Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации

Н. Д. Булчаев 
Ю. Н. Безбородов

9 785763 832631

ISBN 978-5-7638-3263-1

Монография 

Институт нефти и газа

Защита насосного  
оборудования  
нефтяных скважин  
в осложненных условиях 
эксплуатации

Рассмотрены методы защиты насосного оборудования от вредного влияния механических примесей с помощью 
разработанных авторами технических средств и технологий. 
Проведен анализ причин обводнения скважин и предложена 
методика упреждения появления в скважинной продукции 
песка и воды.

МИНИСТЕРСТВО  ОБРАЗОВАНИЯ  И  НАУКИ  РОССИЙСКОЙ  ФЕДЕРАЦИИ 
 
СИБИРСКИЙ  ФЕДЕРАЛЬНЫЙ  УНИВЕРСИТЕТ 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Н. Д. Булчаев, Ю. Н. Безбородов 
 
 
ЗАЩИТА  НАСОСНОГО  ОБОРУДОВАНИЯ 
НЕФТЯНЫХ  СКВАЖИН  В  ОСЛОЖНЕННЫХ 
УСЛОВИЯХ  ЭКСПЛУАТАЦИИ 
 
 
Монография 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Красноярск 
СФУ 
2015 

УДК 621.276:62-541.42 
БКК  33.565.9 
Б907 
 
 
Р е ц е н з е н т ы: 
С. И. Грачев, доктор технических наук, профессор, зав. кафедрой РЭНГМ 
ТюмГНТУ; 
М. Д. Валеев, доктор технических наук, профессор, технический директор 
ООО НПП «ВМ система» (г. Уфа) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
Булчаев, Н. Д. 
Б907 
 
Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации: монография / Н. Д. Булчаев, 
Ю. Н. Безбородов. – Красноярск: Сиб. федер. ун-т, 2015. – 138 с. 
ISBN 978-5-7638-3263-1 
 
Рассмотрены методы защиты насосного оборудования от вредного влияния механических примесей с помощью разработанных авторами технических средств и технологий. Проведен анализ причин обводнения скважин 
и предложена методика упреждения появления в скважинной продукции песка и воды. 
Предназначена для научных работников, аспирантов, магистрантов, 
а также для инженеров нефтегазовой отрасли. 
 
Электронный вариант издания см.: 
УДК 621.276:62-541.42 
http://catalog.sfu-kras.ru 
ББК  33.565.9 
 
 
 
 
 
 
ISBN 978-5-7638-3263-1 
© Сибирский федеральный 
университет, 2015 

Оглавление 

3 

ОГЛАВЛЕНИЕ 
 
 
Введение ........................................................................................................  
5 
1. Общие сведения о месторождении .......................................................  
7 
1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза.......................  
7 
1.2. Нефтегазоносность пластов ..................................................................  10 
1.3. Коллекторские свойства продуктивных коллекторов........................  12 
1.4. Физико-химические свойства нефти и газа залежей 
месторождения .......................................................................................  13 
1.5. Запасы нефти и газа ...............................................................................  14 
1.6. Физико-гидродинамическая характеристика  
продуктивных пластов ...........................................................................  17 
1.6.1. Отбор проб попутно добываемой, подготавливаемой, 
закачиваемой в систему поддержания пластового давления 
воды. Определение физико-химического состава воды, 
растворенных газов, коррозионной активности .......................  17 
1.6.2. Анализ отложений с насосно-компрессорных труб  
и установки электроприводного центробежного насоса 
скважин Ванкорского месторождения ......................................  19 
2. Обзор литературных источников и промысловых данных  
об условиях пескопроявления в скважинах ......................................  33 
2.1. Анализ осложнений в эксплуатации пескопроявляющих скважин 
и средства защиты насосного оборудования ......................................  33 
2.2. Фракционный состав взвешенных частиц в добываемой 
продукции и в подземном оборудовании скважин ............................  39 
2.3. Технологические и химические методы уменьшения 
пескопроявлений в скважинах ..............................................................  41 
2.3.1. Регулирование депрессии на пласт ............................................  41 
2.3.2. Крепление горных пород ............................................................  42 
2.4. Механические методы защиты насосов от воздействия твердых 
частиц, содержащихся в добываемой продукции ..............................  44 
2.4.1. Фильтры и сепараторы, устанавливаемые у приема насосной 
установки ......................................................................................  44 
2.4.2. Фильтры, устанавливаемые на забоях нефтяных 
и водозаборных скважин ............................................................  48 
2.4.3. Центробежная сепарация механических примесей ..................  51 
3. Теоретические основы движения твердых частиц  
и взвесесодержащих жидкостей в фильтрующих устройствах .....  54 
3.1. Математическое моделирование скорости движения твердой 
частицы в восходящем потоке жидкости ............................................  54 

