RU2800620C1 - Статор винтового героторного насоса - Google Patents

Abstract

Изобретение относится к одновинтовым героторным насосам с парами металл-металл, размещаемым в скважинах нефтяных месторождений. Статор 1 одновинтового героторного насоса выполнен из твердого металла с внутренней поверхностью 3 в форме геликоида и множеством внутренних винтовых пазов 5 на поверхности 3. Статор 1 предназначен для установки ротора с возможностью зацепления внутренними винтовыми впадинами 7 с винтовыми зубьями ротора при его вращении. Статор 1 имеет на одну впадину 7 больше, чем число зубьев ротора. Каждый паз 5 выполнен с полукруглым профилем поперечного сечения. Меридианная плоскость поперечного сечения каждого паза 5 расположена по касательной к огибающей поверхности 3, идентичной теоретическому профилю поперечного сечения поверхности 3. Отношение высоты пазов 5 к диаметру окружности впадин 7 находится в диапазоне от 0,15 до 0,55. Отношение шага пазов 5 к высоте пазов 5 находится в диапазоне от 2,2 до 10,2. Изобретение направлено на повышение ресурса и надежности одновинтовых насосов. 5 ил.

Description

Изобретение относится к одновинтовым героторным насосам с парами металл-металл, размещаемым в скважинах нефтяных месторождений.

Винтовые героторные насосы для добычи нефти (известные под названием Progressing Cavity Pump, РСР или насосы Муано) появились в 30-е годы XX века во Франции, а винтовые героторные насосы для добычи нефти (известные под названием Metal-to-Metal Progressing Cavity Pump) появились в 20-е годы XXI века в Канаде и США.

Для такой системы необходима надежная работа с длительным ресурсом. Скорость износа гидравлических насосов становится прогрессирующей при высоком содержании песка и/или обратном выносе проппанта. Практика показала, что большинство отказов героторных гидравлических насосов происходит из-за износа и разрушения обкладки из эластомера в статоре. Обкладки из эластомера в статоре обычно выходят из строя (отказ насоса - "клин" или "отсутствие подачи") из-за высоких механических нагрузок, износа вследствие эрозии и истирания, несовместимости жидкостей, высокой температуры, шламования рабочих пар песком и/или парафинами.

При работе с высоким перепадом давления и прогрессирующей эрозии внутренние утечки увеличиваются, производительность системы снижается, а ресурс уменьшается. Применением гидравлического принципа работы является винтовой героторный насос для подъема нефти из продуктивного пласта на поверхность через насосно-компрессорные трубы (НКТ).

Для такого применения ротор насоса может приводиться в действие погружным двигателем в скважине (для глубинного насоса) или поверхностным агрегатом, вращающим шток, соединенный с ротором насоса.

На промыслах России применяют винтовые насосы компаний KUDU (СА), NETZSCH (DE), Weatherford (US), Schoeller-Bleckmann (AU), Schlumberger (US), Радиус-Сервис (RU).

В России месторождения высоковязкой нефти (вязкость более 30 мПа⋅с) расположены в Западно-Сибирской (55%), Волго-Уральской (25%) и Тимано-Печорской (20%) нефтегазоносных провинциях (НГП), ее геологические запасы оцениваются в диапазоне от 8,5 до 11,0 млрд. т.

В настоящее время нефть классифицируют согласно ГОСТ Р51858-2002 (табл. 1.1-1.4):

- по содержанию парафинов, более 6% - высокопарафинистая;

- по содержанию асфальтенов и смол, более 15% - высокосмолистая;

- по плотности нефти при 20°С, более 895 кг/м³ - битуминозная;

- по вязкости нефти более 30 мПа⋅с - высоковязкая.

Высоковязкие нефти делятся на три группы: первая группа характеризуется изменением вязкости в диапазоне от 30 до 100 мПа⋅с и плотности от 834 до 929 кг/м³, вторая группа характерезуется изменением вязкости в диапозоне от 100 до 500 мПа⋅с и плотности в диапазоне от 882 до 955 кг/м³, и третья группа характерезуется изменением вязкости выше 500 мПа с и плотностью ≥934 кг/м³.

Известен винтовой насос, содержащий статор, имеющий сквозное отверстие, образованное охватывающей двухзаходной косозубой шестерней с заданным шагом и опережением, взаимодействующий ротор, образованный охватываемой однозаходной косозубой шестерней, имеющей одинаковый заданный шаг, эксцентриситет и меньший диаметр, а также приводное устройство, обеспечивающее вращение упомянутого ротора и движение по орбите относительно упомянутого статора, при этом отношение эксцентриситета е зубчатого колеса ротора к его наименьшему диаметру d находится в диапазоне от 1 до 5,2, а отношение эксцентриситета е зубчатого зацепления ротора к шагу статора р s находится в диапазоне от 1 до 15 (US 6220837, 24.04.2001).

