ВВЕДЕНИЕ

Цель НИР №2:

Изучение и анализ основных аспектов применения: «Повышение эффективности

эксплуатации

скважин

в

условиях

солеотложения

и

выноса

механических

примесей на Юкъяунском месторождении».

Основные задачи НИР №2:

1) установление принципов действия технологии;

2) выявление преимуществ и недостатков исследуемой технологии;

3) определение области применения технологии;

4)

анализ

геолого-технологических

факторов,

влияющих

на

эффективность

применения технологии.

Место прохождения НИР: Юкъяунское нефтяное месторождение.

Продолжительность выполнения НИР №2: с 08.10.2018 по 09.11.2018.

1

1.Сущность и основные аспекты выноса механических примесей

Поздняя стадия разработки нефтяного месторождения сопровождается

высоким обводнением добываемой продукции скважин. Для поддержания уровня

добычи

нефти

необходимо

увеличение

дебитов

скважин,

которое

неизбежно

приводит к высоким скоростям фильтрации, способствующим срыву и выносу

мехпримесей

из

слабоцементированных

коллекторов

призабойной

зоны

вследствие разрушения скелета коллектора на стенках каналов и трещин из-за

образования

микротрещин.

При

этом

процесс

разрушения

коллектора

будет

непрерывным из-за постоянного выноса в скважину частиц разрушенной породы.

Возможно, усилением этих процессов объясняется часто встречающийся эффект –

повышенный вынос ТВЧ при забойном давлении ниже давления насыщения.

Механические примеси – частички породы, выносимые из пласта и попадающие в

скважину.

Случается,

это

за

счет

разрушения

пород

под

действием

фильтрационного напора при определенной скорости фильтрации либо перепаде

давления. Вынос песка из пласта приводит к нарушению стойкости горных пород

в призабойной зоне пласта (ПЗП), к обвалу пород и, впоследствии, к деформациям

эксплуатационных колонн и зачастую к прекращению работы скважин. Природа

происхождения

твердых

частиц

в

насосном

оборудовании

многообразна.

Возникновение механических примесей в целом обусловлено пятью факторами:

Первый – выносом частиц из пласта при освоении, а также эксплуатации скважин.

Песок

образуется

в

результате

двухступенчатого

процесса

под

действием

сдвиговых напряжений, разрушающих пластовую породу. Пластовые флюиды,

двигающиеся к приперфорационной зоне, переносят песок в ствол скважины,

далее

он

выносится

на

поверхность

либо

осаждается

в

скважине.

Второй

–

выносом

с

поверхности

вследствие

проведения

геолого-

технических

мероприятий (ГТМ) и технологических операций на выбранных объектах. Третий

– частички проникают в составе растворов глушения, и проппант вследствие

проведения

гидроразрыва

пласта

(ГРП)

и

др.

Главный

предпосылкой

выноса

механических примесей является выполнение гидравлического разрыва пласта и

2

выносом проппанта в ствол скважины. Это явление может происходить во время

первичной

очистки,

либо

во

время

окончательного

освоения

скважины.

малодебитных скважинах проппант может осаждаться в обсадной колонне, что

приводит

к

периодическим

промывкам.

Четвертый

–

коррозией

подземного

оборудования. В результате воздействия агрессивных сред, таких как сероводород,

кислоты

при

обработках

происходит

разрушение

металла

вследствие

его

коррозии. При этом разрушенные частицы металла и другие продукты коррозии

со стенок эксплуатационной колонны и зачастую попадают на прием насоса.

Пятый – взаимодействием химически несовместимых перекачиваемых жидкостей.

Смешение

двух

вод

разного

состава

(химически

несовместимых)

формирует

пластовую

воду

иного

состава

и

свойств,

в

которой

меняются

условия

растворимости компонентов первой воды и второй. Так, ионы, растворенные в

первой воде, могут взаимодействовать с ионами другой воды, что приводит к

образованию твердых соединений, например, в виде кристаллов гипса, и других

солей, формировавшаяся новая вода может иметь другую группу pH (кислотная

или щелочная), при движении которой по пласту может вызывать растворимость

цементирующего материала пород. Тогда частицы, слагающие породу, становятся

подвижными

и

возможен

их

вынос

в

скважину

пластовыми

флюидами.