Оглавление 

4 

3.2. Моделирование движения взвесесодержащей жидкости  
для различных типов фильтров ............................................................  56 
3.2.1. Каркасно-стержневой фильтр .....................................................  56 
3.2.2. Кольчатый фильтр .......................................................................  59 
3.2.3. Перфорационный фильтр ............................................................  61 
3.2.4. Гравийный фильтр .......................................................................  64 
4. Разработка и результаты испытаний новых технических 
средств и технологий борьбы с осложнениями  
в пескопроявляющих водозаборных скважинах ..............................  68 
4.1. Осредненные значения параметров фракционного состава 
твердых взвешенных частиц и применение забойных фильтров ......  68 
4.2. Разработка конструкции и исследование комбинированного 
фильтра. Анализ эффективности его работы ......................................  74 
4.2.1. Устройство и принцип работы комбинированного фильтра, 
устанавливаемого ниже приема установки 
электроцентробежного насоса ...................................................  74 
4.2.2. Результаты лабораторных исследований промышленного 
применения сепаратора ...............................................................  87 
4.2.3. Технология очистки фильтра на приеме насоса без подъема 
оборудования ...............................................................................  91 
4.3. Гравийный фильтр: области применения и перспективы .................  99 
4.4. Разработка способа предотвращения образования песчаных 
пробок в водозаборных скважинах ......................................................  103 
4.5. Исследование теплообменных процессов между погружным 
электродвигателем насоса и взвесесодержащей жидкостью ............  105 
5. Выбор и испытания износостойких покрытий рабочих 
органов установки электроприводного центробежного насоса 
и разработка способа обратной промывки приёмных 
фильтров ......................................................................................  113 
5.1. Обзор технических средств повышения износостойкости  
рабочих органов насосов с помощью материалов на основе 
черных и цветных металлов и различных сплавов .............................  113 
5.2. Обоснование использования сверхвысокомолекулярного 
полиэтилена для покрытия рабочих колес установки 
электроприводного центробежного насоса ...........................................  117 
5.3. Варианты исполнения рабочих органов насосного оборудования  
с напылением сверхвысокомолекулярного полиэтилена и их 
исследование ..........................................................................................  125 
Основные выводы и рекомендации ........................................................  129 
Список литературы .....................................................................................  130 
 

