ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНАЯ СИСТЕМА ДОБЫЧИ НЕФТИ С ЦЕЛЬНОМЕТАЛЛИЧЕСКИМ ВИНТОВЫМ НАСОСОМ
SMART PETROLEUM PRODUCTION SYSTEM WITH AN ALL-METAL SCREW PUMP

Предпосылки настоящего изобретения
Область изобретения
Настоящее изобретение относится к области техники нефтедобывающего оборудования и, в частности, к интеллектуальной системе добычи нефти с цельнометаллическим винтовым насосом.
Описание уровня техники
2
3
Обычное нефтедобывающее оборудование в основном содержит станки-качалки и винтовые насосы. Винтовые насосы также подразделяются на цельнометаллические винтовые насосы и резиновые винтовые насосы. По сравнению со станками-качалками винтовые насосы имеют следующие преимущества: 1. Занимаемое пространство невелико, при этом только одно наземное приводное устройство может сэкономить / места для установки; 2. Низкие потери кинетической энергии, при этом часть кинетической энергии станка-качалки не используется для извлечения нефти, тогда как в процессе работы цельнометаллический винтовой насос извлекает нефть непрерывно; 3. Удобное управление, при этом контролировать объем выхода нефти можно путем регулирования частоты вращения двигателя; 4. Достаточная применимость, при этом винтовой насос характеризуется хорошей эффективностью извлечения загустевшей нефти и подходит для разных степеней вязкости; 5. Равномерный поток, низкая частота вибрации и низкий уровень шума; 6. Простая конструкция и низкий уровень отказов, при этом не возникает газовых пробок; 7. Простота установки и замены.
По сравнению с резиновым винтовым насосом, цельнометаллический винтовой насос имеет следующие преимущества: посредством насоса может нагнетаться пар, то есть пар напрямую закачивается в скважину посредством цельнометаллического винтового насоса, при этом подъем статора винтового насоса не нужен, и эффективность работы высокая.
Ближайшим аналогом заявленного изобретения является документ CN 201262146 Y (24.06.2009), раскрывающий устройство добычи нефти с цельнометаллическим одновинтовым насосом, содержащее цельнометаллический одновинтовой насос, якорь, соединенный с другим концом одновинтового насоса, и контроллер переменной частоты, регулирующий скорость, для регулирования приводного устройства. Одновинтовой насос содержит цельнометаллический статор, расположенный в нефтяной скважине, и ротор, расположенный в статоре, и соединенный и вращающийся со сплошным полированным штоком. Винтовые криволинейные поверхности, соответствующие друг другу, предусмотрены на внешней поверхности ротора и внутренней поверхности статора. Также, одновинтовой насос содержит приводной двигатель.
Однако CN 201262146 Y не раскрывает нефтесборный блок и парогенераторный блок, где нефтесборный блок предназначен для хранения сырой нефти, а парогенераторный блок предназначен для подачи пара, элемент для выхода нефти цельнометаллического винтового насоса выполнен в сообщении с входным концом нефтепровода; выходной конец нефтепровода соединен соответственно с входным элементом для нефти нефтесборного блока и элементом для выпуска пара парогенераторного блока; на входном элементе для нефти нефтесборного блока установлена первая трубопроводная арматура, а на элементе для выпуска пара парогенераторного блока установлена вторая трубопроводная арматура; предусмотрен механизм мониторинга и управления, при этом механизм мониторинга и управления содержит контроллер, датчик крутящего момента, датчик потока, датчик давления, элемент для определения уровня жидкости и резервный источник питания.
