Анализ технологического процесса разработки Яунлорского нефтегазоконденсатного месторождения

1.4 Состояние разработки месторождения

Яунлорское месторождение введено в разработку в 1980 году. Объектами разработки являются продуктивные пласты: АС7-8, АС9-10, БС10 и БС18-20.

Действующим проектным документом по разработке месторождения является "Анализ разработки Яунлорского месторождения", составленный институтом “СургутНИПИнефть”.

На максимальный уровень добычи нефти месторождение выведено в 1986 году и удерживалось на нем 5 лет. В 1991 году началось снижение добычи нефти.

С начала разработки добыто 30 млн. 883 тыс. т нефти или 47,1% от начальных извлекаемых запасов.

Эксплуатационный фонд добывающих скважин за год увеличился на 14 и на 01.01.2006 составил 670 при проекте 685, фонд нагнетательных скважин составил 306 при проекте 311.

Добыча нефти из новых скважин составила 205,046 тыс. т. Средний дебит новой скважины составил 35,9 т/сут.

По пласту АС7-8 добыто 433,253 тыс. т нефти (по проекту 506,2 тыс. т). От начальных извлекаемых запасов отобрано 35,7% при проекте 35,6%. Средний дебит по нефти составил 3,5 т/сут при проекте 3,9 т/сут. Среднегодоваяобводненность составила 71,2% при проекте 69,3%, фонд добывающих скважин составляет 362 при проекте 373 скважин.

По пласту АС9-10 добыто 311,222 тыс. т нефти (по проекту 337,0 тыс.т). Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 73,0% при проекте 73,1%. Средний дебит по нефти составил 5,1 т/сут при проекте 5,7 т/сут. Среднегодоваяобводненность составила 91,6%, что выше проекта на 0,7%, фонд добывающих скважин составляет 181 при проекте 185 скважин.

По пласту БС10 добыто 255,340 тыс. т нефти при проектном уровне 226,4 тыс. т. Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 67,9%, средний дебит по нефти составил 9,3 т/сут, при проекте 8,5 т/сут, среднегодоваяобводненность - 57,7% при проектной 64,0%, фонд добывающих скважин составляет 84 при проекте 83 скважины. По пласту БС18-20 добыто 662,556 тыс. т нефти при проектном уровне 666,6 тыс.т. Отбор от начальных извлекаемых запасов составил 24,6% при проекте23,0%. Средний дебит по нефти составил 28,8 т/сут при проекте 26,6 т/сут, среднегодовая обводненность - 20,9% при проектной 31,5%, фонд добывающих скважин составляет 81 при проекте 78 скважин.

Проведенные мероприятия в 2005 г:

В эксплуатацию из бурения введено 28 новых скважин. Дополнительная добыча составила 205,046 тыс. т, прирост - 35,9 т/сут/скважину.

Из контрольно-пьезометрического фонда выведено 8 скважин (все с боковыми стволами). Дополнительная добыча составила 50,123 тыс. т. Прирост составил 38,0 т/сут/скважину.

После зарезки боковых стволов запущено 27 скважин. Дополнительная добыча составила 139,924 тыс. т, прирост - 41,1 т/сут/скважину.

ГРП проведено на 6 скважинах. Дополнительная добыча составила 19,645 тыс. т, прирост - 17,0 т/сут/скважину.

Дополнительная добыча от воздействия химическими методами составила 6,775 тыс. т, прирост - 6,5 т/сут/скважину.

При отказе подземного оборудования силами ПРС проведена оптимизация режима работы на 22 скважинах. Дополнительная добыча составила 5,691 тыс. т, прирост - 1,8 т/сут/скважину.

Текущая компенсация отбора жидкости закачкой воды составила 93,5% при проектной 107,3%, с целью исполнения указаний техсовета ОАО по снижению пластового давления до первоначального. Накопленная компенсация составила 113,2%, при проектной 117,9%.