Известный винтовой насос приспособлен для перекачивания смесей жидкость/твердое вещество с содержанием твердых частиц около 50%, имеет однозаходный винтовой ротор и двухзаходный винтовой канал статора, при этом отношение эксцентриситета ротора к его меньшему диаметру составляет примерно 1:4,9, а отношение эксцентриситета ротора к шагу статора составляет примерно 1:13,3.

Известный винтовой насос приспособлен для перекачки взрывчатых смесей, содержащих жидкий и твердый компоненты.

Насосная секция содержит статор и ротор. Статор представляет собой цилиндр из податливого материала, например, резины, с осевым отверстием, имеющим внутреннюю двухзаходную винтовую зубчатую поверхность.

Ротор представляет собой удлиненный стержень, наружная поверхность которого обработана с образованием охватываемой однозаходной косозубой шестерни, соответствующей охватывающей поверхности шестерни статора.

Ротор может быть изготовлен из нержавеющей стали или углеродистой стали с покрытием из твердого хрома. Поверхности статора и винтовой шестерни имеют одинаковый шаг, но поверхность шестерни статора имеет вдвое больший эксцентриситет, чем поверхность шестерни ротора.

Поскольку охватывающая шестерня на статоре имеет два захода, ее опережение р s в два раза больше, чем опережение р r охватываемой шестерни на роторе. Привод от входного вала передается на ротор насосной секции.

Орбитальное движение обеспечивается удлиненным приводным валом, который имеет определенную степень гибкости. Вращение и движение по орбите ротора относительно статора вызывает перемещение полостей, образованных между шестернями, от впускной камеры к выходу.

Недостатком известной конструкции (при ее использовании для добычи нефти) является неполная возможность насосной подачи смеси высоковязкой нефти с высокой долей твердых частиц при эксплуатация скважин с большим содержанием механических примесей, например, при выносе механических примесей (песка) от 500 до 6000 мг/л, при объеме фракций, обладающих высокими абразивными свойствами, составляющем около 70%, а также высокая вероятность прекращения работы насоса (отказ насоса - "клин" или "отсутствие подачи") вследствие высокой вязкости нефти от 1000 до 10000 мПа⋅с и высокой вероятности закупорки полостей песком, водопоглощающими материалами и/или асфальто-смоло-парофиновыми отложениями (АСПО), взвешенными в жидкости.

Эта проблема обостряется при наличии в гидросистеме пары металл-металл. Когда скважинный насос не работает - существует риск осаждения взвешенных частиц на неработающем насосе, при этом концентрация песка, водопоглощающих материалов и/или асфальто-смоло-парофиновых отложений (АСПО) может стать настолько высокой, что после остановки насоса невозможно запустить его вновь.

Известен винтовой насос, предназначенный для передачи энергии жидкости, содержащий корпус, статор и ротор с металлической наружной поверхностью, указанный ротор расположен внутри указанного статора, при этом статор содержит по меньшей мере две части: первую часть, изготовленную из металла и контактирующую с внешней поверхностью ротора, и вторую часть, расположенную между внутренней стенкой корпуса и первой частью, при этом указанная вторая часть выдерживает напряжение воздействующей первой части на ротор, чтобы получить прирост давления, необходимый для перекачиваемой жидкости (US 6336796, 08.01.2002).

Недостатком известной конструкции при ее использовании для добычи высоковязкой нефти является неполная возможность насосной подачи смеси нефти с высокой долей твердых частиц при эксплуатация скважин с большим содержанием механических примесей, например, при выносе механических примесей (песка) от 500 до 6000 мг/л, при объеме фракций, обладающих высокими абразивными свойствами, составляющем около 70%, а также высокая вероятность прекращения работы насоса (отказ насоса - "клин" или "отсутствие подачи") вследствие высокой вязкости продукции от 1000 до 10000 мПа⋅с и высокой вероятности закупорки полостей песком, водопоглощающими материалами и/или асфальто-смоло-парофиновыми отложениями (АСПО), взвешенными в жидкости.

Эта проблема обостряется при наличии в гидросистеме пары металл-металл. Когда скважинный насос не работает - существует риск осаждения взвешенных частиц на неработающем насосе, при этом концентрация песка, водопоглощающих материалов и/или асфальто-смоло-парофиновых отложений (АСПО) может стать настолько высокой, что после остановки насоса невозможно запустить его вновь.

