水下双螺杆混输增压装置技术领域
本实用新型属于海洋油气开采技术领域，具体地说，涉及一种适用于海底气液输送的水下双螺杆混输增压装置。
背景技术
我国海上油气资源储备丰富，但是我国海洋油气的勘探开发程度较低，主要集中在渤海、东海和南海近海水域，开发规模小，工作水深主要在300米以下，远远不能满足国民经济发展的需求。同时随着海洋油田开发形势的变化，降本增效势在必行，努力降低原油的生产成本将是增加效益的有效途径之一，由于使用常规技术开发深海油气田不经济，高气油比的油井甚至难以开采。
水下混输增压技术可在海底建造一个水下混输增压系统，安装在几口井的管汇附近，油井产出物经过水下混输增压系统增压后通过海底管线输送到浅水区海上平台或陆岸处理终端。该技术与传统的海上采油方法相比，可以不需要建早耗资昂贵的深水平台，即可将深水区的产物输往浅水区平台，由浅水区平台处理；或者不需要建造海上平台，利用海底多相混输系统直接将产物输往陆岸终端，由陆岸终端集中处理，特别适用于原油产出物的远距离输送。
要保证水下混输增压系统可靠稳定运行，就需要解决压力补偿及冷却润滑问题，而目前解决这一问题有两种形式：一种是润滑、冷却分别做成两个子系统，以外围环境海水压力作为基准进行压力补偿，但这种形式结构复杂，工艺性差；另一种形式是一体化结构设计，但其压力补偿是以泵入口压力为基准进行压力进行补偿的，这样方式导致系统内外存在压差，压力补偿不完全。
实用新型内容
本实用新型的目的在于针对现有水下混输增压系统存在的结构复杂、内外存在压差，压力补偿不完全等上述问题，提供了一种水下双螺杆混输增压装置，该装置结构简单，安全可靠，有效提高海洋石油开采深度和原油产出量，简化了水下处理工艺。
根据本实用新型一实施例，提供了一种水下双螺杆混输增压装置，包括深水电机、位于深水电机上方的双螺杆泵、与井口管线对接的均化器、与海底管线对接的储液罐、活塞式压力补偿器和胶囊式压力补偿器，均化器的底部出口通过第一管线与双螺杆泵的入口连通，且 均化器的底部出口位置高于双螺杆泵的入口位置，双螺杆泵的出口通过第二管线与储液罐的入口连通，储液罐的下部出口通过第三管线与均化器的中部入口连通；双螺杆泵的底部安装有与双螺杆泵下部润滑腔室连通的润滑油箱，润滑油箱内设有循环泵，循环泵安装于双螺杆泵的从动螺杆的轴端，润滑油箱的外部盘绕有第一冷却管，第一冷却管的一端通过润滑油箱与循环泵的出口连通，另一端与双螺杆泵上部润滑腔室的一侧连通，双螺杆泵上部润滑腔室的另一侧通过第二冷却管与润滑油箱连通；润滑油箱连通活塞式压力补偿器下腔室，活塞式压力补偿器上腔室与第二管线连通；深水电机的输出轴一端依次通过联轴器、润滑油箱与双螺杆泵的主动螺杆连接，另一端连接有叶轮，深水电机外部盘绕有第三冷却管，第三冷却管的一端连通深水电机下部润滑腔室，另一端连通深水电机上部润滑腔室，第三冷却管连通胶囊式压力补偿器内腔室，胶囊式压力补偿器外腔室与海水连通。本实用新型实施例深水电机和双螺杆泵采用独立的冷却润滑回路，相互独立工作，安全可靠；设计有胶囊式压力补偿器，用于平衡深水电机的动密封内外压力，设计有活塞式压力补偿器，用于平衡双螺杆泵的动密封内外压力，密封可靠，使用寿命长；双螺杆泵和深水电机采用独立的冷却管，能够及时带走双螺杆泵和深水电机产生的热量，保证水下双螺杆混输增压装置的可靠运行。本实用新型实施例深水电机和双螺杆泵均采用立式布置，均化器的底部出口位置高于双螺杆泵的入口位置，从而保证了进入双螺杆泵之前的气液混合均匀，不产生气液分离。
进一步的，在根据本实用新型上述实施例提供的装置中，均化器的底部出口设有气液两相流量计，用于检测均化器的底部出口处气体的含量。
