ВведениеМорское газоконденсатнонефтяное месторождение им. Ю. Корчагина открыто в 2000 г., в 2010 г. оно было введено в промышленную разработку. Месторождение им. Ю. Корчагина расположено в центре северной части Каспийского моря, для него характерны черты климата северной части Каспийского моря, определяемые характером атмосферной циркуляции и влиянием орографии берегов суши (Кавказские горы на юго-западе и Арало-Каспийская низменность на северо-востоке) (рис. 1). Рис. 1. Обзорная схема района месторождения им. Ю. КорчагинаFig. 1. Overview scheme of the Yu. Korchagin field Экологические особенности Каспийского моря в районе месторождения им. Ю. Корчагина во многом обусловлены его расположением в северной части моря, в приглубой зоне устьевого взморьяр. Волги, в той ее части, которая отделяет отмелую зону (с глубинами до 2 м) от свала глубин (с глубинами 8–12 м). Месторождение им. Ю. Корчагина открыто в 2000 г. поисковой скважиной 1-Широтной, пробуренной в сводовой части структуры. В том же году была пробурена разведочная скважина 2-Широтная, а в 2003 г. – поисково-оценочная скважина 3-Ши­ротная [1, 2]. Нефти неокомского надъяруса и волжского яруса в пластовых условиях легкие, маловязкие, с газосодержанием 107,8–118 м3/т. Давление насыщения нефти газом равно начальному пластовому на газонефтяном контакте (ГНК) и составляет 16,5–16,6 МПа. Газ неокомского надъяруса и волжского яруса имеет следующие свойства: коэффициент сверхсжимаемости – 0,89, объемный коэффициент – 0,00633, плотность в условиях пласта – 115,9 кг/м3, вязкость в условиях пласта – 0,013 мПа·с, теплоемкость – 60,5 Дж/ºС, молекулярная масса – 19,3 г/моль. Газовый конденсат неокомского надъяруса и волжского яруса имеет следующие свойства: плотность (стандартные условия) – 722 кг/м3, вязкость (стандартные условия) – 0,54 мПа·с, молекулярная масса – 108 г/моль. Наиболее полный литолого-стратиграфический разрез вскрыт самой глубокой на месторождении скважиной 1-Широтной, которая при забое 2 500 м вскрыла отложения верхнего подъяруса оленекского яруса нижнего триаса (рис. 2). Рис. 2. Структурная карта по нефтегазоносным горизонтамFig. 2. Structural map of oil and gas horizons Используемые методы интенсификации добычи нефти, применяемые на месторождении им. Ю. КорчагинаВ условиях разработки месторождения им. Ю. Корчагина одной из основных проблем является достижение равномерного профиля в горизонтальном стволе скважин, а также ограничениеи изоляция прорывов газа и воды. В настоящее время все забои добывающих скважин, пробуренных на основной эксплуатационный объект – залежь нео­кома, оборудованной системой ResFlow. Она представляет собой пассивное интеллектуальное заканчивание, предусматривающее установку нескольких песчаных фильтров по длине горизонтального ствола, подобранных исходя из коллекторских свойств пласта в каждом интервале ствола скважины. В данном случае регулирование притока является пассивным, т. к. не позволяет в процессе разработки перекрывать интервалы поступления газа и воды [3, 4].Эффективность применения горизонтальных скважин с длинами горизонтальных стволов до 5 км и выбранных режимов работы скважин представлена в табл. 1.  Таблица 1Table 1Эффективность применения методов повышения нефтеотдачии прогноз их применения на месторождении им. Ю. КорчагинаEfficiency of application of enhanced oil recovery methodsand the forecast of their application at the Yu. Korchagin fieldВидыгеолого-техническихмероприятийПериод разработкиИтого запериод разработкипо проведенномупроектуВсегоПрирост нефти,доли ед.