Насос и секция насоса

Авторы патента:


Насос и секция насоса
Насос и секция насоса
Насос и секция насоса
Насос и секция насоса
Насос и секция насоса
Насос и секция насоса
Насос и секция насоса
Насос и секция насоса
Насос и секция насоса
Насос и секция насоса
Насос и секция насоса
Насос и секция насоса
Насос и секция насоса

 


Владельцы патента RU 2606196:

Норали АС (NO)

Группа изобретений относится к добыче нефти из скважин с помощью электронасосов. Каждая секция (1) насоса имеет центральную ось и содержит по меньшей мере две ступени (7) насоса. Ступень (7) насоса имеет центральную ось и содержит двигатель (5) и одно или более звеньев (6) насоса. Насос содержит наружный корпус (8), охватывающий один или более внутренних корпусов (9). Наружный корпус (8) образует кожух вокруг секции (1) насоса и имеет больший диаметр, чем внутренние корпусы (9). Внутренний корпус (9) образует кожух вокруг по меньшей мере одной из по меньшей мере двух ступеней (7) насоса. Центральная ось секции (1) насоса смещена относительно центральной оси ступеней (7) насоса с образованием кольцевого пространства (2) между наружным корпусом (8) и внутренним корпусом (9). Группа изобретений направлена на упрощение технического обслуживания насоса и оптимизацию его работы. 2 н. и 13 з.п. ф-лы, 12 ил.

 

Область техники, к которой относится изобретение

Изобретение относится к насосу, который разделен на отдельные секции, ступени насоса и звенья насоса. Указанный насос может быть установлен в скважинах, чтобы откачивать углеводороды и воду на поверхность.

Уровень техники

Как известно, центробежные насосы используются в нефтедобывающих скважинах. Эти насосы используют так называемый многозвенный принцип, в соответствии с которым насос состоит из нескольких звеньев, расположенных вертикально. Каждое звено содержит в основном рабочее колесо и диффузор. Все рабочие колеса насажены на общий вал, который проходит через все звенья насоса, которые расположены в одном корпусе. Вал, проходящий через все звенья насоса, имеет привод от электрического двигателя, который установлен на днище (снизу в продольном направлении) корпуса. Примером такого устройства является электроцентробежный погружной насос (Electrical Submersible Pump, ESP), который в настоящее время представлен на рынке. Причина использования нескольких звеньев насоса заключается в том, что отдельное звено насоса само по себе имеет ограниченную возможность увеличения давления. Чтобы создать достаточное давление, в насосах такого типа приходится использовать несколько звеньев, которые имеют последовательное гидравлическое соединение и устанавливаются друг на друга в продольном направлении.

При этом техническая конструкция существующих многозвенных насосов имеет ряд недостатков. Так, например, поскольку все звенья насоса имеют привод от одного двигателя через общий вал, в случае остановки двигателя останавливается весь насос. Кроме того, существующие конструкции имеют очень большую длину вследствие того, что двигатель устанавливается под звеньями насоса в продольном направлении. Это создает проблему, если насос используется в таких скважинах, где траектория ствола отклоняется от вертикали. Кроме того, подшипники, используемые в современных насосах, имеют короткий срок службы вследствие тяжелых нагрузок, а рабочие колеса изнашиваются под действием кавитации.

Добыча углеводородов и/или воды, применяемой для извлечения углеводородов и для других целей, осуществляется из пластовых резервуаров, залегающих в породах под земной поверхностью. Расстояние по вертикали от поверхности до этих резервуаров может изменяться от нескольких сотен до нескольких тысяч метров.

Фактическая добыча производится путем искусственного подъема или при помощи пластовых жидкостей, которые могут содержать несвязанный или свободный газ, выходящий на поверхность из ствола/скважины, поскольку давление в резервуаре выше, чем давление на поверхности. Искусственный подъем представляет собой общий термин для различных способов и технологий, которые могут быть использованы для такой добычи.

Для наземных месторождений с относительно неглубоким залеганием резервуаров и с относительно вертикальными траекториями стволов часто выбирают систему, называемую штанговым глубинным насосом. В этом случае фактический ведущий привод устанавливают на поверхности и соединяют с насосным агрегатом, расположенным в скважине, при помощи насосной штанги. Недостатками такой системы являются относительно большой ведущий привод, который расположен наверху вблизи устья скважины, трение между насосной штангой и стенкой трубы в скважине, вынос песка из резервуаров и коэффициент полезного действия системы, равный 0.4. Кроме того, существуют ограничения допустимой глубины расположения насосной системы такого типа, связанные с ограниченностью свойств материалов и прочности насосной штанги. Эти системы имеют ограниченную высоту всасывания и поэтому используются при относительно низких нормах отбора. Конструкция системы, как таковая, вместе с условиями работы, в частности с выносом песка, приводит к регулярным перебоям в работе. Кроме увеличения прямых эксплуатационных расходов это вызывает дополнительные расходы, связанные с задержками производства. Длина хода поршня реального насосного агрегата в штанговом глубинном насосе составляет от двух до трех метров, а частота - от одного до десяти ходов в минуту. В патенте US 5,179,306 описана система, в которой насосный агрегат штангового глубинного насоса имеет привод от линейного двигателя двойного действия и постоянного тока, расположенного в скважине вместе с насосным агрегатом, чтобы, таким образом, исключить недостатки, связанные с реальной насосной штангой.

Электрический погружной винтовой насос и винтовой насос также представляют собой установки, которые используются для искусственного подъема. В принципе, они представляют собой два идентичных насоса, которые отличаются тем, что электрический погружной винтовой (Electrical Submersible Progressive Cavity Pump, ESPCP) имеет привод от электрического двигателя, расположенного в скважине, в то время как винтовой насос (Progressive Cavity Pump, РСР) имеет привод от двигателя, расположенного на поверхности. Приводная мощность для откачивания в скважине передается на РСР с поверхности при помощи насосной штанги так же, как в случае штангового глубинного насоса. Принцип откачивания, используемый в этих насосах, часто описывается при помощи винтового насоса, в котором ротор вращается по кругу в специально сконструированном корпусе. ESPCP может применяться как в море, так и на суше, в то время как РСР используется только в наземных установках. Такой тип насоса хорошо подходит для добычи тяжелой вязкой нефти и, как правило, имеет более высокий к.п.д., чем насос ESP, который описан в следующем абзаце.