Известен статор насосной системы с поступательной полостью для прорыва газа, включающий множество металлических пластин с отверстиями, которые смещены при вращении, образуя канал обмотки ротора для приема ротора устройства с поступательной полостью, слой эластомера, предусмотренный на краях отверстий металлических пластин в канале обмотки ротора, и отверстие для выхода газа, проходящее через некоторые из металлических пластин и изолированное от канала обмотки ротора слоем эластомера, при этом отверстие для выхода газа позволяет газу между металлическими пластинами выходить из статора (US 9850897, 26.12.2017).

В известном устройстве статора отверстие для выпуска газа образовано дополнительными отверстиями в металлических пластинах, при этом дополнительные отверстия смещены при вращении, образуя спиральное отверстие для выхода газа через статор, причем отверстие для выпуска газа включает в себя множество спиральных отверстий для выпуска газа через статор.

Недостатком известной конструкции при ее использовании для добычи высоковязкой нефти является неполная возможность насосной подачи смеси нефти с высокой долей твердых частиц при эксплуатация скважин с большим содержанием механических примесей, например, при выносе механических примесей (песка) от 500 до 6000 мг/л, при объеме фракций, обладающих высокими абразивными свойствами, составляющем около 70%, а также высокая вероятность прекращения работы насоса (отказ насоса - "клин" или "отсутствие подачи") вследствие высокой вязкости продукции от 1000 до 10000 мПа⋅с и высокой вероятности закупорки полостей песком, водопоглощающими материалами и/или асфальто-смоло-парофиновыми отложениями (АСПО), взвешенными в жидкости.

Известна гидравлическая машина с последовательной полостью, содержащая многолопастной ротор и статор спиралевидной формы без эластомерного покрытия, установленный с зазором, при этом указанный статор выполнен из твердого металла, сплава, керамики или композитного материала, при этом указанный зазор составляет от 0,05 мм до 0,5 мм, и при этом поверхность ротора или поверхность статора содержит канавку, размеры которой составляют ширину от 5 мм до 10 мм и глубину от 0,05 мм до 10 мм. (US 9051780, 09.06.2015).

Предложена конструкция гидромашины с малым зазором между сплошным ротором и сплошным статором. Величина зазора зависит от свойств жидкости, транспортируемой через машину. Минимальный зазор выбран в соответствии с технологией изготовления и сборки ротора в статоре. Кроме того, минимального зазора достаточно для прохождения большинства мелких частиц, ожидаемых в жидкости, что снижает шламование песком, истирание и эрозию, вызванные потоком частиц с высокими скоростями.

Для работы с частицами крупнее зазора через лопасти ротора или статора равномерно расположен ряд специальных каналов, гидравлически соединяющих соседние полости, расположенные по обеим сторонам лопастей. Поток проходит через зазор, но также проходит и по этим каналам, промывая полости при работе двигателя.

Недостатком известной конструкции при ее использовании для добычи высоковязкой нефти является неполная возможность насосной подачи смеси нефти с высокой долей твердых частиц при эксплуатация скважин с большим содержанием механических примесей, например, при выносе механических примесей (песка) от 500 до 6000 мг/л, при объеме фракций, обладающих высокими абразивными свойствами, составляющем около 70%, а также высокая вероятность прекращения работы насоса (отказ насоса - "клин" или "отсутствие подачи") вследствие высокой вязкости продукции от 1000 до 10000 мПа⋅с и высокой вероятности закупорки полостей песком, водопоглощающими материалами и/или асфальто-смоло-парофиновыми отложениями (АСПО), взвешенными в жидкости.

Эта проблема обостряется при наличии в гидросистеме пары металл-металл. Когда скважинный насос не работает - существует риск осаждения взвешенных частиц на неработающем насосе, при этом концентрация песка, водопоглощающих материалов и/или асфальто-смоло-парофиновых отложений (АСПО) может стать настолько высокой, что после остановки насоса невозможно запустить его вновь.

Известен винтовой героторный насос типа "металл-металл", в котором статор выполнен из твердого металла с внутренней поверхностью в форме геликоида, предназначенный для установки ротора, размещенного с возможностью вращения внутри статора, который расширяет диапазон применения в высокотемпературных скважинах, способные выдерживать забойные температуры 660°С, https://www.vibtis.al/product-to-metal-mtm/.

Известный винтовой героторный насос идеально подходит для работы с горячей нефтью при термических методах добычи, таких, как парогравитационный дренаж (SAGD) и циклическая обработка паром (CSS).