Введение 

5 

ВВЕДЕНИЕ 
 
 
Одной из наиболее острых проблем, возникающих при эксплуатации установки электроприводного центробежного насоса (УЭЦН) 
для добычи нефти, является наличие в откачиваемой жидкости твердых взвешенных частиц (механических примесей), приводящих к снижению межремонтного периода работы скважины. В составе механических примесей наибольшую долю составляет кварцевый песок, входящий в структуру скелета горных пород. Твердые взвешенные 
частицы (ТВЧ) могут включать в себя также кристаллы различных солей, глину и другие минералы, а также продукты коррозии. Фильтрация жидкости в неустойчивых породах, особенно при больших градиентах скорости, приводит к разрушению породы, продвижению частиц 
к забою и выносу в ствол скважин. 
Осложнения в эксплуатации таких скважин связаны с постепенным накоплением песка на забое скважин, а также в рабочих колесах 
погружных насосов. Одновременно происходит износ трущихся пар 
рабочих органов насосов и снижение их подачи, а также перегрев погружных электродвигателей (ПЭД) и их отказы. 
В этой связи для нефтяной отрасли первостепенными являются 
задачи, связанные с необходимостью обеспечения защиты насосного 
оборудования от ТВЧ при добыче взвесесодержащих жидкостей, требующие проведения анализа существующих технологий и поиска новых технических решений для эффективной производственной деятельности нефтяной компании. В связи с наличием в перекачиваемой 
жидкости механических примесей появляются проблемы по защите 
дорогостоящего оборудования от абразивного износа и заклинивания 
рабочих органов твердыми частицами, повышению межремонтного 
периода работы скважины. 
При высоком содержании механических примесей применение 
стандартных газопесочных якорей становится неэффективным из-за 
малых значений центробежных сил. Общим недостатком применяемых фильтров, устанавливаемых на забое или приеме насосов, является достаточно быстрое засорение непроточных ячеек и необходимость их частых промывок с подъемом оборудования. Наиболее показательными в этом отношении являются скважины Ванкорского 
нефтяного месторождения. Содержание ТВЧ, поступающих из пласта 
по фонду скважин, находится в пределах от 104 до 200 мг/л. Поэтому 

Введение 

6 

средняя наработка на отказ насосного оборудования к началу 2011 г. 
составляла 93 сут, а по отдельным скважинам от 15 до 30 сут. 
В настоящей монографии рассмотрены вопросы повышения эффективности эксплуатации скважин с УЭЦН путем совершенствования технологий защиты электроцентробежных насосов от выносимого из пласта песка. 
Основными задачами исследования являются: 
1. Определение влияния механических примесей на показатели 
работы электроцентробежного насоса (ЭЦН) и осложнения в эксплуатации скважин при откачке воды из водоносных горизонтов нефтяных 
месторождений. 
2. Выявление зависимости скорости восходящего потока воды от 
фракционного состава твердых взвешенных частиц при выносе с забоя 
скважины на прием насоса. 
3. Разработка усовершенствованной конструкции сепаратора и экспериментальное определение фильтрационной способности. 
4. Разработка технологии очистки фильтра на приёме насоса без 
подъёма оборудования на поверхность. 
5. Выбор и испытание композиций полимерных материалов для 
покрытия рабочих колес электроцентробежных насосов, защищающих их от износа в абразивных средах. 
Объектом исследования являются электроцентробежные насосы, 
применяемые в добывающих скважинах, предметом – способы и технологии предотвращения выноса механических примесей из пласта. 
Проведенные исследования позволили определить аналитические и эмпирические зависимости между параметрами движения песчано-жидкостной смеси в скважине и фильтрующих устройствах. Выявлена зависимость времени работы УЭЦН в водозаборных скважинах Ванкорского месторождения от количества твердых взвешенных 
частиц в добываемой воде. 
Научно обоснованы зависимости скорости уноса твердых взвешенных частиц с забоя к приему УЭЦН от их условного диаметра и коэффициента сопротивления от критерия Рейнольдса для расчета размера ячейки сетчатых фильтров. 
 
