СКВАЖИННЫЙ ВИНТОВОЙ НАСОС

Полезная модель относится к области нефтяной промышленности и может быть использована при создании скважинных насосов для добычи нефти в осложненных условиях, в том числе для добычи высоковязкой нефти.
Известна винтовая машина, содержащая корпус с входом и выходом, секционную обойму с винтообразными каналами и винтообразный ротор, эксцентрично размещенный в обойме, с возможностью радиального смещения обоймы относительно ротора, размещенного на опорах. Обойма выполнена по форме спиральной пружины, концентрично размещенной в расточке корпуса, с возможностью образования внутри корпуса следующих друг за другом спиралевидных камер, отделенных друг от друга щелевыми уплотнениями. Обойма состоит из отдельных секций, следующих друг за другом, с возможностью углового смещения отдельных секций друг относительно друга и каждая секция обоймы оснащена стопорным элементом, выполненным на роторе (RU №124931, 2012).
Недостатком известного устройства является ускоренный износ деталей щелевого уплотнения при работе винтовой машины на загрязненных жидкостях.
Из известных устройств наиболее близким к предлагаемому по технической сущности и достигаемому результату является винтовая машина, содержащая корпус с входом и выходом, секционную обойму с винтообразными каналами и винтообразный ротор, эксцентрично размещенный в обойме, с возможностью радиального смещения обоймы относительно ротора, размещенного на опорах, обойма выполнена по форме спиральной пружины, концентрично размещенной в расточке корпуса, с возможностью образования внутри корпуса следующих друг за другом спиралевидных камер, отделенных друг от друга щелевыми уплотнениями, обойма выполнена из отдельных секций, следующих друг за другом, с возможностью углового смещения отдельных секций относительно друг друга, и каждая секция обоймы оснащена стопорным элементом, выполненным на роторе, а каждая секция обоймы оснащена промежуточным стержнем, размещенным вдоль ротора в разгрузочной канавке, выполненной в роторе, с возможностью радиального смещения промежуточного стержня относительно ротора, при этом длина разгрузочной канавки превышает длину промежуточного стержня (RU №165039, 2016).
Недостатком известного устройства является относительно узкий диапазон регулирования подачи и мощности при перекачке высоковязких сред из-за ограничений скорости течения вязкой среды на входе в насос.
Технической проблемой, на решение которой направлена предлагаемая полезная модель, является расширение диапазона регулирования подачи и мощности.
Указанная проблема решается тем, что в скважинный винтовой насос, содержащий корпус с входным и выходным каналами, секционную обойму с винтообразными каналами и винтообразный ротор, эксцентрично размещенный в обойме, с возможностью радиального смещения обоймы относительно ротора, размещенного на опорах, секции обоймы установлены последовательно с возможностью углового смещения их относительно друг друга, и каждая секция обоймы выполнена по форме спиральной пружины, концентрично размещенной в расточке корпуса, с возможностью образования внутри корпуса следующих друг за другом спиралевидных камер, отделенных друг от друга щелевыми уплотнениями, при этом каждая секция обоймы оснащена стопорным элементом, выполненным на роторе, и цилиндрическим промежуточным стержнем, размещенным вдоль ротора в разгрузочной канавке, выполненной в роторе, с возможностью радиального смещения промежуточного стержня относительно ротора, при этом длина разгрузочной канавки превышает длину промежуточного стержня, согласно полезной модели, снабжен установленным на нижнем конце корпуса трубным хвостовиком, проточный канал которого сообщается с входным каналом корпуса, а на боковой стенке верхнего конца корпуса перед выходным каналом выполнен радиальный отводной канал с установленным на его входе дистанционно управляемым клапаном с образованием при его открытом положении дополнительного контура циркуляции между выходным каналом корпуса и проточным каналом трубного хвостовика.
Достигаемый технический результат заключается в обеспечении гибкого регулирования в широком диапазоне гидравлических сопротивлений в области спиралевидных камер и в контуре циркуляции жидкости от входа до выхода насоса.
