4. Техника и технология виброобработки забоев скважин

Виброобработка забоев скважин осуществляется с помощью специальных гидравлических машин-вибраторов. Сущность виброобработки состоит в создании колебания давления раз­личной частоты и амплитуды путем резких изменений расхода жидкости, прокачиваемой через вибратор, присоединенный к насосно-компрессорным трубам, спущенным в скважину.

Вибровоздействие рекомендуется применять в скважинах с ухудшенными в результате бурения коллекторскими свойства­ми призабойной зоны, с низкопроницаемыми и глинистыми по­родами.

Не рекомендуется проводить вибровоздействие в тех­нически неисправных скважинах, расположенных вблизи водонефтяного контакта, с низким пластовым давлением.

При вибровоздействии применяют специальные гидравли­ческие вибраторы золотникового типа — ГВЗ. Вибратор пред­ставляет собой два соосных цилиндра с короткими косыми вер­тикальными прорезями. Наружный цилиндр — золотник, может вращаться вокруг вертикальной оси подобно турбинному коле­су. Истечение жидкости из наружного цилиндра-золотника происходит под некоторым углом к касательной цилиндра, вследствие чего создается реактивный момент, приводящий этот цилиндр во вращательное движение. При совпадении прорезей жидкость выходит из НКТ, при несовпадении она на мгновение останавливается.

Таким образом, создаются импульсы давления, частота ко­торых может изменяться от числа прорезей в золотнике и скорости его вращения, зависящей в свою очередь от расхода жидкости. Для вибраторов типа ГВЗ теоретическую частоту ударов можно довести до 30 000 в минуту.

Импульсное истечение жидкости из вибратора создает цик­лические колебания в окружающей среде (жидкости), в ре­зультате которых в пласте расширяются поровые каналы, об­разуется сеть микротрещин.

Операция осуществляется так же как гидроразрыв пласта с использованием того же оборудования. Затрубное простран­ство герметизируется пакером с установкой якоря. Через НКТ закачивают рабочую жидкость (нефть, раствор соляной кислоты, керосин и смеси этих жид­костей) из расчета 2—3 м3 на 1 м толщины пласта.

Разрыв пласта давлением пороховых газов Метод основан на образовании трещин в горной породе за счет энергии пороховых газов, образующихся при сгорании порохового заряда в специальном агрегате ( АСГ –105К).

Применение в зависимости от глубины обрабатываемого интервала разных по массе пороховых зарядов ( 3,5,7,10,15 кг) позволяет создавать в скважине давление, равное полному горному или превышающее его, тем самым обеспечивая условия образования новых или расширения естественных трещин.

Аппарат АСГ-105К спускают на каротажном бронированном кабеле в скважины глубиной до 3,5 км, закрепленные обсадной колонной с внутренним диаметром не менее 122 мм и температурах в зоне разрыва до 100^оС.

Рекомендуется применять в нефтяных, газовых и нагнетательных скважинах, продуктивные пласты которых сложены из плотных, трещиноватых известняков, доломитов и неглинистых песчаников.

Торпедирование скважин Сущность процесса заключается в том, что заряженную взрывчатым веществом торпеду спускают в скважину и взрывают против продуктивного горизонта.

При взрыве торпеды образуются каверна и сеть трещин, расходящихся от скважины радиально по всем направлениям. Для взрывных работ применяют различные типы торпед, но наиболее распространены фугасные, шнуровые, кумулятивные.

Для предохранения обсадных колонн от разрушения над торпедой устанавливают «забойку» - жидкую или твердую: из песка, нефти, глины или цементного моста.

