В процессе активной и длительной эксплуатации нефтепромысловое оборудование подвергается постоянному воздействию различных видов нагрузок и факторов агрессивной среды, что способствует неминуемому возникновению эрозионных и коррозионных разрушений. Коррозия представляет собой одну из главных причин ухудшающегося технического состояния оборудования и приводит к таким последствиям, как аварийные ситуации, внеплановые остановки скважин, экологический ущерб, дефицит добычи сырья и увеличение стоимости добычи сырья, поскольку затраты на устранение негативных последствий из-за коррозионных процессов могут составлять до 30 % от всех затрат на добычу сырья [1]. Существенное негативное влияние коррозии подтверждает и анализ осложненного фонда скважин, где превалирующая доля ущерба оборудованию наносится коррозией. Выделяют общую и локальную коррозии, которые отличаются между собой площадью и характером распространения разрушения, а также скоростью. Для общей коррозии характерно поражение всей поверхности металла или какой-то части, скорость коррозии составляет от 0,1 до 0,5 мм/год.
При локальной коррозии разрушительные процессы направлены внутрь металла и скорость коррозии составляет от 1 до 10 мм/год, соответственно, могут появляться борозды, пятна, нежелательные отверстия в металле и т. д. [3]

Особенно уязвимы перед коррозионными процессами насосно-компрессорные трубы (НКТ)
и УЭЦН [2], что обусловлено коррозионной активностью водной и газовой среды, в частности, углекислотной коррозией и сероводородным растрескиванием. Большое влияние на разрушение оказывает и тот факт, что достижение высокой скорости отбора нефтепродуктов обуславливает увеличение скорости потоков за счет эксплуатации высокопроизводительных установок электроцентробежных насосов (УЭЦН) и, как следствие, приводит к разрушению внутренней поверхности НКТ.
В данной работе рассмотрена эксплуатация пласта Б2(С1) при сравнении двух месторождений: Белозерско-Чубовского и Северо-Каменского, осложненных коррозионной агрессивностью. В административном отношении Белозерско-Чубовское нефтяное месторождение расположено на территории Красноярского административного района Самарской области, на расстоянии 45 км
к северо-востоку от областного центра г. Самара. В пределах месторождения и вблизи него находится ряд населенных пунктов: села Красный Яр (районный центр), Водный, Ветлянка, Шилан, Чубовка, Подлесный, Новосемейкино и др. В 5 км северо-западнее месторождения находится поселок Мирный. Северо-Каменское месторождение в административном отношении расположено на территории Красноярского района Самарской области в 55 км к северу от г. Самара и в 24 км
к северу от райцентра с. Красный Яр. Территория района месторождения густонаселена.
В непосредственной близости от месторождения находятся населенные пункты: п.п. Большая Каменка, Малая Каменка, Большая Раковка, Русская Селитьба, Коммунарский, Старый Буян и др.

Геолого-физические характеристики пласта Б2(С1) сравниваемых месторождений существенного различия не имеют, за исключением превалирующего значения сероводорода Белозерско-Чубовского месторождения на 5,5 % больше относительно Северо-Каменского месторождения.
Проведен анализ отказов эксплуатационного фонда скважин, глубинно-насосное оборудование которых отказало по причине коррозионной агрессивности в разрезе 3 лет, с 2021 года
по 2023 год (рис. 1).

Среднегодовой действующий фонд скважин, работающих в постоянном режиме, по Белозерско-Чубовскому месторождению составляет 65 единиц, по Северо-Каменскому месторождению составляет 51 единица. На Белозерско-Чубовском месторождении скважин, осложненных коррозионной агрессивностью — больше, чем на Северо-Каменском месторождении.
Ежегодно количество отказов скважин Белозерско-Чубовского месторождения по причине коррозионной агрессивности почти в 2 раза больше таких же отказов на фонде скважин Северо-Каменского месторождения. Сопряженным внешним фактором, влияющим на коррозионное повреждение глубинно-насосного оборудования, насосно-компрессорных труб и промысловых трубопроводов помимо самого количества H₂S, является парциальное давление сероводорода — Р_{H2 S}, определяемое в МПа, по формуле (1):

где: Р — абсолютное давление в системе, выраженное в Мпа; Х_H2S — мольная доля сероводорода в газе, выраженная в %.

В 2023 году в системе сбора пласта Б2(С1) Белозерско-Чубовского месторождения среднесуточное давление, в связи с увеличением объёмов добываемой нефтегазоводонасыщенной жидкости, составляло 4 МПа, доля H₂S составляет 6,3 %, парциальное давление сероводорода равно 2,5 МПа. Р_H2S исследуемого пласта Северо-Каменского месторождения составляет 0,15 МПа.
Влияние давления в линии системы сбора на текущие параметры глубинно-насосного оборудования дополнительно рассмотрено в библиотеке программного обеспечения RosPump, где просматривается зависимость: при давлении в линии 40 атм на скважинах Белозерско-Чубовского месторождения уменьшается, в процентном соотношении, количество газа на приеме установки электроцентробежного насоса (рис. 2–4)

Приведенный сравнительный анализ ГФХ существенно не отличающихся пластов показал, что более высокое содержание сероводорода (на 5,5 %) на одном из них оказывает существенное влияние на количество отказов ГНО по причине коррозионной агрессивности. Согласно проведенному анализу отказов ГНО зафиксировано, что в среднем за 3 года по скважинам, работающим на пласте с более высоким содержанием сероводорода, количество отказов больше в 2 раза (с учетом приведения к одинаковому количеству скважин по двум пластам). Также осложняющим фактором помимо самого содержания сероводорода является его парциальное давление в добываемой жидкости. Расчеты показали существенную разницу парциальных давлений сероводорода в продукции исследуемых пластов (2,5 Мпа и 0,15 Мпа).

Моделирование процесса подъема жидкости в RosPump, показало, что при более высоком линейном давлении количество коррозионно агрессивного газа на приёме УЭЦН значительно уменьшается, благодаря чему, в 2023 по скважинам пласта Б2 (С1) Белозёрско-Чубовского месторождения количество отказов, фактически и косвенно связанных с влиянием коррозии в глубинно-насосном оборудовании снизилось, относительно 2021 и 2022 г., на 35 %.
Таким образом, для снижения влияния коррозионной агрессивности на ГНО требуется комплексный подход, включающий в себя ряд мероприятий по минимизации негативного влияния осложняющего фактора. На данный момент это мероприятия по периодическому и постоянному дозированию на прием насоса и пробковой закачке ингибитора коррозии, по применению НКТ и ЭЦН с антикоррозионным покрытием, по применению полимерных рабочих колес ЭЦН, УЗПНО, а также мероприятия по равнопрочной защите всех узлов глубинно-насосного оборудования.