2. Технико-технологический раздел

2.1 Краткая характеристика фонда добывающих скважин на Яунлорском месторождении

Месторождение практически обустроено. На 01.01.2012 года на месторождении построено:

- 113 кустов скважин;

- 10 площадок одиночных скважин;

- четыре дожимные насосные станции суммарной проектной производительностью по жидкости 40 тыс.м3/сут, четыре установки предварительного сброса пластовой воды суммарной проектной производительностью также 40 тыс.м3/сут (загрузка мощностей составляет в среднем - 75.5 %, в том числе: ДНС-1П - 63.3 %, ДНС-1 - 104.1 %, ДНС-3 - 103.6 %, ДНС-4 - 31.4 %);

- четыре кустовые насосные станции суммарной проектной производительностью 44.9 тыс.м3/сут (загрузка мощностей составляет в среднем 59 %). На месторождении используется три вида источников водоснабжения: пресная вода с водозабора на р.Обь (КНС-4), вода апт-альб-сеноманского горизонта (КНС-1П) и попутно-добываемая вода с УПСВ (КНС-1, 3, 1П);

- нефтесборные сети протяжённостью порядка 189 км;

- высоконапорные водоводы протяжённостью порядка 176 км;

- низконапорные водоводы пресной и сточной воды протяжённостью 34 км;

- система нефтепроводов напорных протяжённостью 58.5 км;

- газопоршневая электростанция (ГПЭС) мощностью 6 МВт на ДНС-1П;

- система внутрипромыслового и внешнего транспорта газа. Выделившийся при сепарации газ частично используется на собственные нужды нефтедобычи, избыток транспортируется на переработку УПГ. Коэффициент использования газа на 01.01.2012 составил 97.9 %;

- развитая система энергоснабжения от системы «Тюменьэнерго» по сети 110 кВ. Распределение электроэнергии на месторождении выполнено на напряжении 35 и 6 кВ;

- автомобильные дороги IV категории - 34 км;

- подъезды к кустам протяжённостью порядка 153 км.

Подготовка нефти Яунлорского месторождения, как и прочих месторождений НГДУ «Сургутнефть», осуществляется на УПН Западно-Сургутского Центрального пункта сбора и подготовки нефти (ЦППН).

Объекты магистрального транспорта товарной продукции вблизи месторождения отсутствуют. Ближайшая нефтеперекачивающая станция системы «Транснефть» и пункт подготовки и хранения нефти находятся на Западно-Сургутском месторождении.

При НГДУ «Сургутнефть» развита система ремонтных подразделений и служб.

2.2 Условия применения штанговых насосов

Условия применения ШГН:

Обводненость до 99%;

содержание механических примесей до 1,3 г/л;

содержание свободного газа на приеме насоса до 20% от объема;

минерализация до 10 г/л;

концентрация ионов водорода (рН) 4,2--8.

ШСН обеспечивают откачку из скважин жидкости, обводненностью до 99 %, абсолютной вязкостью до 100 мПас, содержанием твердых механических примесей до 0,5 %, свободного газа на приеме до 25 %, объемным содержанием сероводорода до 0,1 %, минерализацией воды до 10 г/л и температурой до 130.

По способу крепления к колонне НКТ различают вставные (НСВ) и невставные (НСН) скважинные насосы.У невставных (трубных) насосов цилиндр с седлом всасывающего клапана опускают в скважину на НКТ. Плунжер с нагнетательным и всасывающим клапаном опускают в скважину на штангах и вводят внутрь цилиндра. Плунжер с помощью специального штока соединен с шариком всасывающего клапана. Недостаток НСН - сложность его сборки в скважине, сложность и длительность извлечения насоса на поверхность для устранения какой- либо неисправности. Вставные насосы целиком собирают на поверхности земли и опускают в скважину внутрь НКТ на штангах. НСВ состоит из трех основных узлов: цилиндра, плунжера и замковой опоры цилиндра.

В трубных же насосах для извлечения цилиндра из скважины необходим подъем всего оборудования (штанг с клапанами, плунжером и НКТ). В этом коренное отличие между НСН и НСВ. При использовании вставных насосов в 2 2,5 раза ускоряются спуско-подъемные операции при ремонте скважин и существенно облегчается труд рабочих. Однако подача вставного насоса при трубах данного диаметра всегда меньше подачи невставного.

