АНАЛИЗ ОТКАЗОВ ПРИ ЭКСПЛУАТАЦИИ УЭЦН НА ЮЖНО-БАЛЫКСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ

Одним из осложнений при эксплуатации УЭЦН является появление высокоминерализованной пластовой воды, что приводит к сильной коррозии и активному солеотложению в органах насоса. Это связано с высокой коррозионной активностью пластовой воды. На рисунке 1 отображена динамика количества и доля «солевых» отказов.

Рисунок 1. Динамика количества и доля «солевых» отказов скважин

Пластовые воды пластов АС_4-6, АС₇, БС₁, БС₈ Южно-Балыкского месторождения принадлежат к хлоркальциевому типу, пласта БС₁₀ к гидрокарбонатно-натриевому типу. Высокое содержание солеобразующих ионов - катиона кальция Са²⁺ и гидрокарбонат-аниона НСO₃^- в попутно- добываемой воде пластов АС_4-6, БС₁₀, определяет склонность скважинных флюидов пластов к солеотложению кальцита

Выпадение асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в нефтяных скважинах, наземных коммуникациях приводит к снижению дебита скважин, пропускной способности трубопроводов и другим нежелательным последствиям. Содержание парафинов в нефти пластов групп АС и БС Южно-Балыкского месторождения колеблется в пределах 2,2 - 3,47 %.

Процесс выпадения кальцита в случае снижения забойного давления показан на рисунке 2. На рисунке 3 показана зависимость температуры насыщения нефти парафином от давления.

Рисунок 2. Влияние давления на выпадение кальцита из пластовой воды продуктивных горизонтов при пластовой температуре

Рисунок 3. Зависимость температуры насыщения нефти парафином от давления для нефти продуктивных горизонтов

Коррозионная агрессивность добываемой и транспортируемой продукции обусловлена её обводненностью, гидродинамическим режимом потока, наличием механических примесей. В свою очередь, коррозионная агрессивность водной фазы зависит от её состава, минерализации, показателя pH, содержания коррозионно-агрессивных газов (H₂S, СO₂ и O₂) и бактерий. Это обуславливает диапазон изменения температуры насыщения нефти парафином, расчетные значения которой варьируются от 16,0 до 35,9 °С (рисунок 3.3). Повышенные температурные значения данного параметра определяют склонность нефти месторождения к выпадению парафина.

Состав и минерализация пластовых вод месторождения являются типичными для Западно-Сибирского региона - минерализация 12,2 - 16,6 г/л, содержание хлорид-ионов, являющихся промоторами питтинговой коррозии, составляет 6,3 - 9,7 г/л. Как показывают результаты анализов глубинных проб, в составе выделившегося из нефти газа сероводород отсутствует, однако присутствует углекислый газ, молярная концентрация которого варьируется от 0,03 % до 0,84 % (газ однократного разгазирования).

Прогнозируемая скорость углекислотной коррозии углеродистой стали на поверхности - на устье и в выкидных линиях скважин - 0,01 - 0,22 мм/год, при содержании растворенного СO₂ - 4,4 - 149,6 мг/л. Наличие углеводородной фазы и процессы осадко образования в зависимости от гидродинамики потока могут привести как к усилению, так и к ослаблению скорости коррозии. Минерализованные воды, содержащие > 20 мг/л СO₂, относятся к сильно агрессивным жидкостям, контакт с которыми требует применения противокоррозионных мероприятий.

Анализ отказов погружного оборудования скважин, эксплуатирующихся на месторождении, показывает, что за последние 3 года число отказов по причине коррозии варьируется в диапазоне 9 - 13 шт./год (рисунок 4).

Рисунок 4. Динамика изменения доли коррозионных отказов

Анализ показывает, что при интенсификации добычи нефти путем проведения ГРП и спуска в скважину высокопроизводительных УЭЦН возможно резкое усиление коррозионно-эрозионных процессов за счет выноса из пласта твердых механических примесей и увеличения скорости потока. Для предупреждения возникновения ускоренной коррозии подземного оборудования скважин не следует допускать их эксплуатацию при одновременном воздействии следующих факторов:

- высокая (> 60 %) обводненность добываемой продукции, когда происходит инверсия фаз и коррозионно-агрессивная пластовая (попутно- добываемая) вода становится внешней фазой водонефтяной эмульсии;

- напряженное состояние металла труб обсадной колонны и НКТ (большая кривизна скважины);

- интенсивное разгазирование жидкости в зоне напряженного состояния;

- высокая скорость транспортирования добываемой обводненной продукции (более 5 м/с); содержание в добываемом флюиде твердых взвешенных частиц (ТВВ) >100 мг/л.

Кислоты и кислотные составы, используемые для увеличения приемистости нагнетательных скважин, повышения нефтеотдачи пласта, удаления солеотложений, растворы глушения и ингибиторы солеотложений, а также другие реагенты, используемые при ГТМ, должны использоваться только в ингибированном виде.

В целом проведенный анализ эффективности эксплуатации скважин на рассматриваемой группе месторождений показал, прежде чем рассматривать методы по борьбе с осложнениями, следует разобраться в сущности процессов приводящих к снижению эффективности работы скважин, эксплуатируемых УЭЦН. Вследствие того, что безводный период эксплуатации скважин занимает малую часть от общего периода, влияние воды на работу УЭЦН начинается практически с начала работы скважины. Появление в нефти пластовой воды приводит к целому ряду осложнений при эксплуатации УЭЦН.

Список литературы:

1. Гумеров А.Г. Диагностика оборудования нефтеперекачивающих станций./ Гумеров А.Г., Гумеров Р.С., Акбердин А.М. – М.: ООО «НедраБизнесцентр», 2003 – 347 с.
2. Оценка технического состояния насосного агрегата с учетом влияния собственных частотт колебаний его конструктивных элементов/ Халитов Т.Ф., Закирничная М.М.//сб. тез. Докл – Уфа, 2008 – с.169-170.
3. Центробежные и осевые насосы: Теория, конструирование и применение./Степанов А.И. – М., 1960 – с.50-80.
4. Чукчеев О.А., Локтев А.В., Болгов И.Д. Термоманометрическая система контроля вывода на режим и эксплуатации УЭЦН // Нефтяное хозяйство. - 2006. - № 3. - С. 75–77.