Гибкое регулирование гидравлических сопротивлений обеспечит в свою очередь расширение диапазона регулирования подачи и мощности при перекачке высоковязких сред и расширение области применения предлагаемой конструкции насоса.
Для удобства описания полезной модели на фигурах 1-7, с применением приемов трехмерного моделирования, представлен заявляемый скважинный винтовой насос и его отдельные узлы и детали.
На фиг. 1 представлен продольный разрез рабочей камеры скважинного теплогенерирующего насоса.
На фиг. 2 представлена схема скважинного теплогенерирующего насоса.
На фиг. 3 в изометрии представлен ротор со спиралевидной обоймой, выполненной из отдельных секций, следующих друг за другом.
На фиг. 4 представлена одна секция обоймы, которая оснащена промежуточным стержнем.
На фиг. 5 представлен ротор, в котором выполнены разгрузочные канавки.
На фиг. 6 представлена схема скважинного теплогенерирующего насоса, при его размещении в горизонтальной скважине.
На фиг. 7 представлена схема дистанционно управляемого клапана (вариант).
Скважинный винтовой насос содержит корпус 1 с входным 2 и выходным 3 каналами, секционную обойму 4 с винтообразными каналами и винтообразный ротор 5, эксцентрично размещенный в обойме 4, с возможностью радиального смещения обоймы 4 относительно ротора 5, размещенного на опорах 6 и 7. Обойма 4 выполнена по форме спиральной пружины, концентрично размещенной в расточке 8 корпуса 1.
Ротор 5 размещен вблизи от поверхности расточки 8 корпуса 1 с образованием щелевого уплотнения 9 в зазоре между наружной поверхностью ротора 5 и поверхностью расточки 8 в корпусе 1, с возможностью образования внутри корпуса 1 следующих друг за другом спиралевидных камер 10, отделенных друг от друга щелевыми уплотнениями 9. Ротор 5 оснащен стопорными элементами 11, ограничивающими перемещение обоймы 4 относительно ротора 5. Обойма 4 выполнена из отдельных секций 12, 13 следующих друг за другом, с возможностью углового смещения отдельных секций 12, 13 друг относительно друга. Каждая секция обоймы 4, например, секция 13 оснащена стопорным элементом 11, выполненным на роторе 5. Стопорный элемент 11 может представлять собой плоскую опорную поверхность, выполненную на роторе 5. Секции в обойме 4 расположены вдоль винтовой линии с образованием ступенчатой структуры, подобно ступеням на винтовой лестнице.
В полости спиралевидных камер 10 может быть размещена дополнительная опора 14 для ротора 5, и в дополнительной опоре выполнены проточные каналы 15, сообщающиеся через щелевые уплотнения 9 с входным каналом 2 и с выходным 3 корпуса 1. В конструкции может быть использован фиксатор 16, который исключает поворот опоры 6, 7, 14 внутри корпуса 1.
Ротор 5 установлен на опорах 6, 7 и 14, которые обеспечивают условия, чтобы ротор 5 был эксцентрично размещен в обойме 4, и, соответственно, эксцентрично размещен внутри расточки 8 в корпусе 1. При этом обойма 4 выполнена концентрично размещенной в расточке 8 корпуса 1.
Каждая секция обоймы 12 оснащена промежуточным стержнем 17, расположенным вдоль ротора 5 в разгрузочной канавке 18, выполненной в роторе 5, с возможностью радиального смещения промежуточного стержня 17 относительно ротора 5, при этом длина разгрузочной канавки 18 превышает длину промежуточного стержня 17. Промежуточный стержень 17 может быть установлен с зазором в разгрузочной канавке 18, для обеспечения возможности радиального смещения промежуточного стержня 17 относительно ротора 5.
К корпусу 1 присоединен трубный хвостовик 19, а входной канал 2 корпуса 1 сообщается с внутренним проточным каналом 20 хвостовика 19, при этом на боковой стенке верхнего конца корпуса 1 перед выходным каналом 3 выполнен радиальный отводной канал 21, на входе которого установлен дистанционно управляемый клапан 22, обеспечивающий возможность при его открытом положении сообщения выходного канала 3 корпуса 1 с входом 23 во внутренний проточный канал 20 хвостовика 19, и далее через внутренний проточный канал 20 с входным каналом 2 корпуса 1.
