Том 337 № 2 (2026)
DOI https://doi.org/10.18799/24131830/2026/2/5060
Методика оценки темпа роста солеотложений на корпусе погружного электродвигателя
Актуальность. Проблема образования солеотложений в подземном оборудовании скважин, в частности на корпусах погружных электродвигателей является одной из наиболее острых в условиях эксплуатации нефтяных скважин на поздних стадиях разработки, так как увеличивается обводненность добываемой продукции скважины. Образование солеотложений приводит к ухудшению теплообмена и перегреву погружных электродвигателей, а также сокращению их рабочего ресурса. В последние годы разработано множество методов и программных инструментов для моделирования процессов солеобразования, однако существующие подходы зачастую не учитывают все динамические аспекты, которые могут существенно повлиять на эффективность работы оборудования. Несмотря на достижения в области моделирования солеотложений, актуальной остается задача совершенствования методов прогнозирования и учета этих процессов, что позволяет значительно повысить надежность и долговечность погружных электродвигателей, а также снизить эксплуатационные риски. Цель. Разработка методики оценки темпа роста солеотложений на корпусах погружных электродвигателей, анализ влияния эксплуатационных характеристик скважины, расчет гидравлической и тепловой характеристики на основе предложенного подхода. Результаты и выводы. Предложена методика оценки темпа роста солеотложений на корпусе погружного электродвигателя. Методика была апробирована на реальной скважине А нефтяного месторождения N, где были зафиксированы проблемы, связанные с образованием солеотложений, что привело к выходу из строя погружных электродвигателей. Показано, что ухудшение теплообмена между погружныv электродвигателеv и добываемым потоком вызывает перегрев электродвигателя и его выход из строя. Полученные результаты могут быть использованы для оценки эффективности ингибирования потока, анализа электродинамических характеристик, а также при проведении тепловых и гидравлических расчетов на скважине. Разработанное решение может быть интегрировано в систему комплексного инжиниринга в качестве прокси-инструмента, например, для виртуального расходомера установки электроцентробежного насоса, что значительно повысит его точность и функциональные возможности.
Ключевые слова:
солеотложения, погружной электродвигатель, сечение кольцевого пространства, частота питающей сети погружных электродвигателей, коэффициент теплоотдачи погружных электродвигателей
Библиографические ссылки:
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Нефтегазопромысловая геология и гидрогеология / В.Г. Каналин, С.Б. Вагин, М.А. Токарев, Г.А. Ланчаков, А.И. Пономарев. – М.: ОАО «Недра-Бизнесцентр», 2006. – 372 с.
2. Антониади Д.Г., Савенок О.В. Проблема солеотложения – общие принципы и особенности конкретных решений // Научный журнал КубГАУ. – 2013. – № 87 (03). – C. 2–3.
3. Гибридные гидрофобные поверхности в борьбе с солеотложениями на деталях нефтепогружного оборудрования / С.В. Ладанов, Ю.В. Кирпичев, А.В. Радлевич, Б.А. Серафимов, В.Г. Тимошенко // Территория Нефтегаз. – 2020. – № 6. – С. 8–10.
4. Хайбуллин Д.М. Совершенствование технологий и технических средств предупреждения и удаления солеотложений в добывающих скважинах (на примере месторождений ООО «РН-Юганскнефтегаз»): дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2010. – 128 с.
5. Зейгман Ю.В., Колонских А.В. Оптимизация работы УЭЦН для предотвращения образования осложнений // Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело». – 2005. – № 2. – С. 1–3.
6. Bybee K. Scale Cause in the Smorbukk Field // JPT. – 2006. – March. – P. 71.
7. Бриков А.В., Маркин А.Н. Нефтепромысловая химия: практическое руководство по борьбе с образованием солей. – М.: Де Либри, 2018. – 335 c.
8. Кащавцев В.Е., Мищенко И.Т. Солеобразование при добыче нефти. – М.: Орбита, 2004. – 430 с.
9. Шишков С.А., Люстрицкий В.М. Тепловой режим работы УЭЦН // Нефтепромысловое дело: Реф. науч.-техн. сб. – 1998. – № 11–12. – С. 18–20.
10. Гареев А.А. О температурном режиме и явлении теплового удара в электроцентробежном насосе // Нефтяное хозяйство. – 2011. – № 3. – С. 122–126.
11. Abulfaz H.I., Malik A.S. Evaluation of the inter-repair operation period of electric submersible pump units // Eureka; Physics and Engineering. – 2020. – Vol. 2020. – № 1. – P. 79–86. DOI:10.21303/2461-4262.2020.001105;
12. Hemandez-Solis A., Carlsson F. Diagnosis of submersible centrifugal pumps: a motor current and power signature approaches // EPE Journal (European Power Electronics and Drives Journal). – 2010. – Vol. 20. – № 1. – P. 58–64.
