25291 (586585), страница 12
Текст из файла (страница 12)
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.
95
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)
| Типоразмер УЭЦН | 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 | ||||||||||
| УЭЦНМ 5–20–1200 | 15905 | 14,9 | 13,4 | 10,1 | 23,0 | 21,9 | 20,3 | 18,6 | ||||||||
| УЭЦНМ 5–20–1800 | 20044 | 9,4 | 8,4 | 6,4 | 14,5 | 13,8 | 12,8 | 11,7 | ||||||||
| УЭЦНМ 5–50–1300 | 15522 | 15,6 | 14,0 | 10,6 | 24,1 | 23,0 | 21,4 | 19,5 | ||||||||
| УЭЦНМ 5–50–1700 | 17887 | 11,8 | 10,6 | 8,0 | 18,1 | 17,3 | 16,1 | 14,7 | ||||||||
| УЭЦНМ 5–80–1200 | 16533 | 13,8 | 12,4 | 9,4 | 21,2 | 20,2 | 18,8 | 7,2 | ||||||||
| УЭЦНМ 5–80–1550 | 19592 | 9,8 | 8,8 | 6,7 | 15,1 | 14,4 | 13,4 | 12,3 | ||||||||
| УЭЦНМ 5–80–1800 | 20418 | 9,0 | 8,1 | 6,1 | 13,9 | 13,3 | 12,3 | 11,3 | ||||||||
| УЭЦНМ 5–125–1300 | 18582 | 10,9 | 9,8 | 7,4 | 16,8 | 16,0 | 14,9 | 13,6 | ||||||||
| УЭЦНМ 5–125–1800 | 24537 | 6,3 | 5,6 | 4,3 | 9,6 | 9,2 | 8,5 | 7,8 | ||||||||
| УЭЦНМ 5А‑160–1450 | 19482 | - | - | - | 6,6 | 5,9 | 4,9 | 3,7 | ||||||||
Основные типы профилей скважин с боковыми стволами показаны на рисунке 19.
![](https://s.studizba.com/z.php?f=/templates/si/i/noavatar.png&w=100&h=100&t=1"){kind=avatar}
