Современное состояние большинства нефтяных месторождений характеризуется устойчивой тенденцией снижения добычи, ухудшением структуры извлекаемых запасов, увеличением доли низкопроницаемых коллекторов. Как правило, такие залежи эксплуатируются с низкими забойными давлениями. В добывающих скважинах забойное давление является одним из важных технологических параметров, от которого зависят условия работы глубинно-насосного оборудования. Особенно это касается эксплуатации скважин с нарушением целостности колонн вследствие невозможности ликвидации негерметичности эксплуатационной колонны (ремонтно-изоляционные работы, спуск дополнительной колонны, двухпакерная компоновка, погружные насосы под пакером и т.д.), а также установок для одновременно-раздельной добычи (ОРД) нефти, в которых эксплуатируются два и более насосов, разобщенные пакером. К последним можно отнести установки ОРД с использованием электроцентробежного (УЭЦН) или электровинтового (УЭВН)
и штангового насосов (УСШН), установки ОРД с двухсторонними системами УЭЦН, дуальные системы УЭЦН и др.
Высокое содержание свободного газа на приеме существенно ухудшает рабочие характеристики УЭЦН, увеличивает риски преждевременного отказа глубинно-насосного оборудования вследствие перегрева пакетов ротора, пробоя обмотки статора, кабельной линии, деформации и старения изоляции из-за перегрева, износа рабочих органов в результате сухого трения, и, как следствие, снижает эффективность работы установки ОРД в целом. Проблема влияния газа может быть решена за счет использования технических устройств, позволяющих отвести накопившийся газ из подпакерного пространства в лифт насосно-компрессорных труб (НКТ) или надпакерное пространство, а также использования специального оборудования (термостойких двигателей и кабельных удлинителей, специальных насосных ступеней, способных прокачивать газожидкостные смеси), применения предвключенных устройств (диспергаторов, мультифазных насосов). Рассмотрим возможные варианты снижения негативного влияния газа в подпакерной зоне на работу глубинно-насосного оборудования в установках для ОРД. В каких-то случаях они подтвердили свою эффективность, в других же получены неоднозначные результаты, требующие доработки технологии или же комбинирования возможных способов борьбы с влиянием газа.
Применение термостойких двигателей, кабельных удлинителей, а также предвключенных устройств существенно удорожает стоимость установки и не всегда позволяет решить проблему влияния газа. Согласно проведенным исследованиям, применение мультифазных насосов в АО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» позволило повысить эффективность работы насосной установки при добыче нефти на осложненном фонде скважин с газовым фактором более 200 м³/т [1]. При эксплуатации установок ОРД, где один из насосов размещен под пакером, применение таких устройств не всегда достаточно, поскольку выделившийся из нефти газ поступает как на прием насоса, так и в подпакерное пространство. Как пример, использование мультифазного насоса в составе установки ОРД с двухсторонними системами УЭЦН на Каменном месторождении АО «РН-Няганьнефтегаз» в 2022 г. не обеспечило достижение ожидаемого результата (рис. 1).

В связи с геологическими особенностями объектов разработки (большая удаленность пластов) насосная установка была спущена между интервалами перфорации. Для обеспечения охлаждения погружного электродвигателя был использован кожух с открытой нижней частью («кожух-колокол»). На этапе освоения нижнего пласта установкой ЭЦН был получен приток жидкости 33 м³/сут с обводненностью 90 % и дебит газа 3 500–4 800 м³/сут.
С момента вывода скважины на режим по нижнему пласту наблюдались скачки давления вследствие высокого содержания свободного газа на приеме насоса из-за многократного превышения ожидаемого значения газового фактора (200 м³/м³). Влияние газа косвенно подтверждается тепловым режимом ПЭД, частыми остановками установки. В результате при наработке 155 сут было принято решение по извлечению установки ОРД.
Аналогичные результаты были получены при опытно-промысловых испытаниях (ОПИ) дуальной системой УЭЦН на Каменном месторождении. Установка представляла собой однолифтовую дуальную систему УЭЦН, где нижний мультифазный насос размещен между интервалами перфорации пластов в герметичном кожухе (рис. 2).