Недостатком известной конструкции при ее использовании для добычи высоковязкой нефти является неполная возможность насосной подачи текучей среды, например, при выносе механических примесей (песка) от 500 до 6000 мг/л, при объеме фракций, обладающих высокими абразивными свойствами, составляющем около 70%, а также высокая вероятность прекращения работы насоса (отказ насоса - "клин" или "отсутствие подачи") вследствие высокой вероятности закупорки полостей песком и/или асфальто-смоло-парофиновыми отложениями (АСПО), взвешенными в нефти, преимущественно при содержании парафинов более 15%.

Известен скважинный инструмент, содержащий: прогрессивную полостную секцию со статором и ротором; в котором статор сформирован из единого цельного блока материала, и статор имеет длину не менее пятидесяти дюймов, определяемую между осевыми краями статора; в котором контактирующие с ротором поверхности статора и контактирующие со статором поверхности ротора являются жесткими и не изгибаются при использовании при забойных температурах; в котором контактные поверхности статора и ротора выполнены из металла; в котором статор формируется с помощью электрохимической обработки (ЭХО) для структурирования контактирующих с ротором поверхностей статора для достижения достаточно узкого зазора или посадки с отрицательным натягом с ротором для формирования эффективного насосного уплотнения без заедания прогрессивной секции полости при использовании (US 10676992, 09.06.2020), патентообладатель - Infocus Energy Services Inc. (CA).

Недостатком известной конструкции при ее использовании для добычи высоковязкой нефти из скважины является неполная возможность насосной подачи смеси высоковязкой нефти с высокой долей твердых частиц при эксплуатация скважин с большим содержанием механических примесей, например, при выносе механических примесей (песка) от 500 до 6000 мг/л, при объеме фракций, обладающих высокими абразивными свойствами, составляющем около 70%, а также высокая вероятность прекращения работы насоса (отказ насоса - "клин" или "отсутствие подачи") вследствие высокой вязкости продукции от 1000 до 10000 мПа⋅с и высокой вероятности закупорки полостей песком, водопоглощающими материалами и/или асфальто-смоло-парофиновыми отложениями (АСПО), взвешенными в жидкости.

Эта проблема обостряется при наличии в гидросистеме пары металл-металл. Когда скважинный насос не работает - существует риск осаждения взвешенных частиц на неработающем насосе, при этом концентрация песка, водопоглощающих материалов и/или асфальто-смоло-парофиновых отложений (АСПО) может стать настолько высокой, что после остановки насоса невозможно запустить его вновь.

Наиболее близким к заявляемому изобретению является статор одновинтового героторного насоса, в котором статор выполнен из твердого металла с внутренней поверхностью, выполненной в форме геликоида, предназначенный для установки ротора, размещенного с возможностью вращения внутри статора и имеющего на один винтовой зуб меньше, чем число впадин статора, причем винтовые зубья ротора способны входить в зацепление с внутренними винтовыми впадинами статора при вращении ротора, при этом внутренняя поверхность статора, выполненная в форме геликоида, выполнена с множеством внутренних винтовых пазов (US 8905733 В2, 09.12.2014).

Недостатком известной конструкции при ее использовании для добычи высоковязкой нефти из скважины является неполная возможность насосной подачи смеси высоковязкой нефти с высокой долей твердых частиц при эксплуатация скважин с большим содержанием механических примесей, например, при выносе механических примесей (песка) от 500 до 6000 мг/л, при объеме фракций, обладающих высокими абразивными свойствами, составляющем около 70%, а также высокая вероятность прекращения работы насоса (отказ насоса - "клин" или "отсутствие подачи") вследствие высокой вязкости продукции от 1000 до 10000 мПа⋅с и высокой вероятности закупорки полостей песком, водопоглощающими материалами и/или асфальто-смоло-парофиновыми отложениями (АСПО), взвешенными в жидкости.

Эта проблема обостряется при наличии в гидросистеме пары металл-металл. Когда скважинный насос не работает - существует риск осаждения взвешенных частиц на неработающем насосе, при этом концентрация песка, водопоглощающих материалов и/или асфальто-смоло-парофиновых отложений (АСПО) может стать настолько высокой, что после остановки насоса невозможно запустить его вновь.

Технический результат, который обеспечивается изобретением, заключается в повышении ресурса и надежности одновинтовых насосов с парами металл-металл, размещаемых в скважине для добычи высоковязкой, высокопарафинистой нефти с большим содержанием механических примесей за счет пропускания через насос абразивных частиц, размеры которых превышают зазор по контактной кривой между винтовой поверхностью ротора и внутренней поверхностью статора, а также за счет предотвращения шламования насоса парафинами путем дробления и продавливания винтовой поверхностью ротора парафинов через множество внутренних винтовых пазов на внутренней поверхности статора, а также за счет промывки парафинов через множество внутренних винтовых пазов на внутренней поверхности статора.

