Механизированная добыча: когда нужна и как выбрать способ

Кратко о главном

Скважина фонтанирует, пока пластовое давление за вычетом потерь в пласте больше давления, нужного, чтобы поднять столб флюида и преодолеть трение и давление на устье. Истощение, рост обводнённости и снижение газового фактора разрушают этот баланс.
Насос добавляет давление скачком на глубине спуска, газлифт облегчает столб выше точки ввода газа. Оба опускают кривую оттока, и рабочая точка появляется там, где фонтанирование невозможно.
Насос поднимает жидкость с динамического уровня: его перепад примерно равен весу столба жидкости от уровня до устья плюс разность давлений на устье и в затрубье и трение. Гидравлическая мощность — расход, умноженный на этот перепад.
Выигрыш от снижения забойного давления зависит от индикаторной кривой: при прямой дебит растёт пропорционально депрессии, ниже давления насыщения — меньше.
Газ — главный враг насосов и главный помощник газлифта; песок разрушает центробежные и плунжерные насосы, а винтовые насосы и газлифт переносят его лучше; вязкую нефть лучше всего поднимают винтовые и штанговые насосы.
За срок службы эксплуатационные затраты — энергия, ремонты, простои — обычно больше капитальных. Выбирают способ с наименьшими затратами за весь срок при заданных ограничениях, а не самый дешёвый в установке.

Ключевые соотношения

H_{\text{ст}} = H - \dfrac{\bar p_R - p_{\text{затр}}}{\rho g}

глубина статического уровня

\Delta p_{\text{н}} \approx p_{wh} - p_{\text{затр}} + \rho g H_{\text{дин}} + \Delta p_{\text{тр}}

перепад давления насоса через динамический уровень

N = q\,\Delta p_{\text{н}},\qquad N_{\text{эл}} = \dfrac{N}{\eta}

гидравлическая мощность и мощность, потребляемая из сети

\varphi_{\text{г}} = \dfrac{q_o (R - R_s) B_g}{q_o (R - R_s) B_g + q_o B_o + q_w B_w}

доля свободного газа на приёме насоса

Где чаще всего ошибаются

Подбирать насос по сегодняшнему режиму, не заглядывая в прогноз дебита, обводнённости и пластового давления.
Продлевать прямую индикаторную кривую ниже давления насыщения — прирост от насоса будет завышен.
Забывать о свободном газе на приёме насоса.
Сравнивать способы по стоимости оборудования, а не по затратам за весь срок службы.
Планировать газлифт без источника газа высокого давления или электроцентробежные насосы без надёжного электроснабжения.

После урока вы сможете

определить по давлениям, может ли скважина фонтанировать, и объяснить, почему механизированная добыча нужна при истощении, обводнении и снижении газового фактора;
объяснить, как насос и газлифт меняют распределение давления в скважине, и рассчитать перепад давления, который должен создать насос, и его гидравлическую мощность;
оценить прирост дебита от снижения забойного давления при прямолинейной и вогелевской индикаторной кривой;
описать принцип, сильные стороны и ограничения газлифта, штанговых, электроцентробежных, винтовых и струйных насосов и плунжерного лифта;
отсеять неподходящие способы по дебиту, глубине, газу, песку, кривизне ствола, энергии и инфраструктуре и сравнить оставшиеся по затратам за весь срок службы.

Когда скважине нужна механизированная добыча

Скважина фонтанирует, если у флюида, пришедшего из пласта на забой, хватает давления, чтобы подняться по насосно-компрессорным трубам (НКТ) до устья и дальше до пункта сбора. На языке узлового анализа — если кривая притока пересекает кривую оттока (диаграмма работы скважины). На новом месторождении обычно так и есть. Но по мере разработки баланс разрушается: без поддержания давления падает пластовое давление; растёт обводнённость, и столб в трубах тяжелеет; снижается газовый фактор, и газа, облегчающего столб, становится меньше (Многофазный поток в лифтовых трубах). Однажды кривые перестают пересекаться — скважина глохнет.

Скважина перестала фонтанировать или фонтанирует с нерентабельно малым дебитом.
Нужно больше, чем даёт фонтан. Насос позволяет снизить забойное давление гораздо ниже, чем при фонтанировании, и взять у пласта больший дебит.
Энергии пласта изначально мало. На небольших месторождениях без поддержания давления механизированная добыча бывает нужна с первого дня.
Далеко до пункта сбора. Скважине, от которой продукция идёт по длинной выкидной линии, — например, удалённой или подводной — нужно дополнительное давление на устье.

Простая проверка — статический уровень (static fluid level): уровень, на котором стоит жидкость в остановленной скважине. Столб жидкости от этого уровня до пласта уравновешивает пластовое давление. Если уровень ниже устья, пласт не может удержать столб жидкости до поверхности, и без газа скважина фонтанировать не будет. Иногда её всё же удаётся пустить — если продукция содержит много газа, а продуктивность высока: после вызова притока (свабированием или азотом) газ облегчает столб. Но рассчитывать на это надолго нельзя.

Глубина статического уровня

H_{\text{ст}} = H - \frac{\bar p_R - p_{\text{затр}}}{\rho g}

где:

$H_{\text{ст}}$ глубина статического уровня от устья по вертикали, м
$H$ глубина середины интервала перфорации по вертикали, м
$\bar p_R$ среднее пластовое давление, Па
$p_{\text{затр}}$ давление газа в затрубном пространстве на устье (избыточное; при открытом затрубье — ноль), Па
$\rho$ плотность жидкости в скважине, кг/м³
$g$ ускорение свободного падения, 9,81 м/с², м/с²

Единицы: СИ; давления избыточные (над атмосферным)

Справедливо, если

скважина остановлена, и давление на забое сравнялось с пластовым;
под уровнем — жидкость постоянной плотности без газа; вес газового столба над уровнем мал;
глубины по вертикали; в наклонной скважине уровень, измеренный по стволу, пересчитывают по инклинометрии.

Уровень ниже устья означает, что пластового давления не хватает на столб жидкости до поверхности. Чем выше обводнённость (тяжелее жидкость) и ниже пластовое давление, тем глубже уровень.

В других системах единиц (1)

Метрические промысловые единицы

H_{\text{ст}} = H - \frac{102\,(\bar p_R - p_{\text{затр}})}{\gamma}

$H$ — м, давления — МПа, $\gamma$ — относительная плотность жидкости (вода = 1).

