Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м

2 Низкое пластовое давление и небольшой по длине условно-вертикальный участок старого ствола, вынуждающие спускать насосную установку в боковой ствол. В этом случае факторами, осложняющими эксплуатацию механизированным способом, являются участок набора кривизны, характеризуемый градусом кривизны, и наклонный участок, отрицательно влияющие на рабочие характеристики оборудования.

Решение о сп

уске насосного оборудования должно приниматься с учетом сопоставления ожидаемого дебита при подвеске установки в условно-вертикальном участке и при ее спуске в боковой ствол. В первом случае учитывается вынужденное повышение динамического уровня, снижение коэффициента подачи насоса и повышение газосодержания (из-за снижения давления на приеме); во втором случае учитывается снижение коэффициента подачи установки из-за большого наклона, снижение надежности оборудования при работе в боковом стволе и спускоподъемных операциях.

Также выбор места установки насоса зависит от наличия типоразмеров насосного оборудования на предприятии, так как не все глубинные насосы можно спустить в боковой ствол.

При бурении скважин с БС в зоне набора угла наклона образуются интервалы с малым радиусом кривизны ствола, предъявляющие особые требования к технике эксплуатации скважин. К их числу можно отнести.

1 Необходимость повышения надежности установок при проведении спускоподъемных работ из-за роста вероятности возникновения в узлах установок остаточной деформации, приводящей к поломке во время ее работы.

2 Обеспечение преодоления значительных сил сопротивления движению плунжера насоса, частично деформированного в искривленном участке ствола скважины, в случае спуска в скважину штангового глубинного насоса.

Также одним из факторов, определяющих дальнейшую эксплуатацию скважин с БС глубиннонасосным оборудованием, является то, что крепление бокового ствола осуществляется хвостовиком малого диаметра (102 и 114 мм), что ведет к ограничению применения типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол.

В таблице 30 приведены размеры насосного оборудования, а в таблице 31 внутренние диаметры эксплуатационных колонн боковых стволов.

Таблица 30. Размеры насосного оборудования, мм

Таблица 31. Размеры НКТ и хвостовиков боковых стволов, мм

Из таблиц видно, что в БС с эксплуатационной колонной диаметром 102 мм возможен спуск вставных насосов типоразмером 29 и 32 мм, невставных – 32 и 44 мм; в БС с эксплуатационной колонной диаметром 114 мм возможен спуск всех вставных и неуставных насосов.

В настоящее время все скважины с БС на Туймазинском месторождении эксплуатируются размещением подземного оборудования в старом стволе, т.е. выше уровня зарезки бокового ствола. Это естественно приводит к уменьшению депрессии на пласт и, в конечном счете, к уменьшению добычи нефти.

На рисунке 22 представлен график зависимости снижения суточного дебита скважин от длины хвостовика по вертикали для разных категорий скважин /20/.

На категории скважины были разбиты по величине потенциального дебита, определяемого по уравнению

(41)

где k – коэффициент продуктивности скважин, м3/сут·МПа;

Рпл – пластовое давление, МПа.

Q – потенциальный дебит, м3/сут

Из графиков видно, что при длине хвостовика по вертикали 500 м снижение суточного дебита скважины от потенциального достигает 40%.

1, 2, 3, 4 – для скважин с потенциальным дебитом соответственно 5, 10, 15, 20 м3/сут

Рисунок 22 – Зависимость потерь добычи нефти от длины хвостовика

Для исключения потерь потенциального дебита скважины предложены следующие технологии.

1 Бурение бокового ствола производится с установкой временного моста. После завершения бурения бокового ствола мост разбуривается, и насосное оборудование спускается в старый ствол ниже уровня забуривания бокового ствола. Это позволяет обеспечить работу насосного оборудования в благоприятных условиях по кривизне ствола и сохранить потенциальный дебит. Технологическая схема данной технологии приведена на рисунке 23.

2 Технология забуривания бокового ствола с установкой временного моста также может быть рекомендована для малодебитных (чисто нефтяных) скважин. При этом используется тот же принцип, что и в предыдущем случае, с той лишь разницей, что сохраняется основной ствол, как для притока нефти, так и для размещения насосного оборудования.

 Скачать реферат