погружной центробежный насосный агрегат

Формула изобретения

1. Погружной центробежный насосный агрегат, содержащий погружной электродвигатель с гидрозащитой и кабелем, входной модуль, насосные секции и модуль-головку, соединенные между собой посредством фланцевых соединений, на которые установлены страховочные муфты с опорными поверхностями, состоящими из двух полумуфт, шарнирно соединенных и скрепленных между собой посредством винта, для скрепления полумуфт в одной из них выполнены резьба и отверстие на глубину, достаточную для размещения в нем резьбовой части винта, в опорных поверхностях полумуфт выполнены пазы для размещения в них гаек или болтов, крепящих фланцевые соединения, а на периферийной части каждой полумуфты выполнены фигурные ребра, образующие при скреплении полумуфт канал для размещения в нем кабеля, отличающийся тем, что длина страховочной муфты и ее фигурных ребер равна длине шейки модуля погружного центробежного насосного агрегата, на которую она плотно устанавливается.

2. Погружной центробежный насосный агрегат по п.1, отличающийся тем, что в полумуфте концентрично оси резьбы винта выполнена канавка, в которой размещается полиуретановое кольцо.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к нефтяному машиностроению и может быть использовано в погружных центробежных насосных агрегатах в модульном исполнении для добычи нефти из наклонно-направленных и искривленных скважин.

Известен погружной центробежный насосный агрегат в модульном исполнении, содержащий погружной электродвигатель с гидрозащитой и кабелем, входной модуль, насосные секции и модуль-головку, соединенные между собой посредством фланцевых соединений, и валы модулей, соединенные посредством шлицевых соединений (Установки погружных центробежных насосов в модульном исполнении. Каталог, - М.: ЦИНТИХИМНЕФТЕМАШ, 1990, с.3-8).

Недостатком известного насосного агрегата серийного производства является низкая его надежность при эксплуатации в наклонно-направленных и искривленных скважинах, в которых:

при спуске - насосный агрегат с кабелем при прохождении участков ствола с темпами набора кривизны, когда он не вписывается в ствол, изгибается и перемещается с трением о стенку обсадной колонны, кабель, прижатый насосным агрегатом к обсадной колонне, механически повреждается;

при работе - в насосном агрегате, размещенном в интервале подвески ствола с изгибом, в результате смещения центра тяжести вращающихся масс возникают поперечные вибрации, переходящие в вибрации с повышенной амплитудой колебаний (резонанс), которые передаются на другие модули и элементы подвески. Под действием таких вибраций кабель, зажатый между изогнутой частью насосного агрегата, трубами подвески и стенкой обсадной колонны, интенсивно циклически деформируется и механически повреждается, корпусные детали и элементы подвески разрушаются, и происходит падение оторванных частей на забой скважины.

Известен наиболее близкий к предлагаемому техническому решению погружной центробежный насосный агрегат в модульном исполнении (RU 2290541, F04D 13/10, 14.10.2004), содержащий погружной электродвигатель с гидрозащитой и кабелем, входной модуль, насосные секции и модуль - головку, соединенные между собой посредством фланцевых соединений, на которые установлены страховочные муфты с опорными поверхностями, состоящими из двух полумуфт, шарнирно соединенных и скрепленных между собой посредством винта, для скрепления полумуфт в одной из них выполнены резьба и отверстие на глубину, достаточную для размещения в нем резьбовой части винта, в опорных поверхностях полумуфт выполнены пазы для размещения в них гаек или болтов, крепящих фланцевые соединения, а на периферийной части каждой полумуфты выполнены фигурные ребра, образующие при скреплении полумуфт канал для размещения в нем кабеля.

Недостатком данного насосного агрегата является пониженная жесткость (момент инерции) в шейке основания модулей из-за наличия зазора между боковыми стенками шейки и плоскостями страховочной муфты, в результате чего при работе насосного агрегата возникают поперечные вибрации с повышенной амплитудой колебаний.

Недостатком данного насосного агрегата является также пониженная надежность винта с усиками, шарнирного соединения полумуфт и деформация фигурных ребер, образующих канал кабеля, страховочной муфты при эксплуатации в искривленных скважинах.

