При эксплуатации добывающих скважин одним из ключевых видов осложнений является образование асфальтосмолопарафиновых отложений (далее АСПО), вынос песка и механических примесей. В процессе эксплуатации нефтяных и газовых месторождений происходит разрушение призабойной зоны пласта и поступление на забой скважины продуктов разрушения, что вызывает значительные осложнения. В условиях аномально низких пластовых давлений продукты разрушения скапливаются на забое, что приводит к образованию песчаных пробок, кольматации фильтров и к резкому падения дебита нефти и газа, увеличению трудовых и материальных затрат на проведение ремонтных работ. Наличие в продукции скважин механических примесей усиливает износ рабочих органов глубинно-насосного оборудования (далее ГНО), сокращает срок его службы.

Анализ промыслового опыта свидетельствует о значительном количестве скважин, на которых проявляются сразу несколько осложняющих факторов, а именно: высокая степень поглощения пластом промывочной жидкости, интенсивный вынос песка и одновременное отложение асфальтосмолопарафиновых отложений.
Состояние глубинно-насосного оборудования скважин представлено на рисунке 1.

Для увеличения межремонтного периода (МРП) на скважинах с осложняющими факторами возможно применение различного набора компоновок ГНО. Увеличение наработки по таким скважинам, как правило, не происходит, поскольку появляется необходимость внедрения стандартного оборудования для защиты насоса от механических примесей и дополнительного оборудования для проведения периодических профилактических промывок от АСПО. Возможность проведения эффективной промывки на скважинах ввиду поглощения промывочной жидкости продуктивным пластом отсутствует.
Одним из первоочередных решений является применение газопесочного якоря (далее ГПЯ) (рис. 2).

включает закачку в нагнетательные скважины композиции химреагентов: полимера со сшивателем и дисперсного компонента — модифицированного бентонитового глинопорошка (БГ) или древесной муки (ДМ) [4, 6]. В результате воздействия компонентов оторочки в пласте образуется набухающая, стойкая к размыву водой система, способствующая повышению фильтрационного сопротивления высокопроницаемых зон. Добавление сшивателя позволяет повысить стойкость состава к деструкции благодаря преобразованию вязкого полимерного раствора в гелеобразную массу за счет поперечных сшивок молекул полимера.
Закачка композиции может осуществляться как одной оторочкой (одновременное смешивание компонентов), так и последовательно чередующимися оторочками водного раствора полимера и глинистой суспензии.

На основе анализа различных вариантов компоновки и возможности восстановления работоспособности глубинно-насосного оборудования предлагается компоновка оборудования, основными элементами которой являются: обратный клапан от УЭЦН, два газопесочных якоря с контейнерами и патрубок с резиновой манжетой (рис. 4). Это даст возможность осуществить двухступенчатую очистку пластовой жидкости, поступающей на приём насоса, от механических примесей.

Применение обратного клапана от УЭЦН с пакером позволит осуществить изоляцию продуктивного пласта для проведения профилактических промывок во время эксплуатации.
Осуществление промывки насоса производится путём закачки жидкости в межтрубное пространство.
Процесс промывки ГНО скважин представлен на рисунке (рис. 5).

Данная модернизированная компоновка ГНО имеет следующие преимущества:
• снижение содержания механических примесей в продукции;
• проведение профилактических промывок внутрискважинного оборудования;
• полное отсутствие поглощения пластом промывочной жидкости;
• проведение гидродинамических исследований по межтрубному пространству (замер статических и динамических уровней);
• планируемое увеличение наработки на отказ в 7 раз.

Потенциальный экономический эффект при применении модернизированной компоновки ГНО показан в таблице 1.

Дисконтированной индекс доходности модернизированной компоновки ГНО — 4,5 д. ед. Срок окупаемости составит 3 месяца. Чистый дисконтированный доход составит 2 853 тыс. руб.