2. Преимущества и недостатки

3

Применительно к подземному насосному оборудованию механические

примеси

являются

главной

причиной

поломок

и

образования

дефектов

конструкции. Процентная доля поломок насосного оборудования связанных с

воздействием

механических

примесей

намного

превосходит

влияние

других

геолого-технических

факторов,

главными

из

которых

являются

коррозия

и

солеобразование. Для большинства нефтяных месторождений Западной Сибири

механические примеси составляют 35 - 50 % от общего числа основных причин

отказов глубинных насосов, тогда как коррозия – 20 - 25%, а солеобразование –

15 - 20 %. Механические примеси, попадая в штанговый насос, существенным

образом влияют на работоспособность плунжерной и клапанной пары. Песок

вызывает катастрофический износ резьбовых соединений насосных труб – при

малейшей негерметичности соединений, особенно в обводненных скважинах, он

быстро

разъедает

резьбу

и

через

образовавшийся

канал

протекает

жидкость,

снижая подачу, а в дальнейшем приводит к полному ее прекращению. Наличие

большого количества плохо проницаемых осадков на забое скважины в первую

очередь приводит к снижению дебита по жидкости, т.к. концентрированная смесь

в

скважине

увеличивает

противодавление

на

забой

и

ухудшает

условия

естественного притока жидкости. Технические или технологические остановки

скважин способствуют осаждению песка на забой и образованию пробок, что

нередко является самой тяжелой неполадкой при эксплуатации песочных скважин.

При осаждении песка в НКТ насос заклинивает, как правило, при остановке

скважинного оборудования. Промысловый опыт показывает, что подавляющее

число

заклиниваний

плунжера

происходит

даже

при

сравнительно

кратковременных остановках, на 10 - 20 минут. Это связано с тем, что осаждение

песка в НКТ начинается сразу же, как только остановился насос, в отличие от

условий образования пробки на забое, где осаждение начинается не сразу, так как

приток

из

пласта

продолжается

некоторое

время

после

прекращения

отбора

жидкости

из

скважины.

Длительные

остановки

насоса

сопровождаются

образованием

над

насосом

большого

количества

твердых

осадкообразующих

включений

(до

20

м

в

высоту).

При

этом

иногда

происходит

заклинивание

4

плунжера в цилиндре насоса и штанг в трубах. Исследования показывают, что при

большом количестве осадков в добываемой жидкости сам плунжер во время

работы насоса может и не потерять подвижности, но вследствие образования

высокого столба песка и большой силы трения его о стенки труб и поверхность

штанг колонна штанг может стать неподвижной. В трубных насосах при попытках

сдвинуть плунжер с места вверх немедленно произойдет его заклинивание в

цилиндре из-за попадания массы песка в зазор и резкого увеличения сил трения

плунжера

в

цилиндре,

даже

без

сильных

задиров

рабочих

поверхностей.

Аналогичная картина наблюдается при- вставном насосе, когда из-за осадка песка

его не удается сорвать с посадочного кольца. При заклинивании плунжера или

прихвате вставного насоса приходится совместно поднимать штанги и трубы, что

вызывает осложнения в подземном ремонте. На практике во время плановых

остановок необходимо обеспечить верхнее крайнее положение плунжера, которое

соответствует крайнему верхнему положению головки балансира, чтобы во время

запуска

штанговая

колонна

и

плунжер

совершали

ход

вниз

[2].

Явления

пробкообразования в скважинах и действие песка на подземную часть насосной

установки взаимосвязаны: снижение или прекращение подачи насоса вследствие

быстрого износа рабочих пар оборудования, размыва трубных соединений и т.д.

вызывает образование пробки на забое. Поэтому первопричиной прекращения

подачи жидкости является не образование пробки на забое скважины, а износ

насосного

оборудования.

Осложнения

при

выводе

скважины

на

режим

обусловлены

большим

содержанием

ТВЧ

в

начальный

период

работы

после

подземного ремонта или ГРП – от 200 до 1000 мг/л [3]. Механические частицы,

проходя через рабочие органы СШН, производят абразивную работу, являются

основной причиной заклинивания плунжеров в цилиндре, обрыва штанг, отказа

к л а п а н н ы х

п а р ,

з а б и в а ю т

ф и л ь т р

н а с о с а .

В

э т о м

заключаются недостатки данной технологии.

3. Область применения погружных электроцентробежных насосов

5

Основным направлением борьбы с отложением комплексных осадков с

сульфидом железа является применение методов предупреждения их отложения в

скважинах и на глубинно-насосном оборудовании. Так как легче предотвратить,

чем удалить эти отложения. При этом правильный выбор метода можно сделать на

основе всестороннего изучения причин, условий и зон образования отложений

солей. Существующие методы предотвращения отложения солей можно разделить

на две группы - безреагентные и химические.

К безреагентным методам предотвращения отложения солей относятся:

использование

защитных

покрытий

труб

и

рабочих

органов

насосов,

мероприятия, основанные на изменении технологических факторов эксплуатации

скважин - проведение специальных изоляционных работ, поддержание забойных

давлений,

использование

хвостовиков,

диспергенераторов

и

других

конструктивных изменений в глубинно-насосных установках.

Так,

например,

независимо

от

компоновки

насоса

углепластиковыми

рабочими

колесами

отложения

на

таких

колесах

не

происходит.

Это

обстоятельство является перспективным при разработке новых конструкций ЭЦН.