Насос НСВ-1 - вставной одноступенчатый, плунжерный с втулочным цилиндром и замком наверху, нагнетательным, всасывающим и противопесочным клапанами.

Насос НСВ спускается на штангах. Крепление (уплотнение посадками) происходит на замковой опоре, которая предварительно опускается на НКТ. Насос извлекается из скважины при подъеме только колонны штанг. Поэтому НСВ целесообразно применять в скважинах с небольшим дебитом и при больших глубинах спуска.

Невставной (трубный) насос представляет собой цилиндр, присоединенный к НКТ и вместе с ними спускаемый в скважину, а плунжер спускают и поднимают на штангах. НСН целесообразны в скважинах с большим дебитом, небольшой глубиной спуска и большим межремонтным периодом.

Насосная штанга предназначена для передачи возвратно-поступательного движения плунжер-насоса. Штанга представляет собой стержень круглого сечения с утолщенными головками на концах. Выпускаются штанги из легированных сталей диаметром (по телу) 16, 19, 22, 25 мм и длиной 8 м - для нормальных условий эксплуатации.

Для регулирования длины колонн штанг с целью нормальной посадки плунжера в цилиндр насоса имеются также укороченные штанги (футовки) длиной 1; 1,2; 1,5; 2 и 3 м.

Штанги соединяются муфтами. Имеются также трубчатые штанги (наружный диаметр 42 мм, толщина 3,5 мм).

Начали выпускать насосные штанги из стеклопластика (АО "Очерский машиностроительный завод"), отличающиеся большей коррозионной стойкостью и позволяющие снизить энергопотребление до 20 %.

Применяются непрерывные штанги "Кород" (непрерывные на барабанах, сечение - полуэллипсное).

Особая штанга - устьевой шток, соединяющий колонну штанг с канатной подвеской. Поверхность его полирована (полированный шток). Он изготавливается без головок, а на концах имеет стандартную резьбу.

Для защиты от коррозии осуществляют окраску, цинкование и т. п., а также применяют ингибиторы.

Устьевое оборудование насосных скважин предназначено для герметизации затрубного пространства, внутренней полости НКТ, отвода продукции скважин и подвешивания колонны НКТ.

Устьевое оборудование типа ОУ включает устьевой сальник, тройник, крестовину, запорные краны и обратные клапаны.

Устьевой сальник герметизирует выход устьевого штока с помощью сальниковой головки и обеспечивает отвод продукции через тройник. Тройник ввинчивается в муфту НКТ. Наличие шарового соединения обеспечивает самоустановку головки сальника при несоосности сальникового штока с осью НКТ, исключает односторонний износ уплотнительной набивки и облегчает смену набивки.

Колонна НКТ подвешена на конусе в крестовине и расположена эксцентрично относительно оси скважины, что позволяет проводить спуск приборов в затрубное пространство через специальный устьевой патрубок с задвижкой.

2.3 Анализ работы скважин, оборудованных штанговыми насосами на Яунлорском месторождении

По состоянию на 01.01.2012 в эксплуатационном фонде числилось 216 скважин, оборудованных УШСН, из них бездействующий фонд - 27 скважин, действующий - 189, в том числе простаивающий - 7. Добыча нефти установками ШСН в 2011 году составила 169487 т (8,6 % от всей добычи), средний дебит жидкости 10.4 м3/сут, нефти 2.0 т/сут. В скважины спущены насосы диаметром плунжера от 27 мм до 57 мм, наиболее применяемые - с диаметром плунжера 27 мм и 32 мм, ими оборудовано 59 % скважин.