Другой технический результат, который обеспечивается изобретением, заключается в повышении ресурса одновинтовых насосов с парами металл-металл за счет уменьшения крутящего момента на преодоление трения в насосе путем создания турбулентного потока текучей среды - высоковязкой, высокопарафинистой нефти вдоль винтовых пазов на внутренней поверхности статора, снижения механических нагрузок, уменьшения износа вследствие эрозии и истирания.

Сущность технического решения заключается в том, что в статоре одновинтового героторного насоса, характеризующемся тем, что выполнен из твердого металла с внутренней поверхностью в форме геликоида и множеством внутренних винтовых пазов на внутренней поверхности статора, предназначенном для установки ротора с возможностью зацепления внутренними винтовыми впадинами с винтовыми зубьями ротора при его вращении, и имеющем на одну впадину больше, чем число зубьев ротора, согласно изобретению каждый внутренний винтовой паз выполнен с полукруглым профилем поперечного сечения, а меридианная плоскость поперечного сечения каждого внутреннего винтового паза расположена по касательной к огибающей внутренней поверхности статора, идентичной теоретическому профилю поперечного сечения внутренней поверхности статора, при этом отношение высоты h внутренних винтовых пазов к диаметру d окружности впадин статора находится в диапазоне от 0,15 до 0,55, а отношение шага t внутренних винтовых пазов к высоте h внутренних винтовых пазов находится в диапазоне от 2,2 до 10,2.

Выполнение статора одновинтового героторного насоса таким образом, что каждый внутренний винтовой паз выполнен с полукруглым профилем поперечного сечения, а меридианная плоскость поперечного сечения каждого внутреннего винтового паза расположена по касательной к огибающей внутренней поверхности статора, идентичной теоретическому профилю поперечного сечения внутренней поверхности статора, при этом отношение высоты h внутренних винтовых пазов к диаметру d окружности впадин статора находится в диапазоне от 0,15 до 0,55, а отношение шага t внутренних винтовых пазов к высоте h внутренних винтовых пазов находится в диапазоне от 2,2 до 10,2, обеспечивает повышение ресурса и надежности одновинтовых насосов с парами металл-металл, размещаемых в скважине для добычи высоковязкой (по вязкости нефти более 30 мПа⋅с ), высокопарафинистой нефти (по содержанию парафинов, более 6%), за счет пропускания через насос абразивных частиц, размеры которых превышают зазор по контактной кривой между винтовой поверхностью ротора и внутренней поверхностью статора, а также за счет предотвращения шламования насоса парафинами путем дробления и продавливания винтовой поверхностью ротора парафинов через множество внутренних винтовых пазов на внутренней поверхности статора, а также за счет промывки парафинов через множество внутренних винтовых пазов на внутренней поверхности статора, а также за счет уменьшения крутящего момента на преодоление трения в насосе путем создания турбулентного потока текучей среды - высоковязкой, высокопарафинистой нефти вдоль винтовых пазов на внутренней поверхности статора, снижения механических нагрузок, уменьшения износа вследствие эрозии и истирания.

Существенный признак: "отношение высоты h внутренних винтовых пазов к диаметру d окружности впадин статора находится в диапазоне от 0,15 до 0,55, а отношение шага t внутренних винтовых пазов к высоте h внутренних винтовых пазов находится в диапазоне от 2,2 до 10,2, определен верхней и нижней границей вязкости высоковязкой нефти, а также содержанием механических примесей, например, при выносе механических примесей (песка) от 500 до 6000 мг/л, при объеме фракций, обладающих высокими абразивными свойствами, составляющем около 70%, а также высокой вязкости продукции от 1000 до 10000 мПа⋅с , водопоглощающих материалов и/или асфальто-смоло-парофиновых отложений (АСПО) для осуществления пары статор-ротор, универсальной для стандартных и сложных условий: температуры (до 160°С), номинального напора (от 600 до 3000 метров водяного столба).

Диапазон отношения высоты h внутренних винтовых пазов к диаметру d окружности впадин статора, а именно превышающий 0,55, относится к малым диаметрам окружности впадин статора, в то время как меньшие значения отношения высоты h внутренних винтовых пазов к диаметру d окружности впадин статора, а именно меньше 0,15, относятся к большим диаметрам окружности впадин статора.

При применении значений отношения высоты h внутренних винтовых пазов к диаметру d окружности впадин статора, а именно меньше 0,15, высота пазов h становится очень малой, что приводит к невозможности их изготовления методом электрохимической обработки (эрозионный размыв пазов), при этом пазы содержат множество поверхностных дефектов и перестают выполнять свою функцию - повышении ресурса одновинтовых насосов с парами металл-металл за счет уменьшения крутящего момента на преодоление трения в насосе путем создания турбулентного потока текучей среды - высоковязкой, высокопарафинистой нефти вдоль винтовых пазов на внутренней поверхности статора, снижения механических нагрузок, уменьшения износа вследствие эрозии и истирания.