Содержание настоящего изобретения
Техническая проблема
Существующие металлические винтовые насосы имеют следующие недостатки: 1. Радиальные размеры статора и ротора остаются одинаковыми в продольном направлении, при этом во время работы песок, смешанный с сырой нефтью, вызовет износ статора и ротора, что вызовет увеличение зазора между статором и ротором, что приводит к снижению давления откачки в металлическом винтовом насосе; то есть эффективность насоса постепенно снижается во время использования, и после снижения давления откачки до определенного уровня откачка сырой нефти невозможна, а винтовой насос требует замены; кроме того, что срок службы винтового насоса является небольшим, замена винтового насоса требует много времени, что снижает эффективность добычи сырой нефти; 2. Уровень интеллектуализации низкий, при этом радиальные размеры статора и ротора остаются одинаковыми в продольном направлении; в результате: а) после износа зазор между статором и ротором не может быть отрегулирован, поэтому не может быть отрегулирована эффективность насоса; b) после изменения содержания песка в сырой нефти зазор между статором и ротором не может быть отрегулирован, поэтому износ статора и ротора дополнительно усиливается, что сокращает срок службы винтового насоса; и с) после прекращения подачи питания песок между втулкой и насосной штангой упадет вместе с сырой нефтью и будет откладываться в зазоре между статором и ротором, что приведет к заклиниванию ротора, то есть происходит забивание песком; после возобновления подачи питания возникает необходимость поднять ротор до полного отделения от забитого песком участка, что требует больших трудовых и материальных ресурсов; кроме того, в процессе этого весь винтовой насос может быть поврежден.
Техническое решение
Задача настоящего изобретения заключается в предоставлении интеллектуальной системы добычи нефти с цельнометаллическим винтовым насосом, которая может решить такие технические проблемы, как короткий срок службы, высокое потребление энергии, низкая эффективность насоса, забивание песком и низкая интеллектуализация существующих металлических винтовых насосов.
Соответственно, согласно настоящему изобретению предложена интеллектуальная система добычи нефти с цельнометаллическим винтовым насосом, содержащая: цельнометаллический винтовой насос, нефтесборный блок и парогенераторный блок; при этом цельнометаллический винтовой насос содержит статор, ротор, насосную штангу, трубу, редуктор и приводной двигатель; статор имеет внутреннюю винтовую изогнутую поверхность; ротор установлен в статоре и имеет внешнюю винтовую изогнутую поверхность, которая соответствует внутренней винтовой изогнутой поверхности статора; труба соединена со статором; насосная штанга установлена в трубе и соединена с ротором; приводной двигатель, редуктор и насосная штанга соединены последовательно; нефтесборный блок предназначен для хранения сырой нефти, а парогенераторный блок предназначен для подачи пара; элемент для выхода нефти цельнометаллического винтового насоса выполнен в сообщении с входным концом нефтепровода; выходной конец нефтепровода соединен соответственно с входным элементом для нефти нефтесборного блока и элементом для выпуска пара парогенераторного блока; на входном элементе для нефти нефтесборного блока установлена первая трубопроводная арматура, а на элементе для выпуска пара парогенераторного блока установлена вторая трубопроводная арматура; внутренняя винтовая изогнутая поверхность и внешняя винтовая изогнутая поверхность представляют собой конические спиральные элементы с одинаковой конусностью; система добычи нефти дополнительно содержит подъемный механизм, при этом подъемный механизм содержит: поперечную балку, первый зажимной элемент, второй зажимной элемент, плоский подшипник, два подъемных узла и серводвигатель; насосная штанга проходит через плоский подшипник и поперечную балку; первый зажимной элемент с возможностью снятия жестко соединен с насосной штангой в области под поперечной балкой; первый зажимной элемент связан с редуктором скользящей посадкой в направлениях вверх и вниз с обеспечением возможности передачи крутящего момента на редуктор и насосную штангу; второй зажимной элемент с возможностью снятия жестко соединен с насосной штангой в области над поперечной балкой; второй зажимной элемент расположен упирающимся в плоский подшипник, при этом плоский подшипник установлен на поперечной балке; два подъемных узла расположены отдельно на двух концах поперечной балки, а выходные концы подъемных узлов соответственно жестко соединены с поперечной балкой; серводвигатель приводит подъемные узлы в движение для выполнения подъемного движения; система добычи нефти дополнительно содержит механизм мониторинга и управления, при этом механизм мониторинга и управления содержит: контроллер, датчик крутящего момента, датчик потока, датчик давления, элемент для определения уровня жидкости и резервный источник питания; контроллер электрически соединен соответственно с датчиком крутящего момента, датчиком потока, датчиком давления, элементом для определения уровня жидкости, резервным источником питания, приводным двигателем, серводвигателем, первой трубопроводной арматурой и второй трубопроводной арматурой; датчик крутящего момента предназначен для контроля крутящего момента насосной штанги при перекачивании; датчик потока предназначен для контроля потока сырой нефти в цельнометаллическом винтовом насосе; датчик давления предназначен для контроля давления газа в винтовом насосе; элемент для определения уровня жидкости предназначен для контроля уровня жидкости в скважине; резервный источник питания предназначен для подачи питания на контроллер и серводвигатель в случае нарушения подачи питания.