Жидкость с нижнего пласта через внутренний канал пакера поступает в кожух нижнего УЭЦН, далее через трубки многотрубного байпаса, минуя верхний УЭЦН, поступает в колонну НКТ. Нижний УЭЦН был остановлен при выводе скважины на режим по причине отсутствия подачи в связи с высоким содержанием газа на приеме насоса. Изменения геологических условий показали необходимость доработки технологии в части отвода газа из подпакерного пространства для стабильной работы нижнего насоса в условиях высокого газового фактора.
Установки для ОРД с использованием ЭЦН-СШН, где нижний пласт эксплуатируется ЭЦН, также подвержены влиянию газа в подпакерной зоне. На рисунке 3 приведены отказы установок ОРД ЭЦН-СШН в ООО «Башнефть-Добыча» по влиянию осложняющих факторов.

Для решения отвода газа из подпакерного пространства испытано множество технических решений:
• отвод газа по капиллярному армированному трубопроводу;
• использование струйного насоса для эжекции газа;
• отвод газа по обводному каналу;
• использование перепускных клапанов.
Однако результаты внедрения данных решений оказались неоднозначными: в одних случаях их внедрение позволило повысить эффективность работы насосной установки, в других — не позволило снизить влияние газа на работу насоса в подпакерной зоне.
К примеру, использование капиллярной трубки для отвода газа успешно зарекомендовало себя на скважинах Пермяковского месторождения ПАО «Варьеганнефтегаз» с нарушением целостности эксплуатационной колонны [2]. В качестве капиллярной трубки использовался скважинный капиллярный полимерный армированный трубопровод СКТ-7/16 с наружным 16 +/-1,0 мм и внутренним 7 +/-1,0 мм диаметрами. Трубопровод выполнен цельнотянутым, без стыков и сростков на протяжении всей длины. Особенностью такой капиллярной трубки является восстановление пропускного канала после снятия радиальной нагрузки (пережатия) без потерь основных характеристик. При этом были использованы два варианта: отвод газа из-под пакера на устье и далее в буферную линию; отвод газа в лифт НКТ через вводную муфту, расположенную ниже устья скважины. Обязательно наличие в обвязке устройства ввода игольчатого вентиля Ду-5, Ру-250. Один — для замены манометра без остановки скважины, второй — для регулирования и перекрытия линии отвода газа. Для предотвращения попадания жидкости капиллярный трубопровод оснащен обратным клапаном.
Капиллярная трубка позволяет контролировать процесс отвода газа во времени по манометру. Приемный модуль капиллярной трубки имеет щелевой фильтр, позволяющий снизить риски попадания всякого рода загрязнений. В случае засорения капиллярной трубки существует возможность продуть ее азотом со стороны устья или промыть метанолом при отложении гидратов. Современные капиллярные трубки с проходным каналом 7–10 мм позволяют отводить объемы газа до 600 м³/сут. При необходимости можно спустить две капиллярные трубки, что вдвое увеличит объем отводимого газа. Кроме этого, капиллярные трубки могут быть использованы для подачи химических реагентов (ингибиторы, деэмульгатор и т.д.) в подпакерную зону для минимизации риска осложнений.
Решение по отводу газа по капиллярной трубке реализовано в 2017 г. в ПАО «Удмуртнефть» им. В.И. Кудинова на Карсовайском месторождении (рис. 4), особенностями которого являются: наличие газовой шапки по обоим нефтеносным объектам, высокий газовый фактор, просаженное пластовое давление вследствие несформированной системы поддержания пластового давления.

