Оборудование для ОРЭ хоть и не ново, но наиболее широкое развитие получило относительно недавно. На сегодня фонд ОРЭ в основном представлен вертикальными и наклонно-направленными скважинами и реже скважинами, реконструированные методом зарезки боковых стволов. В результате значительный потенциальный фонд скважин остается не охваченным для возможности ОРЭ пластов.
Способ зарезки боковых стволов, на сегодня, является одной их эффективных технологий, позволяющей увеличить добычу нефти на зрелых месторождениях и коэффициент извлечения нефти из пластов, а также вернуть в эксплуатацию нефтяные скважины, которые не могут быть возвращены в действующий фонд другими методами. Возможность одновременно-раздельной эксплуатации продуктивных пластов в скважинах с боковыми стволами позволяет:
• повысить рентабельность добычи методом зарезки боковых стволов;
• увеличить эффективность добычи нефти за счет регулирования притока по пластам;
• приобщить к разработке запасы нефти, вовлечение которых на момент оценки экономически нецелесообразно;
• максимально использовать ресурс ствола скважины за счет опережающего вовлечения в разработку транзитных объектов.
С целью увеличения охвата потенциального фонда в ПАО «НК «Роснефть» реализуются опытно-промышленные испытания (ОПИ) оборудования ОРД в скважинах с боковыми стволами, в которых продуктивные пласты размещены в хвостовике колонны 103, 114 мм.
Установки для ОРД, вне зависимости от конструкции скважины, должны отвечать требованиям п. 113 Постановления Госгортехнадзора РФ от 06.06.2003 № 71 Об утверждении «Правил охраны недр»:
• обеспечение разделения эксплуатируемых объектов;
• обеспечение возможности учета отборов по каждому из разрабатываемых пластов;
• проведение минимального комплекса гидродинамических, промыслово-геофизических исследований по контролю за разработкой нефтяных месторождений (МУ по комплексированию и этапности выполнения геофизических, гидродинамических и физико-химических исследований при разработке нефтяных и газовых месторождений, утвержден и введен в действие с 01.10.23 г. Протоколом НТС ФАН Роснедра от 05.10.2023 г.
№ 03-17/8-пр.);
• возможность проведения безопасного ремонта скважин с учетом различия давлений и свойств пластовых флюидов.
Оборудование ОРД для скважин с боковыми стволами является аналогом технических решений установок ОРД, которые на сегодня массово внедряются в обществах групп Компании ПАО «НК «Роснефть», такие как установки ОРД с двухсторонними системами УЭЦН (рис. 1а, б), установки ОРД с блоками регулируемых клапанов для регулирования и контроля притока с каждого пласта (рис. 1в) [1–3]. Необходимость проведения ОПИ обусловлено внесенными существенными конструкционными доработками установок для работы в скважинах малого диаметра в условиях наличия осложняющих факторов.