Предпочтительно механизм мониторинга и управления дополнительно содержит анализатор нефти в воде, при этом анализатор нефти в воде электрически соединен с контроллером и выполнен с возможностью анализа соотношения нефти и воды в скважине.
Предпочтительно механизм мониторинга и управления дополнительно содержит видеодетектор, при этом видеодетектор электрически соединен с контроллером и предназначен для регистрации условий окружающей среды в месте установки цельнометаллического винтового насоса.
Предпочтительно механизм мониторинга и управления дополнительно содержит запоминающее устройство, при этом запоминающее устройство электрически соединено с контроллером.
Предпочтительно датчик крутящего момента заменен датчиком тока или предусмотрен дополнительный датчик тока.
Предпочтительно первый зажимной элемент содержит два первых зажимных блока; каждый из первых зажимных блоков снабжен канавкой дугообразной формы, соответствующей насосной штанге; два первых зажимных блока симметрично соединены друг с другом и скреплены болтами и гайками; нижние концы первых зажимных блоков проходят вниз с образованием части для передачи крутящего момента; часть для передачи крутящего момента соединена шпонкой с выходным концом редуктора для установки скользящей посадкой в направлениях вверх и вниз; второй зажимной элемент содержит второй зажимной блок, фиксирующую втулку и фиксирующий элемент; второй зажимной блок содержит более двух сегментов; фиксирующая втулка содержит основание и гильзу, соединенную с верхней частью основания; в центре основания выполнено коническое отверстие, сужающееся сверху вниз; основание расположено упирающимся в плоский подшипник; фиксирующий элемент содержит прижимной элемент и соединительный элемент, соединенный с верхней частью прижимного элемента; внешняя контурная поверхность второго зажимного блока соответствует коническому отверстию; второй зажимной блок, содержащий более двух сегментов, охватывает насосную штангу снаружи в радиальном направлении и установлен в коническом отверстии; соединительный элемент соединен с гильзой резьбовым соединением; прижимной элемент расположен упирающимся во второй зажимной блок в направлении вниз. Каждый из подъемных узлов содержит коробку червячной передачи и винтовой шток; в области над редуктором установлена опорная рама; коробка червячной передачи и серводвигатель установлены на опорной раме; винтовой шток проходит в коробку червячной передачи вертикально и введен в зацепление с червячным колесом в коробке червячной передачи; верхний конец винтового штока соединен с поперечной балкой; червячные валы в коробках червячной передачи подъемных узлов синхронизированы посредством соединительного вала; серводвигатель соединен с одним из червячных валов.