Имеется

положительный

опыт

применения

НКТ

с

покрытием

внутренней

поверхности стеклом, эмалями и лаками. Опытно-технологические испытания

УЭЦН

с

защитным

покрытием

позволяет

увеличить

межремонтный

период

скважины до 2 раз.

Важным

технологическим

методом

предотвращения

отложения

солей

является

проведение

изоляционных

работ.

При

выявлении

негерметичности

цементного кольца или неисправности обсадной колонны и попадания вод в

продукцию скважины, вызывающие образованию солей. Устранить их можно

только

путем

ликвидации

притока

несовместимых

верхних

вод.

Для

этого

производится капитальный ремонт скважин по восстановлению герметичности

цементного кольца и обсадной колонны.

Основная

доля

нарушений

колонн

(95%)

приходятся

на

скважины,

находящиеся 10 и более лет в эксплуатации и приурочены к глубине от 1100 до

1400 метров. Практически все порывы колонн произошли ниже подвески насоса.

6

Одним

из

опробованных

методов

обнаружения

коррозийных

повреждений

обсадной

колонны

является

акустическое

(ультразвуковое)

сканирование

внутренней поверхности колонны. Из-за коррозии металла вовлекается большое

количество

ионов

2-х,

3-х

валентного

железа,

которое

при

определенных

условиях, соединяясь с сероводородом, образуют осадки сульфида железа. Из

безреагентных

методов

предотвращения

коррозийных

разрушений

обсадной

колонны

и,

как

следствие,

из

этого

отложение

солей

сульфида

железа

рекомендуют защиту обсадной колонны при ее установке в призабойной зоне

скважины

в

интервале

перфорации

спуском

труб

из

коррозийно-стойких

материалов или труб с защитным покрытием. В случае действующей колонны -

спуск на НКТ хвостовика или трубы с протекторными материалами. Благодаря

этому нижняя часть обсадной колонны оказывается защищенной от коррозии,

вызываемой закачиваемой в пласт сточными водами.

К

химическим

методам

относятся

подготовка

и

использование

для

закачки в пласт высокоминерализованных вод, совместимых с пластовыми водами

[8].

В комплекс работ по подготовке вод входит проверка закачиваемых вод на

химическую совместимость с другими водами, с которыми они смешиваются в

поверхностных или пластовых условиях.

В связи с внедрением закачки различных жидкостей для повышения

нефтеотдачи пластов одновременно должны решаться вопросы предотвращения

отложения солей в процессе разработки залежей. При прочих равных условиях

следует использовать те методы, применение которых не приводит к образованию

солей или существенно предотвращает интенсивность их образования.

Наиболее эффективным и технологичным в настоящее время является

способ с применением химических реагентов-ингибиторов отложения солей и

бактерицидов, подавляющих жизнедеятельность бактерий.

Наиболее

эффективными

и

экономически

целе сообразными

ингибиторами являются те, которые обнаруживают "пороговый эффект". Этот

эффект возникает тогда, когда реагент покрывает микрокристаллические ядра

7

образующегося осадка, замедляет их рост и удерживает в растворе во взвешенном

состоянии при концентрации выше уровня осаждения. Так как адсорбционные

слои ингибитора возникают и на поверхности защищаемого оборудования, эти

микромолекулы имеют плохую адгезию к металлическим поверхностям и легко

уносятся

потоком

жидкости.

Некоторые

ингибиторы

мало

препятствуют

кристаллизации

солей,

но

при

этом

видоизменяют

форму

кристаллов

и

препятствуют их дальнейшему росту.

К

настоящему

времени

в

НГДУ

"Нижнесортымскнефть"

применяют

ингибиторы

солеотложения

Дифонат

и

Инкредол,

для

подавления

жизнедеятельности

СВБ

-

бактерицид

Сонцид.

Ниже

приводится

краткая

характеристика

применяемых

реагентов.

Дифонат

-

тринатриевая

соль

нитрилотриметилфосфоновой

кислоты

(НТФ).

Представляет

собой

жидкость

белого цвета со слабым специфическим запахом. Плотность 1301 кг/м3 при 200С,

хорошо растворяется в пресной и пластовой воде, в том числе и содержащими

ионами кальция до 16000 мг/л. Водородный показатель равен 4,5-5,5; температура

застывания ниже минус 200С. Применяется в скважинах и нефтепромысловом

оборудовании для предотвращения отложения карбонатов и сульфатов кальция.

Максимальная

эффективность

достигается

при

дозировке

реагента

в

попутно

добываемой воде от 20 до 50 мг/л и обусловлено степенью ее пресыщенности

солеобразующими

ионами.

Рекомендуется

применять

в

виде

1-5%

водного

раствора, приготовленного на пресной воде [11].

Реагент

Инкредол

представляет

собой

жидкость

зеленовато-желтого

цвета

однородной

консистенции,

хорошо

растворимая

в

воде,

нерастворимая

в

о р г а н и ч е с к и х

р а с т в о р и т е л я х .