Диапазон отношения высоты h внутренних винтовых пазов к диаметру d окружности впадин статора, а именно превышающий значение 0,55, приводит к большим размерам впадин, высота пазов h становится существенной, что приводит к появлению свободного перетока перекачиваемой жидкости из полостей нагнетания в полости всасывания, что снижает КПД насоса.

Диапазон отношения шага t внутренних винтовых пазов к высоте h внутренних винтовых пазов, а именно более 10,2, относятся к малым диаметрам окружности, в то время как меньшие значения отношение шага t внутренних винтовых пазов к высоте h внутренних винтовых пазов, а именно менее 2,2, относятся к большим диаметрам окружности впадин статора.

В диапазоне отношения шага t внутренних винтовых пазов к высоте h внутренних винтовых пазов, а именно менее 2,2, количество шагов становится излишним, что приводит к невозможности их изготовления методом электрохимической обработки (эрозионный размыв пазов).

Диапазон отношения шага t внутренних винтовых пазов к высоте h внутренних винтовых пазов, а именно более 10,2, относится к большим размерам впадин статора, количество шагов t внутренних винтовых пазов становится минимальным и недостаточным для выполнения своей функции - повышения ресурса одновинтовых насосов с парами металл-металл за счет уменьшения крутящего момента на преодоление трения в насосе путем создания турбулентного потока текучей среды - высоковязкой, высокопарафинистой нефти вдоль винтовых пазов на внутренней поверхности статора, снижения механических нагрузок, уменьшения износа вследствие эрозии и истирания.

Ниже изображен лучший вариант статора винтовой героторной гидромашины, а именно одновинтового насоса SN.RS8K1200L1T95T04N1 для добычи высоковязкой (по вязкости нефти более 30 мПа⋅с ), высокопарафинистой нефти (по содержанию парафинов более 15%).

На фиг. 1 изображен продольный разрез статора одновинтового героторного насоса.

На фиг. 2 изображено поперечное сечения статора одновинтового насоса, множество внутренних винтовых пазов с полукруглым профилем поперечного сечения на внутренней поверхности статора.

На фиг. 3 изображен элемент I на фиг. 2 внутренних винтовых пазов с полукруглым профилем поперечного сечения на внутренней поверхности статора.

На фиг. 4 изображен продольный разрез одновинтового насоса в сборе с винтовым ротором и шарнирной муфтой для привода ротора насоса.

На фиг. 5 изображен разрез А-А на фиг. 4 поперек статора одновинтового насоса в сборе с винтовым ротором.

Статор 1 одновинтового героторного насоса 2, характеризующийся тем, что выполнен из твердого металла, например, из стали 40ХНМА ГОСТ 4543-71 [предел текучести σ_0,2 (МПа) 685, предел прочности σ_в (МПа) 835, твердость НВ 285÷370] с внутренней поверхностью 3 в форме геликоида 4, и множеством внутренних винтовых пазов 5 на внутренней поверхности 3 статора 1, предназначен для установки ротора 6 с возможностью зацепления внутренними винтовыми впадинами 7 с винтовыми зубьями 8 ротора 6 при его вращении, и имеет на одну впадину 7 больше, чем число зубьев 8 ротора 6, изображено на фиг. 1, 2, 4, 5.

На каждом краю 9 и 10 статора 1 выполнена резьба 11 и, соответственно, 12, например, НКТ В-60х3. 175x1:16 ГОСТ633-80, изображено на фиг. 1, 4.

Каждый внутренний винтовой паз 5 выполнен с полукруглым профилем 13 поперечного сечения, а меридианная плоскость 14 поперечного сечения каждого внутреннего винтового паза 5 расположена по касательной к огибающей 15 внутренней поверхности 3 статора 1, идентичной теоретическому профилю 16 поперечного сечения внутренней поверхности 3 статора 1, изображено на фиг. 2, 3.

Отношение высоты 17, h внутренних винтовых пазов 5 к диаметру 18, d окружности впадин 7 статора 1 находится в диапазоне от 0,15 до 0,55, а отношение шага 19, t внутренних винтовых пазов 5 к высоте 17, h внутренних винтовых пазов 5 находится в диапазоне от 2,2 до 10,2, изображено на фиг. 2, 3.

