70 Эксплуатация скважин безштанговыми погружными насосами.

Недостаточно высокая подача штанговых насосов, необхо­димость установки громоздкого оборудования, опасность об­рыва штанг при больших глубинах скважин и другие причи­ны ограничивают область применения штанговых насосов. В связи с этим за последние годы при эксплуатации нефтяных скважин стали применять бесштанговые насосы, из которых широко распространены погружные центробежные электро­насосы и винтовые насосы.

Установка погружного центробежного электронасоса (рис. 3.10) состоит из насосного агрегата, бронированного кабеля б, устьевой арматуры 7, кабельного барабана станции управ­ления 10 и автотрансформатора 9. Погружной насосный аг­регат, в собранном виде спускаемый в скважину на подъем­ных трубах 5, состоит из центробежного многоступенчатого насоса 4, погружного электродвигателя 1 и протектора 2. Все эти узлы соединены между собой фланцами. Валы двигателя, протектора и насоса имеют на концах шлицы и соединяются шлицевыми муфтами.

Так как электродвигатель расположен непосредственно под насосом, последний имеет боковой прием жидкости, которая поступает в него из кольцевого пространства между эксплуата­ционной колонной и электродвигателем через фильтр-сетку 3.

К наземному оборудованию скважин относятся устьевая арматура 7, барабан со стойками для кабеля, автоматичес­кая станция управления 10 и автотрансформатор 9. Авто­трансформатор предназначен для компенсации падения на­пряжения в кабеле 6, подводящем ток к погружному элект­родвигателю 1. Для защиты от окружающей среды авто­трансформатор устанавливают в будке. Станция управления позволяет вручную или автоматически включать или выклю­чать агрегат и контролировать его работу (отключать агре­гат при прекращении подачи жидкости, при перегрузках и коротких замыканиях). Устьевая арматура 7 предназначена для отвода продукции скважины в выкидную линию, герме­тизации затрубного пространства с учетом ввода в него кабеля и перепуска газа из этого пространства при чрез­мерном увеличении его давления.

71. Эксплуатация газовых и газоконденсатных скважин.

Газ, поступающий к забою эксплуатационной скважины, под дейст­вием градиентов давления в пласте поднимается на устье скважины за счет своей потенциальной энергии. Поэтому в течение всего срока раз­работки газового месторождения имеет место фонтанная эксплуатация газовых скважин. В некоторых особых случаях на газовых скважинах применяют механизированные методы удаления с забоя воды. При значительном поступлении воды для ее подъема на поверхность применяют ПЛУНЖЕРНЫЕ ЛИФТЫ, а иногда и глубинные насосы.

Эксплуатация газовых скважин осуществляется двумя способами:

а) эксплуатацией по фонтанным трубам одного горизонта;

б) совместно-раздельной эксплуатацией (по НКТ и затрубью) не­скольких горизонтов.

Выбор способа эксплуатации газовой и газоконденсатной скважины зависит от: величины пластового давления; продуктивности пластов; со­держания в газе влаги, конденсата, агрессивных компонентов; характера коллекторов продуктивного пласта (крепкие, рыхлые, неустойчивые); термодинамических условий эксплуатации ствола скважины (наличие или отсутствие многолетнемерзлых пород); давления на устье скважины; от ряда других факторов.

Эксплуатация по фонтанным трубампроизводится с установкой пакера на однопластовых месторождениях. Может применяться и на многопластовых, когда несколько горизонтов можно объединить в один объект эксплуатации. В этом случае горизонты должны иметь близкие по величине термодинамические характеристики, сходную продуктив­ность, близкий углеводородный состав пластовых газов.

При наличии агрессивных компонентов (сероводород, углекислый газ, органические кислоты) установка пакера является обязательной с целью сохранения эксплуатационной колонны. Пакер устанавливается и в том случае, если имеется ММП. Затрубное пространство при этом за­полняется специальной незамерзающей жидкостью (СаС1₂, ДЭГ, мета­нол, дизтопливо). На Медвежьем месторождении в жидкость добавляют мел для повышения герметичности колонны НКТ. Пакер устанавливают над кровлей продуктивного пласта.

Совместно-раздельная эксплуатацияприменяется при необходи­мости разрабатывать раздельно несколько продуктивных горизонтов, но одной сеткой скважин. При этом объекты резко отличаются друг от дру­га своими параметрами и составом пластового газа.

В этом случае пластовой газ верхнего объекта направляется по за­трубью, а с нижнего объекта газ направляется в НКТ. Установка пакера является обязательной ниже подошвы верхнего продуктивного горизон­та.

Таким образом, при осуществлении любого способа эксплуатации скважин должны обязательно применяться фонтанные трубы, которые служат для:

■ обеспечения выноса с забоя на поверхность жидкости и твердых частиц;

■ предотвращения преждевременного износа обсадной колонны вследствие коррозии и эррозии;

■ осуществления ОРЭ.

При эксплуатации газовые скважины периодически продуваются для выноса жидкости и механических частиц, т.е. для очистки и осушки ствола и забоя скважины.