известен газовый якорь чашечного типа, опубликованный в Каталоге нефтепромыслового оборудования компании Шеллер-Блекманн - Австрия (каталог 1988 г., г. Берниц, декабрь 1988 г., с.47-48, рис.34, 35), который принят авторами в качестве прототипа.The cup-type gas anchor published in the Catalog of oilfield equipment of the company Sceller-Blackmann - Austria (catalog 1988, Bernitz, December 1988, pp. 47-48, Fig. 34, 35), which is accepted by the authors as prototype.

Якорь состоит из сдвоенной трубы - внешней и приемной внутренней. Внешняя труба снабжена рядом последовательно установленных тарельчатых чашек, обращенных полостью к приему штангового насоса.The anchor consists of a double pipe - external and internal receiving. The outer pipe is equipped with a series of sequentially installed disk cups facing the cavity to receive the sucker rod pump.

В месте установки каждой чашки на внешней трубе выполнены по периметру ряд продольных пазов для пропуска нефти, высота которых принята больше высоты самой чашки. Внутрь внешней трубы пропущена приемная труба с расположением нижнего конца в полости накопительного патрубка, осевой канал которого перекрыт снизу заглушкой.At the place of installation of each cup on the outer pipe, a series of longitudinal grooves for passing oil are made along the perimeter, the height of which is adopted greater than the height of the cup itself. A receiving pipe with an arrangement of the lower end in the cavity of the storage pipe, the axial channel of which is blocked from below by a plug, is passed inside the outer pipe.

Принцип действия якоря - нефтегазовая смесь с помощью чашек якоря, установленных на внешней трубе, через продольные пазы всасывается в кольцевое пространство между внутренней поверхностью внешней трубы и приемной трубой. При этом газ поднимается по кольцевому пространству вверх и на верхних участках через продольные пазы во внешней трубе выводится в межтрубное пространство. Дегазированная нефть поступает в накопительный патрубок, откуда отсасывается штанговым насосом.The principle of operation of the anchor is the oil and gas mixture with the help of the cups of the anchor mounted on the outer pipe through the longitudinal grooves is sucked into the annular space between the inner surface of the outer pipe and the receiving pipe. In this case, the gas rises upward in the annular space and is discharged into the annular space through the longitudinal grooves in the outer pipe in the upper sections. Degassed oil enters the storage pipe, from where it is aspirated by a rod pump.

Конструкция газового якоря чашечного типа, представляющая собой несколько секций, из которых собирается непосредственно газовый якорь, не дает возможности осуществить достаточно надежную сепарацию газа, поскольку часть секций работает на подачу газонефтяной смеси в межтрубное пространство через продольные пазы во внешней трубе, а часть секции - на вывод отсепарированного газа в межтрубное пространство. При этом длина газового якоря может быть достаточно большой, что, в случае использования такого газового якоря в комплекте со штанговым насосом большой производительности, снизит надежность сепарации растворенного газа, поскольку кольцевой канал, между внешней и внутренней трубами, имеет определенные размеры. Нижние секции газового якоря служат в качестве подающих газожидкостную смесь в кольцевое пространство.The design of a cup-type gas anchor, which consists of several sections from which the gas anchor is directly assembled, does not make it possible to carry out sufficiently reliable gas separation, since some of the sections work to feed the gas-oil mixture into the annulus through longitudinal grooves in the outer pipe, and part of the section to withdrawal of the separated gas into the annulus. At the same time, the length of the gas armature can be quite large, which, if such a gas armature is used in combination with a sucker rod pump, will reduce the reliability of the separation of dissolved gas, since the annular channel between the external and internal pipes has certain dimensions. The lower sections of the gas anchor serve as supplying the gas-liquid mixture to the annular space.