Интеллектуальная система добычи нефти дополнительно содержит упругий телескопический компонент, при этом упругий телескопический компонент содержит подвижную часть, неподвижную часть и упругую часть; подвижная часть жестко соединена с ротором, а неподвижная часть жестко соединена с насосной штангой; подвижная часть и неподвижная часть связаны скользящей посадкой в направлениях вверх и вниз с обеспечением возможности передачи крутящего момента на насосную штангу и ротор; один конец упругого элемента расположен упирающимся в подвижную часть или ротор, а другой конец расположен упирающимся в неподвижную часть или насосную штангу, чтобы упруго сжиматься или расширяться в направлении скольжения подвижной части. Предпочтительно подвижная часть представляет собой соединительный вал; неподвижная часть представляет собой соединительное гнездо; и упругая часть представляет собой пружину; упругий телескопический компонент дополнительно содержит ограничительный элемент; соединительный вал вставлен в полость соединительного гнезда и выполнен с возможностью перемещения в осевом направлении соединительного гнезда с передачей крутящего момента за счет взаимодействия с соединительным гнездом; пружина расположена снаружи соединительного вала и/или соединительного гнезда; один конец пружины расположен упирающимся в соединительное гнездо или насосную штангу, а другой конец расположен упирающимся в соединительный вал или ротор; ограничительный элемент предотвращает отделение соединительного вала от соединительного гнезда; конец ротора, расположенный рядом с соединительным валом, снабжен первым элементом резьбового соединения, а конец соединительного вала, расположенный рядом с ротором, снабжен вторым элементом резьбового соединения; первый элемент резьбового соединения и второй элемент резьбового соединения соединены с помощью резьбовой муфты; соединительное гнездо выполнено за одно целое с насосной штангой или жестко установлено на ней; ограничительный элемент содержит первый внешний фланец и ограничительную пластину; первый внешний фланец соединен с концом соединительного вала, расположенным рядом с соединительным гнездом, и выступает наружу в направлении диаметра; ограничительная пластина соединена с концом соединительного гнезда, расположенным рядом с соединительным валом, и выступает внутрь в направлении диаметра; конец соединительного вала, расположенный рядом с первым внешним фланцем, снабжен внешними зубьями, а ограничительная пластина снабжена внутренними зубьями; внешние зубья введены в зацепление с внутренними зубьями; на соединительном валу выполнена ступенька, которая взаимодействует с ограничительной пластиной.
Положительные эффекты
Положительные эффекты настоящего изобретения заключаются в следующем: 1. Износ статора и ротора представляет собой равномерный износ внутренней винтовой изогнутой поверхности и внешней винтовой изогнутой поверхности, то есть степень износа везде одинаковая. Поскольку внутренняя винтовая изогнутая поверхность и внешняя винтовая изогнутая поверхность представляют собой конические спиральные элементы с одинаковой конусностью, то после износа подъемный механизм заставляет ротор двигаться вниз, так что внешняя винтовая изогнутая поверхность с большим радиальным размером на верхней стороне ротора перед движением вниз может быть совмещена с внутренней винтовой поверхностью на нижней стороне статора, которая имеет больший радиальный размер после износа. В результате зазор между отрегулированной внутренней винтовой изогнутой поверхностью и внешней винтовой изогнутой поверхностью остается такого размера, как до износа, что обеспечивает давление перекачки цельнометаллического винтового насоса, обеспечивает откачку сырой нефти и поддерживает высокий выход жидкости. Кроме того, эффективно увеличивается срок службы цельнометаллического винтового насоса и относительное снижается частота замены цельнометаллического винтового насоса, что снижает трудозатраты, вызванные операцией замены, и повышает эффективность добычи сырой нефти. 