Торпедирование, кроме того, широко применяется и при ремонтных работах в скважинах. Существует большое число конструкций торпед в зависимости от целей их использования:

а) торпеды кумулятивные осевые ТКО для создания направленного взрыва вдоль какой-либо оси или вдоль горизонтальной плоскости. Они используются главным образом при ремонтных работах для отрыва прихваченных труб или колонн путем взрыва, сфокусированного, например, в горизонтальной плоскости. Такая торпеда предназначена для ремонтных работ, для разрушения посторонних предметов в скважине;

б) торпеды из детонирующего шнура ТДШ для развинчивания колонн в заданном месте, встряхивания прихваченных осевшим песком труб, очистки фильтров и поверхности пласта без повреждения обсадной колонны и создания трещин в породе. В этих торпедах используется детонирующий шнур, содержащий в водонепроницаемой оболочке примерно 13 г взрывчатого вещества (ВВ) на каждый 1 м длины шнура. Причем длина заряда (длина шнура) может достигать 100 м. В ряде случаев на поверхности пласта и фильтра наблюдается отложение солей, продуктов коррозии и доугих твердых осадков, мешающих нормальному притоку жидкости из пласта в скважину. В таких случаях использование ТДШ дает хороший эффект, без повреждения элементов конструкции скважины. В скважинах с открытым забоем используются торпеды с детонирующими шнурами, имеющими плотность ВВ более 13 г/м. Шнурковые торпеды могут быть использованы и для очистки ПЗС нагнетательных скважин;

в) фугасные торпеды, как правило, большой мощности, несущие в себе до 5 - 7 кг ВВ в виде шашек.

В качестве ВВ обычно используется так называемый флегматизированный дексоген, выделяющий энергию при взрыве, равную 5,5 МДж на 1 кг ВВ. Фугасные торпеды ТШ (торпеда шашечная) и ТШТ (торпеда шашечная термостойкая) используются для вскрытия пласта, образования в обсадной колонне «фонаря» - раздутия с системой вертикальных трещин, превышающпх на 10 - 20 см длину заряда. Такое торпеднрованне проводят против пластов с породами средней и высокой прочности.

При правильном выборе заряда, хорошем качестве цементирования проходимость обсадной колонны не нарушается. В некоторых случаях при взрыве фугасных торпед с количеством ВВ, превышающим 5 кг, могут возникнуть повреждения в верхних частях колонны в результате действия ударных волн в столбе жидкости над зарядом. Поэтому место установки торпеды изолируют цементным или песчаным мостом. В таких случаях торпеду снабжают автономным взрывателем замедленного действия с замедлением на несколько суток. После подобного воздействия в ПЗС образуется каверна и много обломочного материала, который необходимо удалить промывкой.

В силу относительной сложности технологии воздействия на ПЗС фугасными торпедами большой мощности и ряда других причин последнее время их почти не применяют.

Работы по торпедированию скважин выполняются геофизическими конторами и трестами, располагающими необходимым оборудованием, аппаратурой и обученным персоналом.

1. 20 Техника и технология электронагрева скважин

Тепловая обработка ПЗС целесообразна при добыче тяжелых вязких нефтей или нефтей с высоким содержанием парафина и асфальтосмолистых компонентов (более 5 - 6%). Поскольку тепловая обработка ПЗС, осуществляется периодически, то скважины должны быть сравнительно неглубокими (до 1300 м), чтобы после извлечения из скважины нагревательного оборудования можно было начать откачку жидкости при достаточно высокой температуре на забое.

Отложение парафина и асфальтосмолистых веществ происходит в ПЗС на расстояниях до 2,5 м от стенок скважины, т. е. в зоне наиболее резкого изменения давления. Это приводит к сильному увеличению фильтрационных сопротивлений и снижению дебитов скважин.

Призабойную зону скважины прогревают двумя способами:

+ закачкой теплоносителя

+ спуском на забой скважины нагревательного апп.

Второй способ проще и дешевле. Кроме того, электропрогрев ПЗС не сопровождается внесением в пласт теплоносителя - воды или пара, конденсата, которые могут взаимодействовать с глинистыми компонентами пласта. Однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть более или менее значительную зону, и радиус изотермы с избыточной температурой 40 °С, как показывают расчеты и исследования, едва достигает 1 м.