Применение ОРД ЭВН-СШН на Карсовайском месторождении обусловлено необходимостью наращивания добычи нефти, увеличения рентабельности разработки нефтегазового месторождения. Для ОРД в подпакерной зоне приобщается верейско-башкирский объект. При коэффициенте сепарации 0,5, среднем забойном давлении 4,5 МПа и ГФ = 200 м³/т расчетный объем газа на приеме насоса варьируется от 50 до 80 %. При установке пакера данный показатель становится еще выше, что не позволяет вести добычу известными способами механизированной добычи. Для снижения объема свободного газа на приеме УЭВН было принято решение использовать капиллярные трубки. Данными устройствами были оснащены 18 установок ОРД. Внедрение капиллярных трубок в последующем не нашло широкого применения. Среди основных причин отказа от использования капиллярных трубок можно выделить риски повреждения трубок, снижение пропускной способности вследствие загрязнения каналов.
Благодаря простоте конструкции широкое распространение в нефтегазодобыче получили струйные аппараты. Успешная практика позволила использовать струйные насосы для отвода газа в скважинах с нарушением целостности эксплуатационной колонны взамен клапанным системам, которые оказались не столь эффективными. Получившие название «Тандем», насосные установки с пакером в 2005–2007 гг. были испытаны на месторождениях ПАО «Варьеганнефтегаз», АО «Оренбургнефть», ООО «РН-Юганскнефтегаз» и других обществах [3, 7]. По мнению авторов статьи [3], применение струйных насосов для отбора газа оказалось принципиально верным решением, однако недостаточный опыт подбора струйных аппаратов, а также работа в осложненных условиях (отложения асфальтено-смолисто-парафиновых отложений, вынос механических примесей) не позволили достичь высоких результатов. Хотя струйные насосы являются высоконадежными установками, их эффективность снижается в процессе работы. Возникновение отложений в рабочих областях струйного насоса приводит к изменению внутренней геометрии аппарата, что напрямую отражается на рабочих характеристиках установки. По результатам промысловых испытаний струйных насосов были внесены изменения, которые позволили упростить конструкцию насоса, увеличить коэффициент эжекции, пересмотрена конструкция пакерных систем, что позволило сделать струйные аппараты извлекаемыми. Доработки, расчеты струйного аппарата, а также испытания велись при участии специалистов РГУ им. Губкина.
Возможность эжекции газа из подпакерной зоны позволила также применить струйные насосы в установках ОРД в тандеме с ЭЦН-СШН. К недостаткам такой системы можно было отнести невозможность осуществления профилактических работ с УЭЦН. Но и в этом случае было найдено техническое решение, позволяющее без извлечения всей установки произвести обратную промывку УЭЦН за счет возможности замены струйного насоса на специальную промывочную вставку [4, 5]. В 2015–2016 гг. ОПИ были проведены на месторождения АО «Самаранефтегаз» и рекомендованы к тиражированию на объектах ПАО «НК «Роснефть». На рисунке 5 приведена схема установки ОРД ЭЦН-СШН и струйного насоса для отвода газа из подпакерной зоны.

Существуют также превентивные меры борьбы с влиянием свободного газа на работу УЭЦН в установках ОРД. В ПАО «НК «Роснефть» разработана методика прогнозирования накопления газа под пакером в установках ОРД ЭЦН-СШН. Методика основана на расчете времени, в течение которого выделившийся из нефти газ под пакером достигнет приема насоса. При корректных исходных данных методика позволяет определить допустимый интервал размещения глубинно-насосного оборудования под пакером, нивелировать влияние газа на работу установки, а также запланировать постановку бригады капитального ремонта скважин для подрыва пакера и стравливания газа, накопившегося в подпакерной зоне.
Другим техническим решением для отвода газа является применение обводного канала через пакерные системы (рис. 6). Такое решение нашло применение на скважинах с нарушением целостности эксплуатационной колонны, но не нашло применение в установках для ОРД.

Для решения проблемы отвода газа из подпакерной зоны в 2019–2022 гг. в АО «Томскнефть» ВНК были проведены ОПИ устройств для сброса газа UGD-73 на 5 скважинах (рис. 7).

Испытания были направлены на решение проблем срыва подачи вследствие невозможности запуска УЭЦН по причине наличия в верхних ступенях насоса газа, а также эксплуатации скважин с нарушением негерметичности эксплуатационной колонны.
Устройство для сброса газа UGD-73 [6] обеспечивает перезапуск газа из затрубного пространства в НКТ (из подпакерной зоны), а также из НКТ в затрубное пространство (для сброса газа, выделяющегося из пластовой жидкости во время остановки УЭЦН, и облегчения повторного запуска).
Особенностью устройства UGD-73 являются:
• нормально открытый клапан, благодаря чему имеет высокую чувствительность срабатывания;
• содержит лабиринт, препятствующий загрязнению клапана при прохождении жидкости через UGD-73 во время работы УЭЦН;
• отсутствие выступающих частей (диаметр соответствует диаметру муфт НКТ, что облегчает спуско-подъемные операции, особенно в искривленных и наклонно-направленных скважинах).
Проведенные ОПИ подтвердили работоспособность UGD-73 при работе с УЭЦН под пакером. До использования устройства скважины характеризовались внутрисуточными остановками по избыточному газу в подпакерном пространстве и затратами времени на дегазацию для проведения ремонта скважины.
Для снижения негативного влияния газа при эксплуатации скважин с негерметичностью эксплуатационной колонны в 2021 г. в АО «Томскнефть» ВНК были проведены ОПИ клапана для отвода газа ГК-108 (рис. 8).

