Одновременно-раздельная эксплуатация (ОРЭ) применяется с целью повышения технико-экономической эффективности разработки за счет совмещения эксплуатационных объектов
и осуществления при этом, посредством специального оборудования, контроля и регулирования процесса отбора запасов отдельно по каждому объекту. ОРЭ осуществляют путем оснащения скважин обычной конструкции оборудованием, разобщающим продуктивные пласты, или путем использования для этих целей скважин специальной конструкции. Документы, регламентирующие ОРЭ: постановления Госгортехнадзора РФ от 06.06.2003 № 71 «Об утверждении «правил охраны недр», РД 153-3.0-109-0 МЭ РФ (2002 г.) [1]. ОРЭ включает в себя три направления: одновременно-раздельную добычу (ОРД); одновременно-раздельную добычу и закачку (ОРДиЗ); одновременно-раздельную закачку (ОРЗ).
Применение технологий ОРЭ позволяет решить следующие задачи: снижение объемов и затрат
на разбуривание месторождения, увеличение темпа отбора извлекаемых запасов, независимое управление и создание оптимальной депрессии на каждый пласт, исключение нежелательного смешения жидкостей, возможность продолжения работы в случае отказа одного из насосов, исключение потерь от остановки скважин для исследования отдельных пластов, соблюдение требований законодательства.
В Обществах групп ПАО «НК «Роснефть» (ОГ Компании) одним из наиболее часто встречающихся осложняющих факторов эксплуатации скважин с использованием систем ОРЭ являются механические примеси. Разработка эффективных технологий защиты оборудования является актуальной задачей. В настоящей работе приведен анализ негативного влияния осложняющих факторов на работу оборудования для ОРЭ. Представлены разработанные технологии защиты оборудования от влияния осложняющих факторов (ОФ) и результаты, полученные при тестировании предложенных технологий защиты в ходе ОПИ.

С 2015 года в рамках стратегии развития ПАО «НК «Роснефть» в ООО «РН-БашНИПИнефть» функционирует Группа по экспертной поддержке (ГЭП) внедрения технологий ОРЭ и механического комплекса защиты пласта (МКЗП), с обеспечением контроля процесса подбора оборудования
во всех Обществах групп Компании (ОГ Компании).
ГЭП решает широкий спектр задач, начиная от оценки геологического потенциала внедрения
и заканчивая анализом результатов эксплуатации оборудования и выдачей рекомендаций, осуществляется реализация проектов НИОКР и ОПИ новых технологий ОРЭ и МКЗП [2]. С целью установления унифицированных требований к закупаемому оборудованию и материалам ГЭП разработаны шаблоны единых технических требований (ЕТТ), которые существенно упрощают работу технических специалистов.
Системная работа ГЭП в Компании по планированию и реализации технологий ОРЭ обеспечивает плановые показатели по технологической эффективности применяемого глубинно-насосного оборудования (ГНО) в системах ОРЭ (рост средней наработки на отказ (СНО) в 2 раза в период 2017–2021 гг. до 563 суток), достижение целевых показателей по забойному давлению
(в 2021 г. — 92 %) и дополнительной добычи нефти (105,2 тыс. т нефти в 2021 г. накопленная дополнительная добыча за последние 3 года превысила 1 млн т).
В зависимости от географических, технических, горно-геологических условий и свойств добываемых флюидов при добыче нефти и газа, ГЭП были разработаны разные типы и системы ОРД, адаптированные для работы с разными объектами эксплуатации. За все время деятельности
и по текущий момент ГЭП было запатентовано 4 системы для ОРЭ, в том числе 17 подсистем ОРД,
4 подсистемы ОРДиЗ и 8 подсистем ОРЗ (условный классификатор ОРЭ) [3–7].
Из четырех основных систем ОРЭ, которые получили наиболее широкое распространение, тиражирование и применение в ОГ Компании получили следующие: Система ОРД № 2, подсистема ЭЦН-ШГН (электроприводной центробежный насос — штанговый глубинный насос).

Компоновка включает в себя 2 насоса (ШГН и ЭЦН), пакерно-якорное оборудование
и смесительный узел. Пласты разделены пакером. ЭЦН (нижний насос) производит забор пластовой жидкости из-под пакера и поднимает ее по насосно-компрессорным трубам (НКТ)
до смесительного узла. ШГН (верхний насос) осуществляет забор пластовой жидкости с верхнего пласта. Жидкости, поступающие с обоих пластов, смешиваются в смесительном узле и поднимаются по одной колонне НКТ. Контроль параметров по нижнему пласту производится через термоманометрическую систему (ТМС). Порядок проведения раздельного замера, прямой периодический замер параметров работы (Q — дебит жидкости, % обводненности, P — давление,
T — температура) каждого из пластов путем отключения насоса другого пласта.
Система ОРД №2, подсистема ЭЦН-ПЭД-ЭЦН (электроприводной центробежный насос — погружной электродвигатель — электроприводной центробежный насос). Компоновка включает в себя основной и подпорный насос для создания дифференциального давления на каждый пласт, двухсторонний ПЭД, пакерно-якорное оборудование и систему измерительных зондов для контроля параметров работы нижнего пласта. Подпорный (нижний) насос производит забор пластовой жидкости из-под пакера и перекачивает ее в затрубное пространство. Основной (верхний) насос осуществляет забор пластовой жидкости, поступившей из подпакерного пространства с нижнего пласта, и жидкости, поступившей с верхнего пласта. Передача информации на устье —
через силовой кабель.