Pис. 5.10. Скважинный электронагреватель: 1 - крепление кабеля; 2 - проволочный бандаж; 3 - кабель-трос; 4 - головка нагревателя; 5 - асбестовая оплетка; 6 - свинцовая заливка; 7 - нажимная гайка; 8 - клеммная полость; 9 - нагревательпые трубки.

Электротепловая обработка скважин осуществляется при помощи электронагревателей (рис. 5.10), спускаемых в сква­жину на кабеле-тросе. Скважинный электронагреватель со­стоит из трех основных узлов: ●головки, ●клеммной полости, ● трубчатых электронагревательных элементов (ТЭН).

Каждый нагревательный элемент представляет собой сталь­ную трубку диаметром 17 мм, внутри которой запрессована спираль из нихромовой проволоки в кварцевом песке или плав­ленном оксиде магния. Последние служат электрической изо­ляцией спирали от металлической трубки, а также — провод­никами тепла. К нижней части кожуха приварена муфта, в которую ввинчивается карман для термометра.

Наружный диаметр электронагревателя составляет 112 мм, длина — 3700 мм, масса — 60 кг. Максимальная мощность, электронагревателя равна 25 кВт, напряжение питания нагре­вателя — 380 В. В нагревателе имеются два термореле, служа­щих для автоматического поддержания забойной температуры в заданных пределах (100—125 °С). При спуске и подъеме электронагревателей используют самоходные размещенные на шасси авто-биля.

Прогрев призабойной зоны пласта обычно проводится в те­чение 5—7 сут, радиус повышенного температурного поля до­стигает при этом 1—1,2 м.

Электронагреватели (ТЭН) изготовляют в поднасосном и неподнасосном вариантах. ТЭН поднасосного варианта осуще­ствляют стационарный электропрогрев призабойной зоны плас­та одновременно с эксплуатацией скважины. Эффективность процесса обусловливается не только увеличением проницаемос­ти пласта за счет расплавления смолопарафиновых отложений, но и снижением вязкости добываемой жидкости.

ТЭН неподнасосного варианта после прогрева призабойной зоны поднимается на поверхность, а скважину оборудуют сно­ва насосной установкой и пускают в эксплуатацию (цикличес­кий электропрогрев).

Повышение мощности приводит к повышению температуры в зоне расположения нагревателя до 180 - 200 С, вызывающее образование из нефти кокса.

Практика использования электропрогрева ПЗС показала, что температура на забое стабилизируется через 4 - 5 сут непрерывного прогрева. В некоторых случаях стабилизация наступает через 2,5 сут.

Измерения температуры по стволу скважины показали, что нагретая зона распространяется примерно на 20 - 50 м вверх и на 10 - 20 м вниз от места установки электронагревателя. Это объясняется конвективным переносом теплоты в результате слабой циркуляции жидкости в колонне над нагревателем.

Эффект прогрева держится примерно 3 - 4 мес. Повторные прогревы, как правило, показывают снижение эффективности.

Тепловая обработка ПЗС с циклической закачкой пара, как правило, показывает большую эффективность, чем электропрогрев, но только при малых глубинах

21 На повышение проницаемости призабойной зоны не влияет радиус проникновения кислотного раствора в пласт. [1]

Дальнейшее ухудшение проницаемости призабойной зоны происходит и в процессе эксплуатации нефтяных и нагнетательных скважин по многим причинам. [2]

Для сохранения проницаемости призабойной зоны при креплении ее смолообразующими веществами Д. И. Исмаил-Заде предложил, изменить технологию процесса и осуществлять крепление по технологии, подобной той, которая принята при креплении цементо-песчаной смесью. [3]

Изменение проницаемости в приза-бойной зоне.