ОРД с двухсторонними системами УЭЦН — однолифтовая установка ОРД с двумя насосами и одним двигателем, позволяющая обеспечить различное давление на каждый пласт, улучшить работу основного насоса. За счет таких особенностей двухсторонние системами УЭЦН рассматривались изначально для эксплуатации малодебитного фонда, скважин с боковыми стволам, а, уже позже, как установки для ОРД и ОРЗ.
Началом массового внедрения данных разработок является 2012 г. Оборудование внедрено на нефтегазодобывающих предприятиях Нижневартовского района, Оренбургской области и на месторождениях ООО «Лукойл-Западная Сибирь». Позже, на месторождениях ПАО «НК «Роснефть» [4]. На сегодняшний день внедрено более трехсот установок ОРД и ОРЗ с двухсторонними системами УЭЦН. В ПАО «НК «Роснефть» наиболее жизнеспособными стали установки ОРД с двухсторонними системами УЭЦН и геофизическим прибором для контроля работы нижнего пласта. Альтернатива геофизическому прибору - погружной управляемый клапан на нижний пласт [5], не возымели успеха в обществах групп Компании из-за своей низкой надежности.
Использование установок ОРД с двухсторонними системами УЭЦН, как и все другие системы, имеет ряд ограничений, что не позволяет охватить потенциальный фонд. Это конструкция скважины, расстояние между пластами, забойные давления каждого продуктивного пласта, давление на приеме подпорной и основной секции насосов.
При ОРД с использованием двухсторонних систем забойное давление в зоне перфорации верхнего пласта должно быть не больше давления на выходе из подпорной секции насоса, а с другой стороны, в подпорной секции насоса давление нагнетания должно быть больше, чем давление на приеме насоса. Казалось бы, это существенно ограничивает область применения данного оборудования, но в случае, когда забойное давление в зоне перфорации верхнего пласта равно или выше забойного давления нижнего пласта, двухсторонние системы УЭЦН являются эффективным вариантом для ОРД. Производительность насосов взаимосвязана. При изменении производительности одного из насосов, одновременно изменяется производительность второго, что может привести к неоптимальной работе погружного оборудования. Для эффективного подбора насосного оборудования, реализованы расчеты в программных комплексах «Автотехнолог», «Rospamp» [4].
На скважинах с боковыми стволами продуктивные пласты, зачастую, размещаются в хвостовике. Совместная эксплуатация таких пластов не представляется возможной без применения оборудования для ОРД. Следует отметить, что до настоящего времени отсутствовали предложения по оборудованию, способному обеспечить ОРД двух пластов, расположенных в хвостовике.
В 2020–2021 гг. были реализованы ОПИ ОРД с двухсторонними системами УЭЦН с целью эксплуатации двух продуктивных пластов, расположенных в хвостовике колонны (рис. 2).

ОПИ проведены на 4 скважинах-кандидатах АО «Самаранефтегаз». Принцип работы установки заключается в следующем: пластовая жидкость с нижнего объекта разработки попадает на прием нижнего насоса и выбрасывается в затрубное надпакерное пространство, в котором происходит смешение с жидкостью верхнего объекта разработки; далее верхний насос, имеющий более высокую производительность, перекачивает смешанный поток по лифту НКТ на поверхность. Потоки жидкости с верхнего и нижнего пластов до приема насосов проходят через блок регулируемых клапанов, в которые установлены датчики давления, температуры, расхода и влагосодержания. В рассматриваемых компоновках использовались клапана производства ООО «НПФ «Геоник». Блок регулируемых клапанов позволяет контролировать и регулировать приток жидкости с каждого пласта. Таким образом, решен один из существующих недостатков данной установки — возможность отключения одного из пластов в целях обеспечения раздельного замера, проведение ГДИ как нижнего, так и верхнего пластов. По результату внедрения, за счет приобщения к добыче дополнительных объектов, получен средний суточный прирост по скважине более 50 тонн нефти. Отказы насосного оборудования были зафиксированы при наработках более 300 суток. Результаты применения установок приведены в таблице 1.

Данная установка ОРД позволяет проводить прямые замеры параметров работы пластов путем отключения одного из пластов, а также вести постоянный косвенный мониторинг работы пластов по показаниям датчиков давления, температуры, расхода и обводненности, которые установлены в блоке регулируемых клапанов. К косвенным методам мониторинга отнесены такие измерения, при которых искомое значение величины определяют на основании результатов прямых измерений других величин, функционально связанных с искомой величиной (п.3.2 ГОСТ Р 8.1016-2022 «Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа»). На рисунке 3 приведен пример временного отрезка мониторинга работы скважины № 3, по которой в процессе эксплуатации был получен клин насосного оборудования.

Результатом проведенного ОПИ стало подтверждение технологической и экономической эффективности применения установки ОРД на объектах АО «Самаранефтегаз», оборудование было рекомендовано к применению.
Риски выявленные в ходе проведения ОПИ — снижение притока вследствие истощения пластовой энергии. Скважина № 2 была остановлена для ГТМ, не отработав нормативный срок ОПИ по причине снижения пластового давления.
Технология ОРД в БС с размещением насосного оборудования в материнской колонне ограничена условиями эксплуатации насосного оборудования. Для минимизации геологических рисков, возможности получения более высоких депрессий на пласты появилась необходимость осуществить спуск насосного оборудования в боковой ствол.
С целью расширения потенциального фонда скважин, возможности достижения целевых забойных давлений в АО «Самаранефтегаз» разработаны и уже завершаются ОПИ установок ОРД с размещением глубинно-насосного оборудования в боковом стволе. Аналогом разработки послужили однолифтовые установки ОРД с регулируемыми клапанами, которые зарекомендовали себя как один из эффективных вариантов для ОРД.
Установка ОРД (рис. 4) предназначена для дистанционного контроля (измерения) параметров эксплуатации скважин (давление, температура, объемный расход, объемное влагосодержание) и регулирования притока флюида в нижнем объекте разработки.