作为优选，在根据本实用新型上述实施例提供的装置中，所述均化器包括壳体，壳体上设有与井口管线对接的上部入口、与第三管线连通的中部入口以及与第一管线连通的底部出口，壳体内设置有位于壳体上部的第一筛盘、位于壳体下部的第二筛盘以及位于壳体中心的三叉管，第一筛盘、第二筛盘分别套装在三叉管上，三叉管的出口与底部出口连通。第一筛盘和第二筛盘用于破碎进入均化器内部的气泡流，三叉管用于加速气液混合速度。
作为优选，在根据本实用新型上述实施例提供的装置中，第一筛盘305和第二筛盘306上均开有多个均匀分布的通孔，便于均匀粉碎气泡流。
作为优选，在根据本实用新型上述实施例提供的装置中，第一筛盘和第二筛盘的边缘均卡接在壳体的内壁上。
进一步的，在根据本实用新型上述实施例提供的装置中，活塞式压力补偿器中的活塞杆上安装有弹簧，弹簧的具体作用是能够使润滑介质侧的压力大于被输送介质侧的压力。
进一步的，在根据本实用新型上述实施例提供的装置中，第二管线设有温度传感器，用于检测双螺杆泵的出口温度，第三管线设有液相回收控制阀，用于控制气液混合液的输送流 量。
进一步的，在根据本实用新型上述实施例提供的装置中，储液罐的上部出口通过第四管线与海底管线对接。
进一步的，在根据本实用新型上述实施例提供的装置中，润滑油箱通过第五管线与活塞式压力补偿器下腔室连通，活塞压力补偿器上腔室通过第六管线与第二管线连通。
进一步的，在根据本实用新型上述实施例提供的装置中，第三冷却管通过第七管线与胶囊式压力补偿器内腔室连通。
本实用新型上述实施例提供的水下双螺杆混输增压装置，深水电机和双螺杆泵均采用独立的压力补偿及冷却润滑回路，相互独立工作，各自选择需要的介质，安全可靠；由于采用独立的压力补偿，双螺杆泵和深水电机的动密封内外压力平衡，装置内外不存在压差，压力补偿完全，经济性好，密封可靠，使用寿命长；深水电机和双螺杆泵均采用立式结构布置，克服了螺杆自重产生的径向力对轴承、密封的影响。与现有水下双螺杆混输增压装置相比，本实用新型提供的水下双螺杆混输增压装置，结构简单，工作安全可靠，能够及时带走双螺旋泵和深水电机产生的热量，保证装置的可靠运行，提高海洋石油开采深度和原油产出量，简化了水下处理工艺，节省平台建设投资和运行费用，具有显著的经济效益和广泛的应用前景。
附图说明
图1为本实用新型具体实施例的结构示意图。
图2为本实用新型具体实施例图1中A部分的放大图。
图3为本实用新型具体实施例中均化器的结构示意图。
其中，1、深水电机，101、联轴器，102、叶轮，103、深水电机下部润滑室，104、深水电机上部润滑室，2、双螺杆泵，201、双螺杆泵下部润滑腔室，202、从动螺杆，203、双螺杆泵上部润滑腔室，204、主动螺杆，3、均化器，301、气液两相流量计，302、壳体，303、上部入口，304、底部出口，305、第一筛盘，306、第二筛盘，307、三叉管，4、储液罐，5、活塞式压力补偿器，501、活塞式压力补偿器下腔室，502、活塞式压力补偿器上腔室，503、活塞杆，504、弹簧，6、胶囊式压力补偿器，601、胶囊式压力补偿器内腔室，602、胶囊式压力补偿器外腔室，701、第一管线，702、第二管线，7021、温度传感器，703、第三管线，7031、液相回收控制阀，704、第四管线，705、第五管线，706、第六管线，707、第七管线，8、润滑油箱，801、循环泵，901、第一冷却管，902、第二冷却管，903、第三冷却管。
具体实施方式
下面结合附图说明本实用新型的具体实施方式：