Отогнутые в процессе монтажа усики винтов одноразового использования допускают раскрытие полумуфт в месте соединения их винтом до 1,0 мм из-за распружинивания отогнутых усиков, что приводит при циклическом изгибе насосного агрегата к расклиниванию полумуфт. Нагрузки при расклинивании через проушины полумуфт передаются на ось. Происходит циклический контактный износ оси и проушин, диаметр оси уменьшается, и возникает опасность выхода оси из проушин полумуфт в процессе демонтажа страховочной муфты с насосного агрегата и падение ее в скважину.

Наружная поверхность фигурных ребер, образующих канал для кабеля, в страховочной муфте при поперечной вибрации циклически с ударом прижимается изогнутой частью насосного агрегата к стенке обсадной колонны и пластически деформируется, загибается внутрь канала и нарушает целостность брони кабеля.

Известны самостопорящиеся гайки с нейлоновым кольцом (Анурьев В.И. Справочник конструктора машиностроителя. М: Машиностроение, 2001. - с.698), препятствующие самоотвинчиванию при эксплуатации. Недостатком данной гайки является затруднение монтажа ее на винт муфты в составе насосного агрегата на скважине, особенно в зимнее время, когда вероятность потери гайки или падения в скважину увеличивается, ограниченная теплостойкость нейлона (до 90°С).

Задачей изобретения является устранение вышеуказанных недостатков и повышение:

- жесткости шеек основания модулей насосного агрегата за счет плотной посадки страховочной муфты между боковыми поверхностями шеек;

- надежности винта, скрепляющего полумуфты за счет установки полиуретанового кольца в канавке резьбовой части полумуфты, препятствующего самоотвинчиванию винта при эксплуатации с температурой эксплуатации до 120°С;

- надежности шарнирного соединения страховочных муфт за счет удаления консольной части страховочной муфты, повышающей нагрузку на шарнирное соединение;

- прочности фигурных ребер страховочных муфт за счет уменьшения длины их консольной части в поперечном сечении и изменения геометрии таким образом, чтобы при контакте их с внутренним диаметром обсадной колонны точка контакта в поперечном сечении находилась на основании ребра.

Технический результат достигается тем, что в погружном центробежном насосном агрегате, содержащем погружной электродвигатель с гидрозащитой и кабелем, входной модуль, насосные секции и модуль - головку, соединенные между собой посредством фланцевых соединений, на которые установлены страховочные муфты с опорными поверхностями, состоящими из двух полумуфт, шарнирно соединенных и скрепленных между собой посредством винта, для скрепления полумуфт в одной из них выполнены резьба и отверстие на глубину, достаточную для размещения в нем резьбовой части винта, в опорных поверхностях полумуфт выполнены пазы для размещения в них гаек или болтов, крепящих фланцевые соединения, а на периферийной части каждой полумуфты выполнены фигурные ребра, образующие при скреплении полумуфт канал для размещения в нем кабеля, согласно изобретению длина страховочной муфты и ее фигурных ребер равна длине шейки модуля погружного центробежного насосного агрегата, на которую она плотно устанавливается. В полумуфте концентрично оси резьбы винта может быть выполнена канавка, в которой размещается полиуретановое кольцо.

На фиг.1 представлен погружной центробежный насосный агрегат в модульном исполнении, общий вид; на фиг.2 - страховочная муфта, установленная на шейку основания одного из модулей погружного центробежного насосного агрегата, например, секции 5 насосного агрегата, общий вид; на фиг.3 - страховочная муфта, вид сверху; на фиг.4 - страховочная муфта, вид снизу; на фиг.5 - выносной элемент А на фиг.3

Погружной центробежный насосный агрегат состоит из погружного электродвигателя 1, гидрозащиты 2, входного модуля 3, насосных секций 4 и 5, модуля-головки 6, соединенных между собой посредством фланцевых соединений, а валы модулей, соединенных посредством шлицевых соединений, кабеля 7 и страховочных муфт 8.

Фланцевое соединение насосных секций 4 и 5 состоит из головки 9 насосной секции 4, шейки 11 основания 10 насосной секции 5, скрепленных между собой болтами 12.