$102 = 10^6/(1000\cdot 9{,}81)$ : столб пресной воды высотой 102 м создаёт давление 1 МПа.

Как насос и газлифт возвращают скважину к работе

На диаграмме узлового анализа механизированная добыча опускает кривую оттока: чтобы поднять тот же дебит, скважине теперь нужно меньшее забойное давление (что сдвигает кривые). Насос и газлифт добиваются этого по-разному.

Насос добавляет давление скачком. Выше насоса давление в НКТ растёт с глубиной от давления на устье, как в обычной скважине с жидкостью; на насосе оно резко падает до давления на приёме (pump intake pressure); ниже насоса снова растёт до забойного. Насос как бы снимает с пласта вес столба над собой, и забойное давление можно опустить очень низко — насколько позволяют газ и приток. Чем глубже спущен насос, тем ниже можно опустить забойное давление; лучше всего — у интервала перфорации или ниже него.

Газлифт (gas lift) облегчает столб. Газ высокого давления подают в затрубное пространство и через клапан вводят в НКТ на глубине; выше точки ввода поднимается газожидкостная смесь, намного легче жидкости. Но облегчить столб можно лишь до предела: с ростом расхода газа растёт трение (кривая оттока и её минимум). Поэтому газлифт не опускает забойное давление так низко, как насос, зато не боится газа и песка (Газлифт: принцип и подбор режима).

РасчётРасчётное давление по глубине для скважины из примера ниже. А — остановленная скважина: жидкость в затрубье стоит до статического уровня около 580 м (над ним газ под давлением 0,3 МПа), на забое — пластовое давление 12 МПа. Б — работа с насосом на глубине 1750 м: давление в НКТ растёт от устья до насоса, на насосе падает скачком до давления на приёме, забойное давление — 6,0 МПа. В — газлифт с вводом газа на 1600 м при условной средней плотности смеси 400 кг/м³: забойное давление около 9,2 МПа. Трение не учтено.

Перепад давления, который создаёт насос

\begin{aligned} \Delta p_{\text{н}} &= p_{\text{вых}} - p_{\text{пр}},\\ p_{\text{вых}} &= p_{wh} + \rho g H_{\text{н}} + \Delta p_{\text{тр}},\\ p_{\text{пр}} &= p_{wf} - \rho g\,(H - H_{\text{н}}) \end{aligned}

где:

$\Delta p_{\text{н}}$ перепад давления, который должен создать насос, Па
$p_{\text{вых}}$ давление на выкиде насоса — сколько нужно, чтобы поднять жидкость до устья, Па
$p_{\text{пр}}$ давление на приёме насоса, Па
$p_{wh},\ p_{wf}$ давление на устье в НКТ и забойное давление у середины интервала перфорации, Па
$H_{\text{н}},\ H$ глубины спуска насоса и середины интервала перфорации по вертикали, м
$\rho$ плотность жидкости в НКТ и под насосом, кг/м³
$\Delta p_{\text{тр}}$ потери на трение в НКТ, Па

Единицы: СИ (любая согласованная система единиц)

Справедливо, если

жидкость без свободного газа, одной плотности в НКТ и под насосом; если в трубах есть газ, столб легче, и его вес считают по корреляциям многофазного потока;
глубины по вертикали, трение — по длине НКТ;
формула верна и для насоса ниже интервала перфорации: тогда $H - H_{\text{н}} < 0$ , и давление на приёме выше забойного.

Насос поднимает давление от давления на приёме до давления, которое нужно, чтобы довести жидкость до устья. Чем ниже желаемое забойное давление, тем ниже давление на приёме и тем больше перепад и мощность.

В скважине с насосом затрубное пространство над приёмом обычно открыто для газа, а жидкость в нём стоит до динамического уровня (dynamic fluid level). Давление на приёме равно давлению газа в затрубье плюс вес столба жидкости от уровня до приёма. Отсюда наглядное правило: насос поднимает жидкость с динамического уровня, и его перепад примерно равен весу столба жидкости от этого уровня до устья плюс разность давлений на устье и в затрубье и трение. Динамический уровень измеряют эхолотом — по отражению звукового импульса от поверхности жидкости в затрубье — и по нему следят за режимом: уровень, опустившийся до приёма, означает, что насос откачал скважину «досуха».

Гидравлическая и потребляемая мощность

N = q\,\Delta p_{\text{н}},\qquad N_{\text{эл}} = \frac{N}{\eta}

где:

$N$ гидравлическая мощность — полезная работа по подъёму жидкости в единицу времени, Вт
$q$ объёмный расход через насос в условиях приёма, м³/с
$\Delta p_{\text{н}}$ перепад давления насоса, Па
$N_{\text{эл}}$ мощность, потребляемая из сети (или эквивалентная затраченной энергии), Вт
$\eta$ КПД системы: доля подведённой энергии, которая идёт на подъём жидкости, —

Единицы: СИ

Справедливо, если

установившийся режим; расход — объём жидкости при условиях приёма; свободный газ, если он проходит через насос, сжимается, и для него формула даёт лишь оценку сверху;
КПД системы учитывает потери в двигателе, передаче (штангах, кабеле), насосе и трубах.

Полезная мощность определяется только тем, сколько жидкости и на какой перепад давления нужно поднять, и одинакова для любого способа; энергопотребление же определяет КПД системы, а он у разных способов различается в разы (раздел о затратах).

В других системах единиц (2)

Метрические промысловые единицы

N\,[\text{кВт}] = \frac{q\,[\text{м}^3/\text{сут}]\;\Delta p_{\text{н}}\,[\text{МПа}]}{86{,}4}

$q$ — м³/сут в условиях приёма, $\Delta p_{\text{н}}$ — МПа, $N$ — кВт.

$86{,}4 = 86\,400/1000$ : секунды в сутках, а МПа·м³/с = МВт = 1000 кВт.

Промысловые единицы (oilfield)

N\,[\text{hp}] = 1{,}70\cdot 10^{-5}\,q\,[\text{bbl/d}]\;\Delta p\,[\text{psi}]

$q$ — баррели в сутки, $\Delta p$ — psi, $N$ — механические лошадиные силы (1 hp = 745,7 Вт).

$1{,}70\cdot 10^{-5} = \dfrac{0{,}15899}{86\,400}\cdot\dfrac{6894{,}8}{745{,}7}$ — перевод bbl/d в м³/с, psi в Па и Вт в hp.