Основной фонд добывающих скважин (более 67 %), оборудованных УШСН, расположен на объекте АС7-8. Среднее забойное давление в скважинах составляет 12 МПа (средняя депрессия 7,5 МПа, средний Ндин = 962 м). Проведенный анализ режимов работы скважин показал, что в части скважин насосное оборудование работает в несогласованном режиме с пластом. Как правило, это скважины с низкими коэффициентами подачи из-за износа плунжерной или клапанных парили скважины, работающие с высокой обводнённостью - более 90 %. Из технологических режимов работы скважин следует, что отдельные низко-обводнённые скважины можно перевести на эксплуатацию УЭЦН, но их основная часть расположена в ВНЗ. В скважинах, расположенных в ЧНЗ, возможность смены способа эксплуатации существует в единичных скважинах, при этом прирост нефти по ним не превышает 4-5 т/сут.

Среднее забойное давление в скважинах объекта разработки АС9-10 составляет 14,1 МПа (депрессия 5,6 МПа, Ндин=696 м). Основной фонд скважин высоко обводнён, с обводнённостью более 90 % работает 64 % скважин. Проведённый анализ режимов работы скважин на возможность смены способа эксплуатации показал, что возможность перевода с эксплуатации УШСН на УЭЦН за счёт создания больших депрессий на пласт существует в единичных скважинах, но они имеют высокую обводнённость (92-95 %). Проведённые технологические расчёты показывают, что снижение в них забойного давления незначительно увеличит дебит скважин по нефти (менее 1-2 т/сут), но значительно увеличит дебит воды, в связи с чем, на данном этапе не рекомендуется проведение оптимизации режимов работы высокообводнённых скважин.

Объект разработки БС10 эксплуатируют 23 скважины. При глубине спуска насосов 1359 м на забое добывающих скважин достигнуто среднее давление 15 МПа (депрессия 8,6 МПа). В основном фонде скважин насосное оборудование работает в согласованном режиме с пластом. Резервы увеличения дебитов скважин за счёт перевода скважин с эксплуатации УШСН на УЭЦН отсутствуют.

По объектам разработки БС18-20 и ЮС2 средние забойные давления в добывающих скважинах составляют 15,4 и 14,9 МПа (БС18-20 - депрессия 9,3 МПа, Ндин = 1108 м; ЮС2 - средняя депрессия 11,8 МПа, средний Ндин= 1449 м). Все скважины работают в согласованном режиме с пластом.

Средний межремонтный период скважин, оборудованных УШСН, на 01.01.2012 составил 609 суток, коэффициент эксплуатации скважин - 0.976.

Таким образом, проведенный анализ режимов работы добывающих скважин показал, что на месторождении отсутствуют значимые резервы увеличения текущих дебитов скважин по нефти за счёт согласования режимов работы «пласт-скважина-насос» и создания больших депрессий на пласт. В дальнейшем поддержание отборов нефти планируется за счёт проведения в них геолого-технических мероприятий (зарезка боковых стволов, ГРП и т.п.).

Основные причины отказов УШСН:

- обрыв штанг;

- отложения солей на узлах насоса и в НКТ;

- АСПО в НКТ и на насосных штангах;

- сильное искривление скважин.

2.4 Выбор оборудования и установление параметров работы насосной установки

Выбор оборудования и режима работы насосной установки приведен для скважины №1818 куста №515 Яунлорского месторождения при заданном отборе жидкости, определенном по данным исследований по методике, изложенной в справочнике «Спутник нефтяника и газовика» (Москва, «Недра», 1986 г.) авторы Н.Г. Середа, В.А. Сахаров, А.Н. Тимашев.

Таблица 4 - Исходные данные для расчетов

1. Определяем секундный дебит скважины по жидкости:

2. Рассчитываем забойное давление:

3. Приняв погружение насоса под динамический уровень 200м, определяем глубину спуска ШГН Lн:

4. По опыту эксплуатации установок ШГН в условиях Федоровского месторождения, коэффициент подачи ШГН J составляет 0,6. Тогда теоретическая производительность насоса должна быть:

По диаграмме А.Н. Адонина выбираем диаметр насоса для Lн = 940 м и Qж = 43,3 м3/сут., равный 44 мм.

Для спуска в скважину подбираем вставной насос НВ - 44 группы посадки пары «плунжер-цилиндр» вставной.

