Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м (стр. 13 из 22)
Qг = q·Kэ·Кк·30 т, (38)
где q – дебит нефти, т/сут;
Kэ – коэффициент эксплуатации скважин (0,962);
Кк – коэффициент кратности (9,62)
Таблица 23. Прогнозные показатели работы скважины №1554
| Год | Дебит нефти, т/сут | Годовая добыча, т | Накопленная добыча, т |
| 2004 | 6,14 | 1778,13 | 1778,13 |
| 2005 | 4,79 | 1329,72 | 3107,85 |
| 2006 | 3,54 | 981,63 | 4089,48 |
| 2007 | 2,64 | 733,85 | 4823,33 |
| 2008 | 2,11 | 586,39 | 5409,72 |
| 2009 | 1,94 | 539,24 | 5948,96 |
3.5.4 Выбор способа эксплуатации и расчет профиля бокового ствола проектной скважины
Предварительный выбор механизированного способа эксплуатации скважины осуществляется исходя из продуктивности пласта и высоты подъема жидкости насосной установкой в скважине.
Динамический уровень и глубина спуска насосного оборудования определяются по кривой распределения давления в скважине (рисунок 18).
Динамический уровень скважины по рисунку 18 составляет 620 м.
Согласно работы /6/ скважина №1554 относится к среднедебитным скважинам средней глубины. Рекомендуемый способ добычи жидкости – установкой электроцентробежного насоса.
Глубина спуска насоса из условия равенства давления на приеме насоса давлению насыщения составляет 1350 м.
Кривые распределения давления строятся по методу Поэтмана-Карпентера с помощью компьютерной программы, разработанной кафедрой РЭНГМ УГНТУ. Исходные данные для расчета представлены в таблице 24.
При эксплуатации скважин с БС ввиду наклонно-направленного профиля бокового ствола и наличия участков набора, стабилизации и снижения зенитного угла второго ствола возможен ряд ограничений по применению типоразмеров насосного оборудования, спускаемого в боковой ствол.
Таблица 24. Исходные данные для расчета распределения давления в скважине
| Параметр | Значение |
| Глубина скважины, м | 1678 |
| Внутренний диаметр эксплуатационной колонны, мм | 100,3 |
| Забойное давление, МПа | 12,1 |
| Планируемый дебит жидкости, м3/с | 0,00067 |
| Объёмная обводнённость продукции, доли единицы | 0,867 |
| Плотность дегазированной нефти, кг/м3 | 847 |
| Плотность пластовой воды, кг/м3 | 1012 |
| Плотность газа (при стандартных условиях), кг/м3 | 1,26 |
| Вязкость воды, м2/с | 0,0000011 |
| Вязкость нефти, м2/с | 0,0000027 |
| Газовый фактор, м3/м3 | 62 |
| Давление насыщения нефти, МПа | 8,6 |
| Устьевое давление, МПа | 2 |
| Средняя температура скважины, К | 298 |
| Объёмный коэффициент нефти, доли единицы | 1,165 |
| Относительная плотность газа | 1,052 |
При превышении зенитных углов предельных значений неизбежны осложнения при работе глубинного оборудования. Поэтому для профиля бокового ствола накладываются определенные технологические требования.
Спуск глубинного насосного оборудования для эксплуатации скважины осуществляют либо до интервала выхода бокового ствола из скважины, либо непосредственно в боковой ствол.
Рисунок 18 – Распределение давления в скважине №1554
В случае установки насосного оборудования в боковой ствол профиль БС должен обеспечивать свободный спуск и надежную работу подземного насосного оборудования. При бурении необходимо соблюдать требования РД 39–00147275.
Участки скважин, включающие глубины спуска насосов, должны быть пробурены со стабилизацией направления скважины.
Зенитный угол в интервале установки УЭЦН всех типоразмеров должен быть не более 40 градусов, для установок ШСНУ – от 42 до 51 градусов. Допустимый угол отклонения оси насоса ШСНУ от вертикали представлен в таблице 25.
Таблица 25. Допустимый угол отклонения оси насоса ШСНУ от вертикали
| Параметры | Тип насоса | ||||||||
| НСН | НСВ | ||||||||
| Диаметра плунжера насоса, мм | 28 | 32 | 43 | 55 | 28 | 32 | 38 | 43 | 55 |
| Угол наклона, град | 42 | 44 | 50 | 48 | 51 | 51 | 50 | 42 | 43 |
Проектирование и бурение интервала набора зенитного угла необходимо производить с градиентом, обеспечивающим вписываемость наиболее габаритных узлов подземного насосного оборудования. Для скважин, эксплуатируемых установками штанговых глубинных насосов, должна обеспечиваться вписываемость штанг в колонне насосно-компрессорных труб.
Расчетная интенсивность искривления скважин, предотвращающая касание толом штанг стенок насосных труб представлена в таблице 26.
Внутренний диаметр эксплуатационной колонны для применения установок ЭЦН выбирается согласно техническим условиям и составляет не менее диаметра максимального поперечного размера УЭЦН.