Установка состоит из:
• наземной части: наземный блок, в состав которого входит модем для дистанционной передачи данных;
• подземной части: УЭЦН габарита 2А,3; регулировочный электроклапан на нижний пласт, вмещающий в себя блок телеметрии (датчики давления, температуры, влагосодержания, а также расходомер скважинный); стыковочный узел и пакер.
Вывод параметров для визуализации, а также ввод и изменение значений коэффициентов преобразования и других необходимых параметров осуществляется при подключении персонального компьютера к наземному блоку. Система регистрирует в режиме реального времени, архивирует и передает внешним устройствам следующие параметры:
• объемный расход (м³/ч);
• давление (атм);
• температура (°С);
• объемное влагосодержание (%);
• степень открытия/закрытия регулировочного электроклапана (%).
Информация о пластовом/забойном давлении, температуре, расходе жидкости, а также о состоянии клапана, с первичных преобразователей в виде электрических сигналов, передается через грузонесущий геофизический бронированный кабель на термоманометрическую систему УЭЦН,
выполняющую роль контроля работы глубинно-насосного оборудования, и далее по силовому кабелю на наземную панель управления (рис. 5).

Передача информации (о текущем режиме в реальном времени, архивных данных) осуществляется АСУ ТП «Регион» по протоколу связи Modbus-RTU RS485. Наземный блок обеспечивает архивацию, а также обмен информации с персональным компьютером или FTP-сервером через COM-/USB-порт или модем дистанционной передачи данных соответственно. Таким образом, происходит отслеживание фактических параметров пластов в реальном времени, проведение раздельных замеров.
ОПИ ОРД в боковых стволах с использованием малогабаритных насосов реализованы на 5 скважинах — кандидатах АО «Самаранефтегаз». Промежуточные результаты ОПИ приведены в таблице 2.

В ходе выполнения испытаний на скважинах № 1 и № 2 с хвостовиками 103 мм были получены проблемы со спуском внутрискважинного оборудования, преждевременный отказ насосного оборудования. На скважине № 1 было получено повреждение кабеля в результате потерь поясов крепления кабеля погружного бронированного плоского (КПБП), по скважине № 2 — снижение подачи в результате выноса механических примесей. Выявленные в ходе ОПИ риски: отсутствие возможности извлечения поясов крепления КПБП с головы стыковочного узла пакера; проведение ЛАР в случае возникновения возможных осложнений при последующих ремонтах – изменили требования к выбору скважин-кандидатов. В результате были исключены спуски малогабаритного глубинно-насосного оборудования (МГНО) с пакером 82 мм на скважинах с эксплуатационной колонной бокового ствола диаметром 102 мм и менее. ОПИ ОРД с МГНО продолжились в боковом стволе с диаметром хвостовика 114 мм. В комплектации первой ступени НКТ (хвостовик) заходящей в боковой ствол стандартные пояса крепления, заменены протекторами крепления кабельной линии. Последующие спуски установки МГНО ОРД проводились только на НКТ 60мм.
Технология ОРД с МГНО позволяет проводить прямые и косвенные измерения показателей работы пластов (п.3.2, п.3.11 ГОСТ Р 8.1016-2022 «Измерения количества добываемых из недр нефти и попутного нефтяного газа»). Раздельный учет добываемой продукции с каждого пласта осуществляется путем отключения нижнего пласта либо по показаниям глубинных приборов учета. В качестве примера, на рисунке 6 приведены показания работы скважины № 4.