Ключевые слова: добыча нефти и газа, дебит, коэффициент продуктивности, рифей, трещиноватость, электроцентробежные насосы, газовый фактор.
Многие месторождения Красноярского края приурочены к трудноизвлекаемым запасам (ТРИЗ). Они характеризуются коллектором сложного строения и применением различных способов эксплуатации скважин. Наиболее распространен фонтанный способ эксплуатации [1]. При данном способе эксплуатации нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по спускаемым насосно-компрессорным трубам (НКТ) за счет возникаемой пластовой энергии. Фонтанирование происходит по причине энергии расширяющегося газа, который находится вместе с нефтью в пласте. Метод чаще всего используется на начальном этапе разработки и при высоких величинах пластового давления. Однако на практике фонтанный способ эксплуатации обладает своими недостатками, среди которых риск получения аварий и разрушений на месторождении, невозможность эффективной добычи в условиях глубоких скважин и сложных горно-геологических условиях. Для эффективной добычи и увеличения дебита требуется применение механизированных способов добычи, а именно электроцентробежных насосов. Добыча нефти при помощи УЭЦН является современным способом добычи. Далее автор рассмотрит применение электроцентробежных насосов на примере ЮТМ. Объектом исследования является Юрубчено-Тохомское месторождение, расположено в пределах Лено-Тунгусской нефтегазоносной провинции Красноярского края, Юрубчено-Тохомской зоны нефтегазонакопления, Байкитской антеклизы [2]. В тектоническом плане оно расположено в пределах юго-западной части Сибирской платформы, в разрезе которого выделяются два структурных этажа: кристаллический фундамент и осадочный чехол. Оно характеризуется следующими свойствами, а именно: породы венд-девонского структурного яруса погружаются в юго-западном направлении, чьи углы падения не превышают 1,50. Камовский свод ограничен изогипсой -2000 м кровли тэтэрской свиты и изогипсой -2400 м предвендской эрозионной поверхности [3]. Рифейские залежи выявлены в примерном интервале равном 2023–2072 м. Рифейская залежь Юрубчено-Тохомского месторождения характеризуется следующими геолого-геофизическими свойствами (таблица 1).
ТАБЛИЦА 1. Геолого-геофизические свойства рифейской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения
Действующий фонд добывающих скважин составляет 573 скв. Модель коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения приведена на рисунке 1.
РИСУНОК 1. Строение рифейского резервуара Юрубчено-Тохомского месторождения
Добыча нефти при помощи УЭЦН находит свое применение в высокодебитных, обводненных, глубоких скважинах и наклонно-направленных скважинах. УЭЦН состоит из двух частей, а именно наземной и погружной [4]. Наземная часть включает в себя трансформатор, станцию управления, кабельный барабан и оборудование устья скважины. Погружная часть включает в себя колонну НКТ, на которой погружной агрегат спускается в скважину, бронированный трехжильный электрический кабель, по которому подается питающее напряжение погружному электродвигателю и который крепится к колонне НКТ специальными зажимами.
Погружной агрегат состоит из многоступенчатого электроцентробежного насоса, оборудованного приемной сеткой и обратным клапаном. В комплект погружной установки входит сливной клапан, через который сливается жидкость из НКТ при подъеме установки. В нижней части насос сочленен с узлом гидрозащиты (протектором), который в свою очередь сочленен с погружным электродвигателем. В нижней части электродвигатель имеет компенсатор [5].
Факторы, которые влияют на эксплуатацию электроцентробежных насосов
В процессе эксплуатации насосов нередко возникают причины, которые могут оказывать негативное влияние на его работу. Наиболее распространенными являются геологические факторы, чаще всего они обусловлены строением залежи углеводородов, наличием зон повышенной трещиноватости и кавернозности, как в случае рифейской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения. Конструкция добывающих скважин и погружного глубинно-насосного оборудования (ГНО), кривизна скважины. Высокое содержание свободного газа, поскольку при его увеличении в общем объеме добываемой продукции из скважины, при условии, что объемная доля его в газожидкостной смеси превышает величину, которая сказывается на технических характеристиках эксплуатируемого насоса. Поскольку резкой причиной ухудшения параметров работы насоса является образование газовых каверн, что ведет к уменьшению пропускной способности каналов [6]. Выпадение в осадок неорганических солей из попутно-добываемых вод, которые откладываются в призабойной зоне и на поверхности промыслового оборудования. Образование солей ведет к снижению общего дебита скважин, преждевременному отказу погружного оборудования и дополнительному ремонту скважин. Образование на поверхностей скважины АСПО (асфальто-смолисто-парафиновые отложения), которые неуклонно ведут к преждевременному отказу погружного оборудования. Наличие вязкости, механических примесей, частиц горных пород, все это попадает на прием УЭЦН, что неуклонно ведет к снижению добычи и отказу оборудования.
Основным критерием качественной работы электроцентробежных насосов является межремонтный период работы, который рассчитывается с применением выражения [7]:
(1)
где Т – сумма отработанного времени, сут; N – суммарное количество отказов за отчетный период времени, шт.
Также немаловажным критерием является наработка на отказ УЭЦН, который определяется с применением следующего выражения:
(2)
где 
– количество отказов скважинного оборудования за отчетный период времени (год), шт.; 
– суммарное отработанное время отказавшим скважинным оборудованием (время с момента пуска скважины в работу до отказа), сут.