5. Для такого насоса колонна НКТ должна быть составлена из труб с условным диаметром 73 мм (2,5») с толщиной стенки 5,5 мм.

6. Определяем скорость откачки S*n (S - длина хода полированного штока, n - число двойных качаний головки балансира):

7. Выбираем тип станка-качалки, широко используемый в ОАО «Сургутнефтегаз», с максимальной грузоподъемностью 8 тонн, максимальной длиной хода полированного штока 3 метра и максимальным числом качаний 12 кач. в минуту. Такие станки-качалки производит Ижевский машиностроительный завод (ПНШ 8-3-4000), «Уралтрансмаш» (г. Екатеринбург; ПНГШ 8-3-5500).

Длину хода полированного штока в нашем случае принимаем равной 2,1 м. Тогда число двойных качаний головки балансира станка-качалки в минуту составит:

n·s = 8,85 мин-1· 2,1= 18,6

8. Выбираем конструкцию колонны штанг по таблице АзНИИ ДН. Получаем двухступенчатую колонну штанг из стали с приведенным напряжением упр = 120 МПа диаметрами 22 мм 19 мм. Штанги d = 22 мм составляют 40% (верхняя ступень) и d = 19 мм 60% (нижняя ступень). Тогда длина верхней ступени составляет 940*0,4 = 376м, нижней составляет 940-376 = 564 м.

Целесообразно в нижней части колонны штанг установить тяжелый низ из штанг диаметром 22 мм в количестве 5 штук (по 8 м каждая штанга).

9. Подбираем тип электродвигателя для станка-качалки по формуле (для полезной мощности):

где: Рвык - давление на выкиде штангового насоса;

Рпр - давление на приеме насоса.

Рвык = ссм * g * H = 913 * 9,81 * 940 = 8,4 * 106 Па

Рпр = Ру + ссм * g * hпогр = 1,3 * 106 + 913 * 9,81 * 200 = 3,09 * 106 Па

КПД подземной части установки:

пч = 0,85 - 2,1 * 10-4 (S * n)2 = 0,85 - 2,1 * 10-4 * (18,6)2 = 0,7

КПД электродвигателя эд и станка-качалки ск примем по опыту 0,76 и 0,8 соответственно, тогда КПД установки составит:

0,47

Полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости:

Однако, на практике с учетом непредвиденных нагрузок (трение, заклинивание насоса, парафиноотложения в НКТ и т. д.) применяются электродвигатели с небольшим запасом мощности.

2.5 Осложнения, возникающие при эксплуатации скважин штанговыми насосами и методы их предупреждения

Нефтяной газ в скважине выполняет работу по подъему жидкости с забоя на поверхность. Однако значительное количество свободного газа на приеме насоса приводит к уменьшению коэффициента наполнения насоса вплоть до нарушения подачи.

Известно несколько методов борьбы с вредным влиянием свободного газа на работу насосов. Из формулы следует, что уменьшением доли вредного пространства можно добиться повышения коэффициента наполнения ан. При отсутствии влияния вредного пространства (Квр=О) работа насоса устойчива с любым даже самым низким коэффициентом наполнения. Это достигается либо применением насоса с нагнетательным клапаном в нижней части плунжера (НСН2, НСВД), либо увеличением длины хода плунжера (длинноходовой насос, правильная посадка плунжера над всасывающим клапаном), либо одновременным увеличением длины хода плунжера при одновременном уменьшении диаметра насоса. Однако тип насоса всегда должен быть правильно подобран к условиям скважины.

Основной метод борьбы -- уменьшение газосодержания в жидкости, поступающей в насос. При увеличении погружении насоса под динамический уровень увеличивается давление на приеме Рпр как следствие, уменьшается объем свободного газа за счет сжатия и больше газа растворяется в нефти. Если давление Рпр становится больше давления насыщения нефти газом Рн ,то свободного газа вообще нет на этой глубине, то есть вредное влияние газа прекращается. При нормальное работе погружение составляет 20 - 50 м , а при наличии газа его доводят, если это возможно, до 230 - 350 м, что соответствует около 30% Рн, . Однако для этого требуется дополнительное оборудование , а также уменьшается его надежность. Поэтому перед входом в прием насоса осуществляют сепарацию (отделение) газа от жидкости и отвод его в затрубное пространство, а оттуда перепуск в выкидную линию, где давление меньше давления газа (в НКТ, на поверхности). Сброс газа в атмосферу недопустим. В результате сепарации часть естественной энергии газа теряется и не используется для подъема жидкости.