Досоставленияпроекта(факт)По проведенному проекту2021 г.2022 г.2023 г.2024 г.2025 г.2026 г.2027 г.2028–2032 гг.2033–2037 гг.2038–2042 гг.1. Бурение новых горизонтальных скважинЧислопробуренных скважин10444324–––––––Дополнительная добыча нефти, тыс. т728622663313116227143––––2 0842 8120,0332. Закачка газа в газовую шапку неокомаДополнительная добыча нефти, тыс. т––––––70283244199768308300,010Всегодополнительно добыто нефти, тыс. т728622663313116227213283244199762 9563 6840,043  Использование систем интеллектуального заканчивания на месторождении им. Ю. Корчагина в акватории Северного КаспияОдной из основных проблем при проведении мероприятий по интенсификации притока в горизонтальных стволах скважин является достижение равномерного профиля притока, ограничение и изоляция прорывов газа и воды. Системы контроля притока, в т. ч. и «интеллектуальные», позволяют минимизировать обводнение скважин. Оно, как правило, состоит из регулируемых секционных фильтров, позволяющих разделить горизонтальный участок на несколько интервалов, и при загазовании одного из них можно производить его отключение. Выделение этих интервалов и определение их количества в горизонтальных стволах скважин необходимо осуществлять с учетом геологического строения в зависимости от проницаемостей вскрываемых зон.Основными задачами применения систем устройств контроля притока являются выравнивание профиля притока в сверхпротяженном горизонтальном стволе скважины, контроль добычи из каждой разобщенной зоны, минимизация негативных последствий прорыва воды и газа для равномерной выработки запасов объекта разработки. На данный момент в нефтегазовой индустрии существует два основных типа систем контроля притока, применяемых при заканчивании скважин, пассивные и адаптивные устройства контроля притока.Интеллектуальное заканчивание скважин представляет собой комплекс активных устройств регулирования притока, спускаемый на насосно-ком­прессорных трубах (НКТ), с оборудованием мониторинга за скважинными показателями наряду с системой разобщения продуктивной части пласта по проницаемости. Данный комплекс позволяет осуществить мониторинг и контроль продуктивных зон пласта в реальном времени без проведения дополнительных внутрискважинных работ.Благодаря этому технологии интеллектуальных скважин обеспечивают максимальную площадь дренирования пласта и увеличивают нефтеотдачу продуктивных пластов. Существенный рост нефтеотдачи и ускорение добычи достигается путем использования последних инноваций в области бурения и заканчивания скважин. Применение внутритрубного электроцентробежного насоса как альтернативный способ механизированной добычи нефтиОсновной концепцией освоения месторождений Северного Каспия является газлифтный способ механизированной добычи, определенный как базовый на всех платформах, что представляется типовым решением для морских нефтегазодобывающих объектов.Однако даже на месторождениях российского шельфа используются установки электроцентробежного насоса (ЭЦН) для механизированной добычи из-за отсутствия газлифтного газа. Это действующее месторождение D-6 и планируемое к разработке D-33 на шельфе Балтийского моря, осваиваемые ООО «ЛУКОЙЛ-Калининградморнефть», а также месторождение «Приразломное» на шельфе Печорского моря, принадлежащее ООО «Газпром нефть шельф».На этих месторождениях используются классические установки ЭЦН, монтируемые на НКТ. Однако, при выходе ЭЦН из строя во время разбуривания залежи, его замена приведет к смещению сроков бурения и, соответственно, недоборам нефти. Альтернативным вариантом является спуск в НКТ внутритрубного ЭЦН в случае отказа штатного насоса, что не требует приостановки работ по бурению.Наиболее актуальными проблемами современной добычи нефти и газа является полнота и эффективность извлечения флюида. Месторождения, находящиеся на поздней стадии разработки, переводятся на механизированный способ добычи, который заключается в извлечении флюида посредствам применения насосов. Наиболее общепринятым видом насосов на данный момент являются ЭЦН (рис. 3).                                                                                а                                                                                                б                                                                                                     в Рис. 3. Схема применения внутритрубного ЭЦН:а – скважина перед освоением; б – освоение скважины; в – скважина после освоенияFig. 