11
Рис. 1.3. Солеотложения в газосепараторе УЭЦН. Верхне-Салымское ме-
сторождение (Нефтеюганский район), 2015 г. Дебит скважины по нефти
5,0 т/сут., обводненность 82,8 %. Состав отложений (% мас.): СаСО3 –
37; другое (песок, глина, соединения железа) – 63
12
Рис. 1.4. Солеотложения на корпусе
секции насоса УЭЦН. Колвинское ме-
сторождение (Архангельская область),
2016 г. Дебит скважины по нефти
16,0 т/сут., обводненность 70,0 %.
Состав отложений (% мас.): CaSO4 –
79; СаСО3 – 12; другое (песок, глина,
соединения железа) – 9
13
Рис. 1.5. Мейза-коррозия (обширные по площади повреждения) корпуса
ПЭД, глубина проникновения 26 мм/год.
Ван-Еганское месторождение (Нижневартовский район), 2000 г. Отказ
УЭЦН (отсутствие подачи) через 85 сут. после начала работы скважины,
причина отказа – выход из строя ПЭД вследствие сквозной коррозии
корпуса
14
Рис. 1.6. Мейза-коррозия внутренней поверхности НКТ до сквозных отвер-
стий. Глубина проникновения коррозии ~ 11 мм/год. Ай-Еганское место-
рождение (Нижневартовский район), 1998 г. Снижение дебита скважины
в результате негерметичности НКТ
15
Один из механизмов развития мейза-коррозии
16
• Рис. 1.8. Солеотложения на наружной поверхности НКТ. Колвинское ме-
• сторождение (Архангельская область), 2016 г. Дебит скважины по нефти
• 16,0 т/сут., обводненность 70,0 %. Снижение дебита скважины в резуль-
• тате негерметичности НКТ. Состав отложений (% мас.): CaSO4 – 86;
• СаСО3 – 9; другое (песок, глина, соединения железа) – 5
17
Рис. 1.10. Уменьшение внутреннего диаметра НКТ в результате солеот-
ложений (внутренний диаметр уменьшился на 37,6 %, площадь проходно-
го сечения – на 60,5 %). Западно-Салымское месторождение (Нефтеюган-
ский район), 2016 г. Дебит скважины по нефти 14,2 т/сут., обводненность
76,8 %. Снижение дебита скважины. Состав отложений (% мас.):
СаСО3 – 82; другое (песок, глина, соединения железа) – 18
18
Умная скважина позволяет
раздельно эксплуатировать
несколько пластов в
многозональных скважинах.
Оснащена различными датчиками и
клапанами.
19
Рис. 1.12. Снижение дебита добывающей «умной» скважины в результате
образования минеральных отложений в клапанах регулирования притока.
Пильтун-Астохское месторождение (о. Сахалин, шельф). Состав отложе-
ний (% мас.): СаСО3 – 60–80; BaSO4 – 2–6; другое (песок, соединения же-
леза, магния, стронция) – 14–38. Восстановление работы скважины после
обработки скважины растворителем солеотложений
20
Солеотложения в поверхностном оборудовании
Соседние файлы в папке Лекции