В

настоящее

время

наблюдается

значительное

снижение

объемов

добычи нефти. Это происходит по многим причинам. Основная из них –

вступление

месторождений

в

позднюю

стадию

разработки,

которая

характеризуется

повышенной

обводненностью

продукции,

увеличением

числа

ремонтов

скважин

и

снижением

дебитов

скважин

по

жидкости.

Поэтому особое значение приобретает проблема повышения эффективности

эксплуатации добывающих скважин.

Подавляющее большинство скважин эксплуатируется с применением

установок погружных центробежных электронасосов, а по всей стране более

30%.

Все факторы, влияющие на работу УЭЦН можно разделить на группы.

Геологические

(газ,

вода,

отложение

солей

и

парафина,

наличие

мех

примесей

в

добываемой

из

пласта

жидкости),

поскольку

своим

происхождением они обязаны условиям формирования залежи. И факторы,

обусловленные

конструкцией

скважины

или

УЭЦН

( д и а м е т р

эксплуатационных колонн, кривизна скважин, большая глубина подвески,

исполнение

узлов

и

деталей

УЭЦН).

В

зависимости

от

того,

какое

воздействие

они

производят

на

технико-экономические

параметры

эксплуатации скважин, каждая группа в свою очередь делится на факторы с

положительным и с отрицательным действием.

Принципы добычи жидкости из скважины, такие как интенсификация,

поддержание

пластового

давления,

повышение

нефтеотдачи,

являясь

по

своему

виду

технологическими

приемами,

несомненно,

воздействуют

на

геологические факторы, ослабляя или усиливая их. В отдельную группу

можно

выделить

причины,

обусловленные

конструкцией

скважины

или

УЭЦН.

К

ним

относятся

диаметр

эксплуатационных

колонн,

кривизна

скважин, исполнение узлов и деталей УЭЦН.

Перечисленные

выше

факторы

относятся

к

осложнениям,

так

как

воздействуют

порознь

или

совместно,

вызывают

ухудшение

технико-

экономических показателей эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН.

Изучение накопленного научного и производственного опыта позволит

выбрать

правильные

направления

для

совершенствования

эксплуатации

установками электроцентробежных насосов в осложненных условиях.

Наиболее серьезные осложнения и отказы оборудования возникают в

связи с отложением парафина, солей на забое скважин, в подъемных трубах, в

наземном и подземном оборудовании и т.д.

Отложение парафина и солей на рабочих органах установки, на стенки

подъемных

труб,

арматуры

и

трубопроводов

уменьшают

(а

некоторых

случаях

полностью

перекрывают)

проходное

сечение,

создавая

дополнительные сопротивление движению продукции, как следствие этого,

дебит

жидкости

уменьшается

вплоть

до

полного

прекращения

подачи

установки. К тому же значительное снижение производительности может

привести к перегреву ПЭД и преждевременному выходу его из строя.

В результате отложения парафина и солей в ПЗ скважинах происходит

снижение проницаемости ПЗП и как следствие, падения дебита скважины.

Наличие в откачиваемой продукции механических примесей, кривизна

ствола скважин обуславливают увеличение интенсивности износа рабочих

органов и опор насоса, увеличение уровня вибраций погруженного агрегата,

снижение срока службы УЭЦН, а в ряде случаев наряду с коррозией могут

послужить причиной аварий, связанных с падением оборудования на забой

скважин.

На

выно с

механиче ских

приме с ей

суще ственно

в л и я е т

нестационарность параметров эксплуатации скважин:

-

изменение

притока

жидкости

из

пласта

в

скважину

и,

как

следствие, изменение в ее дебите;

-

простои

в

работе

скважины,

вызванные

кратковременным

отключением электроэнергии;

-

проведением ПРС и другими причинами.

Зачастую

вынос

мехпримесей

связан

и

с

неудовлетворительной

подготовкой скважины к освоению после проведения капитального ремонта.

Запуск и вывод скважин на режим после простоя также сопровождается

кратковременным

увеличением

содержания

мехпримесей

в

добываемой

скважинной

продукции,

что

связано

с

увеличением

депрессии

на

пласт.

Исходя из этого, что увеличение содержания мехпримесей в добываемой

продукции свыше 0,05 % приводит к эрозионному износу металлической

поверхности

нефтепромыслового

оборудования

и

трубопроводных

коммуникаций.