Электроцентробежный погружной насос (Electrical Submersible Pump, ESP) представляет собой тип насоса, который широко используется для искусственного подъема, как в морских, так и в наземных установках. Насос погружается на дно скважины как составная часть насосно-компрессорной колонны. Это означает, что в случае отказа насоса всю колонну необходимо извлекать из скважины. Насос состоит, по существу, из электрического двигателя, который расположен в нижней части, и из которого выходит вал с насаженным на него множеством рабочих колес, которые установлены парами с соответствующим диффузором, при этом каждая такая пара называется звеном насоса. Количество звеньев насоса, установленных на валу электрического двигателя, определяется в зависимости от требуемой высоты (давления) подъема, при этом большие насосы могут иметь более 250-300 звеньев насоса. Жидкость всасывается через днище насоса, при этом с каждым звеном давление увеличивается. Чтобы уменьшить количество звеньев насоса и обеспечить, таким образом, уменьшение общей длины насоса, можно увеличить скорость вращения. В патенте US 4,278,399 описано решение более эффективного звена насоса в ESP.

К.п.д. таких насосов ESP составляет 0.3, а объемный расход может изменяться от нескольких сотен баррелей в сутки до 20-30,000 баррелей (1 баррель=158.97 литров) в сутки. Электрический двигатель насоса получает питание с поверхности по специальному кабелю, который присоединен к наружной стороне насосно-компрессорной колонны и к корпусу насоса, а затем соединяется с электрическим двигателем, расположенным в нижней части насоса. Управление насосом осуществляют с поверхности при помощи системы, называемой приводом с регулируемой частотой вращения (Variable Speed Drive, VSD). VSD преобразует переменный ток (alternating current, AC) в постоянный ток (direct current, DC) и обратно в переменный ток (АС), что позволяет управлять частотой. Такое управление частотой используется для изменения скорости вращения насоса. Это вызывает износ электрических кабелей и соединителей и может также приводить к проблемам заземления.

Обычно для привода насоса используют электрические двигатели индукционного типа, которые в связи с необходимостью получения большой мощности в случае высоких скоростей и глубоких скважин имеют относительно большую длину. В этих двигателях предусмотрен малый зазор между статором и ротором, поэтому при небольшой криволинейности (отклонении) траектории ствола между ротором и статором может возникать контакт, который приводит к пробою. То же самое может происходить вследствие вибраций двигателя, учитывая, что длина двигателей такого типа может достигать 20 м. На случай такой ситуации промышленностью разработаны двигатели с постоянными магнитами (Permanent Magnet Motors, РМ motors), которые имеют более надежную конструкцию. Механическими недостатками ESP являются износ и перегрев электрического двигателя, при этом предполагается, что двигатели РМ подвержены им в меньшей степени.

В насосе также возникают существенные осевые силы. Существуют различные решения, которые используются, чтобы исправить эту ситуацию, и одним из примеров является патент US 5,201,848. Этот патент описывает рабочее колесо, которое не способствует подъему жидкости, но создает статическое давление, вызывающее появление силы, направленной вверх и действующей на вал. Это осуществляется главным рабочим колесом, которое вносит свой вклад в подъем жидкости и которое установлено поверх (в продольном направлении) второго рабочего колеса того же объема, при этом последнее рабочее колесо не создает циркуляции скважинной жидкости.

Кроме указанных механических проблем системы ESP имеют недостатки, связанные с выносом в больших количествах песка и других твердых частиц, в том числе осадка. Кроме того, если свободный газ выходит из резервуара, возникает кавитация. Оба этих фактора вызывают износ рабочих колес. Этим факторам можно противодействовать, управляя скоростью вращения двигателя и, следовательно, также скоростью вращения рабочих колес. Свободный газ также представляет собой проблему для электрического двигателя, поскольку газ имеет меньшую способность, чем жидкости, передавать теплоту, которую генерирует электрический двигатель. Все эти факторы приводят к среднему расчетному сроку службы системы ESP, равному примерно 1.5 года, однако имеются примеры отказов уже через несколько недель эксплуатации. Расходы на замену ESP зависят от глубины скважины, вследствие того, что необходимо извлекать всю насосно-компрессорную колонну. Кроме прямых эксплуатационных расходов, которые включают использование буровой установки, возникают также расходы, связанные с задержкой производства.

Один из основных недостатков современных насосов ESP заключается в том, что все детали насоса тесно взаимосвязаны. Как указано выше, вал выходит из двигателя, проходит по всей длине насоса, и все рабочие колеса механически соединяются с этим валом. Это означает, что поломка одного или более компонентов насоса приводит к отказу всего насоса. В патентной заявке Норвегии №20100871 и в патентной заявке США US 2002/0066568 А1 описаны решения, согласно которым насос состоит из ступеней, содержащих двигатель, рабочее колесо и диффузор.

В качестве технического решения, наиболее близкого к предлагаемому изобретению, можно рассматривать решение, раскрытое в документе GB 2254656 А. Документ GB 2254656 А раскрывает еще один пример насосной системы, в которой первый и второй насосы подсоединены параллельно по тандемной схеме, причем каждый из насосов имеет свой собственный двигатель для независимой работы. В случае выхода из строя первого насоса может быть приведен в действие второй насос для возобновления операций по откачиванию. Недостатком данного решения является то, что для прохождения питающих двигатели насосов кабелей предусмотрен отдельный байпасный трубопровод, проходящий параллельно насосно-компрессорной колонне.

Газлифтный способ широко используют в качестве искусственного подъема в морских установках, где имеется доступ к попутному газу из сепаратора, расположенного в установке. Принцип основан на повторном закачивании попутного газа в кольцевое пространство, или более конкретно - в кольцевое пространство промысловой скважины между насосно-компрессорной колонной и обсадной колонной и далее в направлении эксплуатационного пакера в забое скважины. Газлифтные клапаны расположены на разных уровнях трубопровода. Они представляют собой клапаны одностороннего действия, которые пропускают газ в кольцевое пространство трубопровода, уменьшая при этом давление гидростатического напора внутри трубопровода. Это происходит в связи с тем, что газ имеет более низкую плотность, чем жидкости внутри трубопровода, что вызывает также снижение гидростатического противодавления на резервуар. В результате этого при закачивании газа само давление в резервуаре заставляет добываемые жидкости подниматься на поверхность. В принципе газлифтный способ представляет собой эффективную систему, однако, он требует капиталовложений в отдельные газовые компрессоры, поверхностные напорные трубопроводы, предохранительные клапаны кольцевого пространства (Annule Space Safety Valves, ASV), газлифтные клапаны (gas lift valves, GLV) и газонепроницаемую трубную резьбу в обсадной колонне. Эксплуатация системы в оптимальном режиме может быть затруднена, поскольку скорость образования смеси нефти, воды и газа, добываемой из резервуара, будет изменяться в течение относительно коротких или длительных интервалов времени. Кроме того, существует проблема того, что газ, повторено закачанный в межтрубное пространство, может вытекать в наружные затрубные пространства через обсадную колонну. Для уменьшения опасности неуправляемого выхода газа в случае отказа системы в настоящее время несколько нефтяных компаний собираются разработать версию ISO V0 газлифтных клапанов и отказаться от применения ASV, поскольку показано, что эти ASV создают утечки. Такое изменение поможет увеличить объем капиталовложений в газлифтную систему.

