Ивановский Владимир Николаевич Председатель редколлегии журнала «Инженерная практика», заведующий кафедрой машин и оборудования для нефтяной и газовой промышленности, профессор РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, д.т.н.

В 2010 году отечественная нефтяная промышленность добыла 500 млн т нефти, большую часть — с помощью УЭЦН (рис. 1). Средний дебит скважины составил около 10,2 т/сут, что существенно выше по сравнению с показателем 2005 года (около 8,5 т/сут). При этом в прошлом году в России насчитывалось 155 тыс. нефтяных скважин, из которых простаивали около 25 тыс.

Количество простаивающих скважин за последние десять лет практически не изменилось (рис. 2). Вместе с тем значительную часть из них можно вновь ввести в эксплуатацию за счет бурения боковых стволов, в том числе с горизонтальными участками.

Сегодня БС чаще всего бурятся достаточно далеко от кровли пласта — на расстоянии 200–500 м. Поэтому уровень расположения БС даже при нормальной работе скважины оказывается выше динамического уровня, в связи с чем эксплуатация БС часто невозможна без размещения в них специального оборудования.

Для работы в БС используются УЭЦН малого диаметра, УСШН специальной конструкции, гидроприводные насосные установки (струйные, поршневые, турбонасосы), газлифтные установки с центральным расположением клапанных камер, а также стандартное оборудование, расположенное в основном стволе в сочетании с хвостовиком, спущенным в БС. Рассмотрим конструкционные и эксплуатационные особенности отдельных видов оборудования.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ БС ГИДРОПРИВОДНЫМ СТРУЙНЫМ НАСОСОМ

Весьма перспективными для эксплуатации БС следует считать малогабаритные гидроприводные струйные насосные установки (рис. 3). Их разработкой, в частности, уже долгое время занимается группа под руководством профессора А.Н. Дроздова в рамках деятельности кафедры разработки и эксплуатации нефтяных месторождений РГУ нефти и газа им. И.М. Губкина.

Для установки насоса этого типа требуется применение довольно сложной системы герметизации БС и специальное устройство для ввода оборудования в БС. При бурении БС основной ствол скважинылибо цементируется (создается «цементный мост»), либо просто перекрывается направляющими воронками БС. Струйный насос спускается в БС через направляющую воронку вместе с входящим в компоновку пакерным устройством, установки дополнительного пакера при этом не требуется. Подача рабочей жидкости производится по малогабаритной колонне НКТ, отвод пластовой жидкости осуществляется по ОК, чем достигается снижение давления на ОК. Следует отметить, что ранее эксплуатация пластов с отводом жидкости по ОК допускалась не на всех месторождениях, однако не так давно эти ограничения были сняты, что расширило возможности для внедрения данной системы. Поскольку диаметр струйного насоса составляет 50–55 мм, с его помощью можно вести добычу нефти из БС диаметром от 89 мм.

УСШН С РАЗМЕЩЕНИЕМ НАСОСА В БС

Размещение СШН в БС возможно как при беструбной эксплуатации скважин (рис. 4), так и при эксплуатации скважин с НКТ. Штанговая установка комплектуется специальными шарнирными соединениями для уменьшения силы трения. Насос оснащается уплотнительным узлом или пакером, который практически не несет нагрузки (кроме перепада давления) и в дальнейшем легко извлекается. Пластовый флюид в данном случае поднимается по ОК.

Размещение УСШН в скважинах при беструбной эксплуатации в настоящее время практикуется на фонде нефтяной компании «Татнефть». Компоновки УСШН с размещением штангового насоса с НКТ в БС одно время применялись в «Башнефти», однако в процессе их эксплуатации обнаружилась ненадежность шарнирных соединений в колонне насосных штанг. Шарниры выходили из строя, колонна насосных штанг начинала работать по принципу изломанной «тяговой цепи», что очень быстро приводило к износу штанг и НКТ и, как следствие, — к отказам УСШН. Плюс ко всему шарнирные соединения не были ремонтопригодными. Из-за этого недостатка пришлось отказаться от применения установок данной конструкции.

ЭКСПЛУАТАЦИЯ БС УСШН С КАНАТНЫМИ ШТАНГАМИ

Исключить шарнирные соединения из компоновки УСШН можно, заменив колонну штанг на канат специальной конструкции (рис. 5). Для такого каната характерна высокая жесткость, в связи с чем его удлинение может быть больше, чем удлинение колонны штанг аналогичного диаметра, лишь на 10–15%. Деформация колонны штанг в расчете на 1000 м при этом возрастает незначительно — от 150 до 165 мм и практически не сказывается на работе установки, особенно в случае, если применяются длинноходовые системы. Такие системы прошли ведомственные испытания в «Татнефти» в начале 1990-х годов, и их результаты были признаны успешными. Испытания проводились на шести скважинах, две из которых были S-образными с отклонением от вертикали выше уровня установки насоса до 68°. До внедрения канатов УСШН работали с колоннами штанг, и, несмотря на наличие центраторов, постоянно происходили протиры НКТ и штанг, из-за чего оборудование отказывало каждые два-четыре месяца. После установки канатов оборудование безотказно проработало в скважинах в течение шести лет. Интересно, что причиной отказа установок в конечном счете послужило разрушение клапанов насосов, тогда как НКТ и канаты сохранились в работоспособном состоянии.УСШН с канатными штангами, особенно в сочетании с длинноходовыми станками-качалками или цепными приводами, можно рекомендовать для использования в БС с большими темпами набора кривизны или значительными искривлениями.