参见图1至2，一种水下双螺杆混输增压装置，包括深水电机1、位于深水电机1上方的双螺杆泵2、与井口管线对接的均化器3、与海底管线对接的储液罐4、活塞式压力补偿器5和胶囊式压力补偿器6，均化器3的底部出口304通过第一管线701与双螺杆泵2的入口连通，且均化器3的底部出口304位置高于双螺杆泵2的入口位置，双螺杆泵2的出口通过第二管线702与储液罐4的入口连通，储液罐4的下部出口通过第三管线703与均化器3的中部入口连通；双螺杆泵2的底部安装有与双螺杆泵下部润滑腔室201连通的润滑油箱8，润滑油箱8内设有循环泵801，循环泵801安装于双螺杆泵2的从动螺杆202的轴端，润滑油箱8的外部盘绕有第一冷却管901，第一冷却管901的一端通过润滑油箱8与循环泵801的出口连通，另一端与双螺杆泵上部润滑腔室203的一侧连通，双螺杆泵上部润滑腔室203的另一侧通过第二冷却管902与润滑油箱连通；润滑油箱8连通活塞式压力补偿器下腔室501，活塞式压力补偿器上腔室502与第二管线702连通；深水电机1的输出轴一端依次通过联轴器101、润滑油箱8与双螺杆泵2的主动螺杆204连接，另一端连接有叶轮102，深水电机外部盘绕有第三冷却管903，第三冷却管903的一端连通深水电机下部润滑腔室103，另一端连通深水电机上部润滑腔室104，第三冷却管903连通胶囊式压力补偿器内腔室601，胶囊式压力补偿器外腔室602与海水连通。
本实施例中，深水电机1和双螺杆泵2采用独立的冷却润滑回路，深水电机1的输出轴带动叶轮102为深水电机1冷却润滑提供动力，双螺杆泵2的从动螺杆202驱动循环泵801为双螺杆泵2冷却润滑提供动力。深水电机1和双螺杆泵2均采用立式布置，均化器3的底部出口304位置高于双螺杆泵2的入口位置，从而保证了进入双螺杆泵2之前的气液混合均匀，不产生气液分离。双螺杆泵2的主动螺杆204、从动螺杆202与叶轮102之间均有相对应的关系，当从深水电机1的输出轴往下看，当深水电机1的输出轴带动叶轮102逆时针转动时，对应主动螺杆204和从动螺杆202的转向应为上左旋下右旋的布置，才能实现气液混合物从中间进两侧出，同时叶轮102也能起到为深水电机中润滑油提供动力的目的。
本实施例提供的装置中，参见图1，均化器3的底部出口设有气液两相流量计301，检测均化器3的底部出口304处的气体含量。
本实施例提供的装置中，参见图3，上面所述均化器3包括壳体302，壳体302上设有与井口管线对接的上部入口303、与第三管线703连通的中部入口以及与第一管线701连通的底部出口304，壳体302内设置有位于壳体302上部的第一筛盘305、位于壳体302下部的第 二筛盘306以及位于壳体302中心的三叉管307，第一筛盘305、第二筛盘306分别套装在三叉管307上，三叉管307的出口与底部出口304连通。
本实施例提供的装置中，参见图2，活塞式压力补偿器5中的活塞杆503上安装有弹簧504。在活塞式压力补偿器5进行工作时，弹簧504能够使润滑介质侧的压力大于被输送介质侧的压力。
本实施例提供的装置中，参见图1，第二管线702设有温度传感器7021，用于检测双螺杆泵2的出口温度；第三管线703设有液相回收控制阀7031。
本实施例提供的装置中，参见图1，储液罐4的上部出口通过第四管线704与海底管线对接。
本实施例提供的装置中，参见图2，润滑油箱8通过第五管线705与活塞式压力补偿器下腔室501连通，活塞压力补偿器上腔室502通过第六管线706与第二管线702连通。
本实施例提供的装置中，参见图2，第三冷却管903通过第七管线707与胶囊式压力补偿器内腔室601连通。
参见图1和图2，本实施例上述水下双螺杆混输增压装置的工作原理如下：