К о м п о з и ц и я

с о д е р ж и т

нитрилотриметилфосфоновую кислоту с массовой долей 3-15%, фосфористую

кислоту

с

массовой

долей

1-5%,

карбамид

с

массовой

долей

15-18%,

этиленгликоль (7-9%), аммиак (10-13%), ингибитор кислотной коррозии (0,5-1%),

остальное - массовая доля воды. Плотность при 200С составляет не менее 1200

кг/м3, температура кристаллизации не выше минус 400С, водородный показатель

1,0-2,0. Применяется для предотвращения образования карбонатов и сульфатов

8

кальция.

Рекомендуемая

дозировка

реагента

составляет

10-20

г/м3.

Негорюч,

невзрывоопасен, хорошо совмести с пластовыми водами, содержащими до 36 г/л

ионов кальция.

Бактерицид

Сонцид

-

8101

-

подвижная

жидкость

от

желтого

до

темнокоричневого цвета. Плотность при 200С 1000 кг/м3, температура застывания

не выше минус 400С, показатель активности ионов водорода водного раствора с

концентрацией 10% массовых равен 8,7-9,5. Содержание азота не менее 3,9%,

которое

обеспечивает

полное

подавление

роста

музейной

культуры

сульфатвосстанавливающих

бактерий.

Необходимое

количество

бактерицида

определяется

исходя

из

дозировки

10

кг

на

1

м3

приготовленного

раствора

ингибитора солеотложения, но не менее 100 кг бактерицида на 1 обработку.

Эти реагенты хорошо зарекомендовали себя, поэтому их применяют в данное

время в НГДУ "Нижнесортымскнефть". Но ведется разработка и поиск реагентов

комплексного действия по борьбе с отложениями солей.

Ингибитор солеотложения может применяться по следующим способам:

- периодической подачи раствора ингибитора в скважину с последующей закачкой

(задавливанием) его в призабойную зону пласта;

-

непрерывной

дозировки

в

систему

с

помощью

дозировочных

насосов

или

специальных устройств;

- периодической подачи раствора ингибитора в затрубное пространство скважин.

Внедрение и применение ингибиторов солеотложений, а также бактерицида в

НГДУ "Нижнесортымскнефть" позволяет ликвидировать "недоборы" нефти, резко

уменьшить

число

капитальных

ремонтов,

увеличить

межремонтный

период

работы

скважин.

На

основе

обобщения

опыта

внедрения

ингибиторов

солеобразования

разрабатываются

технологии

дозирования

ингибиторов

солеобразования, а также совершенствуются технологии обработки скважин по

предупреждению образования сульфидсодержащих осадков.

На более чем 60 процентах нефтедобывающих скважин для подъема на

поверхность изначально определенных запасов необходимо применение той или

иной технологии механизированной добычи. Из приблизительно 832000 скважин

9

с механизированной добычей в мире, примерно 14 процентов эксплуатируются с

использованием ЭЦН. Из всех систем механизированной добычи электрические

центробежные насосы обеспечивают наибольшую отдачу на наиболее глубоких

скважинах, но вместе с тем их применение требует более частых ремонтов и

соответствующего увеличения затрат.

Все сервисные компании стараются улучшить свое погружное оборудование,

придумать новые способы защиты от воздействия агрессивной пластовой среды.

Совсем недавно фирма Мувинг Вотер Индастриз (MWI) разработала новый ЭЦН,

который

состоит

из

объединенного

водонепроницаемого

электродвигателя

и

цилиндра

насоса,

и

в

котором

исключен

длинный

вал

и

сложные

системы

приводов

[1].

При

этом

фирма

использует

стандартные

промышленные

уплотнения, не являющиеся дорогостоящими.

Электроцентробежный насос фирмы Schlumberger REDA Maximus способен

выдерживать экстремальные значения температур как на поверхности, так и в

скважине, которые, как правило, являются причиной повреждений ЭЦН и даже

могут

вызвать

преждевременную

поломку

насоса.

Не

ограничиваясь

незначительными изменениями конструкции, разработчики ЭЦН REDA Maximus

в

виду

модульной

системы,

обеспечивающей

повышенную

надежность

и

эффективность

в

работе

и

обладающей

улучшенными

эксплуатационными

характеристиками по сравнению с обычными ЭЦН [2].

Еще одной новинкой Schlumberger является высокотемпературная погружная

электрическая

насосная

системы

REDA

Hotline.

Первоначально

флюиды

из

высокотемпературных скважин добывались газлифтным способом, но с развитием

технологий многие компании стали обращаться к системе ЭЦН. Система Hotline

была создана для скважин с высокими температурами на забое, а также скважин с

высоким содержанием нефти в добываемом флюиде, низкой скорость потока

флюида, эмульгированными или газообразными флюидами [2]. Особенно широкое

применения эта система получила в Канаде.