Известно применение поршневых насосов одностороннего и двухстороннего действия для обеспечения искусственного подъема. Кроме различных конструкций корпуса (поршней) насосов, а также впускных и выпускных клапанов, существует несколько различных приводных механизмов для насосов. При этом используются решения, включающие от электромагнитных до линейных двигателей. Кроме того, известен поршневой насос одностороннего действия, приводимый в действие индукционным двигателем, в свою очередь, имеющим привод от гидравлического блока, который в следующей фазе приводит в действие поршень и клапаны насоса. Такое решение часто используется для управления более чем одним поршневым насосом одностороннего действия. Общей характеристикой всех таких насосов является то, что они предназначены для установки в забое скважины. В патенте US 1,740,003 описан электрический поршневой насос двустороннего действия. Чтобы реверсировать движения поршня, фазу двигателя изменяют таким образом, чтобы он вращался в противоположном направлении. При частоте от 30 до 60 ходов в минуту имеет место значительный износ контактов, которые должны изменять направление электрического тока, и значительное выделение тепла каждый раз, когда поршень должен изменять направление вращения. До сих пор никому не удалось создать линейные двигатели, которые были бы практичными и выгодными при эксплуатации, в частности, из того, что каждый раз, когда двигатель должен менять направление вращения, возникает очень большое увеличение потребляемой мощности.

Раскрытие изобретения

Настоящее изобретение относится к оборудованию для усовершенствования искусственного подъема углеводородов (совместно с газом или без газа) и/или воды на поверхность. Выбор способа искусственного подъема зависит от условий в резервуарах, природы нефти, глубины и траектории ствола/скважины. Кроме того, важными факторами являются расположение месторождения (наземное или морское) и местная инфраструктура, в частности доступ к электроэнергии и газу в конкретном пункте. Исходя из этих параметров и используя настоящее изобретение, полевой оператор может соорудить установку, которая предлагает наибольшую возможную общую экономию с учетом характеристик продуктивности резервуара, капиталовложений в оборудование и эксплуатационных расходов.

Насос согласно изобретению содержит по меньшей мере одну секцию насоса, которая имеет центральную ось и содержит по меньшей мере две ступени насоса. Ступень насоса имеет центральную ось, при этом каждая ступень насоса содержит двигатель и одно или более звеньев насоса, и при этом насос содержит наружный корпус, охватывающий один или более внутренних корпусов, наружный корпус образует кожух вокруг секции насоса и имеет больший диаметр, чем внутренние корпусы, а каждый внутренний корпус образует кожух вокруг по меньшей мере одной из по меньшей мере двух ступеней насоса, и при этом центральная ось секции насоса смещена относительно центральной оси ступеней насоса с образованием асимметричного кольцевого пространства между наружным корпусом и внутренним корпусом. Насос может использоваться в качестве стационарного долговременного решения в продуктивной скважине или для временной эксплуатации в течение относительно коротких периодов, в частности, во время различных типов внутрискважинных работ и т.п. Согласно одному аспекту изобретения насос содержит несколько секций насоса, чтобы устройство могло обеспечить достаточную высоту всасывания для выполнения операции откачивания в соответствующей скважине. Ступень насоса содержит по меньшей мере одно звено насоса и двигатель, который обеспечивает привод одного или более звеньев насоса в ступени насоса. Звено насоса содержит рабочее колесо и связанный с ним диффузор.

Каждая отдельная ступень насоса расположена во внутреннем корпусе, при этом звенья насоса имеют центральную ось/ось симметрии. Между соседними ступенями насоса предусмотрены соединения, непроницаемые для жидкостей, поэтому внутренние корпусы являются непроницаемыми для жидкостей. Непроницаемые для жидкостей соединения могут быть выполнены, например, в виде уплотнительного кольца и винтов, уплотнения "металл по металлу" и винтов, уплотнительного кольца и резьбового соединения, зажимов, все из которых могут быть использованы в сочетании со сжатием под действием зажимных колец, расположенных над и под секцией насоса.

В некоторых вариантах осуществления внутренний корпус может состоять из одной, двух или более частей в зависимости от таких конструктивных факторов, как конструкция используемого двигателя, количество звеньев в ступени насоса и конструкция конкретного рабочего колеса/рабочих колес. Все внутренние корпусы, содержащие ступени насоса, расположены в наружном корпусе, который образует кожух секции насоса.

Центральная ось ступеней насоса смещена в радиальном направлении, т.е. асимметрично относительно центральной оси/оси симметрии секции насоса, образуя, таким образом, асимметричный кольцевой объем между внутренними корпусами и наружным корпусом в секции насоса. Этот кольцевой объем, который в одном варианте осуществления может быть заполнен жидкостью типа изоляционного масла, используется для размещения необходимых электрических проводников, сигнальных кабелей, электрических разъемов, электронных устройств, измерительных устройств и герметичных соединений. Поскольку все электрические проводники и сигнальные кабели расположены в указанном асимметричном кольцевом пространстве, предпочтительно использовать герметичные соединения для кабелей электропитания и сигнальных кабелей с двигателями и соответствующими датчиками, расположенными в центральной части ступени насоса, без создания гидравлической связи между кольцевым объемом и центральной частью ступени насоса, где присутствуют скважинные жидкости.

Указанный асимметричный кольцевой объем имеет гидравлическую связь со скважиной, в которой расположен насос, однако кольцевой объем закрыт барьером, компенсирующим давление, который предотвращает проникновение скважинной жидкости в асимметричный кольцевой объем и, следовательно, ее контакт с компонентами, которые расположены в этом кольцевом объеме. Это помогает защитить указанные компоненты от износа и загрязнения и, таким образом, обеспечить увеличение их срока эксплуатации.