Расчётный примерСкважина, которая не может фонтанировать, и насос для неё

Исходные данные (условные)

Скважина: вертикальная, середина интервала перфорации на глубине $H = 1800$ м
Пласт: $\bar p_R = 12{,}0$ МПа (избыточное); приток однофазный, $J = 8$ м³/(сут·МПа), давление насыщения 5,0 МПа
Жидкость (нефть с водой, обводнённость 60 %): $\rho = 980$ кг/м³
Насос: спущен на $H_{\text{н}} = 1750$ м; целевое забойное давление 6,0 МПа
Давления на устье (избыточные): в НКТ 1,0 МПа, газа в затрубье 0,3 МПа

Решение

Статический уровень: $H_{\text{ст}} = 1800 - \dfrac{(12{,}0 - 0{,}3)\cdot 10^6}{980\cdot 9{,}81} = 583$ м — ниже устья: пластового давления хватает лишь на столб жидкости высотой 1217 м, и без газа скважина фонтанировать не может.
Дебит при забойном давлении 6,0 МПа: $q = 8\cdot(12{,}0 - 6{,}0) = 48$ м³/сут.
Столб жидкости между приёмом и серединой интервала (50 м) весит 0,48 МПа, поэтому $p_{\text{пр}} = 6{,}0 - 0{,}48 = 5{,}52$ МПа — выше давления насыщения, свободного газа на приёме нет.
Динамический уровень: $H_{\text{дин}} = 1750 - \dfrac{(5{,}52 - 0{,}3)\cdot 10^6}{980\cdot 9{,}81} = 1207$ м.
Давление на выкиде — давление на устье плюс столб жидкости от насоса до устья: $p_{\text{вых}} = 1{,}0 + 16{,}82 = 17{,}82$ МПа; трение при таком дебите в НКТ 62 мм — около 0,01 МПа, им пренебрегаем. Перепад насоса: $\Delta p_{\text{н}} = 17{,}82 - 5{,}52 = 12{,}30$ МПа. То же даёт правило динамического уровня: $1{,}0 - 0{,}3 + 11{,}60 = 12{,}30$ МПа.
Гидравлическая мощность: $N = 48\cdot 12{,}30/86{,}4 = 6{,}8$ кВт. При КПД системы 0,5 из сети потребляется 13,7 кВт — около 6,8 кВт·ч на кубометр жидкости.
Для сравнения газлифт: газ вводят на глубине 1600 м, средняя плотность смеси выше точки ввода — условно 400 кг/м³. Давление в точке ввода $1{,}0 + 6{,}28 = 7{,}28$ МПа, забойное давление 9,20 МПа, дебит лишь $8\cdot(12{,}0 - 9{,}20) = 22$ м³/сут.

Ответ: Скважина с уровнем на глубине 583 м сама не работает. Насос на 1750 м даст 48 м³/сут жидкости при перепаде 12,30 МПа и потреблении около 13,7 кВт; газлифт в тех же условиях — лишь около 22 м³/сут.

Что это значит. Столб жидкости от устья до пласта весит 17,3 МПа, а пластовое давление — 12 МПа. Насос берёт вес столба над собой на себя и позволяет держать забойное давление 6 МПа; газлифт облегчает только часть столба выше точки ввода газа, и забойное давление остаётся высоким. Для скважины с низким пластовым давлением и небольшим количеством газа насос — естественный выбор. Опускать забойное давление ниже давления насыщения здесь не стоит: на приём пойдёт свободный газ. Данные примера условные.

Сколько даст снижение забойного давления

Сколько добавит насос, зависит не только от него, но и от пласта — от формы индикаторной кривой. Если нефть недонасыщена и забойное давление остаётся выше давления насыщения, кривая — прямая, и дебит растёт пропорционально депрессии. Если забойное давление ниже давления насыщения, у скважины выделяется газ, подвижность нефти падает, и каждое следующее снижение давления даёт всё меньше (уравнение Вогеля). К тому же выделившийся газ приходит на приём насоса.

Расчётный примерПрямая и вогелевская кривые: что даст насос

Исходные данные (условные)

Обе скважины сейчас: $\bar p_R = 18$ МПа, забойное давление 13 МПа, дебит нефти 50 м³/сут
Скважина А: давление насыщения 6 МПа: нефть недонасыщена
Скважина Б: давление насыщения равно пластовому, 18 МПа
Насос позволит снизить забойное давление до: 7 МПа

Решение

Скважина А: забойное давление остаётся выше давления насыщения, кривая прямая; $J = 50/(18 - 13) = 10$ м³/(сут·МПа), и при 7 МПа дебит $10\cdot(18 - 7) = 110$ м³/сут (+120 %).
Скважина Б: сейчас $x = p_{wf}/\bar p_R = 13/18 = 0{,}722$ , доля от абсолютно свободного дебита $1 - 0{,}2x - 0{,}8x^2 = 0{,}438$ , откуда $q_{max} = 50/0{,}438 = 114{,}1$ м³/сут.
При 7 МПа: $x = 0{,}389$ , доля 0,801, дебит $114{,}1\cdot 0{,}801 = 91{,}4$ м³/сут (+83 %).
Прямая, продлённая для скважины Б, обещала бы 110 м³/сут — на 20 % больше, чем она даст.

Ответ: Снижение забойного давления с 13 до 7 МПа увеличит дебит скважины А на 120 %, а скважины Б — лишь на 83 %.

Что это значит. У скважины Б ниже давления насыщения насос даст меньше, а газа на приёме будет больше: ожидаемый прирост считают по изогнутой кривой, а насос подбирают с учётом газа — или выбирают способ, который газ переносит. Данные примера условные.

Способы механизированной добычи

Все способы решают одну задачу — доставить энергию к жидкости на глубину. Различаются они тем, как её передают: штангами от привода на поверхности, электрическим кабелем к двигателю в скважине, газом высокого давления или жидкостью высокого давления. Насосы бывают объёмные — плунжерные и винтовые, которые за каждый ход или оборот вытесняют порцию жидкости, — и динамические: центробежные, разгоняющие жидкость рабочими колёсами, и струйные.