Из литературных источников известно, что для нефтей средней плотности (см. Чичеров Л.Б. «Нефтепромысловые машины и механизмы», М.: Недра, 1983 г., с.160-161) скорость всплытия пузырьков растворенного газа V_г=0,02 м/сек, при обводненности меньше 0,5. Отсюда следует, что при числе качаний насоса n=10 в минуту и ходе плунжера L=3500 мм необходимое время всплытия пузырька газа Т=3 сек - время, за которое происходит нагнетание пластовой жидкости. Отсюда следует, что за время Т=3 сек пузырьки газа переместятся вверх на L=V_г×Т=0,02 м/сек × 3 сек = 0,06 м или 6 см, а значит не весь газ выделится из нефти и попадет на прием штангового насоса, что снизит его подачу.From literary sources it is known that for medium-density oils (see Chicherov LB “Oilfield Machines and Mechanisms”, M .: Nedra, 1983, p. 160-161), the rate of rise of bubbles of dissolved gas V _g = 0, 02 m / s, with water cut less than 0.5. It follows that with the number of pump strokes n = 10 per minute and the stroke of the plunger L = 3500 mm, the required time for the ascent of the gas bubble T = 3 sec is the time during which the formation fluid is injected. It follows that during the time T = 3 s, gas bubbles will move upward by L = V _g × T = 0.02 m / s × 3 s = 0.06 m or 6 cm, which means that not all gas will be released from the oil and get to receive a sucker rod pump, which will reduce its flow.

Анализ изобретательского уровня показал следующее. Известна конструкция четырехкорпусного газового якоря (см. Еникеев В.Р. и др. «Эксплуатация глубино-насосных скважин», М.: Недра, 1971 г., с.91-93), состоящая из нескольких последовательно соединенных секций, каждая из которых содержит внешний корпус, перфорированный в верхней части, и всасывающий патрубок, имеющий отверстия у днища ниппеля. На нижнем конце к газовому якорю присоединен песочный карман с заглушкой.An analysis of the inventive step showed the following. The construction of a four-body gas anchor is known (see Enikeev V.R. et al. “Operation of deep-pumping wells”, M .: Nedra, 1971, p. 91-93), consisting of several sections connected in series, each of which contains an external housing perforated in the upper part, and a suction pipe having openings at the bottom of the nipple. At the lower end, a sand pocket with a plug is attached to the gas anchor.

Известно, что средняя скорость всплытия пузырьков газа в нефти составляет 1÷3 см/сек. Известно также, что диаметр газового якоря принимается равным 0,5 диаметра обсадной колонны (см. Белов И.Г. «Экспериментальное исследование работы газовых якорей», Труды АзНИИ ДН, вып.2, Баку, Азнефтеиздат, 1955 г.). При существовании высокодисперсной структуры работа газового якоря малого диаметра крайне неблагоприятна, чем меньше площадь сечения затрубного пространства и выше дебит скважины, тем более тяжелые условия для сепарации газа у приема насоса. Однако при сходстве конструктивных элементов в конструкции газового якоря не учтена при расчете скорость всплытия пузырьков газа и суммарный объем полости всех секций газового якоря, в зависимости от подачи насоса.It is known that the average ascent rate of gas bubbles in oil is 1 ÷ 3 cm / sec. It is also known that the diameter of the gas anchor is taken to be equal to 0.5 of the diameter of the casing (see Belov, IG, “An Experimental Study of the Operation of Gas Anchors,” Proceedings of the AzNII DN, issue 2, Baku, Aznefteizdat, 1955). With the existence of a finely dispersed structure, the work of a small diameter gas anchor is extremely unfavorable, the smaller the cross-sectional area of the annulus and the higher the flow rate of the well, the more difficult the conditions for gas separation at the pump inlet. However, when the structural elements are similar in the design of the gas armature, the rate of ascent of gas bubbles and the total volume of the cavity of all sections of the gas armature were not taken into account in the calculation, depending on the pump supply.