Насос согласно изобретению исключает недостаток, связанный с тем фактом, что только один электрический двигатель должен приводить в действие все звенья насоса, поскольку насос согласно изобретению может использовать двигатель в каждой ступени насоса. Кроме того, для обеспечения привода ступени насоса в другом варианте осуществления двигатель может также приводить в действие два или более звеньев в ступени насоса посредством общего вала. Согласно изобретению насос оснащен двигателями, которые расположены в центральной части внутренних корпусов в ступенях насоса, т.е. двигатели расположены там, где проходят скважинные жидкости. В одном варианте осуществления эти двигатели могут представлять собой кольцевые двигатели, а в другом варианте осуществления насос может быть оснащен аксиальными двигателями. Независимо от выбранного типа двигателя в отдельном варианте осуществления оба типа двигателя могут осуществлять привод одного или более звеньев насоса, чтобы обеспечить достаточную высоту всасывания. Если используются кольцевые двигатели, скважинные жидкости проходят в центре этих двигателей. В случае использования аксиальных двигателей скважинные жидкости проходят снаружи двигателей, но все-таки внутри внутренних корпусов.

Насос имеет внутреннюю резервную мощность. Она обусловлена тем, что каждая секция насоса состоит из отдельных ступеней, каждая из которых приводится в действие своим собственным двигателем. Благодаря этому, в случае остановки двигателя одной ступени насоса, все остальные ступени в секции и, возможно, ступени в других секциях насоса смогут продолжать выталкивать скважинные жидкости на поверхность. При этом важно предусмотреть асимметричный объем между внутренними корпусами и наружным корпусом в каждой секции насоса, чтобы обеспечить размещение необходимых электрических разъемов, электронных устройств, измерительных устройств и герметичных соединений в контролируемой среде. Если насос в одном варианте осуществления содержит слишком много звеньев в ступени насоса, которая может останавливаться, потери на трение в этой ступени насоса будут настолько велики (скважинные жидкости должны проходить через множество рабочих колес, которые окажутся неподвижными), что насос не сможет обеспечить приемлемый объемный расход, даже несмотря на то, что все остальные ступени насоса будут исправными, поэтому существует естественный предел для количества звеньев, которые могут присутствовать в одной ступени насоса в зависимости от условий в скважине.

Двигатели, используемые в ступенях насоса, предпочтительно представляют собой двигатели с постоянными магнитами, будь то кольцевые двигатели или аксиальные двигатели. Альтернативно этому указанные двигатели могут представлять собой электрические индукционные двигатели. Двигатель с постоянными магнитами является чрезвычайно эффективным и имеет высокий кпд. Поскольку указанные двигатели не представляют собой агрегаты большой длины, а разделены между различными ступенями насоса, такой насос можно лучше приспособить к искривлению ствола скважины, чем существующие насосы.

Поскольку насос может иметь асимметричный кольцевой объем, который используется для размещения необходимых электрических разъемов, электронных устройств, измерительных устройств и герметичных соединений, его можно оснастить такой электрической системой, которая обеспечивает индивидуальную скорость вращения каждого двигателя и, следовательно, каждой ступени насоса, что позволяет избежать кавитации и вместе с тем уменьшить износ, возникающий вследствие выноса песка.

Техническое обслуживание насоса упрощается, поскольку ступени насоса не связаны друг с другом общим валом.

В одном варианте осуществления могут быть предусмотрены осевые и радиальные подшипники для поглощения сил, которые возникают в результате вращения двигателей. Согласно одному варианту осуществления насос содержит магнитные подшипники, чтобы поглощать силы, возникающие в насосе. Они могут представлять собой активные магнитные подшипники или пассивные магнитные подшипники. В другом варианте осуществления предусмотрены механические подшипники или комбинация магнитных подшипников и механических подшипников.

Ступени насоса расположены внутри наружного корпуса. Наружный корпус имеет определенную длину, которая определяется количеством ступеней насоса, а также технологическими факторами и свободным пространством на поверхности. Такая длина называется секцией насоса. Разделение насоса на секции также имеет свое достоинство при установке насоса в скважине. Чтобы обеспечить достаточную высоту всасывания и объемный расход, как указано выше, можно расположить несколько секций насоса друг за другом в продольном направлении скважины и соединить их при помощи мокрых соединителей, которые обеспечивают электрический контакт и связь секций насоса друг с другом. Мокрый соединитель представляет собой стандартный элемент, предназначенный для соединения/сращивания электрических проводников и/или сигнальных кабелей в объеме, заполненном жидкостью. Такие соединители часто используют в готовых или бурящихся скважинах для присоединения одного или более электрических кабелей к двигателю или к оборудованию, которое требует электроэнергии или передачи сигнала. Эти электрические контакты используются для передачи электропитания или сигнала между секциями насоса, что позволяет управлять с поверхности всеми ступенями и секциями насоса при помощи блока управления устройством регулирования скорости привода (variable speed drive, VSD), а также при помощи блока управления следить с поверхности за данными, которые передают датчики, установленные в насосе. При этом, как и в случае других насосов ESP, можно оптимизировать работу насоса в зависимости от давления в скважине и состава жидкостей, которые требуется поднимать на поверхность.

В одном варианте осуществления двигатели в ступенях насоса могут быть соединены электрически таким образом, чтобы они могли работать независимо друг от друга с одинаковой или различной скоростью вращения и с одинаковым или различным направлением вращения.

Тот факт, что насос разделен на секции насоса, позволяет устанавливать его в скважину при помощи тросов, даже если насос предполагается использовать для постоянного искусственного подъема, с учетом того, что в большинстве случаев требуется несколько секций насоса, чтобы обеспечить достаточное давление и дебит скважины. Этот вариант осуществления невозможен при использовании современных систем ESP. В одном варианте осуществления насос содержит средство, обеспечивающее установку насоса в скважине при помощи тросов или труб. Тот факт, что установку насоса можно осуществить при помощи стандартных промышленных тросов, гибких труб малого диаметра, напорных труб или буровых труб, влечет за собой существенное уменьшение расходов на монтажные работы по сравнению с насосами, которые приходится устанавливать как составную часть насосно-компрессорной колонны. Кроме того, это снижает расходы на извлечение насоса в случае эксплуатационных неполадок. Поскольку насос можно опускать в скважину и поднимать из нее при помощи тросов, его можно также использовать для внутрискважинной работы при запуске скважины в эксплуатацию. При такой временной установке насос вынимают из скважины, как только скважина начинает естественно фонтанировать под действием избыточного давления в резервуаре. Этот способ гораздо дешевле, чем применяемый в настоящее время способ закачивания газа в скважину при помощи гибких насосно-компрессорных труб для запуска скважины.