Сильно осложняющим фактором в работе ЭЦН является вынос твердых

механических частиц (песок, пропант, окалины и другие). Фирма Бейкер Хьюз

10

Centrilift предлагает несколько вариантов, относящихся к эксплуатации в условиях

повышенного

содержания

песка

(SND,

SHD,

SSD,

SXD

технологии

–

конструктивные особенности сборки насосных секций). Например, серия насосов

CenturionTM,

отличающаяся

большим

проходным

отверстием

ступеней

для

предотвращения закупоривания нагнетательного отверстия насоса твердой фазой

и окалиной.

Schlumberger КУВФ решает данную проблему в насосе ARZ при помощи

нескольких модификация, включая применение более твердых материалов насоса,

с повышенным содержанием хрома, никеля, а также других добавок [1].

Фирма Weatherford предлагает компрессионные насосы, а также специальные

покрытия для насосов для коррозионно-агрессивных сред. Weatherford заявляет,

что

может

поставлять

специальные

насосы

для

особо

тяжелых

режимов

эксплуатации. Фирма Вуд Груп ИСП предлагает стойкие к абразивному износу

радиально

стабилизированные

насосы.

Абразивно-стойкий

насос

AR

предназначен для выноса твердой фазы.

В большинстве случае при эксплуатации скважин УЭЦН давление на приеме

насоса

меньше

давления

насыщения,

что

предопределяет

работу

насоса

с

определенным количеством свободного газа [3]. Влияние газа в рабочих органах

насоса

проявляется

в

ухудшении

энергообмена

между

рабочим

колесом

и

жидкостью,

изменяется

рабочая

характеристика

насоса.

При

откачке

электроцентробежными насосами пластовой жидкости, содержащей свободный

газ, происходит падение их напора, подачи и КПД, а возможен и полный срыв

работы насоса. Поэтому, если содержание свободного газа в жидкости на входе в

насос превышает 25% по объему, то перед насосом устанавливают газосепаратор.

Centrilift предлагает два типа газовых сепараторов: роторного камерного типа,

который разделяет газовую жидкость и жидкую фазы с помощью центробежной

силы и циклонного камерного типа, в которой центробежная сила в циклоне

обеспечивает отделение загазованной жидкости [1].

Установка AGN фирмы Schlumberger для работы в условиях повышенного

газосодержания

является

модифицированным

насосом,

отличающимся

своей

11

быстроходностью. Насос работает при повышенном объемном газовом факторе

(45%) и низком давлении на приеме, создавая достаточный уровень напора для

отбора

для

поднятия

динамического

уровня.

Установка

работает

на

основе

гомогенизации

жидкости,

то

есть

смешивает

газовый

и

жидкостный

поток

воедино.

Газовый сепаратор фирмы Weatherford основан на сепарации фаз различных

плотностей

под

действием

центробежных

сил.

Газосепаратор

отличается

пониженной вибрацией, высококачественными подшипниками, низким расходом

мощности и повышенной эффективностью.

Технические усовершенствования, внедряемые на оборудовании для

повышения его надежности и эффективности в суровых пластовых условиях,

неизбежно приведут к созданию следующего поколения ЭЦН, которые будут еще

лучше предыдущих.

Отечественный опыт

Для

УЭЦН

российские

компании

определяют

ряд

типовых

решений

для

повышения эффективности их эксплуатации: использование секционных насосов,

газосепараторов, диспергаторов; для скважин с высоким коррозионным фактором

–

использование

кабеля

специальной

конструкции,

ингибиторов

коррозии,

материалов

из

пластмасс

и

коррозионностойкой

стали;

для

скважин

с

неустойчивыми дебитами – использование преобразователей частоты тока; для

наклонных

и

горизонтальных

скважин

–

использование

кабеля

специальной

конструкции,

металлических

протекторов,

контроль

за

спуском

установок

в

скважины [4].

В целом насосы всех отечественных производителей схожи, выпускаются в

базовых,

износостойких

и

коррозионно-стойких

исполнениях

с

рядом

дополнительного

оборудования,

направленного

на

защиту

от

осложняющих

факторов работы.

В компании «Новомет-Пермь», которая, по ее данным, на конец 2009 года

занимала 22% российского рынка нефтепогружного оборудования, уступая только

«Борцу»,

разработали

новые

энергоэффективные

УЭЦН

–

установки

нового

12

поколения для добычи пластовой жидкости, позволяющие снизить себестоимость

добытой нефти за счет снижения затрат на электроэнергию [4]. ЭЭУ выпускаются

2А, 3, 5, 5А, 7А и 8 габаритов, причем 2А и 3 спускаются в хвостовики (102мм,

114мм, 120мм). Недавно в ОПИ поступило оборудования габарита 2 для спуска в

НКТ при освоении скважин. Такое оборудование позволяет снизить затраты на

электроэнергию на 25%, по сравнению с серийными установками. Достигается

это

за

счет

оптимизации

конструкции

всей

установки:

от

погружного

электродвигателя

до

станции

управления

(НО).

