Проектирование техологии бурения наклонно-направленной скважины глубиной 1773 м (стр. 14 из 22)

Исходные данные для расчета профиля бокового ствола скважины №1554:

– магнитный азимут (41 ⁰);

– глубина интервала вырезания «окна» (1450 м)

– проектная глубина по вертикали (1678 м);

– проектное смещение (250 м);

– угол вхождения в пласт (0 ⁰)

Конструкция скважины №1554 представлена в таблице 28.

Для проектируемой скважины №1554 выбираем S‑образный профиль. Данный профиль наклонно-направленной скважины применяется в тех случаях, когда вскрытие продуктивного объекта предусматривается вертикальным стволом.

Таблица 28. Конструкция скважины №1554 Туймазинского месторождения

Обсадная колонна	Условный диаметр, мм	Глубина спуска, м	Глубина цементирования (от устья), м
Направление	426	17	0
Кондуктор	299	111	0
Эксплуатационная	168	1357	217

Радиус кривизны участка снижения зенитного угла

м, (39)

где А – проектное смещение забоя бокового ствола, м;

Н – проектная глубина, м;

Н_в – глубина интервала зарезки бокового ствола, м;

R₁ – радиус кривизны участка набора зенитного угла, определяемого по значениям интенсивности искривления скважины компоновками бурильного инструмента для бурения боковых стволов, м. /9/

Зенитный угол в конце участка начального искривления

, (40)

Результаты расчета профиля бокового ствола скважины №1554 по участкам изменения зенитного угла приведены в таблице 29. На рисунке 21 показан расчетный профиль проектного бокового ствола.

Расчет произведен для четырехинтервального профиля скважины согласно работы /21/.

Таблица 29

Участок	Радиус кривизны, м	Отход, м	Глубина, м	Длина участка по стволу, м
Набора зенитного угла	148	17,5	1477,5	39,5
Стабилизации	-	237,5	1645,0	280,0
Спада зенитного угла	229	250,0	1674,0	54,6

3.6 Особенности эксплуатации скважин с боковыми стволами

Практика бурения боковых стволов из обсаженных скважин показала, что этот метод является одним из наиболее эффективных при интенсификации добычи нефти благодаря относительно малой стоимости бурения по сравнению с бурением новых скважин, возможности использования существующей системы обустройства скважины и месторождения в целом. Однако бурение БС производилось и производится без учета требований с позиции последующей их эксплуатации механизированным способом. Вопросы техники и технологии оптимальной эксплуатации таких скважин требуют своего решения.

При эксплуатации скважин с БС могут иметь место следующие варианты.

1 Высокое пластовое давление и глубокий условно вертикальный участок старого ствола, исключающее необходимость подвески насосной установки в боковой ствол.

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 спуске 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

Насос	Наружный диаметр
НВ1Б‑29	48,2
НВ1Б‑32	48,2
НВ1Б‑38	59,7
НВ1Б‑44	59,7
НВ1Б‑57	72,9
НН2Б‑32	56
НН2Б‑44	70
НН2Б‑57	84

Таблица 31. Размеры НКТ и хвостовиков боковых стволов, мм

Наружный диаметр хвостовика БС	Внутренний диаметр хвостовика БС	Условный диаметр / внутренний диаметр НКТ	Диаметр муфты НКТ
102	88,6	60/50	73
114	100,3	73/62	89

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;

Р_пл – 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.

2