2. Повышается уровень интеллектуализации: а. После износа датчик крутящего момента отслеживает уменьшение крутящего момента, а датчик потока отслеживает уменьшение выхода сырой нефти; контроллер управляет серводвигателем для перемещения ротора вниз с уменьшением зазора между статором и ротором до тех пор, пока выход жидкости и крутящий момент снова не вернутся в заданный диапазон, чтобы поддерживать эффективность насоса; b. После изменения содержания песка в сырой нефти датчик крутящего момента отслеживает увеличение крутящего момента, и контроллер управляет серводвигателем для перемещения ротора вверх с увеличением зазора между статором и ротором и уменьшением износа ротора и статора. После уменьшения крутящего момента контроллер управляет серводвигателем для перемещения ротора вниз и восстановления зазора между статором и ротором, и тем самым продлевается срок службы винтового насоса; с. В случае неисправности в подаче питания запускается резервный источник питания, и на контроллер и серводвигатель подается питание от резервного источника питания, так что ротор поднимается на определенное расстояние. В результате увеличивается зазор между внешней винтовой изогнутой поверхностью конической спиральной конструкции ротора и внутренней винтовой изогнутой поверхностью конической спиральной конструкции статора, и тем самым эффективно предотвращается застревание песка. После возобновления подачи питания контроллер может управлять серводвигателем, чтобы опустить ротор в исходное положение, Даже если застревание песка происходит случайно, ему нужно просто переместиться на небольшое расстояние, что позволяет увеличить зазор между статором и ротором, в результате чего застревание может быть устранено. В то же время ротор и статор имеют конусообразную конструкцию с большей верхней частью и меньшей нижней частью, что также позволяет легко вытащить ротор и избежать заклинивания; d. Насосная штанга проходит через плоский подшипник и поперечную балку сверху вниз. Первый зажимной элемент связан с редуктором скользящей посадкой в направлениях вверх и вниз с обеспечением возможности передачи крутящего момента на насосную штангу. Второй зажимной элемент расположен упирающимся в плоскую опору. Во время движения ротора вверх и вниз (регулируемого в пределах хода подъема подъемного узла) приводной двигатель не нужно останавливать, и он по-прежнему может продолжать работать, что повышает эффективность; е. Если уровень жидкости, определенный элементом для определения уровня жидкости, ниже установленного диапазона, контроллер управляет серводвигателем, чтобы поднять ротор и увеличить зазор между статором и ротором, или управляет приводным двигателем, чтобы уменьшить скорость ротора, или выключает приводной двигатель и управляет серводвигателем для подъема ротора, чтобы уменьшить износ и предотвратить сухое шлифование, пока уровень жидкости не поднимется до заданного диапазона, после чего контроллер восстанавливает исходное рабочее состояние; f. Если давление газа, отслеживаемое датчиком давления, превышает установленный диапазона, то контроллер выключает приводной двигатель, управляет серводвигателем, чтобы поднять ротор, и закрывает первую трубопроводную арматуру, чтобы сырая нефть из трубопровода падала обратно в скважину. Затем открывает вторую трубопроводную арматуру для нагнетания пара в скважинную трубу и нефтепровод с очисткой тем самым трубы, статора и нефтепровода винтового насоса. В частности, густая нефть разжижается паром, а легко затвердевающие вещества, такие как парафиновый воск, размягчаются с устранением засоров. Иными словами, интеллектуальная система добычи нефти согласно настоящему изобретению может отслеживать износ, изменения содержания песка, неисправности в подаче питания, падение уровня жидкости в нефтяной скважине, засорение нефтепровода и т.д., и выполняет адаптивную регулировку, чтобы поддерживать эффективность насоса, продлить срок службы винтового насоса, повысить эффективность добычи нефти, повысить безопасность и осуществлять интеллектуальную добычу нефти.
Краткое описание графических материалов
Фиг. 1 - схематическое изображение конструкции согласно настоящему изобретению, на которой показана только часть трубы как часть цельнометаллического винтового насоса;
фиг. 2 - схематическое изображение конструкции цельнометаллического винтового насоса согласно настоящему изобретению;
фиг. 3 - схематическое изображение конструкции упругого телескопического компонента согласно настоящему изобретению;
фиг. 4 - схематическое изображение конструкции подъемного механизма согласно настоящему изобретению;
фиг. 5 - схематическое изображение конструкции второго зажимного элемента согласно настоящему изобретению;
фиг. 6 - схематическое изображение управления согласно настоящему изобретению.
