ПЕРЕХОД НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН С ВЫСОКИМ ГАЗОВЫМ ФАКТОРОМ НА ПЕРИОДИЧЕСКУЮ ЭКСПЛУАТАЦИЮ: ОБЗОР ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ И МЕТОДИЧЕСКИЕ РЕКОМЕНДАЦИИ

Введение

Эксплуатация месторождений на поздней стадии ведет к осложнению структуры добывающего фонда. Падение пластового давления, увеличение обводненности, подтягивание интервалов отбора к газонефтяному контакту и смена фазового поведения флюидов вызывают рост газового фактора. Для скважин, функционирующих ниже давления насыщения или в непосредственной близости от газовой шапки, выделившийся газ превращается из геологического маркера в прямой технологический барьер для добычи. В анализируемых источниках точно подмечена главная трудность: оборудование нередко затрачивает энергию на перекачку неустойчивой газожидкостной смеси вместо стабильного подъема нефти.

Наиболее уязвимым при высоком содержании свободного газа оказывается фонд, оснащенный установками электроцентробежных насосов. Газ на входе в насос ухудшает наполнение ступеней, уменьшает развиваемый напор, провоцирует колебания подачи, образование газовых пробок, срыв работы и перегрев погружного электродвигателя. Отраслевые обзоры по механизированной добыче, кроме того, отмечают повышенное внимание к низкодебитным и осложненным скважинам, средствам мониторинга, классификации осложнений и общим критериям оценки эффективности механизированного фонда [1].

Периодическая эксплуатация в подобных обстоятельствах трактуется не как примитивная остановка по расписанию, а как управляемый метод увязки притока из пласта с возможностями подъемного оборудования. Ее смысл заключается в последовательном чередовании фазы накопления жидкости в стволе и фазы регулируемой откачки. При верно спроектированном цикле насос меньше времени действует в неоптимальной зоне, уменьшается риск газовой блокировки, сдерживается избыточная депрессия и возникает шанс стабилизировать работу фонда без незамедлительной замены способа добычи [3].

Вместе с тем периодический режим не является универсальным решением. Частые пуски УЭЦН, термоциклирование кабеля и двигателя, осаждение АСПО и механических примесей, ухудшение состояния клапанов и возможное снижение среднесуточной добычи требуют строгого технико-экономического обоснования. Поэтому обзорная статья направлена на систематизацию технологических решений и формирование практических рекомендаций по выбору скважин-кандидатов, расчету режима и организации мониторинга.

1. Высокий газовый фактор как фактор технологической нестабильности

Газовый фактор представляет собой отношение объема извлеченного или выделившегося газа к объему добытой нефти. В стандартных условиях его динамика обусловлена изменением пластового давления, характеристиками нефти, расположением газонефтяного контакта, интенсивностью разгазирования и режимом отбора. Сам по себе высокий газовый фактор еще не принуждает к переходу на циклическую эксплуатацию. Определяющим становится сочетание повышенного газосодержания с симптомами выхода системы «пласт — скважина — насос» из зоны стабильного функционирования.

Наибольшую угрозу представляет рост газового фактора вследствие образования газового конуса или прорыва газа из газовой шапки. В этой ситуации увеличение депрессии на пласт способно вовлекать в интервал перфорации все больше свободного газа. Попытки интенсифицировать добычу наращиванием отбора дают обратный результат: газовая доля возрастает, полезный отбор нефти падает, а скважина переходит в неустойчивый многофазный режим. Поэтому режим отбора следует оценивать не только по текущему дебиту, но и с учетом риска дальнейшего развития газопритока.

В установках ЭЦН свободный газ влияет сразу на несколько элементов. На входе в насос образуется неоднородная газожидкостная смесь; газовые пузырьки способны сливаться, формировать пробки и уменьшать реальное наполнение рабочих ступеней. Снижение расхода жидкости ухудшает охлаждение двигателя и кабеля. Колебания подачи повышают вероятность срабатывания защитных систем, а повторяющиеся переходные процессы увеличивают износ оборудования. Источники по ESP-системам также акцентируют, что специальные устройства для обработки газа применяются именно для повышения эффективности работы УЭЦН в скважинах с высоким газосодержанием [7].