Система ОРД № 2, подсистема ЭЦН-РК(В)Н (электроприводной центробежный насос — регулируемый клапан (верхний) нижний). Компоновка состоит из УЭЦН, пакерно-якорного оборудования, оборудования для регулирования потока жидкости с верхнего пласта и система измерительных зондов (СИЗ) для контроля параметра работы верхнего пласта. Также имеется возможность спуска ПЭД под верхний интервал перфорации в кожухе для охлаждения ПЭД. Поток жидкости, поступающий на прием УЭЦН с верхнего пласта, регулируется с помощью дифференциального клапана. Контроль параметров работы верхнего пласта (Q — дебит жидкости, % обводненности, P — давление, T — температура) осуществляется с помощью СИЗ. Параметры по нижнему пласту контролируются с помощью ТМС (P — давление, T — температура). Управление клапаном осуществляется со станции управления УЭЦН либо с наземного модуля управления.
Различные геолого-физические особенности строения разрабатываемых нефтегазовых залежей и свойства добываемых флюидов предопределяют необходимость применения индивидуальных подходов к решению задач повышения эффективности эксплуатации скважин в осложненных условиях. Рассмотрим осложняющие факторы (ОФ), которые наиболее часто встречаются и негативно влияют на работу оборудования для ОРД.

Основными ОФ при эксплуатации ОРД являются: асфальтосмолистые парафиновые осложнения (АСПО), отложение неорганических солей, высокий газовый фактор, образование высоковязких эмульсий, газогидратных отложений, влияние механических примесей на ГНО, коррозия скважинного оборудования.
Рассмотрим фонд добывающих скважин, эксплуатирующих месторождения, расположенные
в Волго-Уральской провинции, где наиболее часто встречаются отказы по ОФ в скважинах
с оборудованием для ОРЭ.
По результатам проведенного анализа, на основе базы данных отказов оборудования по ОФ,
на рисунке 1 представлено количество отказов за период 2019–2021 гг.

Из представленных графиков видно, что наибольшая часть отказов по ОФ наблюдается в ОГ 1 — 37 отказов, в ОГ 2 — 11 отказов, в ОГ 3 — 5 отказов. Стоит отметить, что в каждом из представленных ОГ Компании преобладает такой тип осложнений, как механические примеси.

На рисунке 2 изображена динамика отказов установок в разрезе действующего фонда ОРД, эксплуатирующих месторождения, расположенные в Волго-Уральской провинции.

Большая часть отказов приходится на ОГ 1 на систему ОРД № 2 ЭЦН-ШГН — 37 отказов. В ОГ 2 — 11 отказов, из них 7 отказов — система ОРД № 2 ЭЦН-ПЭД-ЭЦН, 4 отказа — система ОРД № 2 ЭЦН-РК(В)Н. В ОГ 3 — 2 отказа — система ОРД № 2 ЭЦН-ПЭД-ЭЦН, 3 отказа — система ОРД № 2 ЭЦН-РК(В)Н. Также изображена динамика отказов в процентном соотношении в зависимости от действующего фонда ОГ 1, ОГ 2, ОГ 3.
Основными причинами негативного влияния механических примесей на оборудование, в частности в ОГ 1, являются: вынос пропанта после проведения на скважинах пропантно-кислотного гидроразрыва пласта, в системе ОРД № 2 подсистеме ЭЦН-ШГН, размещение верхнего насоса ШГН ниже уровня зоны перфорации эксплуатируемого объекта, спуск оборудования без дополнительной защиты от выноса механических примесей и пропанта.
Среди современных технологий защиты погружного оборудования от механических примесей, которые нашли наиболее широкое распространение на месторождениях нефтедобывающих компаний, можно выделить следующие три направления: крепление призабойной зоны, специальное исполнение насосного оборудования, фильтры: забойные, на приеме насоса, сепараторы. При эксплуатации скважин с оборудованием для ОРД основная технология защиты
от механических примесей — механические методы (фильтры). Данный метод защиты является наиболее распространенным из-за простоты применения и относительно недорогого
оборудования (рис. 3).

Рассмотрим применение механических методов борьбы при ОРЭ и технологии защиты насоса ШГН и пакерных устройств от механических примесей.

В ходе разработки фильтра-смесителя жидкости для защиты ШГН от негативного влияния механических примесей (пропанта) были выявлены замечания и сформированы рекомендации по доработке конструкции, направленные изготовителю (табл. 1, рис. 4).