Как энергия доходит до жидкости

Способ: Газлифт
Привод и передача энергии: компрессор или газ газовых скважин; газ по затрубному пространству
Что работает в скважине: газлифтные клапаны в скважинных камерах на НКТ

Способ: Штанговый насос (ШГН)
Привод и передача энергии: станок-качалка или другой привод на устье; колонна штанг
Что работает в скважине: плунжерный насос с нагнетательным и всасывающим клапанами

Способ: Электроцентробежный насос (УЭЦН)
Привод и передача энергии: электросеть и станция управления; кабель вдоль НКТ
Что работает в скважине: многоступенчатый центробежный насос с погружным двигателем

Способ: Винтовой насос
Привод и передача энергии: привод на устье и вращающиеся штанги или погружной двигатель
Что работает в скважине: металлический ротор в эластомерном статоре

Способ: Гидравлический насос
Привод и передача энергии: насосы высокого давления на поверхности; рабочая жидкость по трубам
Что работает в скважине: струйный аппарат или гидропоршневой агрегат

Способ: Плунжерный лифт
Привод и передача энергии: энергия газа самой скважины
Что работает в скважине: свободный плунжер в НКТ

Способ	Привод и передача энергии	Что работает в скважине
Газлифт	компрессор или газ газовых скважин; газ по затрубному пространству	газлифтные клапаны в скважинных камерах на НКТ
Штанговый насос (ШГН)	станок-качалка или другой привод на устье; колонна штанг	плунжерный насос с нагнетательным и всасывающим клапанами
Электроцентробежный насос (УЭЦН)	электросеть и станция управления; кабель вдоль НКТ	многоступенчатый центробежный насос с погружным двигателем
Винтовой насос	привод на устье и вращающиеся штанги или погружной двигатель	металлический ротор в эластомерном статоре
Гидравлический насос	насосы высокого давления на поверхности; рабочая жидкость по трубам	струйный аппарат или гидропоршневой агрегат
Плунжерный лифт	энергия газа самой скважины	свободный плунжер в НКТ

Газлифт: Газ подают в затрубное пространство и через клапаны вводят в НКТ; непрерывный газлифт облегчает столб постоянно, периодический выбрасывает жидкость порциями. Переносит песок и газ, работает в наклонных стволах и в широком диапазоне дебитов, клапаны меняют канатной техникой без бригады ремонта, трубы остаются открытыми для исследований. Нужны источник газа и компрессоры; забойное давление остаётся выше, чем с насосом; вязкую нефть и эмульсии поднимает плохо; при низкой температуре грозят гидраты; колонна должна выдерживать давление газа. Подробнее — Газлифт: принцип и подбор режима.
Штанговый насос (ШГН): Привод на устье — чаще всего станок-качалка — качает колонну штанг, а она — плунжер насоса на глубине: при ходе вверх плунжер поднимает жидкость, а под него через всасывающий клапан входит новая порция; при ходе вниз эта порция через нагнетательный клапан в плунжере перетекает над ним. Прост, дёшев, ремонтопригоден, хорошо откачивает скважину до низкого забойного давления, поднимает вязкую и горячую нефть; работу насоса диагностируют по динамограммам — записи нагрузки на штанги за ход. Ограничения: нагрузки на штанги ограничивают сочетание глубины и дебита; в искривлённых стволах изнашиваются штанги и трубы; свободный газ снижает наполнение насоса вплоть до «газовой пробки»; тяжёлый наземный привод неуместен на море и неудобен в городе. Подробнее — Штанговые глубинные насосы.
Электроцентробежный насос (УЭЦН): Многоступенчатый центробежный насос с погружным электродвигателем и гидрозащитой на нижнем конце НКТ; питание — по кабелю, пристёгнутому к трубам. Частотный преобразователь позволяет менять подачу, датчики на приёме передают давление и температуру. Даёт самые большие дебиты жидкости, работает на больших глубинах и в наклонных скважинах, почти не занимает места на устье. Ограничения: свободный газ снижает напор и может сорвать подачу — нужны газосепараторы; песок изнашивает рабочие колёса; вязкая нефть резко снижает напор и КПД; высокая температура сокращает жизнь двигателя и кабеля; при малых дебитах насос работает плохо; для замены нужна бригада подземного ремонта; нужна надёжная электросеть. Подробнее — Электроцентробежные насосы.
Винтовой насос: Металлический винт — ротор — вращается в эластомерной обойме — статоре; полости между ними перемещают жидкость вверх. Привод — вращающиеся штанги с поверхности (УШВН) или погружной двигатель (УЭВН). Лучше других поднимает вязкую нефть и жидкость с песком, бережно обращается с эмульсиями, имеет высокий КПД. Ограничения: эластомер разрушается от высокой температуры, ароматических углеводородов и свободного газа; напор и глубина меньше, чем у УЭЦН; вращающиеся штанги изнашивают трубы в искривлённых стволах. Подробнее — Винтовые насосы и гибридные системы.
Струйный насос: Рабочая жидкость — нефть или вода — под высоким давлением подаётся с поверхности к соплу; быстрая струя увлекает продукцию, и в диффузоре скорость смеси переходит в давление. Движущихся частей в скважине нет, насос поднимают потоком жидкости без подъёма труб, он переносит газ и мехпримеси и работает в наклонных стволах. Ограничения: низкий КПД, насосы высокого давления и подготовка рабочей жидкости на поверхности, большие объёмы жидкости в системе сбора; при малом давлении на приёме возникает кавитация, поэтому глубоко откачать скважину нельзя. Гидропоршневые насосы экономичнее, но чувствительны к мехпримесям. Подробнее — Гидроприводные насосы: поршневые и струйные.
Плунжерный лифт: Свободный плунжер ходит в НКТ между ограничителем внизу и амортизатором на устье. Пока скважина закрыта, в затрубье копится газ; при открытии газ выталкивает плунжер вместе с порцией жидкости над ним. Использует энергию газа самой скважины; применяют на газовых скважинах, в которых накапливается жидкость, и на нефтяных скважинах с высоким газовым фактором и малым дебитом.

По числу скважин на старых месторождениях суши — в том числе в Казахстане — преобладают штанговые насосы: большинство таких скважин малодебитны, а ШГН прост, дёшев и привычен в обслуживании. Электроцентробежные насосы ставят на скважины с большими дебитами жидкости, в том числе сильно обводнённые; винтовые — на вязкую нефть и скважины с выносом песка. На морских месторождениях и там, где много газа, чаще применяют газлифт и УЭЦН.

Критерии выбора

Сначала отбирают способы, которые технически могут работать в данной скважине, а из них выбирают по затратам. Критерии удобно разбить на группы.