Оборудование

спускается

в

комплектации с вентильным электродвигателем (3000 об/мин, 6000 об/мин), что

позволяет получить выигрыш в КПД электродвигателя до 8%, а порядка 10-15%

потерь компенсируются геометрией ступени.

Недостаток ЭЭУ в сложном ремонте самих рабочих ступеней (в основе стоит

керамика), а также такое оборудование плохо работает на осложненном солями

фонде (расклинивание установок почти не возможно – сломы валов).

Существующие методы борьбы с пескопроявлением можно подразделить на

использование механических средств, создающих сводовый эффект (намывные

гравийные

фильтры),

и

средств,

укрепляющих

породу

пласта

44

(закачка

химических

реагентов

и

др.).

Более

эффективны

методы

борьбы

с

пескопроявлениями, в основе которых лежит принцип предотвращения выноса

песка в скважину. Наиболее простым решением для данного метода является

ограничение

отборов

жидкости

из

скважины,

позволяющий

уменьшить

поступление песка в скважину, но при этом резко сокращаются дебиты нефти. К

наиболее простым, рациональным и доступным относят механические методы. К

ним

относят

оборудование

нефтяных

скважин

противопесочными

фильтрами

различной

конструкции.

Основными

параметрами

фильтра,

определяющими

размер выносимых частиц, являются, при прочих равных условиях, размер и

форма

фильтрационных

отверстий,

и

геометрия

элементов

фильтрующей

оболочки. Размеры проходных отверстий зависят от фракционного состава песка и

формы

отверстий

фильтра.

Анализ

работы

противопесочных

фильтров,

отечественных и зарубежных разработок, показал, что он должен удовлетворять

13

следующим

требованиям:

обладать

необходимой

механической

прочностью

и

достаточной

устойчивостью

против

коррозии

и

эрозионного

воздействия;

обеспечить

создание

надежной

гидродинамической

связи

с

пластом

и

суффозийную

устойчивость

пород

в

призабойной

зоне;

позволять

проводить

механическую и химическую очистку фильтра без из влечения его из скважины;

Проволочный

фильтр.

Проволочный

фильтр

представляет

собой

специальную

проволоку

с

45

особым

профилем,

намотанную

на

каркас.

Такой

вариант

предпочтительней дырчатых и щелевых фильтров с сеткой, поскольку толщина

проволоки намного больше, что обеспечивает конструкции более длительный

срок службы. Качественный фильтр должен быть прихвачен сваркой во всех

точках касания с каркасом. Его пропускная способность напрямую зависит от

формы

сечения

и

шага

проволоки.

Достоинства

проволочных

фильтров

для

скважин.

Надежная

и

эффективная

конструкция

все

элементы

-

труба

с

отстойником,

рабочая

поверхность

и

проволока

изготовлены

из

однородного

металла.

Комплекс,

изготовленный

из

нержавеющей

стали

создает

все

предпосылки

для

эксплуатации

его

десятки

лет.

Недостатки

проволочных

фильтров

для

скважин.

Сложность

очистки

фильтрующих

элементов

от

скапливающихся на его поверхности загрязнений, часто закупориваются мелкими

частицами

при

добыче.

Сетчатые

фильтры.

Сетчатые

фильтры

состоят

из

дырчатой

трубы-каркаса,

обмотанной

продольными

рядами

или

по

спирали

проволокой

диаметром

2–5

мм

с

шагом

в

10–25

мм

с

тем,

чтобы

сетка

не

прилегала плотно к каркасу. Сетки для скважинных фильтров классифицируются

по своей конфигурации. Они могут быть с квадратной ячейкой, многослойной

(киперной) или сложной формы (галунной). Первые два вида применяются в

гравийных песках и крупнозернистых грунтах. Третий тип сеток используется в

породах средней и мелкой зернистости. Необходимый размер ячейки подбирается

по результатам определения размеров фракций. В случае локального повреждения

одной или нескольких ячеек, то только в этом месте в скважину попадут крупные

частицы. В остальных местах она будет функционировать нормально. Сетчатый

фильтр

изготовить

значительно

проще

и

потому

они

значительно

дешевле.

14

Качественное изделие из нержавеющей стали, и хорошая отсыпка фильтра служит

в

течение

30-50

лет.

Такие

изделия

из

нержавейки

отличаются

46

хорошей

эксплуатационной

характеристикой

и

могут

изготавливаться

самостоятельно.

Нержавеющая

сетка

в

купе

с

нержавеющим

проволочным

крепежом

может

состоять из нескольких слоев. Достоинства сетчатого фильтра для скважины.

Можно спускать на нужную глубину и изготавливать на месте обустройства

скважины

без

специальной

квалификации.