3. The scheme of application of the in-tube ECP: a – well before development; б – well development; в – well after development  Внутритрубный ЭЦН является инновационным техническим решением в отрасли добычи нефти и газа. Основным его преимуществом над классическим исполнением является отсутствие необходимости извлечения НКТ при его замене. Внутритрубный ЭЦН, спускаемый на грузонесущем кабеле во внутреннюю полость НКТ в две стадии, служит для механизированной добычи нефти. Новейший метод спуска внутритрубного ЭЦН в одну стадию позволяет сократить время на проведение спуско-подъемных операций, что значительно сокращает затраты на перевод скважины в механизированную добычу [5].Достоинства применения внутритрубного ЭЦН:– относительно быстрый срок  реализации  проекта (1–2 года);– быстрый спуск оборудования на кабельном подъемнике;– отсутствие необходимости модернизации оборудования устья;– запуск в работу любой скважины.Недостатки применения внутритрубного ЭЦН:– дорогостоящая установка и аренда оборудования (около 80 млн руб. за монтаж, 1 год работы и демонтаж) или продолжительная разработка собственной установки;– необходимость частичного перепроектирования систем блок-кондуктора для поверхностного оборудования;– необходимость проведения спуско-подъемных операций на кабельном подъемнике при выходе из строя ЭЦН. Анализ эффективности применения внутритрубного одностадийно спускаемого электроцентробежного насосаСтоимость 1 комплекта внутритрубного ЭЦН составляет 58,7 млн руб., монтаж ЭЦН оценивается в 10 млн руб. Для четырех скважин потребуется пять комплектов (один из них запасной) на сумму 333,5 млн руб. с монтажом четырех комплектов. Общий экономический эффект предположительно составит4 199,64 млн руб. (табл. 2). Таблица 2Table 2Экономический эффект от применения спуска внутритрубного ЭЦН в одну стадиюThe economic effect of using the descent of an in-tube ECP in one stage№ скважины2023 г.январьфевральмартапрельмайиюньиюльавгустсентябрьоктябрьноябрьдекабрь311%64,7863,7462,7061,6660,6259,5858,5457,4956,4555,4154,3753,33314130,79128,60126,42124,23122,05119,86117,68115,49113,31111,12108,94106,75315151,24148,75146,26143,77141,28138,79136,29133,80131,31128,82126,33123,84313191,68189,32186,96184,60182,24179,87177,51175,15172,79170,43168,06165,70312128,01125,05122,10119,14116,18113,23110,27107,32104,36101,4198,4595,48316119,32114,80110,28105,76101,2596,7392,2187,6983,1778,6574,1369,61317182,49177,01171,70167,41163,22159,14155,17151,29147,50143,82140,22136,72318198,56195,58192,65189,76186,91184,11181,35178,63175,95173,31170,71168,15Продолжительность работы скважины, сут312831303130313130313031Потери добычи нефти, тыс. т19,5817,2918,7617,8218,0717,1517,3917,0616,1916,4115,5715,77  Спуск внутритрубного ЭЦН в одну стадию позволит:– ускорить в два раза спуск компоновки внутритрубного ЭЦН;– контролировать в автоматическом режиме клапан-отсекатель, т. к. он управляется с поверхности;– перепускать поток жидкости, минуя ЭЦН, при выходе скважины на режим фонтанирования;– увеличить продолжительность службы ЭЦН за счет его выборочной работы. Таким образом, эксплуатация внутритрубного ЭЦН позволит перейти на механизированную добычу скважин без строительства газлифтного трубопровода, мобильного газлифтного комплекса или бурения скважины-донора на газоносный горизонт.Экономический эффект для скважин блок-кон­дуктора месторождения им. Ю. Корчагина составит 4,2 млрд руб.В целях оптимизации процесса внутритрубного ЭЦН необходимо объединив пакерную компоновку с насосом и его спуск в одну стадию. Успешная разработка и испытание внутритрубного ЭЦН на шельфе позволит начать их массовое внедрение на сухопутных скважинах, значительно сократив операционные затраты. ЗаключениеЭксплуатация внутритрубного ЭЦН позволит перейти на механизированную добычу скважин без строительства газлифтного трубопровода, мобильного газлифтного комплекса или бурения скважины-донора на газоносный горизонт. Экономический эффект для скважин блок-кондуктора месторождения им. Ю. Корчагина составит 4,2 млрд руб.