Результаты расчетов проницаемости призабойной зоны при различных г приведены ниже. [4]

Метод восстановления проницаемости призабойной зоны выбирают в зависимости от предполагаемых причин и степени снижения естественной проницаемости свойств коллектора, условий заканчивания скважины. [5]

Для улучшения проницаемости призабойной зоны и повышения производительности скважин применяют различные методы обработки призабойной зоны скважин. [6]

На улучшение проницаемости призабойной зоны во времени указывают факты самопроизвольного фонтанирования скважин, ликвидированных как непродуктивные. Это отмечается во многих нефтяных районах. [7]

Для увеличения проницаемости призабойной зоны пласта, очистки забоя от песчано-глинистых пробок и скопившейся конденсационной и подошвенной воды широко применяется метод кратковременной продувки скважины в атмосферу. Этим способом достигается некоторое увеличение производительности скважин или поддерживаются их дебиты на заданном уровне. Однако эффективность продувки не во всех скважинах одинакова и в основном зависит от коллекторских свойств призабойной зоны пласта и диаметра эксплуатационной колонны. [8]

Для увеличения проницаемости призабойных зон скважин, продуктивные горизонты которых сложены песчаниками или песчано-глинистыми породами, а также для удаления глинистой корки со стенок скважины была создана методика обработки скважин грязевой кислотой, представляющей собой смесь соляной и плавиковой кислот. Под действием грязевой кислоты V растворяются глинистые фракции и частично кварцевый песок. [9]

Для улучшения проницаемости призабойной зоны пласта используют различные методы, которые можно разделить на две группы: 1) предупреждающие ухудшение коллекторских свойств пластов; 2) направленные на восстановление или улучшение проницаемости призабойной зоны скважин. [10]

Данные исследования скважин при стационарных режимах фильтрации.

Метод определения проницаемости призабойной зоны скважины по коэффициенту продуктивности имеет большое практическое значение. Однако этим методом можно пользоваться только при условии, когда р3 рнас и когда нефть безводная. [11]

Возможность снижения проницаемости призабойной зоны пласта в результате проникновения глинистого раствора подтверждается и практикой. [12]

Наиболее значительно ухудшает проницаемость призабойной зоны парафинизация пор пласта, происходящая по причине снижения температуры в призабойной зоне. Однако, как показывает практика, повышение вязкости нефти в результате снижения температуры нефти на забое само по себе вызывает не столь значительное снижение дебита. [13]

22 Сущность, разновидности кислотных обработок, область применения

Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий.

В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет, при этом происходят следующие основные реакции.

При воздействии на известняк

При воздействии на доломит

Хлористый кальций (CaCL₂) и хлористый магний (MgCL₂) - это соли, хорошо растворимые в воде - носителе кислоты, образующейся в результате реакции. Углекислый газ (CO₂) также легки удаляется из скважины, либо при соответствующем давлении (свыше 7,6 МПа) растворяется в той же воде.

На промыслах применяют следующие кислотные обработки: кислотные ванны, простые кислотные обработки, кислотные обработки под давлением (в том числе с применением нефтекислотных эмульсий), термокислотные и термогазохимические обработки, пенокислотные и термопенокислотные обработки, гидроимпульсные кислотные обработки, кислотоструйные обработки, обработки глинокислотой, углекислотные обработки, обработки сульфаминовой кислотой и др.

Оптимальная концентрация соляной кислоты в растворе при­нимается равной 10—16%.

Применение кислоты с низкой концентрацией (менее 10%) вызывает необходимость нагнетать в пласт большое количество воды, в результате чего может осложниться процесс освоения скважин после кислотной обработки. Применение кислоты с вы­сокой концентрацией (более 16%) также нежелательно, так как это приводит к образованию в пористой среде насыщенных вы­соковязких растворов хлористого кальция и хлористого магния, трудноизвлекаемых из пласта. Кроме того, с увеличением кон­центрации кислоты возрастают также коррозионная активность, эмульгирующая способность и вероятность выпадения солей в осадок при контакте кислоты с пластовой водой, а также в ре­зультате растворения гипса.

Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины, увеличения системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь.

Методы воздействия на ПЗС можно разделить на три группы: химические, механические, тепловые.

- обл.прим.: Химические методы целесообразно применять в случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

Реагенты и материалы, применяемые при СКО, их назначение, характеристики

К раствору НСL добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование, с помощью которого раствор НСL транспортируют, перекачивают и хранят. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации. В качестве ингибиторов используют:

• формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7 - 8 раз;

• уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,25 - 0,5%), снижающую коррозионную активность в 30 - 42 раза. Однако поскольку уникод не растворяется в воде, то из нейтрализованной (отреагированной) кислоты он выпадает в осадок, поэтому его концентрацию уменьшают до 0,1 %, что снижает коррозионную активность только до 15 раз.

Для высоких температур и давлений разработан ингибитор - реагент И-1-А (0,4%) в смеси с уротропином (0,8%), снижающий коррозионную активность (при t = 87 °С и Р = 38 МПа) до 20 раз. Ингибитор катапин А считается одним из лучших. При дозировке 0,1 % от объема рабочего кислотного раствора он в 55 - 65 раз снижает коррозионную активность раствора, при 0,025% (0,25 кг на 1 м³ раствора) - в 45 раз. Однако его защитные свойства сильно ухудшаются при высоких температурах. Поэтому при t = 80 - 100 °С его дозировка увеличивается до 0,2 % с добавкой 0,2 % уротропина. Кроме того, катапин А является хорошим катионоактивным ПАВ.

Имеются и другие реагенты, используемые для снижения коррозионной активности раствора НСL.

2. Интенсификаторы - поверхностно-активные вещества (ПАВ), снижающие в 3 - 5 раз поверхностное натяжение па границе нефти - нейтрализованная кислота, ускоряющие и облегчающие очистку призабойной зоны от продуктов реакции и от отреагировавшей кислоты. Добавка ПАВ увеличивает эффективность кислотных обработок. Некоторые ингибиторы, такие как катапин А, катамин А, мервелан К (0), одновременно выполняют роль интенсификаторов, так как являются и активными ПАВами. В качестве интенсификаторов используют также такие ПАВы, как ОП-10, ОП-7, 44 - 11, 44 - 22 и ряд других. Учитывая потерю ПАВ на поверхности породы в результате абсорбции в головной части нагнетаемого раствора НСL, концентрацию реагента увеличивают примерно в 2 - 3 раза.

3. Стабилизаторы - вещества, необходимые для удерживания в растворенном состоянии некоторых продуктов реакции примесей раствора НСL с железом, цементом и песчаниками, а также для удаления из раствора соляной кислоты вредной примеси серной кислоты и превращения ее в растворимую соль бария

В этом случае раствор НСL перед закачкой в скважину обрабатывают раствором хлористого бария (BaCL₂). Образующийся сернокислый барий (BaSO₄) легко удерживается в растворе и удаляется из пор пласта в жидком состоянии вместе с другими продуктами реакции.

Соляная кислота, взаимодействуя с глинами, образует соли алюминия, а с цементом и песчаником - гель кремниевой кислоты, выпадающие в осадок. Для устранения этого и используют стабилизаторы - уксусную (СН₃СООН) и плавиковую (HF) (фтористоводородную) кислоты, а также ряд других (лимонная, винная и др.).

Добавление плавиковой кислоты (HF) в количестве 1 - 2 % предупреждает образование геля кремниевой кислоты, закупоривающего поры коллектора, и способствует лучшему растворению цементной корки. Уксусная кислота (СН₃СООН) удерживает в растворенном состоянии соли железа и алюминия и сильно замедляет реакцию раствора НСL с породой, что позволяет закачать концентрированный раствор НСL в более глубокие участки пласта.

Рабочий раствор кислоты готовят на центральных промысловых кислотных базах или редко у скважины. Существует строгая последовательность операции приготовления кислоты. Точный рецептурный состав компонентов и их количества определяют по соответствующим руководствам или расчетным таблицам в лабораториях или НИИ.