Кроме того, поз. 20 - центральная продольная ось статора 1; поз. 21 - центральная продольная ось ротора 6; поз. 22, е - эксцентриситет зубчатого зацепления однозаходного винтового ротора 6 относительно двухзаходного винтового статора 1 одновинтового насоса 2, число внутренних винтовых впадин 7 на единицу больше, чем число зубьев 8 ротора 6, изображено на фиг. 1, 2, 4, 5.

Кроме того, поз. 23 - шарнирная муфта для привода ротора 6 насоса 2, поз. 24 - направление насосной подачи текучей среды (нефти) из продуктивного пласта на поверхность через насосно-компрессорные трубы (НКТ), поз. 25 - множество аксиально движущихся камер между профилем (винтовыми зубьями 8) однозаходного винтового ротора 6 и профилем 3, 4 двухзаходного винтового статора 1, изображено на фиг. 4.

Ход 26, Т (или шаг P_z) винтовой линии каждой впадины 7 статора 1 равен расстоянию по соосной поверхности между двумя положениями точки, образующей линию впадины 7 в статоре 1, соответствующими ее полному обороту вокруг центральной продольной оси 20 статора 1, показано, например, в ГОСТ 16530-83, стр. 17, изображено на фиг. 4.

Количество ходов 26, Т винтовой пары определяет потенциальное давление, которое одновинтовой винтовой насос может развить (номинальный напор в метрах водяного столба), а объем аксиально движущихся замкнутых камер 25 и скорость вращения ротора 6 определяют производительность насоса.

Кроме того, поз.27 - камера всасывания; поз.28 - камера нагнетания, изображено на фиг. 4.

Статор 1 имеет длину 6400 мм, внутренняя поверхность в форме геликоида и множество внутренних винтовых пазов на внутренней поверхности статора выполнены методом электрохимической обработки на установке ЭХО, компании "Радиус-Сервис" (RU), входящей в состав "Шлюмберже" (US), (патенты RU 2578895, RU 2710092).

Одновинтовой насос, в котором статор выполнен из твердого металла с внутренней поверхностью, выполненной в форме геликоида, предназначенный для установки винтового ротора, работает следующим образом.

Основным рабочим органом винтового насоса 2 является героторная винтовая пара, в которой статор 1 выполнен из твердого металла с внутренней поверхностью 3, выполненной в форме геликоида 4, предназначенный для установки ротора 6, размещенного с возможностью вращения внутри статора 1 и имеющего на один винтовой зуб 8 меньше, чем число впадин 7 статора 1, при этом, по линии смыкания винтовой поверхности ротора 6, размещенного с возможностью вращения внутри статора 1, возникают герметично замкнутые камеры 25, а именно камеры 27 всасывания и камеры 28 нагнетания, которые при вращении ротора 6 продвигаются по стрелке 24 для подъема текучей среды (нефти) из продуктивного пласта на поверхность через насосно-компрессорные трубы (НКТ).

Размеры однозаходного винтового ротора 6 и двухзаходного винтового статора 1 выбирают так, чтобы ротор 6 входил в статор 1 с зазором в диапазоне от 0,2 до 0,5 мм. Ось 21 однозаходного винтового ротора 6 и ось 20 двухзаходного винтового статора 1 в одновинтовом насосе 2 смещены на расстояние эксцентриситета 22, е (в интервале от 2 до 10 мм).

Однозаходный винтовой ротор 6 при вращении, обкатываясь по двухзаходным винтовым впадинам 7 статора 1, совершает планетарное движение.

При повороте ротора 6 относительно неподвижной системы координат на некоторый угол (абсолютное движение), его ось 21 поворачивается по круговой траектории с радиусом, равным эксцентриситету 22, е, в противоположном направлении (переносное движение) на угол, кратный числу заходов ротора 6.

Из-за эксцентриситета 22, е ротора 6 и статора 1 ротор 6 винтового насоса 2 соединен с валом приводного двигателя не напрямую, а через промежуточное звено - шарнирную муфту 23.

Таким образом, одновинтовой насос 2 представляет собой винтовой героторный механизм с сопряжением и переменными условиями касания, для которого характерно непрерывное изменение контактных напряжений и скоростей скольжения при движении ротора 6.

По принципу действия одновинтовые насосы относятся к объемным роторным гидромашинам. Между статором 1 и ротором 6 образуются герметичные камеры: камеры 27 всасывания и камеры 28 нагнетания, перемещающиеся по стрелке 24 при вращении ротора 6 вдоль продольной оси 20 статора 1 от стороны 10 низкого давления (всасывания) к стороне 9 высокого давления (нагнетания).