Таким

образом,

к

основным

причинам

повышенного

выноса

мехпримесей из пластов следует отнести:

-

процесс

первичного

и

вторичного

вскрытия

продуктивного

пласта,

степень

его

загрязнения

фильтратом

бурового

раствора,

качество

цементного камня за колонной, способ перфорации;

-

наличие

слабо сцементированных

п о р од - кол л е кт о р о в

неустойчивых к фильтрационному размыву;

-

обводнение

продукции

скважин.

Взаимодействие

цемента,

скрепляющего

частицы

песка

пароды

с

водой

ведет

к

существенному

снижению его прочности;

-

высокая депрессия на пласт, при которой происходит разрушение

породы, слагающей продуктивный пласт;

-

значительный

масштаб

работ

по

гидроразрывам

нефтяных

пластов, нарушающих целостность породы;

-

применение

растворов

ПАВ

для

повышения

отмывающей

способности

жидкости

способствует

снижению

прочности

пород

и,

как

следствие, пескопроявлению;

-

нестабильные режимы эксплуатации добывающих скважин;

-

высокие скорости потока при эксплуатации скважин с УЭЦН.

Солеотложение наносит значительный ущерб эффективной разработке

и

эксплуатации

нефтяных

месторождений.

В

наибольшей

степени

это

проявляется

при

интенсификации

добычи,

вызывая

сокращение

межремонтного

периода

работы

насосного

оборудования,

как

следствие

потеря добычи и дополнительные затраты на ее восстановление.

Выпадение твердых кристаллических отложений солей на различных

деталях ЭЦН, приводит к заклиниванию вала, либо к отказу электрической

части

УЭЦН.

В

скважинах

с

интенсивным

солеотложением

зачастую

отказывает

весь

комплекс

УЭЦН.

Погружной

кабель

оплавлен,

электродвигатель

сгорел,

сам

насос

разобрать

невозможно.

Кроме

того,

выпадение солей в призабойной зоне пласта приводит к увеличению скин -

фактора, а значит снижению добычи нефти.

Как известно, выпадение химического вещества в осадок из раствора

происходит в том случае, если концентрация этого вещества или иона в

растворе

превышает

равновесную.

Процесс

интенсифицируется

при

снижении давления ниже давления насыщения нефти. Из нефти выделяются

газообразные

компоненты,

что

приводит

к

снижению

содержания

углекислоты в нефти и водной фазе и, как следствие, к выпадению новых

порций

карбоната

кальция.

В

результате

происходит

отложение

солей

в

эксплуатационной колонне, на поверхности насосного оборудования, рабочих

колес электроцентробежных насосов (ЭЦН) и т.д.

Интенсивное отложение карбоната кальция на рабочих колесах ЭЦН

происходит из-за повышения температуры потока добываемой продукции,

вызванного

теплоотдачей

работающего

погружного

электродвигателя

и

работой

самого

насоса.

С

ростом

температуры

снижается

растворимость

карбоната

кальция,

что

интенсифицирует

солеотложение

карбонатных

осадков на колесах ЭЦН.

Для

предотвращения

отложения

солей

сегодня

существуют

технологические,

физические

и

химические

способы.

Однако

по

эффективности и возможности применения они располагаются в обратной

последовательности.

Технологически невозможно отказаться от закачки в пласт различного

типа вод, (подтоварной, пресной и сеноманской).

Применение покрытий внутренних поверхностей рабочих аппаратов

УЭЦН, для предупреждения отложений солей не полностью предупреждает

отложения солей, а только снижает интенсивность его роста и предотвращает

полный отказ всех компонентов УЭЦН.

При

химическом

способе

предупреждения

отложения

солей,

положительные

результаты

достигаются

при

обеспечении

постоянного

присутствия

в

минимально

необходимом

количестве

эффективного

ингибитора.

Э ф ф е к т и в н о с т ь

п р е д у п р е ж д е н и я

о т л о ж е н и я

с о л е й

н а

нефтепромысловом оборудовании зависит не только от ингибитора, но и от

технологии его применения.

В процессе разработки месторождений используют различные способы

ингибирования:

- периодическая задавка ингибитора в призабойную зону пласта;

-

периодическая

подача

ингибитора

в

затрубное

пространство

скважины;

Эти способы просты, но не обеспечивают стабильной концентрации

ингибитора

в

добываемой

жидкости.

В

первом

случае

при

высокой

производительности насоса, во втором случае при эксплуатации скважин с

низкими динамическими уровнями, ингибитор быстро выносится потоком

жидкости.

Следовательно,

дорогостоящий

ингибитор

расходуется

не

эффективно.

На

сегодняшний

день

для

снижения

негативных

последствий

солеотложения успешно реализована технология постоянного ингибирования

скважинной

продукции

путем

непрерывной

закачки

ингибитора

солеотложения в затрубное пространство скважины с помощью УДЭ.