Экономическое следствие высокого газового фактора проявляется в росте удельных затрат на добычу. Даже при сохранении валового объема жидкости часть энергии расходуется на непродуктивное перемещение газа и жидкости, а не на увеличение добычи нефти. Одновременно сокращается межремонтный интервал, возрастают затраты на диагностику, ремонт, ингибиторную защиту, выезды сервисных бригад и простои. Следовательно, режим эксплуатации должен оцениваться по комплексному эффекту: добыча нефти за межремонтный цикл, удельное потребление энергии, вероятность отказа и стоимость остановок.

Таблица 1.

Технологические последствия высокого газового фактора

Направление влияния	Проявление в работе скважины	Возможные последствия
Приток из пласта	Рост доли свободного газа, риск газового конуса, снижение устойчивости фазового притока	Снижение эффективной добычи нефти, необходимость ограничения депрессии
Прием насоса	Неполное заполнение рабочих органов, газовые пробки, пульсация подачи	Срыв подачи, работа УЭЦН вне рекомендуемой зоны
ПЭД и кабель	Уменьшение охлаждающего потока жидкости, рост температуры	Перегрев, срабатывание защит, ускоренное старение изоляции
Поверхностная система	Колебания давления и нестабильный поток в системе сбора	Рост операционных рисков и затрат на регулирование
Экономика	Рост удельных энергозатрат, ремонтов и простоев	Сокращение МРП, снижение экономической эффективности фонда

 

Рисунок 1. Ключевые риски при высоком газовом факторе

Примечание к рисунку 1: значения являются экспертной балльной оценкой, составленной для обзорной систематизации на основе анализа публикаций о высоком газосодержании, газовой блокировке, надежности УЭЦН и периодических режимах [1-4; 7].

2. Обзор технологических решений для осложненного фонда

При эксплуатации скважин с повышенным газовым фактором на практике применяют несколько групп технологических решений. Первая группа связана с сохранением УЭЦН и приспособлением оборудования к газожидкостному потоку. Сюда входят: выбор насоса с требуемой способностью перекачивать газ, монтаж газосепаратора, диспергатора либо комбинированного газосепаратора-диспергатора, корректировка глубины подвески, увеличение погружения под динамический уровень, использование частотного регулирования, плавный запуск, настройка защит станции управления и мониторинг затрубного давления [2; 7].

Вторая группа мер нацелена на сокращение поступления газа к забою. Она охватывает ограничение депрессии, изменение режима штуцирования, управление забойным давлением, оптимизацию интервала перфорации, применение устройств контроля притока, газоизоляционные работы и корректировку системы разработки залежи. Такие решения особенно значимы при опасности образования газового конуса: если причина осложнения кроется в пласте, механическая замена оборудования без регулирования отбора способна дать лишь кратковременный результат.

Третья группа предусматривает переход на иной способ механизированной добычи. Газлифт удовлетворительно переносит высокие соотношения газ/нефть и газ/жидкость при условии наличия источника газа, компрессорной инфраструктуры и возможности оптимального распределения закачки. В определении SPE газлифт рассматривается как метод механизированной добычи, при котором внешний источник газа высокого давления помогает пластовому газу поднимать жидкость [11]. Материалы SLB описывают тот же принцип через уменьшение плотности столба жидкости и гидростатического давления в НКТ [8].

Четвертая группа — периодическая эксплуатация. Для УЭЦН она реализуется как чередование накопления жидкости в стволе и откачки при контролируемом запуске оборудования. Для газлифтных скважин аналогом служит периодический газлифт, при котором газ подается импульсно для выноса жидкостных пробок. В плунжерных системах цикл включает остановку скважины, накопление давления, перемещение плунжера с жидкостью к устью и последующий период добычи. EPA описывает плунжерный цикл как использование давления и объема газа в затрубном пространстве и призабойной зоне для выталкивания столба жидкости из НКТ [10].