 

1. Общие сведения о месторождении 

7 

1. 
ОБЩИЕ  СВЕДЕНИЯ  О  МЕСТОРОЖДЕНИИ 
 
 
1.1. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза 
 
Ванкорское газонефтяное месторождение открыто в 1988 г. и административно расположено на территории Туруханского района 
Красноярского края, и лишь его северная часть частично находится на 
территории Дудинского района Таймырского (Долгано-Ненецкого) автономного округа. Владельцем лицензии на право геологического изучения и добычи нефти и газа является ЗАО «Ванкорнефть». 
Рельеф местности равнинный (преобладающие высоты 20–60 м, 
максимально 100 м). Значительная площадь ее сильно заболочена, имеются многочисленные озера. Поверхность равнины плоская, и лишь изредка возвышаются одиночные холмы (сопки) высотой до 100 м.  
Вершины холмов округлые или плоские, склоны расчленены 
густой сетью речных долин. 
Район изобилует реками и озерами. Наиболее крупной рекой 
в районе работ является река Лодочная, протекающая в 1 км на юговосток от места заложения скважины. Река Лодочная является притоком реки Большая Хета, не судоходна, ширина ее до 50 м, глубина от 
0,3 до 2 м, скорость течения 0,3–0,5 м/с.  
Самые крупные озера имеют площадь 15–20 км2. Берега озер 
низкие, дно песчаное или вязкое, вода в них пресная. Снабжение буровой питьевой и технической водой осуществляется из ближайшего 
озера, расположенного в 300 м. 
По данным Игарской научно-исследовательской мерзлотной 
станции Сибирского отделения АН РФ, основанным на температурных замерах в поисковых и разведочных скважинах Ванкорского 
и Сузунского месторождений, определено, что толщина многолетнемерзлых пород на лицензионном участке составляет 470–575 м, при 
средней их температуре –2,5 С.  
Температурный режим верхнего слоя грунтов формируется исключительно под влиянием современных условий теплообмена в системе грунт – атмосфера. Особую роль в этом играет толщина снежного покрова. Исследования показали, что при средней толщине снега 
64 см среднегодовая величина отепляющего влияния снежного покрова составляет около 7 С при средней многолетней температуре 
этого региона –8,7С. 

Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации 

8 

Величина геотермического градиента ниже зоны отрицательных 
температур составляет 2,37–2,78 С/100 м. Прогнозная температура 
пород на глубинах 2 и 3 км, соответственно, равна 44 С и 68 С. 
Растительный и животный мир характерен для зоны лесотундры. Деловой древесины в районе работ нет. Площадь сельхозугодий 
менее 20 %. 
Климат района арктический: суровая продолжительная зима, короткое прохладное лето. Среднегодовая температура воздуха отрицательная: –10–11 °С. Наиболее теплый месяц года – июль, средняя 
температура воздуха в июле 16 °С, в отдельные дни до 30 °С. Наиболее холодные месяцы – январь, февраль, средняя температура –26 °С, 
а в отдельные дни температура воздуха опускается до –57 °С. 
Ванкорское месторождение рассматривается как первоочередной объект создания нового центра нефтедобывающей промышленности на севере Красноярского края, и от скорейшего его вовлечения 
в промышленную разработку зависит развитие нефтяной промышленности края в целом.  
Карта Ванкорского месторождения представлена на рис. 1. 
На месторождении пробурено 6 поисковых, 6 разведочных и одна поисково-оценочная скважины, вскрывшие отложения нижнего 
мела.  
В разрезе нижнего мела выделены нижнехетская, суходудинская, яковлевская и нижняя часть долганской свиты. 
Нижнехетская свита (K1br-v1) в объеме берриаса и низов валанжина в пределах месторождения повсеместно распространена и представлена преимущественно глинистыми породами с прослоями алевролитов и песчаников.  
Глины и аргиллиты темно-серые, плитчатые, с голубоватым оттенком, тонкослоистые, слабо песчанистые, с обугленными растительными остатками и обломками фауны. Песчаники и алевролиты 
светло-серые, мелко- и среднезернистые, глинистые, слюдистые, местами известковистые, плотные. 
В средней части свиты выделяется два песчаных продуктивных 
пласта (Нх- III, Hx-IV) общей толщиной около 80 м, а в верхней части – 
песчаная пачка Нх-I толщиной порядка 10 м с доказанной нефтенасыщенностью. 
К кровле пласта Нх-I приурочен отражающий сейсмический горизонт IД. Максимальная вскрытая толщина отложений нижнехетской 
свиты в скважине ВН-4 441 м. 