Скважина и пласт. Дебит жидкости сейчас и в будущем; глубина спуска; наклон и интенсивность искривления ствола; диаметр эксплуатационной колонны, который ограничивает размер насоса и НКТ; форма индикаторной кривой и желаемое забойное давление; температура.
Флюиды. Газожидкостное отношение и свободный газ на приёме; песок и мехпримеси; вязкость и эмульсии; парафин, соли, гидраты; коррозионность — углекислый газ, сероводород, минерализация воды. От температуры, коррозии и эрозии зависит и выбор материалов.
Место. Суша или море — габариты, вес, площадь; близость жилья — шум и вид; удалённость и климат; источник энергии и его качество (скачки напряжения сокращают жизнь погружных двигателей); наличие газа высокого давления; расстояние до пункта сбора.
Эксплуатация. Надёжность и наработка на отказ; чем ремонтируют — бригадой подземного ремонта или канатной техникой; контроль и автоматизация; квалификация персонала и сервисная база; однотипность оборудования на месторождении.
Экономика. Капитальные и эксплуатационные затраты; энергоэффективность; стоимость отказов и добычи, потерянной при них; влияние на наземное обустройство.

Ориентировочные области применения

Способ: ШГН
Дебит жидкости, м³/сут: 1–150; на малых глубинах до 500
Глубина спуска, м: до 2500–3000
КПД системы, %: 45–60

Способ: УЭЦН
Дебит жидкости, м³/сут: 30–1500; отдельные — до 5000 и больше
Глубина спуска, м: до 3500–4500
КПД системы, %: 35–60

Способ: Винтовой насос
Дебит жидкости, м³/сут: 1–300
Глубина спуска, м: до 1500–2000
КПД системы, %: 50–70

Способ: Газлифт непрерывный
Дебит жидкости, м³/сут: 30–3000 и больше
Глубина спуска, м: до 3500–4500
КПД системы, %: 10–30

Способ: Струйный насос
Дебит жидкости, м³/сут: 50–2000
Глубина спуска, м: до 4000
КПД системы, %: 15–30

Способ: Плунжерный лифт
Дебит жидкости, м³/сут: единицы, до 30
Глубина спуска, м: до 3000–4000
КПД системы, %: —

Способ	Дебит жидкости, м³/сут	Глубина спуска, м	КПД системы, %
ШГН	1–150; на малых глубинах до 500	до 2500–3000	45–60
УЭЦН	30–1500; отдельные — до 5000 и больше	до 3500–4500	35–60
Винтовой насос	1–300	до 1500–2000	50–70
Газлифт непрерывный	30–3000 и больше	до 3500–4500	10–30
Струйный насос	50–2000	до 4000	15–30
Плунжерный лифт	единицы, до 30	до 3000–4000	—

Ориентиры обобщают отраслевую практику: границы условны, зависят от производителя, размеров колонны и свойств флюида, и отдельные установки работают далеко за ними. КПД системы — доля энергии, подведённой из сети или затраченной на сжатие газа, которая идёт на подъём жидкости.

Как способы переносят осложнения

Способ: ШГН
Свободный газ: средне
Песок: средне
Вязкая нефть: хорошо
Наклонный ствол: средне

Способ: УЭЦН
Свободный газ: плохо
Песок: плохо
Вязкая нефть: плохо
Наклонный ствол: хорошо

Способ: Винтовой насос
Свободный газ: средне
Песок: хорошо
Вязкая нефть: хорошо
Наклонный ствол: средне

Способ: Газлифт
Свободный газ: хорошо
Песок: хорошо
Вязкая нефть: плохо
Наклонный ствол: хорошо

Способ: Струйный насос
Свободный газ: хорошо
Песок: хорошо
Вязкая нефть: хорошо
Наклонный ствол: хорошо

Способ: Плунжерный лифт
Свободный газ: необходим
Песок: плохо
Вязкая нефть: плохо
Наклонный ствол: средне

Способ	Свободный газ	Песок	Вязкая нефть	Наклонный ствол
ШГН	средне	средне	хорошо	средне
УЭЦН	плохо	плохо	плохо	хорошо
Винтовой насос	средне	хорошо	хорошо	средне
Газлифт	хорошо	хорошо	плохо	хорошо
Струйный насос	хорошо	хорошо	хорошо	хорошо
Плунжерный лифт	необходим	плохо	плохо	средне

Оценки качественные. «Средне» и часть «плохо» улучшают защитные меры: газовый якорь или газосепаратор, погружение насоса под динамический уровень или спуск ниже перфорации, износостойкие ступени, центраторы и защита штанг.

Газ требует расчёта: насос страдает не от газа вообще, а от свободного газа, который приходит на приём вместе с жидкостью. Его долю находят по газовому фактору, газосодержанию нефти при давлении приёма и объёмному коэффициенту газа (Модель «чёрной нефти»: газосодержание и объёмные коэффициенты).

Доля свободного газа на приёме насоса

\varphi_{\text{г}} = \frac{q_o\,(R - R_s)\,B_g}{q_o\,(R - R_s)\,B_g + q_o B_o + q_w B_w}

где:

$\varphi_{\text{г}}$ объёмная доля свободного газа в потоке на приёме, —
$q_o,\ q_w$ дебиты нефти и воды в стандартных условиях, м³/сут
$R$ газовый фактор, м³/м³
$R_s$ газосодержание нефти при давлении и температуре приёма, м³/м³
$B_g$ объёмный коэффициент газа при условиях приёма: $B_g = \dfrac{p_{\text{ст}}}{p}\cdot\dfrac{T}{T_{\text{ст}}}\,Z$ , м³/м³
$B_o,\ B_w$ объёмные коэффициенты нефти и воды при условиях приёма, м³/м³

Единицы: любые согласованные; давления в $B_g$ абсолютные, температуры — в кельвинах

Справедливо, если

весь газ, не растворённый в нефти при давлении приёма, идёт к приёму вместе с жидкостью; если часть его отводят в затрубье, в формулу подставляют оставшуюся часть;
растворимость газа в воде не учитывается.

Когда доля свободного газа превышает примерно 10–15 %, центробежный насос теряет напор и может сорвать подачу, а у штангового падает наполнение. Снизить её можно, спустив насос ниже интервала перфорации (газ всплывает в затрубье), газосепаратором или более высоким давлением на приёме — ценой меньшей депрессии.

