- •1Подготовка скважины к эксплуатации
- •2 Конструкции забоев скважин
- •3 Освоение скважин.
- •4 Оборудование устья и ствола скважины
- •5 Методы и способы вызова притока и освоение добывающих скважин
- •6 Баланс энергии в скважине
- •7 Виды фонтанирования
- •8 Механизм движения газонефтяной смеси по вертикальным трубам
- •9 Оборудование фонтанных скважин
- •10 Неполадки при эксплуатации фонтанных скважин
- •11 Принцип работы газлифта
- •12 Системы газлифтных подъемников
- •13 Конструкции газлифтных подъемников
- •14 Оборудование газлифтных скважин
- •15 Неполадки при эксплуатации газлифтных скважин
- •16 Принцип действия штанговой насосной установки
- •17 Вставные штанговые насосы
- •18 Невставные штанговые насосы
- •19 Оборудование штанговых скважинных насосов
- •20 Балансирные станки-качалки
- •21 Уравновешивание ск
- •22 Подача ушсн и факторы, влияющие на подачу ушсн
- •23 Борьба с вредным влиянием песка
- •5.20. Применение полых штанг
- •24 Борьба с вредным влиянием газа
- •25 Борьба с вредным влиянием парафина
- •26 Эксплуатация наклонных и искривленных скважин
- •27 Область применения уэцн
- •28 Основные узлы установки и их назначение уэцн
- •29 Оборудование устья скважин, оборудованных уэцн
- •30 Уэвн
- •31 Уэдн
- •32 Сущность одновременно раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной
- •33 Выбор объектов для одновременно раздельной эксплуатации
- •34 Гидротехнические сооружения и особенности эксплуатации скважин
- •35 Геофизические методы исследования скважин
- •36 Конструкция газовых скважин
- •37 Оборудование устья газовых скважин
- •38 Оборудование забоя газовых скважин
- •Предупреждение образования гидратов
- •Установление технологического режима
- •41 Пенокислотная обработка скважин
- •42 Термокислотная обработка
- •43 Кислотная обработка под давлением
- •44 Обработка скважин теплоносителями
- •45 Электропрогрев пзс
- •46 Гидравлический разрыв пласта
- •47 Гидропескоструйная перфорация
- •48 Виброобработка забоев скважин
- •49 Обработка скважин паВами
- •50 Комплексное воздействие
31 Уэдн
Диафрагменные насосы являются насосами объемного типа. Основным рабочим элементом насоса является диафрагма, которая отделяет откачиваемую жидкость от контакта с другими элементами насоса.
Скважинный диафрагменный насос приводится в действие погружным электродвигателем. Установка состоит из наземного и погружного оборудования. Наземное оборудование аналогично таковому для эксплуатации скважин винтовыми насосами.
Схема погружного агрегата представлена на рис. 6.22. Глубинный насос состоит из двух частей: верхней, в которой размещена круглая диафрагма 5, делящая эту часть на наддиафрагменную полость и являющаяся, по существу, насосом с нагнетательным клапаном 3 и всасывающим клапаном 4, и нижней поддиафрагменной полости А, которая заполнена маслом. Полость А образована диафрагмой 5, а также парой «цилиндр 8—поршень 9», которые размещены в корпусе 10, в верхней части которого имеется осевой канал 6, сообщающийся с камерой А. Сверху поршень подпружинен винтовой пружиной 7. Между погружным электродвигателем 15 и поршнем 9 имеется камера Б, также заполненная маслом. В нижней части поршень 9 контактирует с эксцентриком 11, закрепленным на оси в опоре 12. На этой же оси закреплено зубчатое колесо 13. Второе зубчатое колесо 14 закреплено на выходном валу погружного электродвигателя 15. Зубчатые колеса 13 и 14 образуют угловую зубчатую передачу. В нижней части погружного двигателя имеется компенсационная диафрагма 16. Электродвигатель, камеры А и Б заполнены одним и тем же маслом. Камеры А и Б могут сообщаться через специальный клапанный узел 18, расположенный в корпусе 10. Камера А имеет строго определенный объем, а следовательно, и объем масла в ней. Утечки масла из камеры А через зазор «цилиндр—поршень» в камеру Б приводят к открытию клапанного узла 18 и восполнению масла в камере А. Излишки масла в камере А также сбрасываются в камеру Б клапанным узлом 18. Электрическое питание погружному электродвигателю подается по кабелю 17.
Насос работает следующим образом. Вращение вала двигателя приводит в действие угловую зубчатую передачу. Вместе с вращением зубчатого колеса 13 вращается эксцентрик 11, приводя в возвратно-поступательное движение поршень 9, прижатый к эксцентрику пружиной 7. На схеме рис. 6.22 показано нижнее положение поршня. Так как объем камеры А постоянен, пространство, освобожденное поршнем в цилиндре, заполняется маслом и диафрагма занимает нижнее положение, показанное на рис. 6.22. За время движения поршня вниз давление в наддиафрагменной полости снижается, нагнетательный клапан закрывается, открывается всасывающий клапан, и продукция скважины поступает в наддиафрагменную полость. При ходе поршня вверх давление в камере А повышается, приводя к перемещению вверх и диафрагмы. Давление в наддиафрагменной полости повышается, всасывающий клапан 4 закрывается, а нагнетательный клапан 3 открывается, жидкость из наддиафрагменной полости вытесняется в колонну НКТ. Изменение объема камеры Б при движении поршня изменяет и объем масла в ней. Эти изменения компенсируются компенсационной диафрагмой 16.
Диафрагменные насосные установки предназначены для эксплуатации скважин с агрессивной продукцией, а также содержащей механические примеси. Это связано с тем, что откачиваемая продукция не контактирует с подвижными деталями погружного агрегата, будучи отделенной от них диафрагмой. Установка проста в монтаже и обслуживании.
К недостаткам можно отнести невысокую подачу до 20 м3/сут и очень узкую область применения по подачам и напорам. При подаче 4 м3/сут напор насоса составляет 2000 м, а при подаче 20 м3/сут - всего 600 м.