Для создания разобщенных между собой камер 27 всасывания и камер 28 нагнетания необходимо и достаточно выполнение следующих условий:

- внутренняя поверхностью 3, выполненная в форме геликоида 4 (винтовая поверхность 3 статора 1) и винтовая поверхность 8 ротора 6 должны иметь одинаковое направление (правое или левое);

- число заходов однозаходного винтового ротора 6 и двухзаходного винтового статора 1 должно различаться на единицу, т.е. для однозаходного винтового ротора 6 статор 1 должен быть выполнен двухзаходным;

- соотношение ходов (шагов) винтовых поверхностей статора 1 и ротора 6 должно быть пропорционально соотношению чисел их зубьев, т.е. для однозаходного ротора 6 равно двум;

- длина рабочих органов должна быть не менее хода 26, Т статора 1;

- профили ротора 6 и статора 1 должны быть взаимоогибаемы и находиться в непрерывном контакте во время зацепления.

Расходно-напорные характеристики одновинтового насоса 2 не являются жесткими, поскольку зависят от утечек перекачиваемой среды - высоковязкой (по вязкости нефти более 30 мПа⋅с ), высокопарафинистой нефти (по содержанию парафинов, более 6%) из камер 28 нагнетания в камеры 27 всасывания через внутреннюю поверхность 3 статора 1.

При контакте винтовых зубьев 8 ротора 6 с внутренней поверхностью 3 статора 1, выполненной в форме геликоида 4, а также с множеством внутренних винтовых пазов 5 на внутренней поверхности 3 статора 1, предназначенного для установки ротора 6 с возможностью зацепления внутренними винтовыми впадинами 7 с винтовыми зубьями 8 ротора 6 при его вращении, и имеющего на одну впадину 7 больше, чем число зубьев 8 ротора 6, причем каждый внутренний винтовой паз 5 статора 1 выполнен с полукруглым профилем 13 поперечного сечения, а меридианная плоскость 14 поперечного сечения каждого внутреннего винтового паза 5 расположена по касательной к огибающей 15 внутренней поверхности 3 статора 1, идентичной теоретическому профилю 16 поперечного сечения внутренней поверхности 3 статора 1, при этом отношение высоты 17, h внутренних винтовых пазов 5 к диаметру 18, d окружности впадин 7 статора 1 находится в диапазоне от 0,15 до 0,55, а отношение шага 19, t внутренних винтовых пазов 5 к высоте 17, h внутренних винтовых пазов 5 находится в диапазоне от 2,2 до 10,2, обеспечивается повышение ресурса и надежности одновинтовых насосов с парами металл-металл, размещаемых в скважине для добычи высоковязкой (по вязкости нефти более 30 мПа⋅с ), высокопарафинистой нефти (по содержанию парафинов, более 6%), за счет пропускания через насос абразивных частиц, размеры которых превышают зазор по контактной кривой между винтовой поверхностью 8 ротора 6 и внутренней поверхностью 3 статора 1, а также за счет предотвращения шламования насоса 2 парафинами путем дробления и продавливания винтовой поверхностью 8 ротора 6 парафинов через множество внутренних винтовых пазов 5 на внутренней поверхности 3 статора 1.

Изобретение повышает ресурс и надежность одновинтовых насосов с парами металл-металл, размещаемым в скважинах нефтяных месторождений, за счет пропускания через насос абразивных частиц, размеры которых превышают зазор по контактной кривой между винтовой поверхностью ротора и внутренней поверхностью статора, предотвращает шламование насоса парафинами путем дробления и продавливания винтовой поверхностью ротора парафинов через множество внутренних винтовых пазов на внутренней поверхности статора, а также уменьшает крутящий момент на преодоление трения в насосе путем создания турбулентного потока текучей среды - высоковязкой, высокопарафинистой нефти вдоль винтовых пазов на внутренней поверхности статора.

Claims (1)

1. Статор одновинтового героторного насоса, характеризующийся тем, что выполнен из твердого металла с внутренней поверхностью в форме геликоида и множеством внутренних винтовых пазов на внутренней поверхности статора, предназначен для установки ротора с возможностью зацепления внутренними винтовыми впадинами с винтовыми зубьями ротора при его вращении и имеет на одну впадину больше, чем число зубьев ротора, отличающийся тем, что каждый внутренний винтовой паз выполнен с полукруглым профилем поперечного сечения, а меридианная плоскость поперечного сечения каждого внутреннего винтового паза расположена по касательной к огибающей внутренней поверхности статора, идентичной теоретическому профилю поперечного сечения внутренней поверхности статора, при этом отношение высоты h внутренних винтовых пазов к диаметру d окружности впадин статора находится в диапазоне от 0,15 до 0,55, а отношение шага t внутренних винтовых пазов к высоте h внутренних винтовых пазов находится в диапазоне от 2,2 до 10,2.

Images