Плунжерный лифт приобретает особое значение на поздних стадиях эксплуатации газовых и газонефтяных скважин, обремененных жидкостной загрузкой. SLB определяет его как разновидность газлифтного метода, в котором плунжер создает границу раздела между жидкой фазой и подъемным газом, уменьшая обратное стекание жидкости [9]. SPE указывает, что плунжерный лифт применяется главным образом в скважинах с высоким газовым фактором, а область его использования включает добычу нефти, газа, воды и углекислого газа [12].

Таблица 2.

Сравнение основных технологических решений

Решение	Техническая сущность	Преимущества	Ограничения
УЭЦН с газосепаратором/диспергатором	Повышение устойчивости насоса к свободному газу без смены способа добычи	Сохранение существующей инфраструктуры; совместимость с ЧРП	Ограниченная эффективность при крайне низком притоке и газовой блокировке
Частотное регулирование УЭЦН	Снижение подачи насоса и мягкий вывод на режим	Гибкая настройка; снижение энергопотребления	Не всегда устраняет проблему минимальной подачи и свободного газа
Периодическая эксплуатация УЭЦН	Чередование накопления жидкости и откачки по расчетному циклу	Согласование притока и производительности; снижение работы в неэффективной зоне	Пусковые нагрузки, риск АСПО, необходимость мониторинга
Непрерывный газлифт	Постоянная закачка газа для облегчения столба жидкости	Высокая применимость при большом GOR/GLR и наклонных стволах	Требует газа, компрессии и оптимального распределения закачки
Периодический газлифт	Импульсная закачка газа для выноса накопленной жидкости	Снижает расход газа на низкодебитном фонде	Необходима точная настройка циклов и газлифтная инфраструктура
Плунжерный лифт	Механический вынос жидкостной пробки с уменьшением проскальзывания газа	Низкие энергозатраты; эффективность при жидкостной загрузке	Ограничения по траектории ствола, давлению, песку и состоянию НКТ

 

Рисунок 2. Сравнение технологических решений по ключевым критериям

Примечание к рисунку 2: оценка носит обзорный характер; она не заменяет проектный расчет и должна уточняться по фактическим данным скважины, инфраструктуре месторождения и истории отказов оборудования [6-12].

3. Периодическая эксплуатация как управляемая технология

Современная периодическая эксплуатация кардинально отличается от упрощённого режима, основанного на фиксированном таймере. Жёсткая схема с заранее заданными интервалами работы и остановки допустима лишь как временная мера, поскольку приток, газовый фактор, динамический уровень, давление на приёме и температура изменяются со временем. Управляемый режим должен базироваться на телеметрических данных и адаптироваться к фактическому состоянию скважины [1; 3].

Цикл периодической эксплуатации УЭЦН складывается из двух ключевых фаз. В период накопления насос выключен, пластовая жидкость поступает и образует запас в стволе. В период откачки оборудование запускается и извлекает накопленный объём на поверхность. При корректно спроектированном цикле насос действует в более стабильной зоне, а остановка уменьшает вероятность постоянной газовой блокировки. Ошибки в расчётах, напротив, ведут к излишне частым пускам, неполному выносу жидкости, перегреву или необоснованному падению добычи.

При построении расчётной логики необходимо учитывать средний приток жидкости из пласта, минимально допустимую подачу насоса, разрешённое погружение, давление на приёме, температуру двигателя, реальный газовый фактор, ограничения по числу пусков и подверженность скважины осложнениям. Для предварительной прикидки продолжительность накопления можно оценивать через потребный запас жидкости и средний приток, а время откачки — через разность подачи насоса и притока. Окончательные параметры должны уточняться по итогам опытно-промышленной эксплуатации.