13. Гареев А.А. К вопросу прогнозирования отложения солей в установках электроцентробежных насосов // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. – 2018. – № 5. – С. 37–42.
14. Шангараева Л.А., Петухов А.В. Прогнозирование образования отложений солей в нефтяных скважинах // Современные проблемы науки и образования. – 2013. – № 6. – С. 99–105.
15. Oddo J.E., Tomson M.B. Methods predicts well bore scale, corrosion // Oil and Gas Journal. – 1998. – Vol. 96. – № 23. – P. 107–113.
16. Khodabakhshi M.J., Bijani M. Predicting scale deposition in oil reservoirs using machine learning optimization algorithms // Results in Engineering. – 2024. – Vol. 22. – № 102263. DOI: 10.1016/j.rineng.2024.102263.
17. Scale-prediction. Inhibition design using machine-learning techniques and probabilistic approach / N.M. Al-Hajri, A. Al-Ghamdi, Z. Tariq, M. Mahmoud // SPE Production & Operations. – 2020. – Vol. 35. – № 0987–1009. DOI: 10.2118/198646-PA.
18. Валекжанин И.В. Солеобразование в нефтегазовой отрасли и переход в сторону «зеленых» ингибиторов // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. – 2024. – № 2 (148). – С. 61–85.
19. Волков М.Г. Научно-методические основы моделирования процессов управления эксплуатационными характеристиками осложненных нефтедобывающих скважин: дис. … канд. техн. наук. – Уфа, 2021. – 401 с.
20. Вахитова Р.И., Уразаков К.Р., Думлер Е.Б. Теплообменное устройство для погружных электродвигателей установок электроцентробежных насосов // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2021. – Т. 332. – № 4. – С. 17–23. DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2021/4/3144
21. Уразаков К.Р., Рукин М.В., Борисов А.О. Моделирование тепловых процессов в погружном двигателе электроцентробежного насоса, работающего в периодическом режиме // Известия Томского политехнического университета. Инжиниринг георесурсов. – 2023. – Т. 334. – № 4. – С. 62–71. DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2023/4/3959
22. Research progress of solid scale inhibitors used in oilfield / W. Li, X. Li, Z. Han, X. Jin, C. Liu // Academic Journal of Science and Technology. – 2024. – Vol. 12. – P. 130–133. DOI: 10.54097/t684t441.
23. Шангараева Л.А. Методы предотвращения отложения солей в нефтяных скважинах // Инновации в науке. – 2013. – № 27. – С. 163–167.
24. Meeting the zero discharge challenge for produced water / B.L. Knudsen, M. Hjelsvold, T.K. Frost, M.B.E. Svarstad, P.G. Grini, C.F. Wllumsen, H. Torvik // The Seventh SPE International Conference on Health, Safety, and Environment in Oil and Gas Exploration and Production. – Calgary, Alberta, Canada, 29–31 March 2004. – SPE 86671.
25. US Patent 6221245: Non-chemical scale prevention and chlorine removal water filter, Colburn, M.H.
26. US Patent 6145542: Water treatment apparatus for scale prevention, Walker, D., Liff Holdings Limited United Kingdom.
27. Алимбекова С.Р. Концепция эксплуатации месторождения с применением электромагнитной технологии предотвращения солеотложений // Нефть. Газ. Новации. – 2025. – № 1. – С. 50–61.
REFERENCES
1. Kanalin V.G., Vagin S.B., Tokarev M.A., Lanchakov G.A., Ponomarev A.I. Oil and gas field geology and hydrogeology. Moscow, OAO Nedra-Biznestsentr Publ., 2006. 372 p. (In Russ.)
2. Antonidi D.G., Savenok O.V. The problem of salt deposition – general principles and features of specific solutions. Scientific Journal of KubSAU, 2013, no. 87 (03), pp. 2–3. (In Russ.)
3. Ladanov S.V., Kirpichev Yu.V., Radlevich A.V., Serafimov B.A., Timoshenko V.G. Hybrid hydrophobic surfaces in the fight against salt deposition on parts of submersible oil equipment. Territoriya Neftegaz, 2020, no. 6, pp. 8–10. (In Russ.)
4. Khaibullin D.M. Improvement of technologies and technical means for prevention and removal of salt deposits in production wells (on the example of fields of RN-Yuganskneftegaz LLC). Cand. Diss. Ufa, 2010. 128 p. (In Russ.)
5. Zeigman Yu.V., Kolonskikh A.V. Optimization of the operation of electric centrifugal pumps to prevent complications. Oil and Gas Business, 2005, no. 2, pp. 1–3. (In Russ.)
