Исследовательская работа разделена на аналитическую, лабораторную и прогнозную части. В аналитической части рассмотрены основные зависимости, полученные по результату работы с ретроспективной информацией. В лабораторной — выполнены исследования по изучению состава и коррозионной агрессивности скважинной жидкости. В прогнозной части работы предложен математический инструмент ранжирования скважин по признаку вероятности выбытия по негерметичности эксплуатационной колонны (НЭК), основанный на корреляционных зависимостях, представленных в предыдущих этапах.
В аналитической части была рассмотрена выборка из 823 скважин с подтвержденными в период с 2017 по 2022 гг. интервалами негерметичности эксплуатационной колонны.
По результатам рассмотрения скважин выявлено, что локализация НЭК по элементу колонны представлена на рисунке 1, где 79 % НЭК сосредоточены в теле обсадной колонны и только 16% распределены по элементам хвостовика (голова и тело), а 5 % расположены в спущенной ранее дополнительной эксплуатационной колонне (ЭК).

Далее на рисунке 2 представлено распределение скважин по времени наработки ЭК до образования НЭК.

Средняя наработка до образования НЭК обсадных колонн составляет 30 лет. Для элементов хвостовика и дополнительной ЭК характерно распределение наработки до 15 лет. Это связано с тем, что в начале освоения месторождения при бурении скважин строились скважины классического типа с небольшим набором зенитного угла и колонной одинакового диаметра — такие ЭК характеризуются высокой наработкой. С 2010 года начался активный рост бурения боковых стволов со спуском колонны меньшего диаметра (хвостовика) в материнскую колонну, соответственно, наработка у данных скважин ниже. Снижение скважин с НЭК в возрастном диапазоне 15–25 лет связано с сокращением темпов бурения с 1997 года на рассматриваемом месторождении.
На рисунке 3 представлено распределение НЭК по критерию толщины стенки ЭК, анализ представлен по всем типам НЭК, кроме причин, связанных с разгерметизацией головы хвостовика.

Из зависимости видно, что количество скважин при меньших толщинах колонны максимально во всех элементах ЭК, что косвенно говорит о протекании коррозионных процессов в скважинах. В подтверждение наличия коррозионных процессов в скважинах дан рисунок 4, где представлены распределения НЭК в различных диапазонах обводненности по скважинам. С ростом обводненности расчет количество скважин с разгерметизацией колонн.

На рисунке 5 представлено распределение скважин с НЭК по диаметрам ЭК. Наибольшее количество НЭК наблюдается в колоннах с диаметром 168 мм в связи с их многочисленностью, но удельно НЭК больше в скважинах с диаметром 140 мм из-за меньшей толщины стенки и меньшего проходного сечения, что увеличивает эрозионное влияние восходящего потока жидкости в дополнение к коррозионным процессам.

Наиболее подвержены образованию НЭК колонны с меньшей толщиной стенки во всех существующих диаметрах (данные представлены в таблице 1).

На рисунке 6 представлено распределение скважин с НЭК в зависимости от количества взвешенных частиц (КВЧ) в скважинной жидкости. Диаграмма показывает увеличение количества скважин с НЭК от роста содержания механических примесей в скважинной жидкости. Данный факт связан с тем, что выносимые со скважинной жидкостью частицы на месторождении имеют высокий индекс агрессивности, так как в составе имеются частички кварца, которые приводят к ускорению эрозионных процессов.

По выявленным НЭК в теле ЭК стоит отметить, что такого типа НЭК максимальное количество — всего 655 скважин. Средняя наработка таких скважин составляет 30 лет, при этом стоит учитывать, что наработка ЭК не зависит от состояния цементного камня, так как скважины находятся в равнозначных по величине группах, как с частичным цементом и его отсутствием (60 %), так и со сплошным (40 %). Оценка качества цемента представлена на рисунке 7.

Еще одним фактором, влияющим на образование НЭК, является историческая глубина спуска установки электроцентробежного насоса (УЭЦН). Историческая глубина — это медиана всех глубин УЭЦН.
На рисунке 8 приведен анализ по распределению НЭК по стволу скважины: выше подвески глубинно-насосного оборудования (ГНО) расположен 41 НЭК (7 %), в зоне подвески ГНО 395 НЭК (60 %), 219 (33 %) расположены ниже ГНО и до интервала перфорации. Зона подвески ГНО составляет 50 м (выбрана в связи со средней длиной УЭЦН 30 метров и изменением глубины спуска из-за ремонтных насосно-компрессорных труб (НКТ), нехватки кабеля при спуске насоса или подъема УЭЦН на 2 НКТ при снижении изоляции в кабельном вводе). Таким образом, 93 % НЭК расположены в интервале от глубины спуска ГНО до интервала перфорации (ИП), то есть основным местом образования негерметичностей является участок ЭК, который находится в соприкосновении с движущимся потоком добываемой жидкости, что доказывает одновременное протекание коррозионно-эрозионных процессов. Высокая концентрация НЭК в зоне подвески УЭЦН обусловлена сужением проходного сечения в зоне насоса, которое в сочетании c вибрацией погружного оборудования, агрессивностью среды, скоростью потока и содержанием КВЧ приводит к протеканию коррозионных и эрозионных процессов (особенно в районе погружного электродвигателя (ПЭД).