УДЭ – установка дозировочная электромеханическая, для дозирование

хим.реагентов в добывающие скважины.

оборудования (например: УЭЦН 250 втрое дороже УЭЦН 50)

Применение технологии позволило повысить наработку на отказ по

защищаемым ЭЦН более чем в 2 раза.

При

увеличении

количества

работающих

УДЭ

идет

постепенное

увеличение МРП оборудованных скважин, а также снижение отказов по МРП

и по причине солеотложение.

Наибольший эффект от оборудования скважин УДЭ прослеживается на

том УЭЦН, который защищается с первых дней эксплуатации. А при подаче

реагента на УЭЦН отработавший одну две и более недель без обработки,

отложившаяся за это время соль способствует дальнейшему солеотложению,

при этом реагент сдвигает срок отказа.

Однако установкой на скважины УДЭ не удается решить все проблемы,

связанные с солеотложениями.

При эксплуатации скважин, оборудованных УДЭ от 0,5 до 1,5 года,

появилась проблема прихвата УЭЦН в эксплуатационной колонне, т.к. при

работе УДЭ происходит защита рабочих аппаратов насоса, при этом МРП

увеличивается, а отложения соли на эксплуатационной колонне прихватывает

погружной

двигатель.

При

срыве

планшайбы

получаем

прихват,

для

ликвидации которых делаем кислотные ванны.

Еще одним методом по увеличению МРП солеотлагающих скважин

является

соляно-кислотная

обработка.

Закачка

HCl

в

скважину

весьма

эффективно используется для расклинивания УЭЦН.

Следующим шагом в борьбе с солеотложениями является дозирование

ингибитора отложения солей через систему ППД.

Как показывает опыт борьбы с солеотложением, в ряде случаев для его

предупреждения

эффективна

технология

закачки

ингибитора

через

нагнетательные

скважины

в

определенные

очаговые

зоны.

При

использовании данной технологии от солеотложения защищается не только

скважинное

оборудование,

но

и

призабойная

зона

нагнетательной

и

добывающей скважин.

Для

предотвращения

попадания

механических

примесей

на

прием

погружного насоса применяются забойные фильтра разных конструкций. Для

успешной

борьбы

с

отложениями

парафина

необходимо

определить

основные термодинамические параметры газожидкостного потока в скважине

-

изменение

температуры

и

давления

по

стволу

скважины,

давление

насыщения

нефти

газом,

а

также

глубину

и

интенсивность

отложения

парафина в зависимости от производительности скважины и обводненности

ее продукции. Необходимы также данные о составе парафиновых отложений

и температуре их плавления. Проведение в рамках данной работы таких

исследований позволит сделать выбор наиболее эффективного метода борьбы

с отложениями парафина в конкретных условиях.

В

настоящее

время

в

промысловой

практике

наибольшую

значимость, как в России, так и за рубежом, имеют следующие методы

защиты

действующего

оборудования

от

парафинизации.

применение

всевозможных скребков,

весьма эффективные методы, но довольно дорогие, заключаются в

применении

греющих

кабелей

и

проведении

обработок

горячей

нефтью,

водой или паром с помощью, например, паропередвижных установок.

Химические - наиболее широко используемые методы, которые

заключаются в применении растворителей для растворения образовавшихся

парафиновых

отложений,

а

также

ингибиторов

парафиноотложения

для

предотвращения выпадения АСПО на стенках НКТ. Наиболее эффективными

ингибиторами

АСПО

являются

композиционные

реагенты,

состоящие

из

нескольких

химических

соединений

различной

химической

природы

и

с

разным механизмом воздействия на процесс образования слоев АСПО на

поверхности

технологического

оборудования

(снижение

температуры

возникновения

зародышей

твердой

фазы

и

кристаллизации

парафинов,

снижение адгезии парафинов к стальным стенкам оборудования и т.п.).

Заключение

В

проделанной

работе

были

рассмотрены

причины

осложнений

и

мероприятия,

направленные

на

предотвращение

и

методы

борьбы

при

появлении.

Повышение

эффективности

и

надежности

работы

УЭЦН,

является одной из важнейших задач в процессе добычи нефти, которая на

прямую зависит работоспособности УЭЦН.

Зависимости от видов осложнений на месторождение из которых самые

распространенные считаются солеотложения, вынос мехпримесей из пласта,

парафиноотложения. Применяются методы борьбы различная закачка

ингибиторов в пласт при солеотложении; установка на забой фильтров для

предотвращения попадания мехпримесей на прием погружного насоса.