Их

легко

47

Недостатки

гравитационных

фильтров

для

скважины

Сложность

подбора

одноразмерного

гравия.

Проблема

доставки

гравия

двойной

обсыпки

в

фильтровую

зону

на

глубину

более

100

метров.

Гравийные

фильтры

наиболее

эффективный

и

перспективный

механический

способ

предотвращения

пескопроявлений.

Сущность технологии заключается в следующем. Скважина бурится и крепится до

кровли продуктивного горизонта, после чего продуктивный пласт вскрывается

долотом

меньшего

диаметра.

После

этого

производится

расширение

ствола

скважины

в

продуктивном

интервале,

спуск

фильтра

с

учётом

перекрытия

продуктивного интервала и закачка гравия(крупнозернистого отсортированного

кварцевого песка) в расширенный интервал между пластом и флюидом. Очень

дорогой

метод

борьбы

с

пескопроявлением

по

сравнению

с

сетчатыми

и

проволочными фильтрами. Крепление призабойной зоны. Ещё одним из наиболее

эффективных методов является крепление 48 призабойной зоны. Данный метод

применяется

с

использованием

вяжущих

материалов

осуществляют

методом

консолидации пластового песка, заполнением заколонного пространства (каверн)

растворами,

после

отверждения

которых

образуется

проницаемый

пласт.

При

наличии в призабойной зоне скважины каверны (выработки) ее перед креплением

заполняют отсортированным кварцевым песком.

4. Влияние геолого-технологических факторов на эффективность

исследуемой технологии

Продуктивные

пласты

Юкъяунского

месторождения

сложены

слабосцементированными породами. Поэтому при интенсивной эксплуатации

15

скважин

помимо

пропанта

из

пласта

выносятся

и

породы,

слагающие

призабойную зону.

Традиционно

считается,

что

число

аварий

от

содержания

воды

в

добываемой продукции проявляется в коррозионном разрушении скважинного

оборудования, в том числе и УЭЦН, в связи с агрессивностью пластовых вод.

Причем,

проблема

коррозии

обостряется

на

месторождениях,

вступивших

в

позднюю

стадию

разработки

с

применением

заводнения

нефтяных

пластов

различными

типами

вод.

Анализ

аварийности

оборудования

УЭЦН

по

Юкъяунскому месторождению в зависимости от содержания воды подтвердил

утвердившиеся общее положение при высокой обводненности (свыше 70 %). В

то же время выявил другие зависимости в пределах обводненности до 70 %. Они

обусловлены тем, что, во-первых, пластовые воды западной Сибири (плотность

пластовой

воды

1,02

г/л)

в

отличие

от

вод

Волжского

региона

(плотность

пластовой воды 1,17 г/л) имеют невысокую минерализацию и замерзают при

температуре минус 5 °С; во-вторых, аварии происходят раньше, чем происходит

износ оборудования;

Коррозионные

свойства

продукции

скважин

проявляются

за

счет

нахождения оборудования в минерализованной воде. Однако, в данном случае

нельзя не учитывать фактор влияния вязкости. Влияние вязкости на аварийность

оборудования ЭЦН изучено недостаточно. Известно, что присутствие воды в

нефти способствует образованию нефтяной эмульсии, вязкость которой при 70 %

обводненности достигает своего максимального значения с резким падением при

дальнейшем росте обводненности до вязкости пластовой воды. Поэтому аварии

от

обводненности,

скорее

всего,

связаны

не

с

коррозионным

разрушением

оборудования,

поскольку

аварии

в

основном

происходят

в

начальный

стодневный срок, а снижением интенсивности вибрации в вязкой среде.

Одним из основных факторов определяющих влияние газа на работу

насоса, является газосодержание у входа в насос. Отрицательное влияние газа на

работу

всех

типов

насосов

общеизвестно.

Электроцентробежные

насосы

наиболее

устойчиво

работают

в

области

газосодержания

перекачиваемой

16

жидкости

от

0

до

5

%.

Отсюда

вытекает,

что

наиболее

оптимальным

погружением насоса под динамический уровень является такая глубина, где

давление на приеме насоса равно давлению насыщения. Следовательно, для

исключения влияния газа на работу насоса на приеме должны иметь подпор

~1250 м столба жидкости. Эти внушительные показатели свидетельствуют о том,

что фактор присутствия газа.

Может иметь приоритетное значение в создании аварийных моментов в

работе УЭЦН. Наибольшее значение для безаварийной работы УЭЦН имеет

дисперсное

состояние

газожидкостной

смеси.

Попадание

крупнодисперсной

газожидкостной смеси на вход насоса свыше 6 % приводит к срыву подачи. На

мелкодисперсных

газожидкостных

смесях

со

средним

диаметром

газовых

включений 100 мкм отсутствует область срыва подачи на режиме недогрузки,

характерная

при

работе

насоса

на

крупнодисперсных

смесях.