Страховочная муфта 8 состоит из полумуфт 13 и 14, шарнирно соединенных между собой осью 15 и скрепленных винтом 16, фигурных ребер 17, канала 18, выполненных заодно с полумуфтами 13 и 14, отверстий 19 и 20, полиуретанового кольца 21, размещенного в канавке полумуфты 13, выполненной концентрично оси резьбы винта 16.

Страховочная муфта 8, длиной L_м, с фигурными ребрами 17, длиной L_фр, плотно установлена на шейке 11, длиной L_ш, основания 10 модуля насосного агрегата, при этом L_фр= L_м= L_ш, что исключает изгиб шейки 11 при спуске и работе насосного агрегата, расклинивание полумуфт 13 и 14, обеспечивает технологичность изготовления страховочных муфт 8.

Погружной центробежный насосный агрегат (далее по тексту насосный агрегат) работает следующим образом.

При монтаже на скважине на шейку 11 основания 10, например, насосной секции 5 в сборе с кабелем 7 устанавливается страховочная муфта 8 в развернутом виде с предварительно утопленным в полумуфту 14 винтом 16. Полумуфты 13 и 14 охватывают шейку 11 основания 10, при этом фигурные ребра 17 охватывают кабель 7, образуя канал 18. Полумуфты 13 и 14 стягиваются винтом 16, при этом страховочная муфта 8 плотно садится по длине L_м между торцовыми поверхностями, ограничивающими длину шейки 11 - L_ш (т.к. L_м=L_ш), кабель 7 зажимается фигурными ребрами 17, винт 16 входит резьбовой частью в полиуретановое кольцо 21.

Монтаж страховочных муфт 8 на шейки 11 оснований 10 других модулей насосного агрегата производится аналогично.

Насосный агрегат в сборе с кабелем 7 и страховочными муфтами 8 опускают в скважину на насосно-компрессорных трубах (на фиг. не показано) до места его подвески в скважине и запускают в работу.

При прохождении криволинейных участков ствола скважины (на фиг. не показано), когда насосный агрегат изгибается и перемещается с трением о стенку обсадной колонны 23, при этом шейки 11 оснований 10 модулей защищены страховочными муфтами 8 от избыточной деформации, кабель 7, находящийся в закрытом канале 18 страховочной муфты 8, не соприкасается с обсадной колонной 23 и механически не повреждается, страховочные муфты 8 не раскрываются вследствие отсутствия у них консольной части, фигурные ребра 17 не деформируются, так как точка контакта их с обсадной колонной 23 в поперечном сечении находится у их основания, пазы 22 в опорных поверхностях 13 и 14 при контакте с размещенными в них головками болтов 12 предотвращают поворот страховочной муфты 8 вместе с закрепленным кабелем 7 относительно оси насосного агрегата.

При работе насосного агрегата, размещенного в интервале подвески с изгибом, страховочные муфты 8, длиной L_м, установленные плотно по длине L_ш шеек 11, при условии L_фр=L _м=L_ш увеличивают жесткость шеек 11, вследствие чего уменьшается амплитуда поперечных колебаний (вибраций), не возникает резонанс.

Резьбовая часть винта 16 находится под давлением полиуретанового кольца 21. что препятствует его самоотвинчиванию и раскреплению страховочных муфт 8.

Кабель 7, находящийся в закрытом канале 18 страховочных муфт 8, при вибрации работающего насосного агрегата не соприкасается с обсадной колонной 23 и механически не повреждается.

Если L_м < L_ш, то страховочная муфта 8 не будет обеспечивать увеличение жесткости шейки 11 основания 10, при L_м > L_ш страховочная муфта 8 не будет входить между торцовыми поверхностями, ограничивающими длину шейки 11 основания 10.

Использование предлагаемого погружного центробежного насосного агрегата повышает его наработку до отказа, предотвращает аварии, связанные с обрывом ("полетом") модулей погружного центробежного насосного агрегата и элементов подвески, сокращает эксплуатационные затраты и обеспечивает дополнительную добычу нефти.