5.7.Добывающие скважины

Конструкция добывающих скважин идентична при обычном и химичес­ком заводнении, а также при добыче нефти первичными методами. Усть­евая арматура имеет простую конструкцию и включает превентор для насосных штанг, крестовину и саль­ник. Трубные якоря улучшают пока­затели работы штанговых насосов в скважинах глубиной более 1370 м. Осложнения в добывающих скважи­нах возникают в связи с повышен­ными нагрузками па насосные штан­ги, коррозией и отложением мине­ральных солей и парафина на стоп­ках труб. Нагрузки па штанги повы­шаются с увеличением обводненности продукции, так как насосы долж­ны откачивать большие объемы жид­кости после прорыва воды в скважи­ны. Вода тяжелее нефти, и газожидкостные факторы снижаются с рос­том обводненности продукции. До­бываемые жидкости могут стать бо­лее агрессивными в отношении кор­розии и абразивного воздействия по мере увеличения содержания воды. С ростом доли воды происходит удале­ние защитных нефтяных пленок с металлических поверхностей и повы­шается опасность коррозионного и абразивного износа.

Источниками коррозии в добыва­ющих скважинах являются H₂S, CO₂, бактерии, кислоты, кислород и обра­зование гальванических элементов. Бактерии в качестве побочного про­дукта могут вырабатывать H₂S, кото­рый способен вызвать точечную кор­розию или сульфидное растрескива­ние под напряжением. В результате взаимодействия воды и СO₂ образу­ется углекислота, снижается рН сре­ды и повышается агрессивное воздей­ствие на сталь. Кислород способству­ет увеличению скорости коррозии за счет широко развитой точечной кор­розии. Устранение доступа кислоро­да минимизирует коррозионные про­явления в любой системе, особенно в присутствии ЕЬЗ и СО₂. Пакеры обычно не используются, что позво­ляет продувать скапливающиеся в кольцевом пространстве газы; тем не менее, при открытом положении кла­панов, перекрывающих пространство между колонной НКТ и обсадной колонной, туда может поступать воз­дух. Продувка газа из кольцевого про­странства в выкидную линию может устранить этот источник кислорода. В самой верхней части верти­кальной колонны НКТ необходимо установить обратный клапан, чтобы уменьшить опасность замерзания.

Повреждение колонны насосных штанг вызывает комбинированное воздействие напряжений и питинговой коррозии под действием хими­ческих реагентов. Питинговая коррозия способствует усталостным повреждениям под действием механи­ческих напряжений. Более прочные насосные штанги (марки D) подвер­жены сульфидному растрескиванию под напряжением. Некоторые насос­ные штанги из высоколегированных сплавов в большей мере испытывают растрескивание под напряжением, когда применяются в скважинах с высоким содержанием хлоридов в продукции. Срок службы цилиндров насоса часто уменьшается с увеличе­нием содержания воды в продукции скважин. Хромолатунные сплавы бо­лее устойчивы к коррозии, чем хро­мовые, а хромоникелевые сплавы про­являют еще большую стойкость. Эго хороший материал для окончательной обработки изделий, для него характерно полное отсутствие пористости. Этот сплав очень мягкий, поэтому с выпол­ненными из него изделиями необхо­димо обращаться особенно осторож­но. Нельзя проводить кислотную об­работку в скважинах, в которых при­меняются насосы с хромовыми покры­тиями цилиндров. Если в скважине, оборудованной штанговым насосом, планируется проведение кислотных обработок, следует рассмотреть воз­можность применения латунно-никелевых цилиндров и улучшенных фи­тингов. Металлические плунжеры и цилиндры в скважинах с высокой обводненностью продукции являются источником осложнений, поэтому следует рассмотреть возможность ис­пользования плунжеров из эластомерных материалов. Насос следует эксп­луатировать при максимальной длине хода, благодаря чему обеспечивается очистка всего цилиндра и предуп­реждается скопление осадков в нем. Необходимо предусмотреть реали­зацию программ применения инги­биторов коррозии и отложения ми­неральных солей по мере повышения срока службы скважины и роста обводненности продукции. Такие ин­гибиторы лучше всего применять заб­лаговременно, до того как возникнет проблема. Пленки ингибиторов корро­зии предотвращают коррозионные проявления в большинстве скважинных условий. Периодические обра­ботки с закачкой порций ингибито­ра позволяют эффективно решить проблему коррозии, если только бу­дет предотвращено поступление кис­лорода в систему. При выборе инги­битора необходимо прежде всего вы­яснить, что является причиной кор­розии, и только после этого прини­мать решение.