погружной центробежный высоконапорный электронасос

Формула изобретения

ПОГРУЖНОЙ ЦЕНТРОБЕЖНЫЙ ВЫСОКОНАПОРНЫЙ ЭЛЕКТРОНАСОС, содержащий секции насоса и погружного электродвигателя с гидрозащитой, соединяемые последовательно при помощи фланцев, отличающийся тем, что в нижнем фланце каждой верхней секции выполнен паз, в котором установлена с возможностью перемещения верхняя часть фиксирующей планки со стопорным винтом, нижний фланец каждой верхней секции снабжен хвостовиком, имеющим два центрирующих пояска с уплотнительными элементами, между которыми размещены кулачки, выполненные в виде сегментов, и упоры в виде штифтов, расположенные выше кулачков, в верхнем фланце каждой нижней секции выполнены две центрирующие расточки, между последними размещен упорный бурт, в котором выполнены пазы, обеспечивающие осевое перемещение кулачков верхней секции и поворот их под упорным буртом, а на внешней поверхности фланца - фиксирующий паз, имеющий размеры, соответствующие размерам нижней части планки, и указанная часть планки размещена в фиксирующем пазу.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к гидромашиностроению и может использоваться в насосах для подъема жидкости из скважин, преимущественно, нефтяных.

Известен погружной центробежный высоконапорный электронасос, содержащий секции насоса и погружного электродвигателя с гидрозащитой, соединенные последовательно при помощи фланцев.

При спусках погружных электронасосов в искривленные и наклонно направленные скважины болты или шпильки, соединяющие фланцы, подвергаются значительным растягивающим нагрузкам, в результате чего возникают деформации, которые приводят к ослаблению прочноплотного соединения фланцев. При работе погружного электронасоса возникает вибрация, в связи с чем болты обрываются или развинчиваются и оборудование падает на забой скважины. Ликвидация такой аварии связана со значительными простоями скважины и потерями нефти. Кроме того, недостатком фланцевого соединения секций насоса является продолжительность монтажа из-за большого количества гаек и шайб.

Изобретение направлено на решение техничеcкой задачи, заключающейся в повышении надежности погружного электронасоса при эксплуатации и сокращении продолжительности его монтажа-демонтажа на устье скважины.

Это достигается тем, что в нижнем фланце каждой верхней секции выполнен паз, в котором установлена с возможностью перемещения верхняя часть фиксирующей планки со стопорным винтом, нижний фланец каждой верхней секции снабжен хвостовиком, имеющим два центрирующих пояска с уплотнительными элементами, между которыми размещены кулачки, выполненные в виде сегментов, и упоры в виде штифтов, расположенные выше кулачков, в верхнем фланце каждой нижней секции выполнены две цилиндрические расточки, между последними размещен упорный бурт, в котором выполнены пазы, обеспечивающие осевое перемещение и поворот кулачков верхней секции под упорным буртом, а на внешней поверхности фланца - фиксирующий паз, имеющий размеры, соответствующие размерам нижней части планки, указанная часть планки размещена в фиксирующем пазу.

На фиг. 1 представлен погружной центробежный высоконапорный электронасос, общий вид; на фиг.2 - продольный разрез насоса в месте фланцевого соединения; на фиг.3 - сечение А-А на фиг.2; на фиг.4 - фланцевое соединение перед монтажом.

В скважине 1 расположен центробежный высоконапорный электронасос, содержащий секцию 2 электродвигателя, секцию 3 гидрозащиты и секции 4, 5 насоса, соединенные последовательно при помощи фланцев 6, 17. В нижнем фланце 6 каждой верхней секции выполнен паз 14, в котором установлена с возможностью перемещения верхняя часть фиксирующей планки 15 со стопорным винтом 16. Нижний фланец 6 каждой верхней секции снабжен хвостовиком 7, имеющим два центрирующих пояска 8, 9 с уплотнительными элементами 10, 11, между которыми размещены кулачки 12, выполненные в виде сегментов, и упоры, выполненные в виде штифтов 13, расположенные выше кулачков 12. В верхнем фланце 17 каждой нижней секции выполнены две центрирующие расточки 20 и 21. Между последними размещен упорный бурт 18, в котором выполнены пазы 19, обеспечивающие осевое перемещение кулачков 12 верхней секции и поворот их под упорным буртом 18. На внешней поверхности фланца 17 выполнен фиксирующий паз 22, имеющий размеры, соответствующие размерам нижней части планки 15, и указанная часть планки 15 размещена в фиксирующем пазу 22. Для исключения выпадения планки 15 паз 14 выполняется Т-образным или типа "ласточкин хвост".

Сборка предлагаемого электронасоса осуществляется следующим образом. Нижняя секция устанавливается на устье скважины на хомуте-элеваторе. Верхняя секция с помощью хомута-элеватора поднимается подъемником над устьем скважины. Плавно спускают верхнюю секцию, чтобы шлицы ее вала сочленялись со шлицевой муфтой нижней секции, а сегментные кулачки 12 вошли в пазы 19 упорного бурта 18. Спуск верхней секции осуществляется до соприкосновения упорных поверхностей фланцев 6 и 17. При этом уплотнительные элементы 10 и 11 на центрирующих поясках 8 и 9 образуют герметичную камеру, в которой при погружении насоса под уровень жидкости сохраняется смазка и атмосферное давление. После поворота верхней секции на 60^о до упора штифта 13 в упорный бурт 18 нижней секции сегментные кулачки 12 размещаются под упорным буртом 18. Секции оказываются прочно сочлененными и сцентрированными. При этом фиксирующая планка 15 размещается против паза 22. Стопорный винт 16 освобождается, и планка 15 нижней частью вводится в паз 22. С помощью винта 16 планка 15 фиксируется в пазу 22, обеспечивая неразъемное соединение узлов насоса.

При работе электронасоса в скважине описываемое соединение обеспечивает надежную герметичность мест стыковки секций электронасоса, защиту элементов соединения от воздействия коррозии и повышение прочности. Демонтаж электронасоса осуществляется в обратной последовательности. Для разъединения узлов ослабляется винт 16, приподнимается планка 15 и верхняя секция поворачивается в обратную сторону на 60^о до упора. После этого верхняя секция поднимается.

Применение электронасоса данной конструкции по сравнению с известными серийными позволяет исключить аварийное падение погружного оборудования на забой скважины из-за обрыва болтов и сократить тем самым материальные затраты на ликвидацию последствий этих аварий; упростить операции монтажа - демонтажа электронасосов на устье скважины, особенно в осенне-зимние периоды и тем самым повысить надежность эксплуатации скважины и сократить материальные затраты на ее ремонт.