Примерная конструкция электроцентробежного насоса, эксплуатируемого на Юрубчено-Тохомском месторождении, приведена на рисунке 2. Параметры его работы приведены в таблице 1. При работе электроцентробежных насосов главным критерием эффективности процесса является вывод УЭЦН на режим его работы. Для этого перед проведением работ проверяется исправность наземного оборудования.
Рисунок 2. Примерный вид конструкции УЭЦН Юрубчено-Тохомского месторождения
Таблица 2. Параметры работы УЭЦН ЮТМ
Рассчитывается максимальное время подачи при условии, что уровень жидкости в НКТ может снизиться до величины статического уровня жидкости в скважине [8]. Время работы УЭЦН определяется для заполнения трубного пространства НКТ делением объема трубного пространства НКТ до статического уровня скважины на производительность насоса. Подача насоса на устье скважины появляется через время после запуска насоса, в зависимости от типоразмера рабочего погружного оборудования, диаметра НКТ и статического уровня жидкости, при минимальной производительности насоса [9]. После замера динамического уровня жидкости производят замер КВУ (кривая восстановления уровня) для определения притока из продуктивного пласта. После регистрации КВУ строится кривая притока и определяется номинальный дебит скважины при помощи следующего выражения [9]:
(3)
где q – дебит скважины, м3/сут; k – эффективная фазовая проницаемость, Мд; 
– среднее пластовое давление, атм; 
– забойное давление, атм; h – мощность, м; С – константа равная 18,41; μ – вязкость, сПз; 
– объемный коэффициент, м3/м3 ; Сt – общая сжимаемость системы, 1/атм.
Также дебит может определяться с применением формулы Дарси:
(4)
где K – коэффициент продуктивности, м3/сут/МПа; Рзаб – забойное давление, МПа; Рпл – пластовое давление, МПа.
По данным строящейся индикаторной диаграммы, помимо дебита, определяется коэффициент продуктивности. Коэффициент продуктивности является абсолютным значением наклона индикаторной кривой [10]. Он определяется соотношением забойного давления с дебитом скважины как некая функциональная зависимость между производительностью скважин и величиной давления на забое. Коэффициент продуктивности определяется при помощи выражения:
(5)
где 
– замеренный дебит скважины, м3/сут; 
– среднее пластовое давление на момент построения кривой притока; 
– дебит при Рwf = Pb, qb = J
.
По измеренным величинам дебита добывающих скважин и коэффициента продуктивности устанавливается оптимальный режим работы скважин, планируются мероприятия по проведению интенсификации добычи и технических работ в скважинах, подбирают подземное и глубинно-насосное оборудование, а также применение методов оптимизации работы УЭЦН для повышения работы скважин рифейской залежи Юрубчено-Тохомского месторождения.
Заключение
Одной из основных задач при исследовании электроцентробежных насосов в сложных горно-геологических условиях является выбор конструкции глубинно-насосного оборудования с учетом геологического строения Юрубчено-Тохомского месторождения. Анализ показал, что от правильности выбора внутрискважинного оборудования зависят параметры работы добывающих скважин. Получаемые высокие значения величины дебита и коэффициента продуктивности скважин позволяют выполнять поставленные планы по добыче нефти и газа.
Литература
1. Борискин В.П. Справочник технолога по добыче нефти. – Старый Оскол: ООО «ТНТ», 2006. - 368 с.
2. Степанов Р.И., Прокатень Е.В. Оценка эффективности методов повышения продуктивности горизонтальных скважин в условиях карбонатного кавернозно-трещиноватого коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения // Нефтепромысловое дело. № 4. 2025. С. 23–33.
3. Степанов Р.И., Прокатень Е.В. Обзор методов выделения параметров зон трещиноватости при оценке фильтрационных свойств трещин с учетом геолого-геофизических данных сложно построенного рифейского карбонатного коллектора Юрубчено-Тохомского месторождения // Нефтепромысловое дело. – 2024. – № 11 (671). – С. 15–26.
4. Глубинно-насосная добыча нефти с использованием штанговых и электроцентробежных насосов: учеб. Пособие / авт.-сост. Г.А. Билалова. – Ростов н/Д: Феникс, 2020. – 172 с.: ил. – (Среднее профессиональное образование).
5. Ладенко А.А. Расчет нефтепромыслового оборудования: учебное пособие / А.А. Ладенко, П.С. Кунина. – М.: Инфра-Инженерия, 2019. – 188 с.
6. Дефекты скважинных установок электроцентробежного насоса: учебное пособие / [В.В. Шайдаков и др.]; под общ. ред. проф. В.В. Шайдакова. – Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2021. – 152 с.: ил., табл.
7. Галикеев И.А., Насыров В.А., Насыров А.М. / Эксплуатация месторождений нефти в осложненных условиях / Учебное пособие. – М.: Инфа-Инженерия, 2019. – 356 с.
8. Ладенко, А.А. Теоретические основы разработки нефтяных и газовых месторождений: учебное пособие / А.А. Ладенко, О.В. Савенок. – Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2020. – 244 с.: ил., табл.
9. Снарев, А.И. Техника и технология добычи нефти и газа: учебно-методическое пособие / А.И. Снарев. – Москва; Вологда: Инфра-Инженерия, 2024. – 220 с.: ил., табл.
10. Аманат Чодри. Гидродинамические исследования нефтяных скважин / Перевод с английского. – М. «ООО Премиум» Инжиниринг. 2011. с. 687 ил. – (Промышленный инжинирирг).