В одном варианте осуществления насоса внутренние корпусы содержат по меньшей мере одну распорную втулку на их радиальной наружной стороне для обеспечения смещения центральной оси ступеней насоса относительно центральной оси секции насоса. Распорные втулки могут содержать направляющие отверстия для ввода кабелей, тросов, линий и т.п.

Изобретение относится также к секции насоса, которая имеет центральную ось, проходящую в продольном осевом направлении, при этом секция насоса содержит по меньшей мере две ступени насоса, которые также имеют центральную ось, при этом каждая ступень насоса содержит двигатель и одно или более звеньев насоса, при этом секция насоса содержит наружный корпус, в котором расположены один или более внутренних корпусов и который образует кожух вокруг секции насоса и имеет больший диаметр, чем внутренние корпусы, а каждый внутренний корпус образует кожух вокруг по меньшей мере одной из указанных по меньшей мере двух ступеней насоса, и при этом центральная ось секции насоса смещена относительно центральной оси ступеней насоса с образованием кольцевого пространства между наружным корпусом и внутренним корпусом.

Задачи изобретения решены независимыми пунктами формулы изобретения, в то время как другие характеристики изобретения указаны в зависимых пунктах формулы изобретения.

Краткое описание чертежей

Насос согласно изобретению описан ниже со ссылками на неограничительные чертежи, на которых показаны:

фиг. 1 - схематическое изображение в разрезе секции насоса с соответствующими ступенями насоса и звеньями насоса,

фиг. 2 - вид в разрезе двух ступеней насоса, приводимых в действие кольцевыми двигателями,

фиг. 3 - схематическое изображение временной установки насоса,

фиг. 4 - вид в разрезе ступени насоса с тремя звеньями насоса, приводимыми в действие кольцевым двигателем,

фиг. 5 - вид в разрезе секции с тремя ступенями насоса, которые имеют одно, два и три звена насоса соответственно, при этом каждая ступень насоса имеет привод от отдельного аксиального двигателя,

фиг. 6 - вид в разрезе варианта осуществления для соединения двух ступеней насоса,

фиг. 7 - вид в разрезе верхней части секции насоса в насосе при его временной установке в скважине,

фиг. 8 - вид в разрезе с сечением секции насоса со ступенью насоса, которая имеет одно звено и приводится в действие кольцевым двигателем,

фиг. 9 - насос для временной установки в скважине с видом в разрезе секции насоса,

фиг. 10 - схематическое изображение варианта осуществления постоянной установки трех секций насоса в скважине,

фиг. 11 - схематический вид в разрезе мокрого соединителя,

фиг. 12 - схематический вид в разрезе соединения двух секций насоса.

Осуществление изобретения

На фиг. 1 показано схематическое изображение секции 1 насоса, в которой ступени 7 насоса с внутренними корпусами 9 и центральной осью 11 расположены с радиальным смещением, асимметрично относительно центральной оси 10 секции 1 насоса. При этом кольцевой объем 2 образован между наружным корпусом 8 секции 1 насоса и внутренними корпусами 9 ступеней 7 насоса. Асимметрия показана смещением центральной оси 10 секции 1 насоса влево от общей центральной оси 11 ступеней 7 насоса. На фиг. 1 также показано, что каждая из четырех ступеней 7 насоса состоит из двигателя 5 и звена 6 насоса. При этом в показанном здесь варианте осуществления каждая ступень 7 насоса имеет только одно звено 6 насоса. Звено 6 насоса состоит из рабочего колеса 4 и диффузора 3. Скважинная жидкость, которую требуется поднимать на поверхность, будет проходить внутри каждой ступени 7 насоса.

На фиг. 2 показан вариант осуществления двух ступеней 7 насоса, обе из которых в данном случае содержат по одному звену, состоящему из рабочего колеса 4 и диффузора 3. В этом варианте осуществления рабочее колесо 4 приводится в действие кольцевым двигателем 13, состоящим из статора 16 и ротора 15. В одном варианте осуществления ступени 7 насоса рабочее колесо 4 может быть составной частью ротора 15, если кольцевой двигатель 13 используется в качестве привода для ступени 7 насоса. Если ступень 7 насоса приводится во вращение, чтобы поднимать скважинную жидкость на поверхность, ротор 15 и рабочее колесо 4 будут вращаться с одинаковой скоростью. Осевые силы, которые затем генерируются в ступени 7 насоса, поглощаются осевым подшипником 14, в то время как возникающие центростремительные силы поглощаются радиальным подшипником 12. Во время работы ступеней 7 насоса скважинная жидкость с нижней ступени 7 насоса секции насоса в этом варианте осуществления проходит во внутреннюю полость 17 кольцевого двигателя 13 и далее поступает на рабочее колесо 4, где она ускоряется и, следовательно, оказывается под действием повышенного динамического давления. Когда скважинная жидкость покидает рабочее колесо 4, она проходит в диффузор 3, где динамическое давление частично преобразуется в статическое давление. Таким образом, скважинная жидкость постепенно поднимается внутри насоса от нижней ступени 7 к верхней ступени 7 насоса до тех пор, пока она не выходит из насоса под достаточным давлением для подъема на поверхность.

На фиг. 3 показана схема работы насоса 18, временно установленного в скважине 19. В варианте осуществления, представленном на фигуре 3, насос 18 временно установлен в колонне 20 обсадных труб скважины 19 при помощи троса 21. Скважинные жидкости 22 (углеводороды и вода) поступают в скважину 19 из подповерхностных формаций 25. Эти скважинные жидкости 22 поднимаются к входному отверстию 24 насоса 18, проходят через ступени 7 насоса, где перед выходом вверх через выходное отверстие 23 насоса к ним прикладывается давление, достаточное для подъема на поверхность. В том случае, если насос 18 временно устанавливают в скважине 19, насос 18 и трос 21 поднимают и вынимают из скважины 19, когда скважинная жидкость имеет достаточное давление, чтобы фонтанировать самостоятельно. Чтобы исключить циркуляцию скважинных жидкостей 22 между входным отверстием 24 и выходным отверстием 23 насоса, предусмотрен пакер 26, который действует в качестве гидравлической манжеты между входным отверстием 24 и выходным отверстием 23.