Одна

из

актуальных

проблем

–

устранение

вредных

влияний

газовых

пробок

на

центробежные насосы. Подача насоса периодически нарушается поступлением

больших порций газа в прием насоса. Это, очевидно, связано перемежающимся

движением нефти и газа в скважине до приема насоса. Сплошные газовые

полости

образуются

при

давлениях

ниже

давления

насыщения

за

счет

укрупнения

образовавшихся

газовых

пузырьков

при

движении

продукции

скважины

по

обсадной

колонне.

Укрупнение

связано

тем,

что

состоянию

устойчивого равновесия системы способствует минимум отношения площади его

поверхности

к

объему.

Оно

наступает

при

полном

расслоении

фаз.

При

поступлении

больших

скоплений

газа

в

насос

происходит

разрыв

потока

жидкости,

свободное

пространство

насоса

заполняется

газом.

Происходит

кратковременный срыв подачи насоса. Нагрузка на узлы насосной установки

снижается. Срыв подачи насоса, кроме того, способствует перегреву и выходу из

строя приводной части установки. В такой ситуации газовый сепаратор насоса не

функционирует.

Верхние

ступени

насоса

продолжают

подавать

жидкость

в

подъемную колонну, освобождая место газовой пробке. В прием насоса вновь

начинает

поступать

жидкость.

Нагрузка

на

насос

резко

возрастает,

детали

17

насосной установки испытывают хлесткий удар. При повторяющихся ударах

детали работают на переменную нагрузку и на усталостное разрушение. Вся

установка

начинает

работать

с

вибрацией,

обусловливающейся

изменением

параметров характеристики насоса.

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

Выбор темы исследования базируется на тщательном ознакомлении с

от еч е с т ве н н ы м и

и

за рубе ж н ы м и

л и т е р ату р н ы м и

и с т о ч н и к а м и ,

характеризующими

содержание

проблемы

борьбы

с

осложнениями

при

эксплуатации скважин.

18

В ходе выполнения НИР №2, проведен анализ основных причин отказов

УЭЦН на Юкъяунском месторождении.

Выбор

темы

исследования

базируется

на

тщательном

ознакомлении

с

от еч е с т ве н н ы м и

и

за рубе ж н ы м и

л и т е р ату р н ы м и

и с т о ч н и к а м и ,

характеризующими

содержание

проблемы

борьбы

с

осложнениями

при

эксплуатации скважин.

Основные задачи исследований

1.

Анализ

причин

отказов

в работе

скважин,

оборудованных

установками

электроцентробежных

насосов.

Обзор

существующих

научно-технических

решений по прогнозированию накопления, а также защите внутрискважинного

оборудования

от влияния

мехпримесей

в продукции.

Анализ

механических

свойств горных пород и обзор современных механико-математических моделей,

описывающих поведение пористых сред, насыщенных жидкостью.

2. Выявление основных преимуществ и недостатков исследуемой технологии.

3. Анализ геолого-технологических факторов, влияющих на эффективность

исследуемой технологии.

4.

Разработка

рекомендаций

по выбору

технологического

режима

работы

скважин, обеспечивающего минимальное содержание мехпримесей в продукции,

выносимых потоком жидкости.

СПИСОК ИСПОЛЬЗУЕМЫХ ИСТОЧНИКОВ

1.

Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений

ОАО «Оренбургнефть» / М.: Недра. – 2010

2.

.«Подсчет

запасов

нефти

и

растворенного

газа

Юкъяунского».

–

Тюмень. ОАО «Сургутнефтегаз». – 2012.

19

3.

Отчет:

«Технологическая

схема

разработки

Юкъяунского

месторождения». – Тюмень. ОАО «Сургутнефтегаз». – 2010.

4.

Отчет: «Дополнение к технологической схеме разработки Юкъяунского

месторождения». – Тюмень. ОАО «Сургутнефтегаз». – 2012.

5.

Отчет:

«Технико-экономическое

обоснование

коэффициентов

извлечения

нефти Юкъяунского

месторождения».

–

Тюмень.

ОАО

«Сургутнефтегаз». – 2013.

6.

Акульшин А.И.; Эксплуатация нефтяных и газовых месторождений. М.,

Недра, 2014

7.

Бухаленко Е.И.; Нефтегазопромысловое оборудование. М., Недра, 2008

8.

Беззубов А.В., Щелкалин Ю.В.; Насосы для добычи нефти. М., Недра,

2010

9.

Бойко

В.С.;

Разработка

нефтяных

и

газовых

месторождений.

М.,

Недра, 2010

10. Храмов Р.А., Персиянцев М.Н. Разработка и эксплуатация нефтяных

месторождений ОАО «Оренбургнефть» / М.: Недра. – 2010. – 527 с.

11. Беззубов А.В., Щелкалин Ю.В.; Насосы для добычи нефти. М., Недра,

2011

20