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
НН2Б‑44
НН2Б‑57

 

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
	88,6	60/50
	100,3	73/62

 

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 – 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).

 

Компоновка опоры

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

Рисунок 24 – Схема безтрубной эксплуатации скважины

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