6. Bybee K. Scale Cause in the Smorbukk Field. JPT, 2006, March, pp. 71.
7. Brikov A.V., Markin A.N. Oilfield chemistry: a practical guide to salt control. Moscow, De Libri Publ., 2018. 335 p. (In Russ.)
8. Kashavtsev V.E., Mishchenko I.T. Salt formation during oil production. Moscow, Orbita Publ., 2004. 430 p. (In Russ.)
9. Shishkov S.A., Lustritskiy V.M. Thermal regime of electric centrifugal pump operation. Oilfield Business: Ref. Sci.-Tech. Coll., 1998, no. 11–12, pp. 18–20. (In Russ.)
10. Gareev A.A. On the temperature regime and the phenomenon of thermal shock in an electric centrifugal pump. Oil Industry, 2011, no. 3, pp. 122–126. (In Russ.)
11. Abulfaz H.I., Malik A.S. Evaluation of the inter-repair operation period of electric submersible pump units. Eureka: Physics and Engineering, 2020, vol. 2020, no. 1, pp. 79–86. DOI: 10.21303/2461-4262.2020.001105;
12. Hernandez-Solis A., Carlsson F. Diagnosis of submersible centrifugal pumps: a motor current and power signature approaches. EPE Journal (European Power Electronics and Drives Journal), 2010, vol. 20, no. 1, pp. 58–64.
13. Gareev A.A. On the issue of predicting salt deposition in electric centrifugal pump installations. Equipment and Technologies for the Oil and Gas Complex, 2018, no. 5, pp. 37–42. (In Russ.)
14. Shangaraeva L.A., Petukhov A.V. Prediction of salt deposits formation in oil wells. Modern Problems of Science and Education, 2013, no. 6, p. 99–105. (In Russ.)
15. Oddo J.E., Tomson M.B. Methods predicts well bore scale, corrosion. Oil and Gas Journal, 1998, vol. 96, no. 23, pp. 107–113.
16. Khodabakhshi M.J., Bijani M. Predicting scale deposition in oil reservoirs using machine learning optimization algorithms. Results in Engineering, 2024, vol. 22, no. 102263. DOI: 10.1016/j.rineng.2024.102263;
17. Al-Hajri N.M., Al-Ghamdi A., Tariq Z., Mahmoud M. Scale-prediction. Inhibition design using machine-learning techniques and probabilistic approach. SPE Production & Operations, 2020, vol. 35, no. 0987–1009. DOI: 10.2118/198646-PA;
18. Valekzhanin I.V. Scale formation in the oil and gas industry and the transition towards «green» inhibitors. Problems of Gathering, Treatment and Transportation of Oil and Oil Products, 2024, Iss. 2 (148), pp. 61–85. (In Russ.)
19. Volkov M.G. Scientific and methodological foundations of modeling the processes of managing the operational characteristics of complicated oil-producing wells. Cand. Diss. Ufa, 2021. 401 p. (In Russ.)
20. Vakhitova R.I., Urazakov K.R., Dumler E.B. Heat exchange device for submersible electric motors of electric centrifugal pump installations. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2021, vol. 332, no. 4, pp. 17–23. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2021/4/3144
21. Urazakov K.R., Rukin M.V., Borisov A.O. Modeling of thermal processes in a submersible motor of an electric centrifugal pump operating in intermittent mode. Bulletin of the Tomsk Polytechnic University. Geo Assets Engineering, 2023, vol. 334, no. 4, pp. 62–71. (In Russ.) DOI: https://doi.org/10.18799/24131830/2023/4/3959
22. Li W., Li X., Han Z., Jin X., Liu C. Research Progress of Solid Scale Inhibitors Used in Oilfield. Academic Journal of Science and Technology, 2024, vol. 12, pp. 130–133. DOI: 10.54097/t684t441;
23. Shangaraeva L.A. Methods for preventing salt deposition in oil wells. Innovations in Science, 2013, no. 27, pp. 163–167. (In Russ.)
24. Knudsen B.L., Hjelsvold M., Frost T.K., Svarstad M.B.E., Grini P.G., Wllumsen C.F., Torvik H. Meeting the Zero Discharge Challenge for Produced Water. The Seventh SPE International Conference on Health, Safety, and Environment in Oil and Gas Exploration and Production. Calgary, Alberta, Canada, 29–31 March 2004. SPE 86671.
25. US Patent 6221245: Non-chemical scale prevention and chlorine removal water filter, Colburn, M.H.
26. US Patent 6145542: Water treatment apparatus for scale prevention, Walker, D., Liff Holdings Limited United Kingdom
27. Alimbekova S.R. The concept of field development using electromagnetic technology for salt deposition prevention. Oil. Gas. Innovations, 2025, no. 1, pp. 50–61. (In Russ.)