Особое внимание требуется тепловому режиму. В публикациях, посвящённых периодической работе УЭЦН, подчёркивается опасность аномального нагрева жидкости и оборудования при неблагоприятном сочетании длительности откачки, доли газа и интенсивности теплоотвода [4]. Поэтому назначать цикл только на основании дебита нельзя: необходим дополнительный контроль температуры, токовой нагрузки, частоты вращения, давления на приёме и поведения динамического уровня после остановки.

Управляемая технология обязана включать правила автоматического отключения и повторного запуска. К условиям остановки относятся: падение давления на приёме до минимальной границы, рост температуры, снижение подачи, появление признаков газовой блокировки и срабатывание технологических ограничений. К условиям запуска — восстановление столба жидкости, достижение заданного давления, соблюдение минимальной продолжительности стоянки и отсутствие аварийных сигналов от станции управления.

Рисунок 3. Условная динамика давления на приеме насоса при разных режимах работы

Рисунок 3 иллюстрирует инженерную логику режима: при непрерывной работе давление может постепенно снижаться до зоны нестабильности, тогда как периодический режим позволяет восстанавливать запас жидкости. Значения условные и приведены не как промысловые данные, а как графическая модель для пояснения принципа [3; 4].

Таблица 3.

Элементы паспорта периодического режима

Элемент паспорта	Содержание	Назначение
Причина перевода	Высокий газовый фактор, срыв подачи, низкий приток, необходимость ограничения депрессии	Исключить формальный перевод без диагностики
Границы режима	Минимальное и максимальное давление на приеме, температура, допустимое погружение	Зафиксировать безопасную область работы
Цикл работы	Время накопления, время откачки, минимальная пауза, максимальное число пусков	Согласовать приток и производительность насоса
Алгоритм управления	Условия остановки, запуска, аварийной блокировки и ручного вмешательства	Обеспечить повторяемость и контролируемость режима
Мониторинг	Дебит, давление, ток, температура, динамический уровень, ГФ, история аварий	Оценивать эффект и своевременно корректировать цикл
Экономическая оценка	Энергия, ремонт, простой, добыча нефти, изменение МРП	Подтвердить целесообразность внедрения

 

4. Критерии выбора скважин-кандидатов

Выбор скважин-кандидатов — определяющий этап, ведь результат периодической эксплуатации зависит не от самого факта периодических остановок, а от того, насколько предложенный режим соответствует истинной причине нестабильности. Ошибочный перевод способен привести к падению добычи, учащению пусков, ускоренному износу оборудования и ухудшению состояния призабойной зоны. Поэтому отбор должен опираться одновременно на технологические, эксплуатационные и экономические критерии.

Технологические критерии включают: высокий или прогрессирующий газовый фактор, проявления газовой блокировки, неустойчивую подачу, частые колебания давления на приёме насоса, недостаточную глубину погружения, броски токовой нагрузки, выход насоса за границы рекомендованной рабочей области, уменьшение дебита нефти при росте газовой составляющей, а также прямую связь ухудшения режима с изменением депрессии. Для газлифтных скважин дополнительному анализу подвергаются расход нагнетаемого газа, его давление, эффективность выноса жидкости и соотношение «расход газа — добыча жидкости» [8; 11].

Эксплуатационные критерии охватывают наличие телеметрической системы (ТМС) или возможности оперативного контроля, исправность станции управления, допустимое число запусков в сутки, предысторию отказов, состояние НКТ и клапанов, склонность к отложениям АСПО, мехпримесей, солей и коррозии. Если для скважины характерны высокие риски прихвата, забивания клапанов или интенсивного осаждения парафина в периоды простоя, то периодический режим должен либо сопровождаться профилактическими мероприятиями, либо уступать место иному способу стабилизации работы.

Экономические критерии включают текущую себестоимость добычи, затраты на электроэнергию, стоимость ремонта УЭЦН, потери в добыче из-за простоев, вероятность отказа, ожидаемое изменение межремонтного периода и потребность в дополнительных капитальных вложениях. Положительное решение принимается только тогда, когда выигрыш от стабилизации режима, уменьшения энергозатрат и роста надёжности перекрывает потери от сокращения времени работы и расходы на автоматизацию.

