соединений и т.д. вызывает образование пробки на забое. Поэтому первопричи-
ной прекращения подачи жидкости является не образование пробки на забое сква-
жины, а износ насосного оборудования.
Осложнения при выводе скважины на режим обусловлены большим содер-
жанием КВЧ в начальный период работы после подземного ремонта или ГРП – от
200 до 1000 мг/л [3]. Это часто превышает паспортные характеристики насосов,
даже износостойкого исполнения. Механические частицы, проходя через рабочие
органы СШН, производят абразивную работу, являются основной причиной зак-
линивания плунжеров в цилиндре, обрыва штанг, отказа клапанных пар, забивают
фильтр насоса.
По данным Шашкина М.А. во многих вновь осваиваемых насосных сква-
жинах значительное количество мехпримесей поступает из пласта только в пер-
вые дни эксплуатации. Основная масса отказов глубинно-насосного оборудования
по засорению – порядка 80
%, приходится на вновь введенные скважины из буре-
ния, после забуривания второго ствола, проведения подземного ремонта и ГРП. В
дальнейшем, при отработке скважины в определенный промежуток времени отка-
зы по причине засорения на этих скважинах отсутствуют [4].
Пересыпание зоны перфорации продуктами разрушения пласта возникает
и сразу после проведения ГРП, и повторно в процессе эксплуатации. На заключи-
тельной стадии ГРП в стволе скважины обязательно остается определенное коли-
чество проппанта, не закачанного в пласт расклинивающего агента. Объем его
может колебаться от сотен килограммов до десятка тонн. Нормализация забоя
перед спуском насоса проводится бригадами капитального
ремонта скважин
(КРС), однако, вынос проппанта продолжается и при дальнейшей эксплуатации,
что при отказе оборудования требует повторного проведения работ по нормализа-
ции забоя, что в свою очередь увеличивает затраты на КРС, время простоя сква-
жины и загрязнению призабойной зоны. Пересыпание зоны перфорации скважин
с большим выносом песка осложняется тем, что, как правило, борьбу с этим явле-
нием начинают вести на поздней стадии эксплуатации скважины, когда призабой-
ная зона уже сильно дренирована и наблюдаются частые пробкообразования. В то
же время известно, что проведение работ по укреплению призабойной зоны на
этапе заканчивания скважин после бурения дает самые лучшие результаты.
Блок-схема методов снижения влияния мехпримесей на работу внутрисква-
жинного штангонасосного оборудования представлена на рис. 1.
Анализ существующих способов борьбы с мехпримесями по группам пока-
зал, что вопросы защиты штанговых глубинных насосов до конца не решены, не-
смотря на то, что для СШН разработан огромный спектр
пескозащитных уст-
ройств, в конструкциях которых реализован принцип многоступенчатой сепара-
ции с использованием гидродинамических эффектов: разворота струй газожид-
костной смеси, центробежного эффекта, ускорения потока со сменой направления
_____________________________________________________________________________
Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, №
5
http://www.ogbus.ru
162
течения, эффекта укрупнения газовых пузырьков мелких фракций с их последую-
щей сепарацией. На сегодняшний день фильтры (забойные,
перед насосом, в
составе насоса) являются наиболее эффективной (по соотношению затраты-эф-
фект) и распространенной технологией защиты скважины и глубиннонасосного
оборудования от вредного влияния механических примесей. При этом среди раз-
личных конструкций наилучшие фильтрационные свойства демонстрируют кар-
касно-проволочные фильтры, однако, и они подвержены интенсивному засоре-
нию.
Рис. 1. Структурная схема методов защиты
внутрискважинного оборудования от мехпримесей
_____________________________________________________________________________
Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, №
5
http://www.ogbus.ru
163
Разработан новый скважинный фильтр тонкой очистки (ФТО) для очистки
добываемой скважинной жидкости от механических примесей и предотвращения
их попадания в скважинный насос. Фильтр выполнен в виде секций. Секция сос-
тоит из фильтрующего элемента: полимерного волокнисто-пористого материала
(ПВПМ), имеющего форму цилиндра, который зафиксирован в корпусе за счет
кольцевых буртиков на переводнике. Нижний конец корпуса защищен от повре-
ждения при спуске специальным наконечником (рис. 2).
Рис.2. Скважинный фильтр тонкой очистки:
1 – муфта; 2 – корпус фильтрующего элемента;
3 – заглушка; 4 – фильтрующий элемент
По длине корпуса секции выполнены продольные щели.
Проходя через
ячеистую поверхность фильтра из ПВПМ, жидкость очищается от механических
частиц и попадает на прием насоса. Частицы
скапливаются на поверхности
фильтрующего элемента, и, частично опадают на забой скважины. При снижении
пропускной способности фильтра возможно проведение очистки его поверхности
промывкой.
Do'stlaringiz bilan baham: 