1. Общие сведения о месторождении 

9 

Болота

Действующий газопровод

Проектируемый нефтепровод

Железная дорога

Лицензионная территория 
СП" Енисейнефть"

Сухой газ

Газовый конденсат

Нефть

70 N
o

68 N
o

80 E
o

Ямало-Ненецкий округ

Пурпе

Пырейское

Береговое

ЗападноМессояхское

Южно-Мессояхское

Пякяхинское

Халь-Мерпаютинское

Русское

Самбург

Заполярное

Ярояханское

Уренгойское
Восточно
Тазовское

Уренгой

Красноселькупск

Южно-Русское

Норильск
Дудинка

ВосточноСибирская
возвышенность

68 N
o

70 N
o

68 N
o

Туруханск

РусскоРеченское
Тагульское

Лодочное

Ванкорское

Сузунское

СеверноСоленинское
Мессояхское

ЮжноСоленинское

84 E
o

Таймырский
 

округ

Таймырский
 

округ

р.Б.Хета

Мангазейское

р.Енисей

КРАСНО
 

КРАЙ

ОБЛАСТЬ

Игарка

УСЛОВНЫЕ  ОБОЗНАЧЕНИЯ
0
100 км

СКАЯ

ТЮ

ЯРСКИЙ

Зимняя дорога
 
 
Рис. 1. Обзорная карта района Ванкорского месторождения 
 
Яковлевская свита (K1a1-al3) на месторождении представлена частым переслаиванием песчаников, алевролитов и аргиллитов, с преобладанием глинистых разностей, обогащенных линзовидными прослоями 
углей. Песчаники серые, желтовато-серые, мелко-среднезернистые, 

– болота 
 
– действующий газопровод 
 
– проектируемый нефтепровод 
 
– железная дорога 
 
– зимняя дорога 

– сухой газ 
 
– газовый конденсат 
 
– нефть 

Защита насосного оборудования нефтяных скважин в осложненных условиях эксплуатации 

10 

кварцполевошпатовые, с прослоями углистых аргиллитов. С пластами 
Як I-VIIсвязана нефтегазоносность разреза свиты. Алевролиты серые, 
тонкозернистые, плотные, массивные. Аргиллиты темно-серые, с зеленоватым оттенком, тонкослоистые, плитчатые. В продуктивной 
части свиты прослеживается сейсмический горизонт IБ. Толщина отложений свиты 432–441 м. 
В разрезе верхнего мела выделены долганская свита, охватывающая отложения сеноманского яруса и частично верхов альба; дорожковская свита в составе нижнего турона; насоновская (верхний 
турон-сантон), а также салпадаяхинская и танамская свиты в составе 
кампанского и маастрихтского ярусов. 
Отложения долганской свиты (K1al3-K2s) согласно перекрывают 
породы яковлевской свиты и представлены песчаниками с прослоями 
алевролитов и аргиллитов. Толщина песков и песчаников достигает 
нескольких сот метров. Песчаники серые, светло-серые, разнозернистые, кварцполевошпатовые, нередко косослоистые. С прослоями 
песчаников на месторождении связаны продуктивные газоносные 
пласты Дл I-III. Алевролиты и аргиллиты зеленовато-серые, кварцполевошпатовые, встречаются аркозовые разности. В кровле долганской 
свиты выделен сейсмический отражающий горизонт IA. Толщина отложений свиты 305–322 м.  
 