Методика отбора должна быть поэтапной. Вначале формируется массив скважин с высоким газовым фактором и признаками нестабильного функционирования. Затем исключаются объекты с очевидными механическими неисправностями или отсутствием минимального уровня контроля. Далее строится технологический профиль скважины: динамика дебитов жидкости, нефти и газа, а также давления, температуры, частоты вращения и токовой нагрузки. После этого сравниваются альтернативные решения: оптимизация частоты, замена насоса, установка газосепаратора, изменение глубины подвески, переход на газлифт или проведение геолого-технических мероприятий. Лишь после такой фильтрации рассчитывается конкретный периодический режим и выполняется экономическое сопоставление.

Таблица 4.

Критерии выбора скважин-кандидатов для периодической эксплуатации

Группа критериев	Показатели	Инженерное решение
Пластовые	Пластовое давление, давление насыщения, положение ГНК, риск газового конуса, продуктивность	Определить допустимую депрессию и риск роста газового фактора
Скважинные	Глубина подвески, динамический уровень, затрубное давление, состояние НКТ	Проверить возможность стабилизации без смены способа добычи
Оборудование	Типоразмер УЭЦН, рабочая зона, газосепаратор, ЧРП, состояние ПЭД и кабеля	Оценить устойчивость к пускам и свободному газу
Мониторинг	ТМС, данные станции управления, история аварий, качество замеров	Допустить к пилоту только контролируемые скважины
Осложнения	АСПО, мехпримеси, соли, коррозия, пескопроявление	Назначить профилактику или исключить скважину из пилота
Экономика	Энергия, ремонт, простои, добыча нефти, изменение МРП	Выбрать вариант с положительным интегральным эффектом

 

5. Российская и зарубежная практика управления циклическими режимами

Российская практика эксплуатации осложненного фонда в значительной степени опирается на крупный парк УЭЦН, развитую сервисную базу, частотное регулирование и системы телеметрии. Для зрелых месторождений характерен рост доли малодебитных скважин, где постоянная работа насоса невозможна из-за несоответствия притока и подачи оборудования. В этой ситуации периодический режим становится одним из инструментов управления фондом, но должен быть встроен в систему диагностики и ранжирования скважин [1; 3].

Важное направление российской практики - исследование естественной сепарации газа на приеме УЭЦН. В публикациях Neftegaz.RU подчеркивается, что естественная сепарация заключается в разделении общего потока газа: одна часть поступает во входной модуль УЭЦН, другая уходит в затрубное пространство. На процесс влияют геометрия скважины, тип околоприемного устройства, форма приемной сетки, свойства продукции, структура газожидкостной смеси и режим работы насоса [2]. Для периодической эксплуатации это принципиально важно, потому что остановки и пуски меняют структуру потока.

Зарубежная практика чаще использует термины high GOR, GLR, artificial lift optimization, intermittent gas lift и plunger lift. На зрелых и сланцевых активах широко применяются газлифтные и плунжерные технологии, особенно при наличии собственной газовой инфраструктуры. IPIECA отмечает, что искусственный подъем применяется при недостаточной энергии пласта и что выбор, проектирование и оптимизация AL-систем влияют на энергоэффективность и углеродную интенсивность добычи [6].

Периодический газлифт и плунжерный лифт являются зарубежными аналогами логики циклического управления. Flowco описывает intermittent gas lift как решение для низкодебитных скважин, где газ подается циклами и выносит жидкостные пробки на поверхность; добавление плунжера повышает эффективность за счет уменьшения обратного стекания жидкости [14]. EPA, SLB и SPE сходятся в ключевом принципе: плунжер или газовый импульс должны обеспечивать вынос накопленной жидкости при минимизации потерь газа и энергии [9-12].