При поступлении жидкости в насос газ частично сепарируется в затрубное пространство. Сепарацию газа характеризуют коэффициентом сепарации, который представляет собой отношение объема свободного газа, уходящего в затрубное пространство, ко всему объему свободного газа при термодинамических условиях у приема насоса. Сепарацию газа можно улучшить с помощью защитных устройств и приспособлений, называемых газовыми якорями (газосепараторами), которые устанавливают на приеме насоса.

Работа их основана на использовании сил гравитации (всплывания), инерции, а также их сочетания.

Рисунок 7 - Газосепаратор

На рисунке 7 представлен общий вид устройства, состоящий из нескольких расположенных один под другим сепарационных узлов 1 со сферическими выгнутыми наружу донышками 2, по центрам которых проходит газоотводящий патрубок 3 с радиальными отверстиями 4 под каждым выпуклым донышком, и всасывающего патрубка 5, прием которого расположен над верхней сепарационной тарелкой.

При отклонении оси устройства от вертикали в скважинах по сложным профилем ствола весь накопившийся под сферическими донышками сепарационных тарелок газ выводится только через газоотводящий патрубок, а на прием всасывающего патрубка поступает жидкость, отсепарированная от газа при обтекании всех сепарационных тарелок.

В известном устройстве при отклонении оси газового якоря от вертикали зона накопления газа под сепарационной тарелкой не совпадает с радиальными отверстиями в газоотводящем патрубке и газ "пробулькивается" через борт тарелки в жидкостной поток, способствуя образованию пенной структуры и попаданию пузырьков газа вместе с жидкостью во всасывающий патрубок.

Пескопроявление и борьба с песком.

Отрицательное влияние песка в продукции сводится к абразивному износу плунжерной пары, клапанных узлов и образованию песчаной пробки на забое. Песок также при малейшей не герметичности НКТ быстро размывает каналы протекания жидкости в резьбовых соединениях, усиленно изнашивает штанговые муфты и внутреннюю поверхность НКТ, особенно в искривленных скважинах. Даже при кратковременных остановках (до 10 - 20 мин) возможно заклинивание плунжера в насосе, а при большом осадке - и заклинивание штанг в трубах. Увеличение утечек жидкости, обусловленных абразивным износом и размывом, приводит к уменьшению подачи ШСНУ и скорости восходящего потока ниже приема, что способствует ускорению образования забойной пробки. А забойная пробка существенно ограничивает приток в скважину. Снижение дебита вследствие износа оборудования и образования песчаной пробки вынуждает проведение преждевременного ремонта для замены насоса и промывки пробки. К «песочным» скважинам относят скважины с содержанием песка более 1 г/л.

Можно выделить следующие четыре группы методов борьбы с песком при насосной эксплуатации.

Наиболее эффективный метод - предупреждение и регулирование поступления песка из пласта в скважину. Первое осуществляют посредством либо установки специальных фильтров на забое, либо крепления призабойной зоны, а второе - уменьшением отбора жидкости. При этом целесообразно обеспечить плавный запуск песочной скважины последовательным увеличением длины хода S, числа качаний n или подливом чистой жидкости в скважину через затрубное пространство (20 25 % от дебита).

Обеспечение выноса на поверхность значительной части песка, поступающего в скважину. А.Н. Адонин показал, что такой вынос возможен при условии Wж / Wсв >2-2,5, где Wж - скорость восходящего потока жидкости как отношение расхода жидкости к площади проходного сечения трубы (для учета роли свободного газа в движении песка скорость Wж можно оценить по сумме расходов жидкости и газа); Wсв скорость свободного осаждения песчинки с расчетным диаметром, равным среднему диаметру наиболее крупной фракции, составляющей около 20% всего объема песка.