После технической доработки фильтр смеситель жидкости обеспечил проход через него суммарного дебита двух пластов, а также защиту ШГН (в составе ОРД) от механических примесей.
Принцип действия оборудования заключается в следующем (рис. 5): пластовая жидкость из нижнего пласта, откачиваемая нижним насосом, по лифту НКТ поступает в нижнее основание фильтра. Далее по проходному каналу внутри фильтра жидкость попадает в нижнее основание смесителя, где происходит разделение потоков нижнего и верхнего пласта. Далее по каналам нижнего основания жидкость, проходя внутри корпуса смесителя, вдоль корпуса ШГН, направляется в общий лифт НКТ. Пластовая жидкость из верхнего пласта, проходя сквозь фильтрующие элементы и нижнее основание смесителя, поступает на прием ШГН. Далее поступает в общий лифт НКТ. Фильтр с проходным каналом предназначен для защиты от попадания механических примесей на прием ШГН и конструктивно состоит из верхнего основания, нижнего основания, корпуса, патрубка. Фильтроэлементы устанавливаются между концевыми деталями и ниппелем. Корпус также служит каналом для поступления жидкости с нижнего пласта в нижнее основание смесителя в обход потока отфильтрованной жидкости ШГН. Смеситель обеспечивает герметичное разделение потоков жидкости с нижнего и верхнего пласта с последующим смешением в общей колонне НКТ. Разделение потоков происходит в нижнем основании смесителя посредством специальных каналов. В корпусе смесителя установлен башмак якорный, служащий опорой для ШГН (насос вставной с нижним механическим креплением). При состыковке происходит герметизация потока жидкости из верхнего пласта.

В период подконтрольной эксплуатации, с 09.06.2021 по 06.12.2021 г. (срок проведения ОПИ —
180 суток), максимальное содержание КВЧ составило 89 мг/л (рис. 5б). По динамограмме (длина хода — 1,67 м; число качаний — 5,5 об/мин; Нд = 714 м, Qж (ШГН) = 4,0 м³/сут, ЭЦН — 277,8 м³/сут) отмечается нормальная работа ШГН (рис. 5в).
На 04.10.2022 г. Наработка на отказ (ННО) составляет 475 суток (средняя ННО по причине негативного влияния механических примесей на работу ШГН в установках для ОРД ЭЦН-ШГН до внедрения оборудования для защиты составляла 137 суток). В настоящее время скважина в работе. По результатам мониторинга работы скважины 1 работоспособность фильтра
ФСЖ-108-60/200-100 в компоновках для ОРД ЭЦН-ШГН подтверждена.

Для защиты оборудования от влияния механических примесей группой экспертной поддержки совместно с заводом-изготовителем был доработан щеточный фильтр (в конструкции фильтра отсутствовали выемки для силового кабеля УЭЦН). Щеточный фильтр (рис. 6) отличается простой конструкцией, одновременно защищает ШГН и пакер от присыпания механическими примесями.

Оборудование состоит из патрубка НКТ-73 с установленным на него пакетом щеточных фильтроэлементов и уплотняющими проставками между ними. С двух сторон пакета установлены герметизирующие прокладки диаметра, превышающего внутренний диаметр обсадной трубы. На концах патрубка установлены муфты НКТ-73 для фиксации и сжатия всех деталей фильтра. По всей длине фильтра предусмотрен канал, через который проходит кабель КПпБП 3×16 к УЭЦН. Сверху и снизу фильтра канал герметизирован для минимизации прохождения жидкости в обход фильтрующих элементов. Конструкция фильтра спроектирована с учетом необходимости прохождения потока скважинной жидкости сверху (от участка перфорации) вниз через фильтрующие элементы к приему УШГН. Оборудование устанавливается на НКТ, выше насоса ШГН (рис. 7). Основной задачей фильтра является защита ШГН от механических примесей.

В период подконтрольной эксплуатации, с 30.06.2021 по 27.12.2021 г., (срок проведения ОПИ
— 180 суток) максимальное содержание КВЧ при ВНР составило 103 мг/л (рис. 7 б).
По динамограмме (длина хода — 3 м; число качаний — 4,3 об/мин; Нд = 858 м, Qж (ШГН) = 13,8 м³/сут, ЭЦН — 6,2 м³/сут) отмечается нормальная работа ШГН (рис. 7в).
По результатам мониторинга работы скважины 2 работоспособность щеточного фильтра в компоновках для ОРД ЭЦН-ШГН подтверждена. За время эксплуатации отказов ШГН не было.
ННО ШГН составила 246 суток (средняя ННО по причине негативного влияния механических примесей на работу ШГН в установках для ОРД ЭЦН-ШГН до внедрения оборудования для защиты составляла 137 суток). Конструктивные особенности фильтра показали простоту при монтаже и отсутствие осложнений при СПО и эксплуатации. Проблем с демонтажем фильтра и срывом пакера не возникло.