Сравнение российской и зарубежной практики показывает общий тренд: от статических режимов эксплуатации отрасль переходит к режимам, основанным на данных. Для УЭЦН это телеметрия, станции управления, анализ давления, температуры и тока. Для газлифта - оптимизация расхода газа, распределение компрессорной мощности и контроль циклов. Для плунжерного лифта - автоматические контроллеры, учет давления в затрубном пространстве и времени движения плунжера. Следовательно, периодическая эксплуатация должна проектироваться как цифровой технологический процесс, а не как ручное расписание включений.

6. Практические рекомендации

1. Не использовать высокий газовый фактор как единственный критерий перевода. Решение должно приниматься только при наличии технологических признаков нестабильности: срыв подачи, газовая блокировка, падение давления на приеме, рост температуры, повторяющиеся остановки по защитам, высокая удельная энергия или сокращение МРП.

2. До перехода на периодический режим опробуйте более простые стабилизирующие меры: подстройку частоты вращения, корректировку глубины подвески, перенастройку защит, регулирование затрубного давления, установку газосепаратора или диспергатора, ограничение депрессии и изменение штуцерного режима.

3. Назначайте периодический режим исключительно при наличии минимально необходимых данных. Обязателен замер фактического дебита жидкости и нефти, газовый фактор, динамический уровень или давление на приёме, температура погружного электродвигателя, токовая нагрузка, история пусков и остановок, сведения по АСПО, механическим примесям и отказам.

4. Соблюдайте лимит пусков УЭЦН и применяйте плавный запуск через частотно-регулируемый привод. Частые пуски способны свести на нет выгоду от сокращения времени работы насоса, поэтому ограничение по числу запусков должно входить в паспорт режима.

5. При наличии газовой инфраструктуры оценивайте периодический газлифт и плунжерный лифт как возможные альтернативы. Если скважина характеризуется высоким GOR/GLR и низким дебитом жидкости, а на объекте доступен газ высокого давления, газлифтные и плунжерные схемы могут оказаться предпочтительнее циклической эксплуатации УЭЦН [8–12; 14].

6. Внедряйте пилотную отработку режима на ограниченной выборке скважин. Контрольный этап должен предусматривать сравнение базового и проектного вариантов по добыче нефти, удельному расходу электроэнергии, количеству аварийных остановок, температуре, продолжительности простоев и межремонтному интервалу.

7. Фиксируйте достигнутые результаты в регламентной документации. Для каждой скважины формируется паспорт режима, в котором указываются причина перехода, целевая функция, длительность циклов, допустимые границы по давлению и температуре, условия автоматической остановки и повторного запуска, а также порядок пересмотра настроек.

Заключение

Высокий газовый фактор представляет собой комплексный ограничивающий фактор при эксплуатации нефтяных скважин, так как оказывает одновременное влияние на приток, структуру многофазного потока, функционирование подъёмного оборудования, надёжность и удельные затраты на добычу. Для скважин, оснащённых УЭЦН, ключевые риски — газовая блокировка, срыв подачи, перегрев погружного электродвигателя, рост энергопотребления и уменьшение межремонтного периода. Причём технологическая сложность не исчерпывается самим присутствием газа: определяющим выступает сочетание газосодержания, притока, депрессии, динамического уровня и рабочего диапазона оборудования.

Периодическая эксплуатация может быть эффективной только как управляемая технология, основанная на диагностике причин нестабильности, расчете допустимой депрессии, контроле давления и динамического уровня, мягком запуске УЭЦН и корректировке режима по данным телеметрии. Для зрелых месторождений с большим механизированным фондом перспективным является адресное внедрение периодических режимов с автоматизированным мониторингом и регулярной оценкой экономического результата.

Зарубежная практика применения периодического газлифта и плунжерных технологий подтверждает общую логику перехода от непрерывного неэффективного режима к циклическому управлению. Однако подбор конкретной технологии должен учитывать геологические условия, доступность газовой инфраструктуры, состояние скважины, спектр осложнений, возможности мониторинга и совокупный экономический результат. Следовательно, технико-экономическое обоснование и опытно-промышленная апробация являются обязательными этапами, предваряющими промышленное внедрение периодической эксплуатации.