Приводной вал 24 соединен с винтообразным ротором 5, с возможностью передачи вращательного движения и энергии от двигателя (на фиг. не показан) к винтообразному ротору 5. Возможно размещение двигателя на глубине в скважине рядом с насосом. Также можно располагать двигатель на устье скважины, когда энергия передается через длинный вал, состоящий из насосных штанг.
Возможно расположение насоса в горизонтальном участке 25 добывающей нефтяной скважины, когда горизонтальный участок ствола скважины проходит непосредственно через продуктивный пласт 26.
Дистанционно управляемый клапан 22 может иметь электрическую систему управления или гидравлическую систему управления. На фигурах представлен вариант с гидравлической системой управления, где, через гидравлическую трубопроводную линию 27, гидравлический цилиндр 28 соединен с наземной станцией управления (эта станция на фигурах не показана), с возможностью продольного перемещения поршня 29 и запорного узла 30 в клапане 22. Как в известных технических решениях, может быть использована возвратная пружина 31. Если дистанционно управляемый клапан 22 находится в закрытом положении, то обеспечивается возможность для гидравлической связи выходного канала 3 с полостью колонны насосно-компрессорных труб 32, которые формируют проточный канал до устья скважины и до системы сбора нефти и газа. Если дистанционно управляемый клапан 22 находится в открытом положении, то также обеспечивается возможность для гидравлической связи выходного канала 3 с входом 23 во внутренний проточный канал 20 хвостовика 19, и далее через внутренний проточный канал 20 - с входным каналом 2 корпуса 1.
Скважинный насос работает следующим образом.
От приводного вала 24 двигателя (на фигурах двигатель не показан) механическая энергия передается на ротор 5, установленный на опорах 6, 7 и 14. При вращении ротора 5 во вращательное движение вовлекается и обойма 4. При вращении ротора 5 в спиралевидных камерах 10 обеспечивается силовое воздействие на жидкость, заполняющую полости в камерах 10. Таким образом, формируется поток жидкости в направлении от входа 2 к выходу 3. Щелевые уплотнения 9 уменьшают объемные потери, поскольку ротор 5 размещен вблизи от поверхности расточки 8 корпуса 1 с образованием щелевого уплотнения 9 в зазоре между наружной поверхностью ротора 5 и поверхностью расточки 8 в корпусе 1. Внутри корпуса 1 следующие друг за другом спиралевидные камеры 10, отделены друг от друга щелевыми уплотнениями 9 и элементами секционной обоймы - секциями 12, 13.
При таком движении ротора 5 и обоймы 4 относительно расточки 8 в корпусе 1 осуществляется смещение спиралевидных камер 10 в направлении от входного канала 2 к выходному 3. Щелевые уплотнения 9 ограничивают значение объемных потерь мощности и обеспечивают плавное (равномерное) изменение давления по камерам 10, следующим друг за другом. Равномерное распределение (изменение) давления по камерам 9 достигается за счет частичного возвратного перетекания части перекачиваемой среды через каналы щелевых уплотнений 9. Максимальное давление обеспечивается в спиральной камере 10, сообщающейся с выходным каналом 3, что соответствует давлению на выходе насоса. Соответственно минимальное давление обеспечивается в спиральной камере 10, сообщающейся с входным каналом 2, что соответствует давлению на входе насоса. Поскольку для каждой секции 11 имеется свой отдельный стопорный элемент 11, удается распределить нагрузку на большей площади при уменьшенных контактных напряжениях, что открывает возможности для создания более мощных машин, для перекачки высоковязких сред.
Ротор 5 установлен на опорах 6, 7 и 14, которые обеспечивают условия, чтобы ротор 5 был эксцентрично размещен в обойме 4, и, соответственно, эксцентрично размещен внутри расточки 8 в корпусе 1. При этом обойма 4 выполнена концентрично размещенной в расточке 8 корпуса 1. С использованием нескольких промежуточных опор 14 открывается возможность для дальнейшего увеличения длины ротора 5, что позволяет создавать более мощные машины для перекачки высоковязких сред.