ПОДРОБНОЕ ОПИСАНИЕ ПРЕДПОЧТИТЕЛЬНОГО ВАРИАНТА ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ
Как показано на фиг. 1-6, согласно настоящему изобретению предложена интеллектуальная система добычи нефти с цельнометаллическим винтовым насосом, содержащая цельнометаллический винтовой насос, нефтесборный блок 43 и парогенераторный блок 45; при этом цельнометаллический винтовой насос содержит статор 1, ротор 2, насосную штангу 3, трубу 4, редуктор 5 и приводной двигатель 48; статор 1 имеет внутреннюю винтовую изогнутую поверхность; ротор 2 установлен в статоре 1 и имеет внешнюю винтовую изогнутую поверхность, которая соответствует внутренней винтовой изогнутой поверхности статора 1; труба 4 соединена со статором 1; насосная штанга 3 установлена в трубе 4 и соединена с ротором 2; приводной двигатель 48, редуктор 5 и насосная штанга 3 соединены последовательно; регулирование скорости приводного двигателя 48 обеспечено посредством контроллера; внутренняя винтовая изогнутая поверхность и внешняя винтовая изогнутая поверхность представляют собой конические спиральные элементы с одинаковой конусностью; радиальный размер D верхнего конца внутренней винтовой изогнутой поверхности и внешней винтовой изогнутой поверхности больше радиального размера d нижнего конца; нефтесборный блок 43 предназначен для хранения сырой нефти, а парогенераторный блок предназначен для подачи пара; элемент 19 для выхода нефти цельнометаллического винтового насоса выполнен в сообщении с входным концом нефтепровода 42; выходной конец нефтепровода 42 через тройник 44 и патрубки соединен соответственно с входным элементом для нефти нефтесборного блока 43 и элементом для выпуска пара парогенераторного блока 45; на входном элементе для нефти нефтесборного блока 43 установлена первая трубопроводная арматура 46, а на элементе для выпуска пара парогенераторного блока 45 установлена вторая трубопроводная арматура 47; нефтесборный блок 43 представляет собой нефтесборный пункт, а парогенераторный блок представляет собой парогенераторную станцию, которые являются существующим вспомогательным оборудованием для добычи нефти; система добычи нефти дополнительно содержит подъемный механизм, при этом подъемный механизм содержит: поперечную балку 13, первый зажимной элемент 14, второй зажимной элемент, плоский подшипник, два подъемных узла и серводвигатель 33; насосная штанга 3 проходит через плоский подшипник и поперечную балку 13; первый зажимной элемент 14 с возможностью снятия жестко соединен с насосной штангой 3 в области под поперечной балкой 13; первый зажимной элемент 14 связан с редуктором 5 скользящей посадкой в направлениях вверх и вниз с обеспечением возможности передачи крутящего момента на редуктор 5 и насосную штангу 3; второй зажимной элемент с возможностью снятия жестко соединен с насосной штангой 3 в области над поперечной балкой 13; второй зажимной элемент расположен упирающимся в плоский подшипник, при этом плоский подшипник установлен на поперечной балке 13; два подъемных узла расположены отдельно на двух концах поперечной балки 13, а выходные концы подъемных узлов соответственно жестко соединены с поперечной балкой 13; серводвигатель 33 приводит подъемные узлы в движение для перемещения вверх и вниз; система добычи нефти дополнительно содержит механизм мониторинга и управления, при этом механизм мониторинга и управления содержит контроллер 34, датчик 35 крутящего момента, датчик 36 потока, элемент 38 для определения уровня жидкости, датчик 39 давления, анализатор 40 нефти в воде, видеодетектор (на фигурах не показан), запоминающее устройство 41 и резервный источник 37 питания; контроллер 34 электрически соединен соответственно с датчиком 35 крутящего момента, датчиком 36 потока, элементом 38 для определения уровня жидкости, датчиком 39 давления, видеодетектором, резервным источником 37 питания, приводным двигателем 48, серводвигателем 33, первой трубопроводной арматурой, второй трубопроводной арматурой, анализатором 40 нефти в воде и запоминающим устройством 41; датчик 35 крутящего момента предназначен для контроля крутящего момента насосной штанги 3 при перекачивании; датчик 35 крутящего момента установлен на поперечной балке посредством рамы и соединен с насосной штангой в области над поперечной балкой; датчик 36 потока предназначен для контроля потока сырой нефти в цельнометаллическом винтовом насосе и установлен на элементе для выхода нефти цельнометаллического винтового насоса; элемент 38 для определения уровня жидкости предназначен для контроля уровня жидкости в скважине и установлен в верхней части цельнометаллического винтового насоса, то есть в верхней части трубы; датчик 39 давления предназначен для контроля давления газа в винтовом насосе; датчик 39 давления установлен на редукторе и проходит внутрь трубы; анализатор 40 нефти в воде предназначен для контроля соотношения нефти и воды в скважине в разные периоды, при этом элемент для отбора проб анализатора нефти в воде установлен на элементе 49 для выхода нефти цельнометаллического винтового насоса; видеодетектор предназначен для регистрации условий окружающей среды в месте установки цельнометаллического винтового насоса; все датчики, анализатор нефти в воде, элемент для определения уровня жидкости и видеодетектор выполнены с возможностью сохранения данных контроля в запоминающем устройстве 41 для дальнейшего использования; резервный источник 37 питания предназначен для подачи питания на контроллер 34 и серводвигатель 33 в случае нарушения подачи питания.