气液混合物通过井口管线进入均化器3内，气液混合物中气液两相在均化器3内由于密度不同先分离后在三叉管307中混合均匀，再由第一管线701进入双螺杆泵2，在双螺杆泵2内部增压后经第二管线702进入储液罐4中，进入储液罐4中的气液混合物，有一部分液相介质存留在储液罐4底部，其余大部分由储液罐4的上部出口经第四管线704进入海底管线中，从而直接输送到浅水区海上平台或陆岸处理终端。
随着装置的运行，气液混合物中的气相在均化器3的上部越积越多，使得均化器3内的含气率增大，从而使进入双螺杆泵2内的气液混合物存在大量的气，导致双螺杆泵2在短时间干运转。
当双螺杆泵2出口温度值大于温度设定值、且均化器3的底部出口304处密度降低时，控制液相回收控制阀7031打开或增加开度，使得储液罐4中的存留液相介质由第三管线703进入均化器3内，拓宽双螺杆泵2的启停机条件区间，有助减少双螺杆泵2的入口处含气率，当均化器3的底部出口304处密度增大，双螺杆泵2的出口温度减小，低于某一阈值，则控制阀液相回收控制阀7031复位或减小开度，气液混合液正常向外输送。
(1)双螺杆泵的压力补偿及冷却润滑工作原理。
参见图1和图2，当装置中双螺杆泵2工作时，主动螺杆204带动从动螺杆202转动，从动螺杆202驱动循环泵801，循环泵801的流量与双螺杆泵2的转速成正比，能完全满足冷却润滑需求，润滑油箱8与双螺杆泵下部润滑腔室201连通，润滑油箱8内的润滑油由循 环泵801输送到第一冷却管901中，从而可带走双螺杆泵下部润滑腔室201内的齿轮、轴承产生的热量，第一冷却管901起到散热作用，然后进入双螺杆泵上部润滑腔室203，对双螺杆泵上部润滑腔室203内的齿轮、轴承进行冷却润滑，最后润滑油通过第二冷却管902回到润滑油箱8内，重复上述过程实现双螺杆泵2的冷却润滑，同时活塞式压力补偿器上腔室502与双螺杆泵2的出口处连通，活塞式压力补偿器下腔室501与润滑油箱8连通，使得活塞式压力补偿器上腔室502压力始终与双螺杆泵2的出口压力相等，活塞式压力补偿器下腔室501压力始终与润滑油箱8内润滑油压力相等，由于活塞式压力补偿器5的活塞杆503的运动，实现双螺杆泵2内润滑油压力略大于双螺杆泵2的出口压力，保证双螺杆泵2的可靠性运行。
(2)深水电机的压力补偿及冷却润滑工作原理。
参见图1和图2，当装置中深水电机1工作时，深水电机的输出轴带动叶轮102旋转，为深水电机1内润滑油提供循环动力，将深水电机1的产热部件(如：定子、转子、止推轴承等)中润滑油吸入到深水电机下部润滑腔室103，在叶轮102带动下进入第三冷却管903中，第三冷却管903起到散热作用，再进入深水电机上部润滑腔室104，最后回到深水电机1的产热部件中，重复上述过程，实现深水电机1冷却润滑，同时由于胶囊式压力补偿器内腔室601与深水电机下部润滑腔室103连通，胶囊式压力补偿器外腔室602与海水连通，使得胶囊式压力补偿器内腔室601中的压力与深水电机下部润滑腔室103中润滑油压力相等，胶囊式压力补偿器外腔室602中的压力与海水压力相等，通过胶囊弹性作用，实现深水电机1内润滑油压力与海水压力相等，保证深水电机1可靠性运行。
在某些实施例中，所述第一筛盘305和第二筛盘306上均开有多个均匀分布的通孔，便于均匀粉碎气泡流。
在某些实施例中，所述第一筛盘305和第二筛盘306的边缘均卡接在壳体302的内壁上。
上述实施例用来解释本实用新型，而不是对本实用新型进行限制，在本实用新型的精神和权利要求的保护范围内，对本实用新型做出的任何修改和改变，都落入本实用新型的保护范围。