Бывают обстоятельства, которые решают выбор сразу. На морской платформе мало места и допустимого веса, и станок-качалка неуместен. Подводной скважине в десятках километров от платформы нужен способ без рабочего агента в выкидной линии: газ газлифта или рабочая жидкость гидронасоса добавили бы трение в длинном трубопроводе, поэтому выбирают УЭЦН или многофазный насос на дне. В жилых районах важны шум и вид; в удалённых — простота и надёжность; в холодном климате — защита от гидратов и замерзания.

Как выбирают способ

Порядок выбора

1
Прогноз
дебит жидкости, обводнённость, газовый фактор и пластовое давление на весь срок работы скважины; индикаторная кривая сейчас и в будущем (прогноз индикаторной кривой).
2
Жёсткие ограничения
что сразу исключает способы: площадка, энергия, источник газа, конструкция скважины, требования безопасности.
3
Техническая отбраковка
по областям применения и расчёту: может ли способ дать нужный дебит при нужном забойном давлении на этой глубине, сколько свободного газа будет на приёме, как быть с песком и кривизной.
4
Подбор и проверка
для оставшихся способов подбирают оборудование и узловым анализом проверяют рабочие точки сейчас и через несколько лет.
5
Сравнение затрат
капитальные затраты, энергия, ремонты, простои и потерянная добыча, влияние на наземное обустройство — за весь срок службы.
6
Решение и опыт
пробные установки, обучение персонала, контроль работы и пересмотр выбора при изменении условий.

Есть два крайних подхода. Можно сразу поставить оборудование на весь срок, рассчитанное на будущий большой отбор обводнённой жидкости, — тогда первые годы оно работает недогруженным и неэффективно. Можно подбирать его по сегодняшнему режиму — тогда оборудование придётся менять, а каждая смена — это ремонт и простой. На практике ищут гибкость: частотное регулирование УЭЦН, газлифтные клапаны на нескольких глубинах, заранее запланированный переход от одного способа к другому. И думать об этом надо ещё при проектировании скважины: эксплуатационная колонна, выбранная ради экономии на бурении, может навсегда ограничить размер насоса.

Расчётный примерПредварительный выбор способа для скважины

Исходные данные (условные)

Скважина: середина интервала перфорации на глубине 2300 м по вертикали; насос можно спустить на глубину 2200 м по вертикали, где ствол наклонён на 30°
Целевой режим: 150 м³/сут жидкости, обводнённость 60 %; давление на приёме 5,0 МПа, на устье 1,5 МПа (избыточные)
Флюиды: газовый фактор 90 м³/м³; при условиях приёма газосодержание 35 м³/м³, $B_o = 1{,}15$ , $B_w \approx 1$ ; температура 80 °C, $Z = 0{,}9$
Прочее: небольшой вынос песка; есть электросеть, газа высокого давления нет
Для расчёта: жидкость в НКТ 1000 кг/м³, трение в НКТ 0,3 МПа; КПД системы: УЭЦН 0,45, струйный насос 0,25; электроэнергия — условно 0,06 долл. за кВт·ч

Решение

Дебиты: нефти 60, воды 90 м³/сут. Свободного газа в стандартных условиях: $60\cdot(90 - 35) = 3300$ м³/сут.
Объёмный коэффициент газа при приёме — по абсолютному давлению $5{,}0 + 0{,}1 = 5{,}1$ МПа и температуре 353 К: $B_g = \dfrac{0{,}1013}{5{,}1}\cdot\dfrac{353}{293}\cdot 0{,}9 = 0{,}02154$ ; свободного газа на приёме — 71,1 м³/сут.
Жидкости на приёме: $60\cdot 1{,}15 + 90 = 159$ м³/сут. Доля свободного газа: $\varphi_{\text{г}} = \dfrac{71{,}1}{71{,}1 + 159} = 31$ %. С газосепаратором, отводящим в затрубье 80 % газа, — 8 %.
Перепад насоса: $p_{\text{вых}} = 1{,}5 + 21{,}58 + 0{,}3 = 23{,}38$ МПа, $\Delta p_{\text{н}} = 23{,}38 - 5{,}0 = 18{,}38$ МПа.
Гидравлическая мощность при 159 м³/сут через насос: $N = 159\cdot 18{,}38/86{,}4 = 33{,}8$ кВт. Из сети: УЭЦН — 75 кВт (659 МВт·ч в год), струйный насос — 135 кВт (1185 МВт·ч в год); разница — около 32 тыс. долл. в год.
Отбраковка: ШГН — 150 м³/сут с глубины 2200 м да ещё в наклонном стволе за пределами его обычной области; винтовой насос — перепад около 18 МПа и треть объёма газа на приёме тяжелы для эластомера; газлифт — нет источника газа.

Ответ: Разумный выбор — УЭЦН с газосепаратором, износостойкими ступенями и частотным регулированием; запасной вариант — струйный насос, который легче переносит газ и песок, но потребляет в 1,8 раза больше энергии.

Что это значит. Без сепарации почти треть объёма на приёме — газ, и центробежный насос терял бы напор и срывал подачу. Перепад рассчитан с запасом: газ, оставшийся в нефти, выделяется при подъёме и облегчает столб в НКТ. Выбор на этом не заканчивается: для выбранного способа подбирают насос, двигатель и кабель и проверяют узловым анализом рабочие точки сейчас и при будущей обводнённости. Данные примера условные.

Затраты за весь срок службы

Стоимость оборудования бросается в глаза, но за годы работы скважины обычно больше тратят на её эксплуатацию — электроэнергию или газ, ремонты и замену оборудования, контроль и персонал — и теряют добычу, пока скважина стоит. Поэтому часто выгодно заплатить больше за надёжное или экономичное оборудование (Денежный поток проекта).

Энергопотребление можно оценить заранее: гидравлическая мощность считается по расходу и перепаду, а КПД системы у способов различается в разы. Объёмные насосы и УЭЦН доводят до жидкости примерно от трети до двух третей подведённой энергии, струйные насосы и газлифт — обычно не больше трети; при дорогой энергии это меняет выбор. Надёжность так не посчитать — её берут из статистики отказов на похожих скважинах. Наработка на отказ зависит не только от оборудования, но и от того, как его подобрали, смонтировали и эксплуатируют: обучение персонала и контроль режима повышают её не меньше, чем новая техника.