Первый зажимной элемент 14 содержит два первых зажимных блока 15; каждый из первых зажимных блоков 15 снабжен канавкой дугообразной формы, соответствующей насосной штанге 3; два первых зажимных блока 15 симметрично соединены друг с другом и скреплены болтами и гайками; нижние концы первых зажимных блоков 15 проходят вниз с образованием части 16 для передачи крутящего момента; часть 16 для передачи крутящего момента соединена шпонкой с выходным концом редуктора для установки скользящей посадкой в направлениях вверх и вниз; элемент 17 представляет собой шпоночную канавку на выходном конце редуктора; второй зажимной элемент 18 содержит второй зажимной блок 19, фиксирующую втулку и фиксирующий элемент; второй зажимной блок 19 содержит более двух сегментов; фиксирующая втулка содержит основание 20 и гильзу 21, соединенную с верхней частью основания 20; в центре основания 20 выполнено коническое отверстие 22, сужающееся сверху вниз; основание 20 расположено упирающимся в плоский подшипник 28; фиксирующий элемент содержит прижимной элемент 23 и соединительный элемент 24, соединенный с верхней частью прижимного элемента 23; внешняя контурная поверхность второго зажимного блока 19 соответствует коническому отверстию 22; второй зажимной блок 19, содержащий более двух сегментов, охватывает насосную штангу 3 снаружи в радиальном направлении и установлен в коническом отверстии 22; соединительный элемент 24 соединен с гильзой 21 резьбовым соединением; прижимной элемент 23 расположен упирающимся во второй зажимной блок 19 в направлении вниз; второй зажимной блок перемещается вниз под давлением фиксирующего элемента и входит в коническое отверстие фиксирующей втулки, при этом, с одной стороны, он охватывает насосную штангу с фиксацией насосной штанги, а с другой стороны, расширяет основание фиксирующей втулки для фиксации фиксирующей втулки; установка второй фиксирующей детали не требует дополнительной обработки для получения резьбы на насосной штанге, что не только делает удобной обработку, но и позволяет избежать повреждения соответствующей уплотнительной шайбы.
Каждый из подъемных узлов 29 содержит коробку 30 червячной передачи и винтовой шток 31; в области над редуктором 5 установлена опорная рама 32; коробка 30 червячной передачи и серводвигатель 33 установлены на опорной раме 32; винтовой шток 31 проходит в коробку 30 червячной передачи вертикально и введен в зацепление с червячным колесом в коробке 30 червячной передачи; верхний конец винтового штока соединен с поперечной балкой 13; червячные валы в коробках 30 червячной передачи двух подъемных узлов 29 синхронизированы посредством соединительного вала 6; серводвигатель соединен с одним из червячных валов для обеспечения синхронного движения двух подъемных узлов 29.
Интеллектуальная система добычи нефти дополнительно содержит упругий телескопический компонент, при этом упругий телескопический компонент содержит подвижную часть, неподвижную часть и упругую часть; подвижная часть жестко соединена с ротором 2, а неподвижная часть жестко соединена с насосной штангой 3; подвижная часть и неподвижная часть связаны скользящей посадкой в направлениях вверх и вниз с обеспечением возможности передачи крутящего момента на насосную штангу 3 и ротор 2; один конец упругого элемента расположен упирающимся в подвижную часть или ротор 2, а другой конец расположен упирающимся в неподвижную часть или насосную штангу 3, чтобы упруго сжиматься или расширяться в направлении скольжения подвижной части. Эластичная функция упругого элемента также может обеспечить эффективный контакт и уплотнение между внешней винтовой изогнутой поверхностью ротора и внутренней винтовой изогнутой поверхностью статора с поддержанием тем самым давления и эффективности насоса, обеспечением откачки песка и предотвращением забивания песком. Благодаря упругости упругого элемента упругого телескопического компонента можно избежать повреждения ротора в процессе сборки.