На фиг. 4 показан вариант осуществления ступени 7 насоса с тремя звеньями 6 насоса. Нижнее звено 6 насоса на фигуре 4 (расположенное в нижней части ступени 7 насоса) приводится в действие кольцевым двигателем 13, состоящим из статора 16 и ротора 15. Как показано на фиг. 4, в этом варианте осуществления все три рабочих колеса 4 приводятся в действие общим валом 27, который, в свою очередь, присоединен к рабочему колесу 4 в нижнем звене 6 насоса, и при этом рабочее колесо 4, в свою очередь, присоединено к ротору 15 в кольцевом двигателе 13, который приводит в действие все звенья 6 этой ступени 7 насоса. Кроме того, на фиг. 4 показано, что в этом варианте осуществления каждое звено 6 насоса снабжено радиальным подшипником 12 и осевым подшипником 14.

На фиг. 5 показан вид в разрезе варианта осуществления секции 1 насоса с тремя ступенями 7 насоса, которые имеют одно, два и три звена 6 насоса соответственно (начиная сверху секции 1 насоса и сверху фиг. 5). Каждая из этих ступеней 7 насоса приводится в действие отдельным аксиальным двигателем 29. Из каждого аксиального двигателя 29 выходит вал 28, который присоединен к ротору внутри аксиального двигателя 29, а к этим валам 28 все рабочие колеса 4 секции 1 насоса присоединены таким образом, чтобы они вращались во время работы аксиальных двигателей 29. На фиг. 5 показаны также распорные втулки 30 с направляющими отверстиями для ввода кабелей. Эти распорные втулки 30 асимметрично закрепляют внутренние корпусы 9 в наружном корпусе 8. В этом варианте осуществления каждое звено 6 насоса также снабжено необходимым количеством осевых подшипников 31 и радиальных подшипников 32, чтобы поглощать динамические силы, генерируемые во время работы ступеней 7 насоса.

На фиг. 6 показан вид в разрезе варианта осуществления соединения 33 двух ступеней 7 насоса, которые в этом варианте осуществления приводятся в действие кольцевыми двигателями 13. Каждая ступень 7 насоса является независимым элементом относительно окружающих ее ступеней 7 насоса, поэтому, если одна ступень 7 насоса выйдет из строя во время работы, другие ступени 7 насоса смогут поднимать скважинную жидкость на поверхность.

На фиг. 7 показан вид в разрезе верхней части секции 1 насоса в одном варианте осуществления, когда насос временно установлен в скважине. На фиг. 7 показана верхняя ступень 7 насоса, в которой предусмотрен канал 40 для выхода скважинной жидкости. Далее скважинная жидкость проходит через полость головки 38, затем через отверстия 35 в головке 38 и через отверстия 41 в стопорном кольце 36, и наконец, поступает внутрь колонны обсадных труб. В варианте осуществления на фиг. 7 показана также металлическая гофрированная трубка 37, установленная на головке 38. При заполнении этой части головки скважинной жидкостью скважинная жидкость будет поступать в металлическую гофрированную трубку 37 под давлением, действующим в скважине. Металлическая гофрированная трубка 37, которая заполняется жидкостью, сжимается, если давление в скважине увеличивается, и расширяется, если давление в скважине падает, таким образом, давление в скважине компенсирует давление внутри заполненного жидкостью кольцевого объема 2 при помощи канала 39 в головке 38. При этом одинаковое абсолютное давление обеспечивается внутри и снаружи как внутреннего корпуса 9, так и наружного корпуса 8.

На фиг. 8 показан вид в разрезе с сечением секции насоса со ступенью 7 насоса, которая имеет звено 6 насоса, приводимое в действие кольцевым двигателем 13, при этом скважинные жидкости 22 проходят по центральной части кольцевого двигателя 13. На фиг. 8 показан также заполненный жидкостью кольцевой объем 2 с компенсированным давлением, который образован между наружным корпусом 8 и внутренним корпусом 9. В нижней части ступени 7 насоса показан вариант осуществления распорной втулки 30 с направляющим отверстием, которая обеспечивает асимметричное расположение внутреннего корпуса 9 относительно наружного корпуса 8.

На фиг. 9 показан насос, установленный на буровом снаряде 48. Этот буровой снаряд 48 используется для временной установки насоса в скважине. Под временной установкой следует понимать, что насос остается в скважине в течение ограниченного периода времени, чтобы запустить скважину в эксплуатацию. В верхней части бурового снаряда 48 в этом варианте осуществления показана тросовая головка 42, используемая для того, чтобы присоединить буровой снаряд 48 к тросу 21, который выходит на поверхность. Под тросовой головкой 42 в продольном направлении расположена телеметрическая секция, которая используется для передачи данных от различных датчиков бурового снаряда 48 на поверхность и для приема данных для управления элементами бурового снаряда 48 с поверхности. Под телеметрической секцией 43 расположен блок 44 контроля глубины, под которым, в свою очередь, находится электрическая секция 45. Она используется для преобразования электроэнергии, поступающей с поверхности, в виде напряжения постоянного тока, в напряжение переменного тока, которое передается далее в секцию 1 насоса по кабелям внутри бурового снаряда 48 для работы двигателей в ступенях 7 насоса. Под секцией 1 расположен переходной блок 46 к заглушке 47, которая снабжена пакером 26. Когда буровой снаряд 48 достигает требуемой глубины в скважине, пакер 26 расширяется при помощи управляющего механизма, предусмотренного в заглушке 47, при этом пакер 26 контактирует с внутренней стенкой колонны в скважине. При этом пакер 26 перекрывает гидравлическое соединение между входным отверстием 24 для скважинных жидкостей и выходным отверстием 23 для скважинных жидкостей.

На фиг. 10 показано схематическое изображение варианта осуществления постоянной установки трех секций 1 насоса в насосно-компрессорной колонне 20 в скважине. Каждую секцию 1 насоса можно установить в скважину при помощи троса или трубы. Вначале в скважину опускают нижнюю секцию 1 насоса и закрепляют ее в профиле 49, который устанавливают заранее вместе с колонной 20 обсадных труб. Профиль 49 является составной частью колонны 20 обсадных труб. Этот профиль 49 поставляется вместе с силовыми и другими кабелями, необходимыми для передачи данных с поверхности по кабелю 50, который также устанавливают в скважине заранее вместе с колонной 20 обсадных труб. В переходной части 51 между секциями 1 насоса находится мокрый соединитель, который схематически показан на фиг. 11. Когда все три секции 1 насоса, показанные в этом варианте осуществления, будут установлены в колонне 20 обсадных труб, насос можно запускать. Скважинные жидкости 22 будут входить в насос через его входное отверстие 24, при этом по мере прохождения скважинных жидкостей 22 через ступени и звенья в секциях 1 насоса до выхода через выходное отверстие 23 насоса в колонну их давление будет возрастать до величины, достаточной для их фонтанирования на поверхности.