Способ добычи влияет и на наземное обустройство. С насосами через установку подготовки проходит только продукция скважин. Газлифт требует компрессоров, газопроводов высокого давления и системы распределения газа, а закачанный газ возвращается с продукцией и загружает сепараторы и компрессоры. Гидравлические насосы гоняют по системе рабочую жидкость в объёмах, сравнимых с добычей: её нужно готовить, а если это нефть — ещё и отделять при учёте добычи.

Расчётный примерЦена отказов: стандартный или более надёжный насос

Исходные данные (условные)

Скважина: с УЭЦН, добыча нефти 60 м³/сут
Вариант 1: установка 120 тыс. долл., наработка на отказ 14 месяцев, ремонт отказавшей установки 60 тыс. долл.
Вариант 2: установка в износостойком исполнении 160 тыс. долл., наработка на отказ 28 месяцев, ремонт 80 тыс. долл.
Каждый отказ: подземный ремонт скважины 30 тыс. долл. и 7 сут простоя
Чистый доход: условная цена 50 долл./bbl сквозного учебного проекта за вычетом 10 % платежа с выручки и 5 долл./bbl переменных затрат — 252 долл. с кубометра нефти

Решение

Добыча, потерянная за один отказ: $7\cdot 60 = 420$ м³ нефти, или 105,7 тыс. долл. дохода.
Цена одного отказа: вариант 1 — $30 + 60 + 105{,}7 = 195{,}7$ тыс. долл., вариант 2 — $30 + 80 + 105{,}7 = 215{,}7$ тыс. долл.
Отказов в год: $12/14 = 0{,}86$ и $12/28 = 0{,}43$ ; затраты на отказы в год — 168 и 92 тыс. долл.
Вариант 2 экономит 75 тыс. долл. в год; доплата 40 тыс. долл. возвращается примерно за 6 месяцев.

Ответ: Более дорогая и надёжная установка экономит около 75 тыс. долл. в год и окупает доплату примерно за 6 месяцев.

Что это значит. Около половины цены отказа — потерянная добыча. Поэтому надёжность особенно ценна на скважинах с большим дебитом и там, где ремонт долог и дорог, — на море, в удалённых районах; на скважине с дебитом в несколько кубометров в сутки вывод может оказаться обратным. Данные примера условные.

Механизированную добычу всё чаще закладывают в проект разработки с самого начала: зрелые месторождения обводняются, небольшие залежи разрабатывают без поддержания давления, удалённые и подводные скважины требуют подкачки, а ранний большой дебит улучшает экономику проекта. Датчики на приёме насосов и телемеханика позволяют видеть работу каждой скважины в реальном времени, быстрее замечать отказы и не тратить энергию впустую, а модели, связывающие пласт, скважины, сборную сеть и установку подготовки, — сравнивать способы добычи по затратам за весь срок (Концепции обустройства месторождений).

Движущееся оборудование, электричество и давление

Станок-качалка — массивный механизм с движущимися балансиром и противовесами, и он может включиться автоматически, по таймеру или контроллеру; к нему не подходят, пока привод не остановлен и не заблокирован от пуска. Установки УЭЦН питаются напряжением в сотни и тысячи вольт. В газлифтных линиях — газ высокого давления, в линиях гидронасосов — жидкость высокого давления; в продукции может быть сероводород. Описание в уроке — учебное, а не порядок работ: обслуживание ведут обученные специалисты по утверждённым инструкциям, с блокировкой пуска и сбросом давления перед работами.

Термины и обозначения

Механизированная добыча: эксплуатация скважины с насосом или газлифтом, добавляющими энергию к энергии пласта.
Статический уровень: уровень жидкости в остановленной скважине; столб от него до пласта уравновешивает пластовое давление.
Динамический уровень: уровень жидкости в затрубном пространстве работающей скважины с насосом; по нему оценивают давление на приёме и забойное давление.
Давление на приёме насоса: давление жидкости у входа в насос; от него зависят свободный газ на приёме и перепад, который должен создать насос.
ШГН, УЭЦН, УЭВН, УШВН: штанговый глубинный насос; установка электроцентробежного насоса; установки винтового насоса с погружным электродвигателем и со штанговым приводом.
КПД системы: доля энергии, подведённой из сети или затраченной на сжатие газа, которая идёт на подъём жидкости.
Наработка на отказ: среднее время работы установки между отказами; главный показатель надёжности механизированной добычи.

Частые ошибки и заблуждения

Неверно

«Поставим насос помощнее — дебит вырастет сколько угодно».

На самом деле

Дебит ограничивает пласт: даже при нулевом забойном давлении он не превысит абсолютно свободного, а ниже давления насыщения каждое снижение давления даёт всё меньше и приводит к приёму всё больше газа. Насос, откачавший скважину «досуха», работает с перебоями.

Неверно

«Если в продукции много газа, выбор очевиден — газлифт».

На самом деле

Газлифт хорошо переносит газ, но оставляет высокое забойное давление, тратит много энергии и требует источника газа и компрессоров. Для скважины с низким пластовым давлением насос с газосепаратором или спуском ниже перфорации может дать больше.

Неверно

«Выбираем то, что дешевле купить и установить».

На самом деле

За срок службы энергия, ремонты и добыча, потерянная при отказах, обычно стоят больше оборудования. Сравнивают затраты за весь срок.

Неверно

«Газ в продукции насосу не мешает, лишь бы жидкости хватало».

На самом деле

Свободный газ на приёме снижает напор центробежного насоса и наполнение штангового, вплоть до срыва подачи. Его долю считают и уменьшают сепарацией, спуском насоса ниже перфорации или более высоким давлением на приёме.

Неверно

«Насос подбирают один раз на весь срок».

На самом деле

Дебит, обводнённость и пластовое давление меняются, и оборудование, подобранное на сегодня, через год-два может оказаться неподходящим. Закладывают гибкость и пересматривают подбор по мере разработки.

Подробно: для продвинутых

Забойное давление по динамическому уровню

Глубинный манометр есть не в каждой скважине с насосом, и забойное давление часто оценивают по эхолоту — по динамическому уровню и давлению газа в затрубье:

Забойное давление по динамическому уровню

p_{wf} \approx p_{\text{затр}} + \rho_{\text{ж}}\,g\,(H - H_{\text{дин}})

где:

$p_{wf}$ забойное давление у середины интервала перфорации, Па
$p_{\text{затр}}$ давление газа в затрубье на устье, Па
$\rho_{\text{ж}}$ средняя плотность жидкости в затрубье ниже уровня, кг/м³
$H,\ H_{\text{дин}}$ глубины середины интервала перфорации и динамического уровня по вертикали, м

Единицы: СИ

Справедливо, если

вес газового столба над уровнем мал (при высоком давлении в затрубье он составляет уже несколько процентов, и его добавляют);
жидкость в затрубье не содержит газа и имеет известную плотность.