Подвижная часть представляет собой соединительный вал 6; неподвижная часть представляет собой соединительное гнездо 7; упругая часть представляет собой пружину 8; соединительный вал 6 вставлен в полость 9 соединительного гнезда 7 и выполнен с возможностью перемещения в осевом направлении соединительного гнезда 7 с передачей крутящего момента за счет взаимодействия с соединительным гнездом 7; пружина 8 расположена снаружи соединительного вала 6; один конец пружины 8 расположен упирающимся в ограничительную пластину 26 на нижнем конце соединительного гнезда 7, а другой конец расположен упирающимся в ступеньки 27 на нижнем конце соединительного вала 6 для обеспечения возможности упругого расширения и сжатия; конец ротора 2, расположенный рядом с соединительным валом 6, снабжен первым элементом 10 резьбового соединения, а конец соединительного вала 6, расположенный рядом с ротором 2, снабжен вторым элементом 11 резьбового соединения; первый элемент 10 резьбового соединения и второй элемент 11 резьбового соединения соединены с помощью резьбовой муфты 12; соединительное гнездо 7 выполнено за одно целое с насосной штангой 3 или жестко установлено на ней; упругий телескопический компонент дополнительно содержит ограничительный элемент, предотвращающий отделение соединительного вала 6 от соединительного гнезда 7; ограничительный элемент содержит первый внешний фланец 25 и ограничительную пластину 26; первый внешний фланец 25 соединен с концом соединительного вала 6, расположенным радом с соединительным гнездом 7, и выступает наружу в направлении диаметра; ограничительная пластина 26 соединена с концом соединительного гнезда 7, расположенным рядом с соединительным валом 6, и выступает внутрь в направлении диаметра; первый внешний фланец 11 взаимодействует с ограничительной пластиной 14 с предотвращением отделения соединительного вала 6 от соединительного гнезда 12; конец соединительного вала 6, расположенный рядом с первым внешним фланцем 25, снабжен внешними зубьями, а ограничительная пластина 26 снабжена внутренними зубьями; внешние зубья входят в зацепление с внутренними зубьями, то есть соединительный вал 6 и ограничительная пластина 26 соединены шлицевой посадкой; на соединительном валу 6 выполнена ступенька 27, которая взаимодействует с ограничительной пластиной 26, для предотвращения излишнего сжатия пружины 15 во время сборки, а также для защиты пружины 15 и обеспечения эффективности пружины 15. Соединительное гнездо выполнено за одно целое с нижним концом насосной штанги или жестко установлено на нем, при этом неподвижная установка может обеспечиваться резьбовыми элементами для обеспечения возможности отсоединения.
Контроллер представляет собой контроллер PLC KV-7000 (Keyence); датчик потока представляет собой датчик потока LWGYC (Northess); датчик крутящего момента представляет собой датчик скорости крутящего момента ZJ-A (Lanling Electric); элемент для определения уровня жидкости представляет собой эхолокационный элемент для определения уровня жидкости (ECHOMETER, Техас, США); анализатор нефти в воде представляет собой анализатор нефти в воде Teledyne 6600; первая трубопроводная арматура и вторая трубопроводная арматура представляют собой электромагнитные клапаны или электрические клапаны. Вышеуказанные контроллер, датчик потока, датчик крутящего момента, датчик давления, элемент для определения уровня жидкости, анализатор нефти в воде и запоминающее устройство могут также представлять собой другие модели, которые доступны для приобретения в этой области. В других вариантах осуществления датчик крутящего момента заменен датчиком тока или предусмотрен дополнительный датчик тока. Датчик тока предназначен для контроля тока приводного устройства для выкачивания и подает контролируемый сигнал тока обратно на контроллер. Контроллер оценивает условия работы приводного устройства для выкачивания в соответствии с силой тока, а затем выполняет регулировку. Основная причина того, что ток большой, заключается в том, что трение между ротором и статором является большим или имеет место застревание песка, Затем в контроллер подается сигнал, который незамедлительно обрабатывается, чтобы избежать производственных аварий, и тем самым повышается безопасность нефтяных скважин.