Механические примеси

В добываемой жидкости могут содержаться как продукты разрушения пласта, смолы, соли, парафин, так и так и привнесенные с дневной поверхности при ремонтных работах или притехнологических операциях различные примеси органического и неорганического происхождения.

Механические примеси могут являться продуктами разрушения коллектора, попадание загрязнения с насосно - компрессорных труб, вынос пропанта после ГРП, (продукты коррозии, песок, солеотложения). Как показывает опыт, при эксплуатации скважин в режиме максимальных депрессий может происходить интенсивный вынос механических примесей из призабойной зоны пласта. При содержании песка в откачиваемой жидкости до 1% в течении 10-15 суток полностью выходят из строя торцевые поверхности рабочих колес, ступицы, уплотнения, текстолитовые шайбы, пята, вал. Интенсивный вынос песка ведет также к образованию песчаных пробок и полному прекращению подачи.

В настоящее время указанный фактор является одной из доминирующих причин выхода насосных установок и их низкой наработки на отказ.

Способы борьбы с механическими примесями:

• Применение жидкостей глушения скважин, очищенных от механических примесей (до 20мг/л). Блоки очистки выпускаются российскими заводами. Блоки очистки жидкости БОЖ-1, используютсяна на растворных узлах, производительность 50 м3/час., КВЧ послефильтрации не более 20 мг/л. Изготовитель ДАООТ «Нефтемаш» (г. Тюмень). Устройство для очистки воды от механических примесей и нефти, работающее на эффекте микрофлотации. Изготовитель ООО «Уралтехнострой», г. Уфа;

• Очистка НКТ от коррозии, песка, солей по принципу механической и гидропескоструйной технологии или полная замена подвески в процессе ремонта скважин. Рекомендуется оборудовать трубную базу специальными стендами заводского изготовления. НПО «Полёт», г. Омск;

• Замена раствора глушения скважины после ремонтных работ нефтью путём промывки.

• Использование набивных пропантовых фильтров.

Песочный якорь

Повышенное содержание песка приводит к интенсивному износу насоса и преждевременному выходу его из строя. В качест­ве примера в табл. 2 представлена нара­ботка на отказ ЭЦН по двум скважинам с пескопроявлением.

Тип УЭЦН	Содержание механических примесей в продукции скважины, мг/л	Дата спуска УЭЦН	Дата подъема УЭЦН	Наработка на отказ, сут	Причина подъема	Состояние ЭЦН
Скважина 356
УЭЦН-250	181	2.01.98	3.05.98	89	Отсутствие изоляции	Полный износ рабочих органов и опорных шайб. Проточные каналы первых пяти ступеней перекрыты сульфидо-песчаными осадками на 30%
УЭЦН-250		9.05.98, спуск песочного якоря	14.05.00	695	Очистка песочного якоря	Накопитель заполнен песком на 85%
Скаважина 7746
УЭЦН-125	154	15.03.98	18.10.98	201	Снижение подачи на 40%	Полный износ рабочих органов и опорных шайб. Проточные каналы первых восьми ступеней перекрыты сульфидо-песчаными осадками на 50%
УЭЦН-125		23.10.98, спуск песочного якоря	12.11.00	710	Очистка песочного якоря	Накопитель заполнен песком на 90%

Для снижения попадания механических примесей в ЭЦН о НГДУ "Арланнефть", на­чиная с 1999 г., используется комплект противополётного оборудования (ППО) фир­мы Гайберсон" (США) и песочного якоря (рис. 3) Песочный якорь 4 изготавливается из НКТ диаметрами 76 и 89 мм, имеет фильтр с отверстиями диаметром 3 мм и на­копитель 5, длина которого рассчитывается в зависимости от концентрации песка в до­бываемой продукции и желаемого межре­монтного (межочистного) периода. Сборка ППО "Гайберсон” и песочного якоря устанавливается на расчетной глубине (обычно 30- 40 м ниже зоны подвески ЭЦН 1) полно­стью разобщая пласт и ЭЦН. Продукция скважины поступает в якорь -1 через отвер­стия фильтра, песок оседает в накопителе 5, пластовая жидкость через клапан-отсекатель2 ППО 3 поступает в насос.

Рис. . Схема компоновки ЭЦН с песочным яко­рем

За 1990 - 2000 г. в восьми скважинах с низкой наработкой ЭЦН из-за пескопроявления были спущены комплекты песочного якоря с ППО “Гайберсон”. В результате нара­ботка на отказ ЭЦН по этим скважинам в среднем увеличилась в 3,7 раза, число теку­щих ремонтов за год снизилось с 17 до 1. Внедрение в НГДУ "Арланнефть" в 1998 -2001 гг. новых технических и технологиче­ских разработок по повышению устойчиво­сти работы УЭЦН в осложненных условиях их эксплуатации позволило обеспечить дальнейший рост МРП скважин, оборудо­ванных УЭЦН, и довести его до 930 сут.