 
1.2. Нефтегазоносность пластов 
 
Промышленные притоки нефти и газа Ванкорского месторождения связаны с продуктивными пластами долганской свиты (пласты 
Дл-I), яковлевской свиты (пласты Як-1, Як-II-VII) и нижнехетской 
свиты (пласт Нх-I, Нх-III-IV). 
Технологической схемой разработки месторождения предусматривается разбуривание залежей пластов Як-II-VII, Нх-I, Нх-III-IV. 
Залежь пласта Як-II-VII. Залежь пласта Як-II-VII является газонефтяной, вскрыта на северном и южном куполах. На северном куполе 
в скважине СВ-1 из интервала 1 666–1 672 м получен приток нефти дебитом 134 м3/сут на штуцере 8 мм при депрессии 1,3 МПа, а из интервалов 1654–1658, 1 646–1 651 и 1 638–1 642 м получен приток газа дебитом 205,7 тыс.м3/сут на шайбе 10 мм при депрессии 1,7 МПа. 
На южном куполе притоки нефти получены в скважинах ВН-6 
и ВН-10 в интервале 1 640–1 688 м с дебитом 21,7–74 м3/сут, а из 

1. Общие сведения о месторождении 

11 

нижнего объекта – нефть с водой дебитом 36 и 4,2 м3/сут соответственно. В скважине ВН-10 приток нефти дебитом 37,1 м3/сут получен 
из интервала 1 686–1 700 м, на штуцере 6мм при депрессии 11,6 МПа. 
Эффективные толщины рассматриваемого пласта колеблются 
в пределах 51–71 м. Количество песчаных прослоев по скважинам 
достигает 17–20 м. Вскрытые газонасыщенные толщины составляют 
0,8–18,5 м, нефтенасыщенные – 12,1–30,7 м. Водонефтяной контакт 
был принят на отметке –1 643+2,8 м, а ГНК на отметке –1 601 м. По 
типу залежь пластовая, сводовая. Ее размеры 26×9 км, высота 70 м. 
Залежь пласта Нх-I. Нефтяная залежь пласта Нх-I установлена 
в пределах обоих куполов и вскрыта в 6 скважинах. На северном куполе в скважине СВ-1 приток не получен, а на южном куполе притоки 
нефти составили 35,7–49,6 м3/сут на штуцерах 9 и 6 мм.  
Залежь является пластовой, сводовой, размеры ее 30×10 км, высота 85 м. Водонефтяной контакт (ВНК) принят по наиболее низкой 
отметке подошвы нефтенасыщенного коллектора –2 635 м, установленной по данным ГИС. 
В сводовой части залежи нефтенасыщенный коллектор, представленный прослоями песчаников и алевролитов, вскрыт на отметках 
–2 543–2 565 м, а на крыльях и периклиналях на отметках –2 614–2 620 м. 
Эффективные толщины песчаных прослоев составляют 0,2–3,8 м, при 
суммарных значениях – 1,0–11,0 м. 
Залежь пластов Нх-III-IV. Газонефтяная залежь пластов Нх-III-IV 
развита в пределах обоих куполов месторождения, является пластовой, сводовой. Кровля продуктивных коллекторов залегает на глубинах 2 725–2 785 м на абсолютных отметках –2 670–2 729 м. 
Эффективные нефтенасыщенные толщины изменяются от 24,4 
до 31,8 м, а максимальные газонасыщенные достигают 36 м. 
По результатам интерпретации материалов ГИС и испытаний 
поисково-разведочных скважин водонефтяной контакт принят на абсолютных отметках –2 753–2 760 м, газоводяной контакт принят на 
отметках –2 721–2 927 м. 
В пределах северного купола опробована скважина СВ-1, в которой из интервалов 2 755–2 761 и 2 768–2 777 м получены притоки 
нефти дебитом 178,8 и 277,2 м3/сут на штуцере 8 и 10 мм соответственно. На южном куполе опробование нефтяной и газовой частей залежи выполнено в четырех скважинах (ВН-4, ВН-5, ВН-9 и ВН-10).  
Во всех скважинах, вскрывших залежь, получены промышленные 
притоки нефти и газа. Дебиты нефти изменялись в широких пределах,