Для приготовления рабочего раствора в расчетное количество воды вводят сначала ингибитор и стабилизатор, затем техническую соляную кислоту. После перемешивания добавляют хлористый барий, снова перемешивают до исчезновения хлопьев хлористого бария, что контролируется анализом проб. Затем добавляют интенсификатор, перемешивают снова и далее дают возможность раствору отстояться до полного осветления и осаждения сернокислого бария.

Растворы НСL готовят с обязательным соблюдением правил по технике безопасности, которые предусматривают наличие специальной одежды, резиновых перчаток и очков. Особые меры предосторожности необходимы при обращении с фтористоводородной кислотой (HF), пары которой ядовиты.

Соляную кислоту перевозят в гуммированных железнодорожных цистернах или автоцистернах. Иногда для защиты железа цистерн от коррозии их внутри окрашивают в несколько слоев химически стойкой эмалью (ХСЭ-93). Фтористоводородную кислоту транспортируют в эбонитовых 20-литровых сосудах.

Техника и технология простой СКО

Простые кислотные обработки - наиболее распространенные, осуществляются задавкой раствора НСL в ПЗС (табл. 5.1).

При многократных обработках для каждой последующей операции растворяющая способность раствора должна увеличиваться за счет наращивания объема закачиваемого раствора, повышения концентрации кислоты, а также и за счет увеличения скорости закачки. Исходная концентрация раствора - 12 %, максимальная - 20 %.

Простые кислотные обработки, как правило, осуществляются с помощью одного насосного агрегата в тщательно промытой и подготовленной скважине без применения повышенных температур и давления. При парафинистых и смолистых отложениях в НКТ и на забое их удаляют промывкой скважины соответствующими растворителями: керосином, пропан-бутановыми фракциями и другими нетоварными продуктами предприятий нефтехимии. При открытом забое кислотная обработка проводится только после кислотной ванны. После закачки расчетного объема раствора кислоты в НКТ закачивают продавочную жидкость в объеме, равном объему НКТ.

В качестве продавочной жидкости обычно используется нефть для добывающих скважин и вода с добавкой ПАВ типа ОП-10 для нагнетательных скважин. В процессе закачки раствора НСL уровень кислоты в межтрубном пространстве поддерживается у кровли пласта.

Время выдержки кислоты зависит от многих факторов. Лабораторные опыты показывают, что кислота реагирует с карбонатами очень быстро, особенно в пористой среде. Повышенная температура ускоряет реакцию, а, следовательно, сокращает время выдержки кислоты на забое. При низких температурах, открытом забое и сохранении объема кислоты в пределах обрабатываемого интервала выдержка продолжается от 8 до 24 ч, при задавливании всей кислоты в пласт при пластовой температуре 15 - 30 °С - до 2 ч, при температуре 30 - 60 °С - 1 - 1,5 ч. При более высоких температурах выдержка не планируется, так как перевод скважины на режим эксплуатации потребует больше времени, чем это нужно для полной нейтрализации кислоты.

Многочисленные опыты и исследования показали, что кислота в карбонатных породах не образует радиальных равномерно расходящихся каналов. Обычно это промоины - рукавообразные каналы неправильной формы, которые формируются преимущественно в каком-либо одном или нескольких направлениях. В пористых коллекторах с карбонатным цементирующим веществом (растворение протекает более равномерно вокруг ствола скважины или перфорационных отверстий. Но все равно образующиеся каналы растворения далеки от правильной радиальной системы. Увеличение глубины проникновения раствора кислоты в породу достигается увеличением концентрации НСL в исходном растворе и скорости прокачки, а также применением различных добавок, замедляющих реакцию.