Если при заданных диаметрах труб и штанг условие не выполняется, то можно уменьшить диаметр подъемных труб, применить насосные установки с трубчатыми штангами, установить под насосом хвостовые трубы, спускаемые в зону перфорации, либо осуществить подкачку чистой жидкости в затрубное пространство. Применение хвостовика уменьшает высоту пробки, образующейся на забое при остановке. При подливе затрачивается дополнительная энергия на подъем подливаемой жидкости, однако при этом исключается возможность прихвата насоса и хвостовика песком, заклинивания плунжера за счет уменьшения объемной концентрации песка в потоке.

Песочные якоря и фильтры, устанавливаемые у приема насоса, осуществляют сепарацию песка от жидкости. Работа песочных якорей основана на гравитационном принципе. В якорях прямого и обратного действия жидкость изменяет направление на 180°, песок отделяется под действием силы тяжести и осаждается в песочном «кармане» при заполнении которого якорь извлекают на поверхность и очищают. Условием эффективной работы является существование в коре скорости восходящего потока жидкости, меньшей скорости осаждения песчинок. По опытным данным А.М. Пирвердяна якорь обратного действия значительно эффективнее якоря прямого действия, так как благодаря насадке увеличивается скорость нисходящего потока жидкости с песком. Песочный якорь прямого действия одновременно является газовым якорем. Применение песочных якорей - не основной, а вспомогательный метод борьбы с песком. Этот метод эффективен для скважин, в которых поступление песка непродолжительно и общее количество его невелико.

Противопесочные фильтры, устанавливаемые у приема насоса, предупреждают поступление в насос песчинок средних и крупных размеров (более 0,01 мм в зависимости от соотношения размеров песчинок и каналов материала фильтра). Известны сетчатые, проволочные, капроновые, щелевые, гравийные, металлокерамические, цементно-песчано-солевые, песчано-пластмассовые, пружинные и другие фильтры. По данным А.М. Пирвердяна лучшими являются сетчатые фильтры с размерами ячеек 0,25X1,56 мм.

Однако полностью избежать вредного влияния песка не удается. Некоторое его количество поступает в насос и приводит к износу пары плунжер - цилиндр и клапанов. Поэтому используются специальные насосы для песочных скважин. Научно-технический прогресс связан с усовершенствованием стандартных насосов, созданием насосов в абразивостойком исполнении и новых конструкций с защитой трущейся пары плунжер - цилиндр. Применяют насосы следующих конструкции: с малыми зазорами между плунжером и цилиндром; с сепаратором внутри плунжера; с гидрозащитой пары плунжер - цилиндр; с плунжерами, имеющими круговые канавки; типа «пескобрей»; с магнитными плунжерами; с гидрозащитой и др.

Для предотвращения образования осадка песка на штанговой колонне устанавливают скребки завихрители а также их применяют для борьбы с отложениями парафина в НКТ и для предотвращения истирания штанг в наклонных скважинах.

Высоковязкие нефти.

В последнее время в разработку вовлекаются месторождения с высоковязкими нефтями. Основной способ подъема таких нефтей на поверхность-штанговый насосный. Это объясняется малодебитностью скважин и экономической неэффективностью других способов. В процессе эксплуатации возникают осложнения, вызванные силами гидродинамического трения при движении штаг в жидкости, а также движения жидкости в трубах и через нагнетательный и всасывающий клапан.

Вредное влияние гидродинамических сил трения сводится к увеличению максимальной нагрузки, уменьшению минимальной нагрузки и коэффициента полезного действия ШСНУ. При откачке нефтей с вязкостью более 500 мПа·с может происходить «зависание» штанг в жидкости при ходе вниз.

С целью уменьшения влияния вязкости применяют различные технические приемы и технологические схемы добычи. При откачке высоковязких нефтей используют специальные двух плунжерные насосы, увеличивают диаметр НКТ, насоса и проходные сечения в клапанах нас...