ння піщаної пробки на вибої. Пісок також при найменшій негерметичності НКТ швидко розмиває канали протікання рідини в різьбових з'єднаннях, посилено зношує штангові муфти і внутрішню поверхню НКТ, особливо у викривлених свердловинах. Навіть при короткочасних зупинках (до 10-20 м) можливе заклинювання плунжера в насосі, а при великому осаді - і заклинювання штанг в трубах. Збільшення витоків рідини, обумовлених абразивним зносом і розмивом, призводить до зменшення подачі ШСНУ і швидкості виходить потоку нижче прийому, що сприяє прискоренню освіти забійній пробки. А забойная пробка істотно обмежує приплив в свердловину. Зниження дебіту внаслідок зносу обладнання та освіти піщаної пробки змушує проведення передчасного ремонту для заміни насоса і промивки пробки. До «пісочним» свердловинах відносять свердловини з вмістом піску більше 1 г л.
Можна виділити наступні чотири групи методів боротьби з піском при насосної експлуатації.
Найбільш ефективний метод - попередження і регулювання надходження піску з пласта в свердловину. Перше здійснюють за допомогою або установки спеціальних фільтрів на вибої, або кріплення привибійної зони, а друге - зменшенням відбору рідини.
Забезпечення виносу на поверхню значної частини піску, що надходить в свердловину.
Пісочні якори (сепаратори) і фільтри, що встановлюються у прийому насоса, здійснюють сепарацію піску від рідини. Робота пісочних якорів заснована на гравітаційному принципі. У якорях прямого і зворотного дії рідина змінює напрямку руху на 180, пісок відділяється під дією сили тяжіння і осідає в пісочному «кишені», при заповненні якого якір витягують на поверхню і очищають.
Однак повністю уникнути шкідливого впливу піску не вдається. Деяка його кількість надходить у насос і призводить до зносу пари плунжер- циліндр і клапанів. Тому використовуються спеціальні насоси для пісочних свердловин.
Для запобігання утворенню осаду піску на штанговий колоні встановлюють скребки - завіхрітелі. При русі штанг створюється завихрення струменя, що перешкоджає осіданню піску над насосом. При зупинці СК пісок, що знаходиться в рідині, осідає на верхні торцеві площадки скребків-завихрителей, а не на плунжер насоса.
При великій кривизні стовбура свердловині спостерігається інтенсивне стирання НКТ і штанг аж до утворення довгих щілин в трубах або обриву штанг. Для повільного провертання колони штанг і плунжера «на заворот» при кожному ході головки балансира з метою запобігання одворотів штанг і видалення парафіну при використанні пластинчастих скребків застосовують штанговращателі. Застосовують також протекторні та направляючі муфти, скребки-завіхрітелі.
Останнім часом в розробку залучаються родовища з високов'язких нафти. Основний спосіб підйому таких нафт на поверхню - штанговий скважіннонасосний. Це пояснюється малодебітних свердловин та економічною ефективністю інших способів. У процесі експлуатації виникають ускладнення, викликані силами гідродинамічного тертя при русі штанг в рідині, а також руху рідини в трубах і через нагнітальний і всмоктуючий клапани. При відкачці нафт з в'язкістю більше 500 Мпа З мож?? т відбуватися «зависання» штанг в рідині при ході вниз.
При відкачці високов'язких нафт використовують спеціальні двухплунжерние насоси, збільшують діаметр НКТ, насоса і прохідні перетини в клапанах насоса, встановлюють тихохідний режим відкачування (зменшують число хитань від 3 до 4 хв. і довжину ходу від 0,6 до 0,9 м.).
Зниження в'язкості откачиваемой рідини можна досягти підливаючи розчинника (маловязкой нафти) або води, підігрівом откачиваемой рідини у прийому насоса або закачуванням гарячого теплоносія в затрубний простір.
При обводненности продукції n=0,4 - 0,8 водонефтяние емульсії володіють високою в'язкістю, а гідродинамічні сили тертя досягають найбільшої величини. Якщо емульсія нестійка, то на вибої накопичується вода, що викликає зростання забійного тиску. З метою зниження забійного тиску можна застосувати хвостовик або збільшити глибину спуску насоса, якщо цьому не перешкоджає ступінь завантаженості СК. При відкачці емульсії типу нафту воді зростає знос, витоку, знижується втомна міцність штанг, підвищується їх обривність.
При видобутку парафінистої нафти відбувається відкладення парафіну на стінках НКТ. У результаті цього звужується поперечний переріз труб, зростає опір руху рідини і переміщенню колони штанг, збільшується навантаження на головку балансира СК, порушується його врівноваженість, зменшується коефіцієнт подачі. Окремі грудки парафіну, потрапляючи під клапани насоса ззовні, можуть порушити їх герметичність. При подьем штанг під час ремонту плунжер або вставною насос зрізає парафін зі стінок НКТ і утворює над собою суцільну парафінову пробку, яка виштовхує нафту...