Технический результат, который может быть получен при осуществлении предлагаемого изобретения, сводится к следующему:The technical result that can be obtained by implementing the invention is reduced to the following:

- повышается коэффициент сепарации газа при относительно малой длине газового якоря за счет отказа от внутреннего всасывающего патрубка;- increases the coefficient of gas separation with a relatively short length of the gas armature due to the rejection of the internal suction pipe;

- расширяется область применения газового якоря для скважин с низким динамическим уровнем относительно забоя скважины.- the scope of application of the gas anchor for wells with a low dynamic level relative to the bottom of the well is expanding.

Технический результат достигается тем, что высота чашек на всасывающем патрубке секции газового якоря определена исходя из пути, который проходит при всплытии пузырек газа за время цикла нагнетания насоса, а суммарный объем чашек, заполненный газожидкостной смесью, превосходит объем подачи насоса, при этом радиальные каналы располагаются на уровне днища каждой чашки, что исключает попадание последующей порции газожидкостной смеси из полости скважины на прием штангового насоса при цикле всасывания.The technical result is achieved by the fact that the height of the cups on the suction nozzle of the gas armature section is determined based on the path that the gas bubble floats during the pump discharge cycle, and the total cup volume filled with the gas-liquid mixture exceeds the pump flow volume, while the radial channels are located at the level of the bottom of each cup, which eliminates the ingress of a subsequent portion of the gas-liquid mixture from the well cavity to the intake of the sucker rod pump during the suction cycle.

Изобретение поясняется следующими чертежами:The invention is illustrated by the following drawings:

- на фиг.1 - общий вид секции чашечного газового якоря;- figure 1 is a General view of the section of the cup gas anchor;

- на фиг.2 - общий вид компоновки секций чашечного газового якоря.- figure 2 is a General view of the layout of the sections of the cup gas anchor.

Секция чашечного газового якоря состоит из всасывающего патрубка 1, установленных на нем последовательно, одна над другой, чашек 2, внутренняя полость «а» которых связана радиальными каналами «б» с осевым каналом «в» всасывающего патрубка 1. На верхнем конце всасывающего патрубка 1 установлена соединительная муфта 3. На фиг.2 показано соединение секций I и II. К нижней секции II посредством муфты 4 присоединен накопительный патрубок 5 для накопления механических частиц с заглушкой 6.The cup gas armature section consists of a suction nozzle 1 installed on it in series, one above the other, of cups 2, the inner cavity “a” of which is connected by radial channels “b” with the axial channel “c” of the suction nozzle 1. At the upper end of the suction nozzle 1 mounted coupling 3. In Fig.2 shows the connection of sections I and II. To the lower section II through the coupling 4 is attached to the accumulator pipe 5 for the accumulation of mechanical particles with a plug 6.

Высота каждой чашки 2 определена из условия, что она не превышает расчетной длины пути пузырька выделившегося газа за время, равное времени ¹/₂ цикла нагнетания насоса. Внутренний диаметр чашки и их количество определено из условия превышения суммарного объема внутренних полостей «а» над дебитом штангового насоса за одно качание.The height of each plate 2 is determined from the condition that it does not exceed the calculated length of the path of the bubble of gas evolved over a time equal to the time ^_half of the pump discharge cycle. The inner diameter of the cup and their number is determined from the condition that the total volume of the internal cavities “a” exceeds the flow rate of the sucker rod pump for one swing.

Количество секций газового якоря определяют исходя из числа качаний насоса, его производительности, обводненности продукции и газового фактора.The number of sections of the gas anchor is determined based on the number of pump strokes, its performance, water cut of the product and the gas factor.

Рассмотрим работу газового якоря.Consider the work of a gas anchor.