Поскольку в полости спиралевидных камер 10 размещена, по крайней мере, одна дополнительная опора 14 для ротора 5, и в дополнительной опоре выполнены проточные каналы 15, сообщающиеся через щелевые уплотнения 9 с входом 2 и с выходом 3, то перекачиваемая среда проходит через проточные каналы 15, в направлении от входного канала 2 к выходному 3 насоса. В конструкции может быть использован фиксатор 16, который исключает поворот опоры 14 внутри корпуса 1. Фиксатор 16 может быть выполнен на основе механической системы (штифтовое или шпоночное соединение).
Каждая секция обоймы 12 оснащена промежуточным стержнем 17, размещенным вдоль ротора 5 в разгрузочной канавке 18, выполненной в роторе 5, с возможностью радиального смещения промежуточного стержня 17 относительно ротора 5, при этом длина разгрузочной канавки 18 превышает длину промежуточного стержня 17, что обеспечивает гидравлическую связь разгрузочной канавки 18 со спиралевидной камерой 10. При радиальном смещении промежуточного стержня 17, в направлении от центра ротора 5, жидкость поступает в разгрузочную канавку 18 из спиралевидной камеры 10. При радиальном смещении промежуточного стержня 17, в направлении к центру ротора 5, жидкость поступает из разгрузочной канавки 18 в спиралевидную камеру 10. При такой работе винтовой машины в режиме насоса, часть перекачиваемой среды, находящейся под промежуточным стержнем 17, движется через разгрузочные канавки 18, что способствует снижению гидравлических сопротивлений в спиралевидных камерах 10. Такое техническое решение позволяет увеличивать скорость вращения ротора, обеспечивая дополнительные возможности для создания более мощных насосов с расширением области их практического применения для перекачки высоковязких сред. Таким образом, площадь сечения разгрузочной канавки 18 влияет на гидравлические сопротивления в спиралевидной камере 10, а гидравлические сопротивления, в свою очередь, способствуют преобразованию гидравлической энергии в тепловую энергию. Предварительный подбор площади сечения разгрузочной канавки 18 позволяет распределять энергию по двум направлениям, одна часть энергии расходуется на перекачку жидкости, а вторая часть энергии преобразуется в тепловую энергию.
Промежуточный стержень 17 может быть установлен с зазором в разгрузочной канавке 18, для обеспечения возможности радиального смещения промежуточного стержня 17 относительно ротора 5. В этом случае, промежуточный стержень 17 за счет перепада давления в спиралевидных камерах 10 прижимается к плоскости стопорного элемента 11, разобщая соседние спиралевидные камеры 10.
Помимо жидкой среды, заявляемый насос может обеспечить перекачку газожидкостных смесей и других многофазных сред. Длина промежуточных стержней 17, расположенных ближе к выходу 3, может быть меньше длины промежуточных стержней 17, расположенных ближе к входу 2, для обеспечения условий перекачки сжимаемых сред, по аналогии с известными многоступенчатыми компрессорными машинами объемного типа.
Рассматриваются два основных режима работы заявляемого насоса: первый режим работы при закрытом дистанционно управляемом клапане 22, и второй режим - при открытом дистанционно управляемом клапане 22.
Если дистанционно управляемый клапан 22 находится в закрытом положении, то обеспечивается возможность для гидравлической связи выходного канала 3 с полостью колонны насосно-компрессорных труб 32, которые формируют проточный канал до устья скважины и до системы сбора нефти и газа. В этом режиме добываемая нефть из продуктивного пласта 26 поступает на вход 23 во внутренний проточный канал 20 хвостовика 19, и далее через внутренний проточный канал 20 жидкость поступает во входной канал 2 корпуса 1. После прохода через спиралевидные камеры 10 нефть из выходного канала 3 через полость колонны насосно-компрессорных труб 32, движется до устья скважины и далее направляется в систему сбора нефти и газа. В спиралевидных камерах 10 обеспечивается подогрев нефти с соответствующим уменьшением ее вязкости, поскольку площадь сечения разгрузочной канавки 18 влияет на гидравлические сопротивления в спиралевидной камере 10, а гидравлические сопротивления, в свою очередь, способствуют преобразованию гидравлической энергии в тепловую энергию.