ПРИМЕНЕНИЕ УЭЦН МАЛОГО ДИАМЕТРА С ПАКЕРОМ НА КАБЕЛЬ-КАНАТЕ

Поскольку в России основная часть нефти добывается с помощью УЭЦН, можно предположить, что это оборудование будет востребовано и для работы в БС. Действительно, сегодня отечественные и зарубежные производители предлагают УЭЦН специальных габаритов для БС и скважин малого диаметра (см. Осиев Д.Ю. «УЭЦН Baker Hughes для эксплуатации скважин малого диаметра», с. 52–54). Однако при внедрении таких УЭЦН возникает проблема увеличения длины установок или частоты вращения двигателя. Еще одна трудность состоит в достаточно высокой жесткости НКТ, которая препятствует прохождению насосной установки даже малого диаметра через определенные интервалы глубин и не позволяет разместить его в нужном участке БС. В связи с этим для повышения эффективности эксплуатации УЭЦН в БС требуются принципиально новые либо «хорошо забытые старые» технические решения.

Примером такого решения может служить беструбная эксплуатация скважины посредством УЭЦН малого диаметра на кабель-канате в сочетании с пакером (рис. 6). В данном случае для спуска насосной установки используется грузонесущий усиленный геофизический кабель-канат. Такой кабель выпускается несколькими компаниями, например, предприятием «Псковгеокабель». Вместе с насосной установкой либо отдельно в скважину спускается пакерующее устройство. Откачка флюида в случае применения данной схемы ведется по ОК.

ИСПОЛЬЗОВАНИЕ СТАНДАРТНОЙ УЭЦН С ХВОСТОВИКОМ В БС

Для работы в БС может применяться стандартное оборудование, расположенное в основном стволе и оснащенное хвостовиком в БС (рис. 7). Оптимальный эффект при этом достигается в случае, если БС работают как гидравлические каналы по доставке пластовых флюидов в основной ствол. Но на сегодняшний день так могут работать не более 10–15% скважин с БС, остальные требуют спуска в БС насосного оборудования.

В случае применения этой схемы оборудование в основном стволе устанавливается до отвода БС, двигатель оснащается двумя протекторами и двумя валами — верхним и нижним. Верхний вал двигателя вращает вал основного насоса, а нижний — вал дополнительного насоса, то есть компоновка нижнего насоса, по сути, получается перевернутой. Если по БС обеспечивается нормальный приток пластового флюида, то возможна работа установки без хвостовика.

При высокой обводненности скважины весь флюид поступает по хвостовику на прием в дополнительную (подпорную) секцию насоса, затем выбрасывается через выходной модуль в основной ствол скважины, на прием основного насоса. Надо отметить, что такая система работает лишь при наличии уплотнительного элемента пакера или разобщителя. Если не использовать уплотнение, то давление, которое создает подпорная секция насоса, согласно закону Паскаля, приведет к образованию обратной волны повышенного давления, что в свою очередь значительно снизит депрессию на пласт и, следовательно, дебит скважины. Следует обратить внимание и на необходимость применения в данной схеме конической системы подачи насоса: у нижней (дополнительной) секции насоса подача должна быть больше, чем у основного насоса. В противном случае система работать не будет.

Помимо перечисленных компоновок, для работы в БС можно применять упрощенный вариант газлифтных установок, оснащенных центральным пусковым или рабочим клапаном. При этом следует учитывать, что газлифтные установки (впрочем, как и струйные насосы) характеризуются небольшими значениями КПД, что затрудняет их внедрение в условиях роста требований к энергоэффективности ГНО.

ОСНОВНЫЕ ПРОБЛЕМЫ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН С БС И ВЫВОДЫ

Основная проблема эксплуатации БС, безусловно, связана с малым диаметром последних. Это ограничивает применение в них не только насосного, но и геофизического оборудования, в связи с чем о процессах, которые происходят в БС, в большинстве случаев можно судить лишь на основе косвенных показателей. Сложившаяся ситуация требует разработки малогабаритных ТМС, специально предназначенных для работы в БС.

Кроме того, ряд проблем при эксплуатации БС связан с большими углами отклонения ствола от вертикали и по азимуту, с большими темпами набора кривизны. В соответствии с инклинометрией заводы-изготовители устанавливают запрет на установку насосов на большинстве участков БС (рис. 8–10).

Все это существенно сужает возможности применения в БС имеющихся на сегодняшний день эффективных высокотехнологичных решений. Таким образом, лишь часть БС может эксплуатироваться стандартным насосным оборудованием. Для остальных БС необходима разработка новых видов оборудования. Кроме того, важным направлением работы должно стать снижение темпов набора БС кривизны.