Пластовая газированная жидкость заполняет полости «а» чашек 2 и осевой канал «в» всасывающего патрубка 1. При перемещении плунжера штангового насоса вверх происходят открытие всасывающего клапана и подача пластовой жидкости в цилиндр насоса из осевого канала «в» всасывающего патрубка. Дегазированная пластовая жидкость из полости «а» каждой чашки 2 по радиальным каналам «б» вводится внутрь осевого канала «в». Уровень дегазированной пластовой жидкости в полости «а» каждой чашки 2 при откачке понижается, не доходя до уровня расположения радиальных каналов «б», при максимальном заполнении объема цилиндра с поступлением очередной порции дегазированной пластовой жидкости. При перемещении плунжера штангового насоса вниз всасывающий клапан закрывается.The carbonated formation fluid fills the cavities “a” of the cups 2 and the axial channel “c” of the suction pipe 1. When the plunger of the sucker rod pump moves up, the suction valve opens and the formation fluid is supplied to the pump cylinder from the axial channel “c” of the suction pipe. Degassed reservoir fluid from the cavity “a” of each cup 2 along the radial channels “b” is introduced into the axial channel “c”. The level of degassed reservoir fluid in the cavity “a” of each cup 2 during pumping decreases, not reaching the level of the location of the radial channels “b”, with a maximum filling of the cylinder volume with the arrival of the next portion of degassed reservoir fluid. When the plunger of the rod pump moves down, the suction valve closes.

Пластовая жидкость, находящаяся в полости «а» каждой чашки 2, в это время находится в состоянии покоя. Пузырьки газа выделяются в объеме каждой чашки 2 и перемещаются вверх. Поскольку высота чашек 2 определена из условия обязательного всплытия пузырьков газа в полости «а» каждой чашки 2, за время цикла нагнетания насоса, то происходит дегазация пластовой жидкости с выходом газа из полости «а» чашек 2 в кольцевое межтрубное пространство. Скорость перемещения уровня дегазированной пластовой жидкости в полости «а» каждой чашки 2 газового якоря при всасывании насоса в этом случае значительно меньше известной скорости всплытия пузырьков выделяющегося газа, что способствует дегазации нефти и в режиме всасывания насосом пластовой жидкости.The reservoir fluid located in the cavity “a” of each cup 2 is at rest at this time. Gas bubbles are emitted in the volume of each cup 2 and move up. Since the height of the cups 2 is determined from the condition of the mandatory rise of gas bubbles in the cavity "a" of each cup 2, during the pump injection cycle, the formation fluid is degassed with the gas leaving the cavity "a" of the cups 2 into the annular annular space. The velocity of the degassed formation fluid level in the cavity “a” of each cup 2 of the gas armature during suction of the pump in this case is much lower than the known ascent rate of bubbles of evolved gas, which contributes to the degassing of oil in the mode of pump suction of the reservoir fluid.

Следует отметить, что при такой скорости перемещения уровня пластовой жидкости в полости «а» чашек 2 имеет место ламинарный режим течения. Механические частицы, попадаемые в осевой канал «в» всасывающего патрубка 1, под действием гравитационных сил, оседают внутри накопительного патрубка 5, откуда они могут быть удалены при проведении замены штангового насоса и подъема газового якоря на поверхность.It should be noted that at such a velocity of the level of the reservoir fluid in the cavity “a” of the cups 2, a laminar flow regime takes place. Mechanical particles falling into the axial channel “into” the suction pipe 1, under the influence of gravitational forces, settle inside the storage pipe 5, from where they can be removed when replacing the sucker rod pump and lifting the gas armature to the surface.

Устройство прошло испытания на месторождении Белокаменное ОАО «Саратовнетегаз» с положительными результатами.The device has been tested at the Belokamennoye field of OJSC Saratovnetegaz with positive results.

Claims

Cup type gas anchor containing a suction pipe with axial and radial channels, a series of cups successively placed one above the other on the suction pipe, an accumulation pipe, characterized in that the radial channels of the suction pipe are located at the bottom of each cup, the height of which is determined from the ratio:

h> V _belly · t / 2,

where V _bel - the speed of ascent of gas bubbles in the cup;

t is the cycle time of pumping formation fluid with a rod pump,

the total volume of the cups is taken from the condition that the total volume of reservoir fluid in these cups exceeds the supply volume of the sucker rod pump for one swing.