На фиг. 11 показано схематическое изображение мокрого соединителя 52. В этом варианте осуществления мокрый соединитель 52 расположен таким образом, что во время работы насоса скважинные жидкости проходят снаружи от охватывающей части 53, но внутри наружных корпусов. Охватываемая часть 54 является составной частью нижней секции насоса, в то время как охватывающая часть 53 является составной частью верхней секции насоса. При монтаже в скважине вначале устанавливают нижнюю секцию насоса. После того как она будет установлена на месте, верхнюю секцию насоса опускают в скважину и помещают на нижнюю секцию насоса, при этом охватывающая часть 53 скользит вниз по охватываемой части 54 в направлении стрелки 57. Когда секции насоса находятся в нужной позиции в скважине, охватывающая часть 53 заключает охватываемую часть 54, обеспечивая при этом электрический контакт и связь между двумя секциями насоса. Охватывающая часть 53 содержит электрические разъемы 55, которые согласуются с электрическими разъемами 58 охватываемой части 54. Электрические разъемы 55 охватывающей части отделены друг от друга электрическими изоляторами 56. Электрические разъемы 58 охватываемой части 54 также отделены друг от друга электрическими изоляторами 59.

На фиг. 12 показано схематическое изображение сечения соединения верхней секции 61 насоса и нижней секции 62 насоса. Когда соединяются две секции 61, 62 насоса, показанные в этом варианте осуществления, охватывающая часть 53 мокрого соединителя скользит вдоль охватываемой части 54 мокрого соединителя, обеспечивая при этом электрическое соединение двух секций 61, 62 насоса. Охватывающая часть 53 и охватываемая часть 54 соединяются со своими секциями 61, 62 насоса при помощи крепежных кронштейнов 60, которые, в свою очередь, присоединяются к наружному корпусу 8 секций 61, 62 насоса. На фиг. 12 видно также, как охватывающая часть 53 и охватываемая часть 54 в этом варианте осуществления расположены относительно асимметричного, заполненного жидкостью кольцевого объема 2 с компенсированным давлением и внутренних корпусов 9.

Изобретение описано на примере неограничительного варианта осуществления. Однако для специалистов в данной области техники очевидно, что может быть внесен ряд изменений и модификаций насоса в пределах объема изобретения, который определяется прилагаемой формулой изобретения.

1. Насос, содержащий по меньшей мере одну секцию (1) насоса, которая имеет центральную ось (10) и содержит по меньшей мере две ступени (7) насоса, при этом ступени (7) насоса имеют центральную ось (11), и каждая ступень (7) насоса содержит двигатель (5) и одно или более звеньев (6) насоса, при этом насос содержит наружный корпус (8), охватывающий один или более внутренних корпусов (9), причем наружный корпус (8) образует кожух вокруг секции (1) насоса и имеет больший диаметр, чем внутренние корпусы (9), а каждый внутренний корпус (9) образует кожух вокруг по меньшей мере одной из по меньшей мере двух ступеней (7) насоса, при этом центральная ось (10) секции (1) насоса смещена относительно центральной оси (11) ступеней (7) насоса с образованием кольцевого пространства (2) между наружным корпусом (8) и внутренним корпусом (9).

2. Насос по п. 1, отличающийся тем, что кольцевое пространство (2) заполнено жидкостью и имеет гидродинамическую связь с окружающей жидкостью.

3. Насос по п. 1, отличающийся тем, что каждое звено (6) насоса содержит рабочее колесо (4) и диффузор (3).

4. Насос по п. 1, отличающийся тем, что указанный насос содержит средство, обеспечивающее установку насоса при помощи тросов или труб.

5. Насос по п. 1, отличающийся тем, что внутренние корпусы (9) содержат по меньшей мере одну распорную втулку (30), которая расположена на их радиальной наружной стороне для обеспечения смещения центральной оси (11) ступеней (7) насоса относительно центральной оси (10) секции (1) насоса.

6. Насос по п. 5, отличающийся тем, что распорные втулки (30) содержат направляющие отверстия для кабелей.

7. Насос по п. 1, отличающийся тем, что ступени (7) насоса приводятся в действие кольцевыми двигателями и/или аксиальными двигателями.

8. Насос по п. 7, отличающийся тем, что указанные двигатели представляют собой двигатели с постоянными магнитами или электрические индукционные двигатели.

9. Насос по п. 1, отличающийся тем, что звенья (6) насоса в каждой ступени (7) насоса соединены с общим валом (27).

10. Насос по п. 1, отличающийся тем, что секции (1) насоса имеют электрическое соединение друг с другом при помощи мокрых соединителей (52).

11. Насос по п. 1, отличающийся тем, что двигатели (5) в ступенях (7) насоса электрически соединены с возможностью независимой работы друг от друга с одинаковой или разной скоростью вращения с одним и тем же или с разными направлениями вращения.

12. Насос по одному из пп. 1-10, отличающийся тем, что предусмотрены осевые подшипники (14) и радиальные подшипники (12) для поглощения сил, возникающих в результате вращения двигателей (5).

13. Насос по п. 12, отличающийся тем, что указанные подшипники представляют собой активные магнитные подшипники, пассивные магнитные подшипники и/или механические подшипники.

14. Насос по п. 1, отличающийся тем, что между ступенями (7) в секции (1) насоса предусмотрены непроницаемые для жидкостей соединения, обеспечивающие непроницаемость внутренних корпусов (9).

15. Секция (1) насоса с центральной осью (10), проходящей в осевом продольном направлении, при этом секция (1) насоса содержит по меньшей мере две ступени (7) насоса, которые имеют центральную ось (11), при этом каждая ступень (7) насоса содержит двигатель (5) и одно или более звеньев (6) насоса, при этом секция (1) насоса содержит наружный корпус (8), заключающий один или более внутренних корпусов (9), причем наружный корпус (8) образует кожух вокруг секции (1) насоса и имеет больший диаметр, чем внутренние корпусы (9), а каждый внутренний корпус (9) образует кожух вокруг по меньшей мере одной из по меньшей мере двух ступеней (7) насоса, при этом центральная ось (10) секции (1) насоса смещена относительно центральной оси (11) ступеней (7) насоса с образованием кольцевого пространства (2) между наружным корпусом (8) и внутренним корпусом (9).



 

Похожие патенты:

Узел вентилятора включает в себя корпус, вмещающий импеллер и электродвигатель, приводящий в действие импеллер для создания воздушного потока. Сопло установлено на корпус для выброса воздушного потока.