Формула проста, но её допущения часто нарушаются. Над приёмом насоса жидкость в затрубье насыщена пузырьками газа, идущего вверх, и легче дегазированной, поэтому простой расчёт завышает забойное давление; для «пенного» столба вводят поправки по газосодержанию, которое оценивают по росту давления в закрытом затрубье. Кроме того, вода уходит в насос, и выше приёма в затрубье часто стоит почти одна нефть. Эхолот даёт надёжную картину, когда эти поправки учтены и результаты сопоставлены с замерами глубинного манометра хотя бы в части скважин.

Связь с другими темами

Узловой анализ добывающей системы — как насос и газлифт сдвигают кривую оттока и где окажется рабочая точка.
Приток к скважине: диаграмма работы скважины — диаграмма работы скважины и почему дебит фонтанной скважины падает быстрее пластового давления.
Индикаторная кривая притока — сколько даст пласт при снижении забойного давления, в том числе ниже давления насыщения.
Многофазный поток в лифтовых трубах — газожидкостный поток в НКТ и минимум кривой оттока, на котором основан газлифт.
Газлифт: принцип и подбор режима — газлифт: принцип, непрерывный и периодический режимы.
Штанговые глубинные насосы — штанговые насосы: устройство, динамограммы, расчёт подачи и нагрузок.
Электроцентробежные насосы — электроцентробежные насосы: характеристика, подбор ступеней, двигателя и кабеля.
Винтовые насосы и гибридные системы — винтовые насосы для вязкой нефти и песка.
Гидроприводные насосы: поршневые и струйные — струйные и гидропоршневые насосы.

Проверьте себя

1
Скважина глубиной 2000 м по вертикали остановлена; пластовое давление 14 МПа, жидкость плотностью 1000 кг/м³, затрубье открыто. Где статический уровень и может ли скважина фонтанировать без газа?
1. А.Выше устья — может
2. Б.Нельзя сказать, не зная дебита
3. В.Около 573 м ниже устья — не может
4. Г.Около 1427 м ниже устья — не может
Показать ответ
Правильный ответ: В. Около 573 м ниже устья — не может
Пластовое давление удерживает столб жидкости высотой $14\cdot 10^6/(1000\cdot 9{,}81) \approx 1427$ м, считая от забоя. Значит, уровень — на глубине $2000 - 1427 \approx 573$ м. Раз уровень ниже устья, без газа, облегчающего столб, жидкость до поверхности не дойдёт.
2
Динамический уровень — 1200 м, плотность жидкости 900 кг/м³, давление на устье 1,2 МПа, в затрубье 0,3 МПа, трением можно пренебречь. Какой перепад должен создать насос и какова гидравлическая мощность при подаче 60 м³/сут?
Показать ответ
Столб от уровня до устья: $900\cdot 9{,}81\cdot 1200 \approx 10{,}6$ МПа; перепад $\approx 1{,}2 - 0{,}3 + 10{,}6 = 11{,}5$ МПа. Мощность $60\cdot 11{,}5/86{,}4 \approx 8{,}0$ кВт; при КПД системы 0,5 из сети потребуется около 16 кВт.
3
Вязкая нефть (около 1000 мПа·с) с выносом песка, глубина спуска 800 м, дебит 30 м³/сут. Какой способ подходит лучше всего?
1. А.УЭЦН
2. Б.Газлифт
3. В.Плунжерный лифт
4. Г.Винтовой насос
Показать ответ
Правильный ответ: Г. Винтовой насос
Винтовой насос лучше других поднимает вязкую нефть и жидкость с песком, а глубина и дебит в его обычной области. Центробежный насос на вязкой нефти теряет напор и КПД и изнашивается песком, газлифт плохо поднимает вязкую нефть, плунжерному лифту нужен газ.
4
Подводная скважина в 25 км от платформы; газа высокого давления нет, электроснабжение есть. Какой способ предпочтителен?
1. А.Плунжерный лифт
2. Б.Штанговый насос
3. В.УЭЦН или многофазный насос на дне
4. Г.Газлифт
Показать ответ
Правильный ответ: В. УЭЦН или многофазный насос на дне
УЭЦН создаёт большой напор, чтобы преодолеть трение в длинном трубопроводе, работает от электричества и управляется дистанционно, а в выкидную линию не добавляет ни газа, ни рабочей жидкости. Газлифт добавил бы в линию газ и трение и требует источника газа; станок-качалка на подводной скважине невозможен.
5
Пластовое давление равно давлению насыщения, 16 МПа. Скважина даёт 40 м³/сут при забойном давлении 12 МПа. Сколько она даст при 4 МПа по прямой индикаторной кривой и по уравнению Вогеля?
Показать ответ
По прямой: $J = 40/4 = 10$ м³/(сут·МПа), дебит $10\cdot 12 = 120$ м³/сут. По Вогелю: при $x = 12/16 = 0{,}75$ доля $1 - 0{,}15 - 0{,}45 = 0{,}4$ , $q_{max} = 100$ м³/сут; при $x = 0{,}25$ доля $1 - 0{,}05 - 0{,}05 = 0{,}9$ , дебит 90 м³/сут. Прямая завышает прирост в 1,6 раза: 80 м³/сут вместо 50.
6
Почему способы добычи сравнивают по затратам за весь срок службы, а не по стоимости оборудования?
1. А.Потому что энергия, ремонты и добыча, потерянная при отказах, за годы обычно обходятся дороже оборудования
2. Б.Потому что оборудование со временем дешевеет
3. В.Потому что капитальные затраты не влияют на экономику
4. Г.Потому что так требуют налоговые правила
Показать ответ
Правильный ответ: А. Потому что энергия, ремонты и добыча, потерянная при отказах, за годы обычно обходятся дороже оборудования
Капитальные затраты платят один раз, а энергию, ремонты и простои — все годы работы скважины. Способ, более дорогой в установке, но экономичный и надёжный, часто оказывается дешевле за срок службы.

Обновлено: 19 октября 2026 г.