Для подтверждения влияния ГНО на ускорение эрозионно-коррозионных процессов в скважине проведен анализ, учитывающий историческую глубину спуска ГНО (медиана всех глубин за историю эксплуатации скважины) и текущую глубину спуска ГНО в сопоставлении с глубиной образования НЭК.
Как видно из рисунка 9, расстояние между НЭК и текущей глубиной спуска ГНО составляет 47 м, а расстояние между НЭК и исторической — 13 м.

Далее были рассмотрены две выборки скважин для подтверждения данного вывода. Первая группа скважин с изменением глубины спуска более чем на 30 м и вторая группа без изменения исторической глубины. На скважинах, где было изменение глубины спуска ГНО во время эксплуатации, наработка ЭК составила на 5 лет выше по сравнению с теми скважинами, где глубина спуска подземного оборудования не изменялась (рис. 10).

Помимо влияния ГНО на образование НЭК выявлена прямая зависимость — с ростом зенитного угла по стволу скважины наблюдается снижение наработки ЭК, причиной тому могут быть следующие факторы:

• коррозионное растрескивание под напряжением (КРН) [1];
• КРНдефект является разновидностью коррозионной повреждаемости металла, развивающийся при одновременном воздействии коррозионно-активной среды и статических или низкочастотных циклических напряжений растяжения (приложенных или остаточных);
• образование гальванопар в горизонтальных участках трубы за счет накопления твердых отложений на поверхности металла (металл под отложениями становится катодом, а открытые участки — анодом, что активизирует электрохимическую коррозию) [2].

На приведенных рисунках 11–12 видно, что на скважинах с зенитным углом до 40 градусов наблюдается коррозионно-эрозионное разрушение ЭК, т.к. наработка ЭК составляет в среднем, 30 лет, в диапазоне зенитного угла от 40 градусов и выше средняя наработка составляет всего 7 лет.

По завершении аналитической работы выбраны подтвержденные корреляции для включения факторов в список критериев, которые будут заложены в рейтингование фонда скважин и составления прогноза по выбытию из-за НЭК в будущем периоде:

• возраст ЭК;
• обводненность скважинной продукции;
• скорость потока по стволу;
• толщина стенки ЭК;
• зенитный угол ЭК;
• значение КВЧ.

Авторы отмечают, что было рассмотрено множество зависимостей: влияние количества ГРП или ОПЗ, азимутального угла, типоразмера насоса и двигателя, состояние цементного камня, минерализации, осложняющих факторов при эксплуатации скважины, остановок по снижению изоляции, но по данным параметрам зависимости отсутствуют. Помимо этого, были исследованы пробы с кустовых насосных станций на предмет выявления некачественной подготовки закачиваемой воды в систему поддержания пластового давления, но на всех объектах вода соответствует требованиям.
В лабораторной части были отобраны пробы со всех эксплуатируемых пластов месторождения для определения скорости коррозии по пластам и включения данного фактора в рейтингование фонда. Основным компонентом, влияющим на скорость коррозии, оказалось содержание углекислого газа. В пробах сероводород и сульфатвосстанавливающие бактерии представлены в минимальных количествах. На основании этого сделан вывод, что на месторождении оборудование подвержено влиянию углекислотной коррозии.
Для прогноза образования НЭК был выбрана математическая модель нечетких множеств ранжирования скважин по признаку вероятности выбытия по НЭК, основанная на корреляционных зависимостях, представленных в аналитической и лабораторных частях [3]. Данная модель была выбрана в связи с тем, что имеется большое количество методов прогнозирования углекислотной коррозии, которые с различной степенью точности моделируют скорость коррозионного разрушения для тех условий, на основе которых она получена, но они не показывают высокую сходимость. Наибольшую степень сходимости показывает модель Де Ваарда-Мильямса. Модель описывает фактические скорости коррозии со значением коэффициента детерминации, равным 0,47. Коэффициент детерминации очень мал ввиду выхода точек сходимости из зависимости в значениях температур больше 40 градусов [4].
Комплексный коэффициент (K_total) по скважине рассчитывается по следующей формуле (пример расчета показан на рисунке 13):

где Si — сумма множителей коэффициентов 1-n;
i —порядковый номер скважины;
k — множитель; K_total = (S_i-S_min)/(S_max-S_min).

На основании коэффициента строится рейтинг скважин (рисунок 14), который показывает группы по вероятности образования негерметичности.

На основании рейтинга могут быть применены различные методы по отсрочке образования негерметичности. Авторы предлагают следующие методы: исключение проведения оптимизаций с увеличением типоразмера УЭЦН, периодическое изменение глубины спуска УЭЦН, применение ингибиторов коррозии (ИК) с защитой интервала ЭК от забоя и до приема насоса. Эффективность применения ИК с закачкой в затрубное пространство представлена на рисунке 15, наработка составила на 2 года выше по сравнению со скважинами без защиты. Низкая степень защиты связана с тем, что при таком методе большая часть ИК всасывается насосом и только незначительная часть доходит до забоя из-за остановки скважин по различным причинам. Авторы полагают, что применение задавки ИК в пласт или применение капсульного ингибитора позволит увеличить срок эксплуатации обсадной колонны с связи с тем, что он позволит защищать интервал от перфорации до приема насоса. Но на действующем фонде скважин ни один метод не позволит исключить образования НЭК.

Возможный способ исключить разгерметизацию колонн — это применение обсадных колонн с легирующими элементами в составе металла. Процентное содержание подбирается исходя из условий месторождения на основании стендовых испытаний с различными режимами работы скважины.