Группа изобретений относится к центробежным насосам. Рабочее колесо (2) для центробежного насоса, включающее в себя имеющий лопатки (8) первый закрывающий диск (4) и присоединенный посредством сварки к первому закрывающему диску (4) второй закрывающий диск (6).

Изобретение предназначено для закачки воды в нефтяные пласты и поддержания внутрипластового давления и в качестве питательного насоса на нефтяных месторождениях.

Группа изобретений относится к перегородке для непроницаемого по текучей среды уплотнения между отсеком двигателя и соединительным отсеком погружной машины. Перегородка (8) содержит разделительную стенку (10), имеющую гнездо, и, по меньшей мере, один соединительный узел (12), размещенный в упомянутом гнезде, при этом соединительный узел (12) является доступным с первой стороны перегородки и со второй стороны перегородки.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для защиты и крепления кабеля или кабельного удлинителя к секции погружного насоса. Протектор содержит цельный кожух, имеющий боковые стенки, снабженные отверстиями, и болт с конической частью, пропущенный через отверстия и при завинчивании гайки закрепляющий кожух на основании насосной секции с образованием паза для укладки кабеля.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использована для добычи нефти посредством установок электроцентробежных насосов из глубоких и сверхглубоких скважин и большим газосодержанием.

Изобретение может быть использовано как электронасосный агрегат в составе систем терморегулирования самолетов и космических аппаратов. Агрегат содержит электродвигатель (1) с корпусом из титана, соединенным с алюминиевым корпусом (2) насоса.

Изобретение может быть использовано в малорасходных насосах изделий ракетно-космической техники. Центробежное рабочее колесо содержит выполненный заодно со ступицей (1) ведущий диск (2) с лопатками (3) и покрывной диск (4) с центральным входным отверстием (5).

Изобретение относится к предохранительным и крепежным устройствам кабельных линий питания погружных электродвигателей, используемых в качестве приводов центробежных насосов для добычи нефти и других пластовых жидкостей.

Изобретение относится к центробежному насосу (1) по меньшей мере с одной ступенью (2) насоса, с корпусом из нескольких деталей. Первая деталь (3) корпуса содержит всасывающее подключение (5), вторая деталь (6) корпуса содержит нагнетающее подключение (7).

Изобретение относится к нефтедобывающей технике, а именно к погружным насосным агрегатам с системами охлаждения погружных маслозаполненных электродвигателей, и может быть использовано в скважинах, где температура пластовой жидкости выше 90-100оС при больших диаметрах скважин.

Группа изобретений относится к системе электрического погружного насоса. Система содержит многофазный электрический двигатель, функционально связанный с гидравлическим насосом, причем двигатель содержит точку соединения звездой; схему телеметрии, функционально связанную с точкой соединения звездой, причем схема телеметрии генерирует телеметрические сигналы AC; многофазный силовой кабель, функционально связанный с двигателем; и фильтр настройки, функционально связанный с многофазным силовым кабелем, причем фильтр настройки пропускает и усиливает телеметрические сигналы переменного тока, генерируемые схемой телеметрии.

Изобретение относится к системам управления добычей нефти и может использоваться для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса, на стационарный режим работы.

Изобретение относится к системам управления добычей нефти и может использоваться для вывода скважин, оборудованных установкой электроцентробежного насоса, на стационарный режим работы, а также в процессе длительной эксплуатации скважины.

Группа изобретений относится к испытаниям газосепараторов, обеспечивающих работу погружных нефтяных насосов в условиях повышенного газосодержания. Способ испытаний газосепараторов включает нагнетание жидкости и газа в затрубное пространство модели обсадной колонны, формирование рабочей жидкости в виде газожидкостной смеси, разделение газожидкостной смеси с помощью испытуемого газосепаратора на дегазированную жидкость и свободный газ.

Изобретение относится к нефтедобыче. Погружная установка содержит погружной электродвигатель, связанную с ним вращающуюся трубу (3), установленную в неподвижной трубе (2).

Группа изобретений относится к электрическим погружным насосам, добывающим углеводороды из скважин. Насос содержит пакет из рабочих колес и диффузоров для повышения давления флюида.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при термическом способе добычи тяжелых высоковязких и битуминозных нефтей. Скважинная насосная установка содержит колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в нижней части и штанги, спущенные в наклонный участок ствола скважины, наземный привод для вращения колонны штанг, центробежный насос, спущенный в наклонный участок ствола скважины, колонну труб на приеме центробежного насоса.

Изобретение относится к конструкции осевой опоры вала погружного электродвигателя насосного агрегата для добычи жидкости из скважин. Осевая опора включает пяту, закрепленную на валу, и подпятник с верхним, центральным и нижним элементами, подшипниковое кольцо подпятника и подшипниковое кольцо пяты, образующие подшипник.

Изобретение относится к насосостроению, в частности к бессепарационным предвключенным устройствам для многоступенчатых погружных насосов. Устройство содержит корпус, вал с радиальной опорой, на котором закреплен диспергатор в виде пакета ступеней, состоящих из статоров-втулок и роторов-винтов, имеющих на поверхностях сопряжения выступы и впадины, и напорный блок, выполненный из пакета осевых ступеней, каждая из которых содержит помещенное в корпус рабочее колесо и направляющий аппарат с закрепленными на центральной втулке лопатками.

Группа изобретений относится к приспособлению и способам соединения валов электроцентробежного погружного насоса. Приспособление содержит соединительную муфту (102), полый трубчатый элемент муфты (102) для размещения в нем концов каждого из двух вращающихся валов (106, 106’), по меньшей мере одну цангу (104) для прикрепления муфты (102) по меньшей мере к одному из двух валов (106, 106’). По меньшей мере на одном конце по меньшей мере одной цанги (104) имеются раздвижные лепестки (108, 108’) для приложения радиального усилия к наружному диаметру по меньшей мере одного из двух валов (106, 106’). На лепестках (108, 108’) выполнены буртики (110, 110’) для фиксации по меньшей мере в одном пазу (112, 112’) по меньшей мере на одном из двух валов (106, 106’). По меньшей мере на одном пазе (112, 112’) имеются фаски для передачи и восприятия усилий осевой нагрузки между двумя валами (106, 106’) посредством буртиков (110, 110’), раздвижных лепестков (108, 108’) и по меньшей мере одной цанги (104). Изобретения направлены на упрощения процесса соединения-разъединения секций насоса и сокращение затрат рабочего времени. 3 н. и 16 з.п. ф-лы, 19 ил.
Наверх