СПОСОБ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН И КОМПОНОВКА ВНУТРИСКВАЖИННОГО ОБОРУДОВАНИЯ ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ

1. Способ эксплуатации скважин, включающий добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций, промывки и шаблонирования скважины, монтаж внутрискважинного оборудования из герметично свинченных насосно-компрессорными трубами электроцентробежный насос и пакер, и колонну насосно-компрессорных труб, декольматацию и ввод скважины в эксплуатацию, отличающийся тем, что при нарушении герметичности эксплуатационной колонны негерметичность изолируют от потока скважинного продукта установкой пакера на уровне, ниже интервала нарушения герметичности, для чего проводят промывку скважины, из последней извлекают внутрискважинное оборудование, проводят шаблонирование эксплуатационной колонны, обследование с выявлением интервала негерметичности и скреперование интервала внутренней поверхности под пакер, затем на поверхности скважины осуществляют монтаж внутрискважинного оборудования, перед чем конец силового кабеля пропускают через кабельный ввод пакера и герметично соединяют с частотно-регулируемым приводом электроцентробежного насоса, и, по мере монтажа, в эксплуатационную колонну с определенной скоростью спускают электроцентробежный насос, оснащенный блоком датчиков телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта и входным модулем, соединенный с силовым кабелем, герметично свинчиваемый насосно-компрессорными трубами с запорно-промывочным и сбивным клапанами, к последнему насосно-компрессорной трубой и неподвижным аксиальным соединением герметично пристыковывают пакер с якорным устройством, в кабельном вводе которого с натяжением герметизируют силовой кабель, сверху пакер герметично свинчивают со вторым сбивным клапаном, который свинчивают насосно-компрессорной трубой с муфтой реперного патрубка, последний муфтой свинчивают с колонной насосно-компрессорных труб, к концу которой муфтой привинчивают подгоночный патрубок, и спуск продолжают до достижения пакером интервала разобщения межтрубного пространства с фиксированием глубины посадки пакера, нивелируемой репером, и веса внутрискважинного оборудования с помощью динамометра, затем, при необходимости замены подгоночного патрубка из-за длины вылета из устья скважины с учетом относительного удлинения колонны насосно-компрессорных труб под воздействием собственного веса, колонну насосно-компрессорных труб с внутрискважинным оборудованием поднимают на высоту, равную длине установленного подгоночного патрубка, который заменяют на патрубок соответствующей длины, и вновь спускают в скважину, затем якорным устройством пакер закрепляют в эксплуатационной колонне и изолируют негерметичность натяжением колонны насосно-компрессорных труб до определенной нагрузки на пакер с помощью динамометра, с которой колонну насосно-компрессорных труб подгоночным патрубком герметично соединяют с планшайбой и закрепляют на фланце эксплуатационной колонны в устье скважины, после чего скважину вводят в рабочий режим эксплуатации постепенным увеличением частоты вращения частотно-регулируемого привода электроцентробежного насоса под контролем параметров скважинного продукта телеметрической системой.
2. Способ эксплуатации скважины по п. 1, отличающийся тем, что перед подъемом из скважины внутрискважинного оборудования сначала промывают надпакерное межтрубное пространство от песчано-гравийного осадка, для чего металлическим стержнем из устья скважины разрушают надпакерный сбивной клапан и по колонне насосно-компрессорных труб через полость сбивного клапана под давлением подают промывочную жидкость в надпакерное межтрубное пространство и удаляют жидкую песчано-гравийную смесь через устье скважины, затем металлическим стержнем разрушают сбивной клапан ниже пакера, и через полости обоих сбивных клапанов выравнивают давление жидкости в межтрубных пространствах выше и ниже пакера, после чего за подгоночный патрубок колонной насосно-компрессорных труб из скважины извлекают внутрискважинное оборудование.
3. Способ эксплуатации скважины по п. 1, отличающийся тем, что промывку электроцентробежного насоса и декольматацию входного модуля от асфальтенов, парафинов и примесей выносных пород выполняют промывочной жидкостью, закачиваемой из устья скважины по насосно-компрессорным трубам, под давлением на запорно-промывочный клапан промывают электроцентробежный насос и входной модуль с выходом в забойную полость и пласт скважины при выключенном электроцентробежном насосе.
4. Компоновка внутрискважинного оборудования для осуществления способа эксплуатации скважины по п. 1, содержащая пакер, погружное внутрискважинное оборудование, включающее герметично свинченные насосно-компрессорными трубами электроцентробежный насос и сбивной клапан с возможностью сообщения полости насосно-компрессорных труб с подпакерным межтрубным пространством, и колонну насосно-компрессорных труб, отличающаяся тем, что погружное внутрискважинное оборудование включает последовательно свинчиваемые насосно-компрессорными трубами электроцентробежный насос, оснащенный входным модулем и соединенный силовым кабелем со станцией управления скважиной, запорно-промывочный и сбивной клапаны, присоединяемые насосно-компрессорной трубой и неподвижным аксиальным соединением к пакеру с кабельным вводом, в последнем герметично размещен силовой кабель, а над пакером установлен второй сбивной клапан с возможностью сообщения полости колонны насосно-компрессорных труб с надпакерным межтрубным пространством, который свинчен насосно-компрессорной трубой с муфтой реперного патрубка, последний муфтой свинчен с колонной насосно-компрессорных труб, на свободном конце которой посредством муфты герметично привинчен подгоночный патрубок, последним осуществляется нагрузка на пакер, с которой колонна насосно-компрессорных труб посредством подгоночного патрубка герметично на резьбе соединена с планшайбой и последней закрепляется на фланце эксплуатационной колонны в устье скважины.
5. Компоновка по п. 4, отличающаяся тем, что электроцентробежный насос выполнен с частотно-регулируемым приводом.
6. Компоновка по п. 4, отличающаяся тем, что она оснащена блоком датчиков телеметрической системы контроля параметров скважинного продукта.
7. Компоновка по п. 4, отличающаяся тем, что силовой кабель выполнен плоским с бронезащитным покровом.
8. Компоновка по п. 4, отличающаяся тем, что силовой кабель при монтаже герметизируется в кабельном вводе пакера вместе с бронезащитным покровом.
9. Компоновка по п. 4, отличающаяся тем, что силовой кабель дополнительно герметизируется в кабельном вводе пакера крышкой с дугообразным профилем.