Насосами (ЭЦН)

ЭЦН имеют неоспоримые преимущества перед штанговыми установками по двум причинам:

- перенос приводного электродвигателя на забой и ликвидация колонны штанг, что существенно повышает КПД системы;

- значительный диапазон рабочих подач (от нескольких десятков до нескольких сотен м³/сут) и напоров (от нескольких сотен до нескольких тысяч метров) при сравнительно высокой наработке установки на отказ.

Погружные электроцентробежные насосы – это многоступенчатые центробежные насосы с большим числом ступеней (несколько сот), приводимые во вращение погружным электродвигателем специальной конструкции. ЭЦН опускается в скважину под расчетный динамический уровень на 150 – 300 м. Установка включает следующие компоненты:

- маслозаполненный электродвигатель;

- гидрозащиту или протектор;

- приемную сетку насоса;

- многоступенчатый центробежный насос;

- бронированный электрокабель с крепежом к НКТ;

- устьевую арматуру;

- барабан для намотки кабеля;

- трансформатор;

- станцию управления.

Выпускаемые в настоящее время насосы рассчитаны на номинальные расходы от 10 до 1000 м³сут. и напоры от 450 до 3000 м.

Состояние погружного оборудования и состояние скважины определяются целым рядом параметров. Такими параметрами являются ток электродвигателя, сопротивление изоляции кабеля и электродвигателя, температура электродвигателя, состояние насоса (включен/выключен), давление на приеме насоса, буферное давление и др.

· Газлифтная эксплуатация скважин

Газлифтную скважину можно рассматривать как фонтанную, в которой недостающий для необходимого разгазирования жидкости газ подводится с поверхности по специальному каналу. Два канала, необходимые для работы газлифтной скважины, создаются двумя рядами концентрично расположенных труб. Как правило, сжатый газ подается в межтрубное пространство, а образующаяся при этом газожидкостная смесь поднимается по внутреннему ряду труб. Диаметр внутренних труб достаточно мал и диктуется скоростью подъема ГЖС. Первый ряд труб обычно опускают до интервала перфорации, а второй ряд – под динамический уровень на глубину, соответствующую рабочему давления газа (на устье скважины). Реальный уровень всегда устанавливается у башмака подъемных труб. Он не может быть выше или ниже башмака, так как либо газ не будет поступать в НКТ, либо жидкость.

Давление на забое газлифтной скважины достаточно просто определить по рабочему давлению газа на устье скважины (рабочее давление газа и давление у башмака НКТ практически равны, а глубины погружения труб известны).

Арматура, устанавливаемая на устье газлифтной скважины, аналогична фонтанной арматуре и имеет то же назначение: герметизация устья, подвеска подъемных труб и возможность осуществления различных операций по промывке скважины, по переключению направления закачивания газа и т.п. Часто используется фонтанная арматура, оставшаяся после фонтанного периода эксплуатации. В случае интенсивных отложений парафина арматура дополнительно оборудуется лубрикатором для ввода в скважину скребка.

Состояние газлифтной скважины определяется такими параметрами, как рабочее давление газа и его расход, дебит жидкости, буферное давление, динамический уровень, забойное давление и др.