Профили боковых стволов скважин

 

     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

     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

 

     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;

     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.

1

2

      1 – глубинный  насос; 2 – боковой ствол

     Рисунок 23 – Схема эксплуатации скважины с боковым стволом после разбуривания временного моста 

     3 В отдельных случаях (при заклинивании в обсадной колонне подземного оборудования, инструмента или смятии колонны и др.) возникает необходимость забуривания бокового ствола с небольшой глубины. В этом случае неизбежен спуск насосного оборудования в БС, а при диаметре БС 102 или 89 мм использование обычной насосной установки с НКТ практически невозможно. В этом случае может быть применена штанговая насосная установка для безтрубной эксплуатации скважин, разработанная институтом БашНИПИнефти (рисунок 24).

     При спуске оборудования в БС в диапазоне  зарезаки бокового ствола и в интервалах интенсивного набора зенитного угла в штанговой колонне глубинного насоса возникают большие изгибающие напряжения. Для снятия этих напряжений институтом БашНИПИнефти был разработан штанговый шарнир, который позволяет значительно снизить изгибающие напряжения (рисунок 25). 

4

3

2

1

Компоновка

опоры

     1 – колонна штанг; 2 – насос; 3 –  опора насоса; 4 – хвостовик

     Рисунок 24 – Схема безтрубной эксплуатации скважины

2

1

4

3

     1 – боковой ствол; 2 – колонна  штанг; 3 – центратор; 4 – шарнир

     Рисунок 25 – Схема работы штанговой колонны  при входе в БС с шарниром и  без шарнира