Таблица 26. Интенсивность искривления скважин (градус на 10 м)
| Длина штанг, м | Диаметр штанг, м | ||
| 0,019 | 0,022 | 0,025 | |
| 8,0 | 0,8 | 0,9 | 1,1 |
| 7,5 | 0,9 | 1,0 | 1,2 |
| 7,0 | 1,1 | 1,1 | 1,4 |
Результаты расчетов максимально допустимой кривизны для различных внутренних диаметров эксплуатационных колонн, обеспечивающей работу УЭЦН в скважине без изгиба, приведены в таблице 27.
Таблица 27. Максимально допустимая кривизна эксплуатационной колонны, обеспечивающая работу УЭЦН в скважине без изгиба (минута на 10 м)
| ТипоразмерУЭЦН | Длина,мм | Эксплуатационная колонна(наружный диаметр×толщина стенки / внутренний диаметр) | |||||||||||||
| 140×7,0/125,7 | 140×7,7/124,3 | 140×9,2/121,3 | 146×6,5/133,1 | 146×7,0/132,1 | 146×7,7/130,7 | 146×8,5/129,1 | |||||||||
| УЭЦНМ5–20–1200 | 15905 | 14,9 | 13,4 | 10,1 | 23,0 | 21,9 | 20,3 | 18,6 | |||||||
| УЭЦНМ5–20–1800 | 20044 | 9,4 | 8,4 | 6,4 | 14,5 | 13,8 | 12,8 | 11,7 | |||||||
| УЭЦНМ5–50–1300 | 15522 | 15,6 | 14,0 | 10,6 | 24,1 | 23,0 | 21,4 | 19,5 | |||||||
| УЭЦНМ5–50–1700 | 17887 | 11,8 | 10,6 | 8,0 | 18,1 | 17,3 | 16,1 | 14,7 | |||||||
| УЭЦНМ5–80–1200 | 16533 | 13,8 | 12,4 | 9,4 | 21,2 | 20,2 | 18,8 | 7,2 | |||||||
| УЭЦНМ5–80–1550 | 19592 | 9,8 | 8,8 | 6,7 | 15,1 | 14,4 | 13,4 | 12,3 | |||||||
| УЭЦНМ5–80–1800 | 20418 | 9,0 | 8,1 | 6,1 | 13,9 | 13,3 | 12,3 | 11,3 | |||||||
| УЭЦНМ5–125–1300 | 18582 | 10,9 | 9,8 | 7,4 | 16,8 | 16,0 | 14,9 | 13,6 | |||||||
| УЭЦНМ5–125–1800 | 24537 | 6,3 | 5,6 | 4,3 | 9,6 | 9,2 | 8,5 | 7,8 | |||||||
| УЭЦНМ5А‑160–1450 | 19482 | - | - | - | 6,6 | 5,9 | 4,9 | 3,7 | |||||||
Основные типы профилей скважин с боковыми стволами показаны на рисунке 19.
1 – участок набора зенитного угла; 2 – участок стабилизации зенитного угла; 3 – участок снижения зенитного угла; 4 – участок набора зенитного угла; 5 – горизонтальный забой скважины
Рисунок 19 – Типы профилей боковых стволов
Тип профиля бокового ствола выбирается, исходя из выбора глубины и места установки насосного оборудования. Решение об установке глубинного насосного оборудования в боковой ствол должно приниматься из условия соответствия зенитных углов наклона ствола скважины в интервале спуска насоса допустимым для данного типоразмера глубинного оборудования. При этом необходимо соблюдать технологические требования к профилю ствола, приведенные на рисунке 20 /7/
Необходимо добиваться того, чтобы профиль скважины с БС позволял производить спуск насосного оборудования непосредственно в боковой ствол, так как в процессе эксплуатации скважины возникает необходимость изменения глубины подвески оборудования с целью регулирования режимов работы скважины, увеличения дебитов и депрессии на пласт. Поэтому при проводке бокового ствола необходимо строго соблюдать определенные в геолого-техническом наряде зенитные углы наклона БС.
Соблюдение технологических требований к профилю бокового ствола и допустимых зенитных углов наклона ствола БС в конечном счете обеспечивает повышение надежности работы глубинного оборудования и эффективности эксплуатации скважины.
В скважине №1554 спуск установки центробежного насоса в боковой ствол невозможен из-за несоответствия поперечных размеров насоса внутреннему диаметру хвостовика: внутренний диаметр 114-мм хвостовика составляет 100,3 мм, в то время как минимальный поперечный размер погружных центробежных насосов группы 5 (92 мм) с учетом толщины кабеля составляет 101,7 мм. /8/
Поэтому глубина зарезки бокового ствола определяется из условия, что УЭЦН будет установлен в основном стволе. При бурении бокового ствола с клина-отклонителя последующая эксплуатация скважины возможна только при установке насоса над «окном» бокового ствола. При установке временного моста для вырезания «окна» последующая эксплуатация возможна с установкой насоса в основном стволе ниже интервала вырезания «окна».
Расчет профиля бокового ствола скважины №1554 производится для случая установки насоса над интервалом вырезания «окна». В случае превышения интенсивностей набора кривизны выше предельных значений изменяется глубина вырезания окна и насос в последующем устанавливается в основной ствол ниже интервала забуривания.