Гравітаційний газовий сепаратор

Гравітаційний газовий сепаратор, який містить закріплений на колоні підйомних труб заглушений знизу і перфорований трубчатий корпус, порожнина якого гідравлічно сполучена з порожниною свердловини і з прийомом штангового насоса, який відрізняється тим, що заглушений знизу трубчатий корпус закріплений на колоні підйомних труб над штанговим насосом і перфорований в зоні його закріплення на колоні підйомних труб. (19) (21) 2000031322 (22) 07.03.2000 (24) 15.11.2001 (33) UA (46) 15.11.2001, Бюл. № 10, 2001 р. (72) Рилов Борис Михайлович, Лилак Микола Миколайович, Копичко Володимир Степанович, Кононюк Борис Андронович (73) Рилов Борис Михайлович, UA 42935 пусі 1 її густина збільшується від r1 на рівні Н1 до rn - на рівні прийому насоса H2. За рахунок додаткової сепарації розчиненого і вільного газу в інтервалі Н2–Н1, густина rn стає більшою від густини r2, внаслідок чого збільшується наповнення циліндра 4 насоса рідкою нафтовою фазою і його об'ємна подача. Крім того, наповнення насоса збільшується також за рахунок зменшення загальної кількості вільного газу внаслідок того, що вільний газ виділяється з нафти як при русі нафти в інтервалі Н2–Н1 в свердловині, так і в корпусі 1, причому при русі вільного газу вниз в корпусі 1 частина його зворотно розчиняється в нафті внаслідок збільшення гідростатичного тиску. Нижче наведено приклад оцінки ефективності роботи ГГС в порівнянні з відомим газовим сепаратором шляхом порівняння густини газованої нафти на рівні прийому ШН: 1. Базовий варіант - при роботі відомого газового сепаратора. Густина r2 газованої нафти на рівні H2, приблизно, визначається співвідношенням (1): r2 = Qн , т / м3 , Vн + Vг Рн - тиск повного насичення нафти газом, ат, прийнято Рн=200 ат; Р2 - гідростатичний тиск на рівні Н2, прийнято рівним 50 ат; Р0 - атмосферний тиск, 1 ат; Т0, Т2 – відповідно, абсолютна температура і температура на рівні Н2 прийнято Т0=273°К, Т2=273°+50°=323°K; b - гравітаційний коефіцієнт сепарації газу, прийнято b=0,3. Для вказаних значень згідно з (2) Vг=24,85 м3 і згідно з (1) r2 = 0,038 т/м3 2. Прогнозний варіант - при роботі ГГС Розрахунком визначається густина rn газованої нафти на рівні Н2 у корпусі 1 ГГС за співвідношенням (З): rn = (1) DV = a (P2 - P1) × Qн - маса дегазованої нафти, 1 т; Vн - об'єм дегазованої нафти, 1,2 м3; Vг - об'єм вільного газу в термодинамічних умовах на прийомі ШН, м3. Об'єм Vг, приблизно, визначається за співвідношенням (2): P0 × T2 × (1 - b), P2 × T0 (3) де DV - об'єм додатково виділеного із нафти вільного газу за рахунок переміщення газованої нафти із рівня H2 до рівня Н1, який визначається за співвідношенням (4): де Vг = a (Pн - P2 ) × Qн , т / м3 , Vн + Vг - DV P0 × T2 3 м , P2 × T0 (4) де Р2, P1 - гідростатичні тиски на рівнях Н2 і Н1, які прийняті Р2=50 ат, Р1=25 ат (при довжині корпуса, яка дорівнює 300 м). Згідно з (4) DV=5,9 м3, а згідно з (3) rn= =0,049 т/м3. 0,049 Із порівняння r2 i rn слідує, що rn є в = 0,038 =1,3 рази більшою від r2, що обумовлює відповідне збільшення наповнення ШН рідкою фазою і його об'ємну подачу. (2) де a - коефіцієнт розчинності газу в нафті, який, в середньому, практично відповідає величині 1,0 м3/т; 2 42935 Фіг. __________________________________________________________ ДП "Український інститут промислової власності" (Укрпатент) Україна, 01133, Київ-133, бульв. Лесі Українки, 26 (044) 295-81-42, 295-61-97 __________________________________________________________ Підписано до друку ________ 2002 р. Формат 60х84 1/8. Обсяг ______ обл.-вид. арк. Тираж 50 прим. Зам._______ ____________________________________________________________ УкрІНТЕІ, 03680, Київ-39 МСП, вул. Горького, 180. (044) 268-25-22 ___________________________________________________________ 3