Работа клапана основана на принципе струйного аппарата. Подпружиненные клапана находятся в зоне разряжения и срабатывают по мере повышения давления газа в затрубном пространстве. ОПИ были проведены на 4 скважинах. По результатам ОПИ, технология изоляции негерметичности подтвердила свою работоспособность, газоотводный клапан работает и обеспечивает транспорт газа системы «затруб-НКТ».
В таблице 1 приведены технические характеристики вышеприведенных устройств для отвода газа из подпакерной зоны.

Каждое устройство отвода газа имеет свою область рационального применения. Выбор способа отвода газа зависит преимущественно от геолого-технических условий скважины, конструкции установки ОРД, режима эксплуатации глубинно-насосного оборудования и рисков возможных осложнений. Для определения границ эффективного использования насосного оборудования, размещенного под пакером, необходимо определить допустимые границы применения планируемых к использованию устройств отвода газа. Для этого необходимо произвести расчеты объема отводимого газа из подпакерного пространства, изменение содержания свободного газа на приеме насоса. В качестве примера рассмотрим испытанные в установках ОРД варианты отвода газа с использованием струйного насоса и капиллярного трубопровода.
В расчете объема газа на приеме насоса использованы результаты и методики, отраженные в работах [7–11]. Поскольку расход газа в капиллярной трубке зависит от создаваемого перепада давления, то в расчет приняты следующие условия: устьевое давление 1 МПа, глубина от устья до предполагаемого места посадки пакера 2 300 м, режим течения газа – кольцевой. Из семейства огибающих характеристик оптимальных режимов работы (рис. 9) для струйного насоса принят целевой объемный коэффициент инжекции u = 0,2, близкий к кавитационному значению (максимальному КПД).

На рисунке 10 приведены результаты расчетов эффективной области работы УЭЦН под пакером при различных значениях давления на приеме насоса и газожидкостного фактора. Расчеты произведены для условий пласта П абалакской свиты Каменного нефтегазового месторождения. Области построены по границам предельно-допустимых значений содержания свободного газа β на приеме УЭЦН: без применения предвключенных устройств β ≤ 0,25 (рис. 10а); с применением диспергатора β ≤ 0,55 (рис. 10б); с применением мультифазного насоса (MVP, Poseidon) β ≤ 0,75 (рис. 10в). На рисунках также показаны расширение данных границ за счет применения дополнительных устройств отвода газа, таких как капиллярной трубки СКТ-7/16 и струйного насоса НСИ-25/40.

Применение капиллярной трубки и струйного насоса позволяет отвести газ, выделяемый в подпакерной зоне, увеличить границы применения УЭЦН по содержанию свободного газа β на приеме насоса. Если эффективность работы струйного насоса во многом зависит от коэффициента инжекции и схемы подключения его к технологической системе, то объем отводимого газа по капиллярной трубке в большей части от перепада давления и ее длины. Как видно из рисунка 10, эффективность применения капиллярной трубки возрастает с ростом давления на приеме насоса, но уступает эффективности применения струйного насоса. Красным на рисунке указаны области, где работа насосного оборудования выходит за границы регламентированных значений.
Повышение давления приводит к снижению депрессии на пласт и, следовательно, к снижению дебита скважины. Выбором технически приемлемого решения является определение оптимального давления на приеме насоса, обеспечивающего его стабильную работу. Критерием оптимальности технического решения является минимизация энергетических затрат на добычу нефти при выполнении регламентированных условий эксплуатации глубинно-насосного оборудования. На рисунке 10 точкой отмечена область эксплуатации насосного оборудования для ОПИ оборудования ОРД на Каменном месторождении, описанные выше по тексту. Эксплуатация нижнего пласта П предполагалась УЭЦН с применением мультифазной секцией насоса, что вписывалось в область допустимых значений (рис. 10в). По факту же после запуска скважины в работу газожидкостной фактор по пласту составил свыше 250 м³/м³, что далеко уходит за границы допустимых значений. Испытанные установки ОРД на Каменном месторождении подтвердили свою технологическую эффективность, но установленные критерии эффективности не были достигнуты по геолого-техническим причинам.