Если дистанционно управляемый клапан 22 находится в открытом положении, то образуется дополнительный контур циркуляции в призабойной зоне скважины, на фигуре 6 представлен пример с расположением хвостовика 19 в горизонтальном участке 25 добывающей нефтяной скважины, когда горизонтальный участок ствола скважины проходит непосредственно через продуктивный пласт 26. Для открытия дистанционно управляемого клапана 22, через гидравлическую трубопроводную линию 27 в гидравлический цилиндр 28 подают рабочую жидкость от наземной станцией управления (эта станция на фигурах не показана), при этом в цилиндре 28 увеличивается давление и обеспечивается продольное перемещение поршня 29 и запорного узла 30 в клапане 22 (соответственно для закрытия клапана 22 снижают давление в линии 27, и возвратная пружина 31 возвращает поршень 29 и запорный узел 30 в исходное состояние). Если дистанционно управляемый клапан 22 находится в открытом положении, то обеспечивается возможность для гидравлической связи выходного канала 3 с входом 23 во внутренний проточный канал 20 хвостовика 19, и далее через внутренний проточный канал 20 - с входным каналом 2 корпуса 1. Нефть циркулирует по замкнутому контуру: из выходного канала 3 через дополнительный отводной канал 21 на вход 23 и далее во внутренний проточный канал 20 хвостовика 19 и на входной канал 2 корпуса 1. При этом гидравлическая энергия в таком замкнутом контуре циркуляции преобразуется в тепловую энергию, которая способствует разогреву всей призабойной зоны и продуктивного пласта 26. Повышение температуры нефти способствует снижению вязкости нефти и интенсификации процесса фильтрации нефти из продуктивного пласта 26 к забою скважины, в данном примере - из пласта в горизонтальный участок 25 скважины.
Предложенное техническое решение позволяет в широком диапазоне регулировать гидравлические сопротивления в области спиралевидных камер и в контуре циркуляции жидкости от входа до выхода насоса. Заявляемый скважинный теплогенерирующий насос представляет собой многорежимную гидравлическую машину, способную работать как в режиме насоса, так и в режиме теплового генератора. Универсальность нового насоса позволит создавать новые экологически чистые и эффективные технологии добычи высоковязкой нефти, применительно к осложненным условиям разработки нефтяных месторождений.
Для каждого из рассмотренных режимов работы заявляемого насоса (первый режим работы при закрытом дистанционно управляемом клапане 22, и второй режим - при открытом дистанционно управляемом клапане 22) подбирают оптимальную продолжительность работы (во времени), и подбирают оптимальную частоту вращения ротора 5, с учетом свойств продуктивного пласта 26 и свойств добываемой нефти. Для контроля за условиями работы насоса могут использоваться известные датчики температуры. При открытом дистанционно управляемом клапане 22, часть нефти может перекачиваться через колонну насосно-компрессорных труб 32 до устья скважины, если соблюдать условие, когда подача насоса на выходе 3 выше объемного расхода через дополнительный отводной канал 21. Представленное техническое решение легко поддается автоматизации и компьютеризации, что весьма важно для расширения области применения такой техники.
Предложенное решение позволяет в широком диапазоне регулировать гидравлические сопротивления в области спиралевидных камер и в контуре циркуляции жидкости от входа до выхода насоса, а это обеспечит расширение диапазона регулирования подачи и мощности при перекачке высоковязких сред и обеспечит расширение области применения предлагаемой конструкции насоса.
Организованное гибкое бесступенчатое регулирование насоса дает возможность решить задачу по расширению диапазона регулирования подачи и мощности и по созданию многорежимного универсального насоса с широкой областью применения.