У величение исходной концентрации - недостаточно эффективный способ, так как он вызывает коррозию металла и оборудования, способствует образованию нерастворимых осадков в продуктах реакции. Увеличение скорости закачки считается эффективным средством, но оно лимитируется поглотительной способностью скважины и мощностью применяемого насосного оборудования. Применение добавок - более эффективное средство. Количество уксусной кислоты в растворе, применяемом для замедления, увеличивают в несколько раз по сравнению с необходимым для стабилизации. Так, при ее содержании 4 - 5 % от общего объема раствора скорость нейтрализации замедляется в 4 - 5 раза. Это означает, что раствор сохранит свою активность на расстояниях (при одномерном движении) в 4 - 4,5 раз больших при прочих равных условиях.

Примерная схема обвязки наземного оборудования при простой кислотной обработке:

1 – резервуары для раствора кислоты

2 – установка насосная

3 – скважина

4 – резервуар с продавочной жидкостью

23 Винтовой насос (ВН), являющийся устройством для перекачки жидкости, был разработан в начале 1920-х годов для перекачки вязких жидкостей и растворов. С самого начала винтовые насосы получили широкое применение в самых разных условиях использовались в различных отраслях промышленности (химической, пищевой, металлообрабатывающей, бумажной, текстильной, табачной, отходоперерабатывающей и нефтяной).

С момента первых серьезных попыток применения винтовых насосов для механизированной добычи в начале 1980-х годов, происходило их постепенное внедрение в нефтяной промышленности.

Тяжелая нефть  Плотность в градусах по API < 18  Абсолютная вязкость 500 - 50000 сП  Содержание песка до 50%, сниженное до 3-5% при стабильном дебите

Нефть средней плотности  Плотность в градусах по API 18 - 30  Абсолютная вязкость < 500 сП  Ограничения по содержанию CO2 и H2S

Легкая нефть  Плотность в градусах по API >30  Ограничение по содержанию ароматических углеводородов  Температурные ограничения

Вода  Обезвоживание угольного метана (CBM)  Обезвоживание природного газа  Водозаборные скважины  - Отопление жилых помещений  - Промышленные источники минеральных вод  Закачка воды - заводнение

Системы винтовых насосов обладают рядом отличительных особенностей, которые могут сделать их более предпочтительными для механизированной добычи по сравнению с другими имеющимися техническими средствами. Вот наиболее значимые из этих особенностей:  - КПД систем винтовых насосов составляет 50 - 70%  - Низкие капитальные затраты и расходы на электроэнергию  - Возможность перекачивания жидкостей с высоким уровнем вязкости, большим содержанием твердых частиц и свободного газа  - Низкие значения внутренних градиентов скорости сдвига, ограничивающие эмульгирование жидкости  - Отсутствие клапанов или деталей с возвратно-поступательным движением позволяет предотвратить закупоривания, газовые пробки или износ узлов  - Несложный монтаж и эксплуатация, минимальный объем необходимого обслуживания  - Небольшие габариты и низкий уровень шума приводной установки на устье.

Системы винтовых насосов имеют ряд определенных ограничений по условиям применения. Основными из этих ограничений являются производительность, высота подъема жидкости и совместимость резиновых деталей с откачиваемыми жидкостями. Ниже приведен краткий перечень ограничительных условий применения и эксплуатационных проблем, связанных с использованием систем ВН.  - Производительность: 1-800 м3/день (5000 баррелей/день)  - Высота подъема жидкости: 3000 м (9800 футов)  - Температура: 150°C (300°F)  - Тенденция к возникновению неустранимых повреждений эластомерных деталей при работе насоса без жидкости даже очень непродолжительное время.  - Воздействие некоторых жидкостей приводит к разбуханию и порче эластомерного материала

Использование усовершенствованного оборудования и материалов позволяет существенно расширить диапазон применения винтовых насосов новых моделей. Во многих случаях, ВН является не только единственно возможным вариантом механизированной эксплуатации, но и может стать весьма эффективным с экономической точки зрения при оптимальной конфигурации и правильной эксплуатации.