Применение технологии Фишбон имеет ряд своих преимуществ
 Скачать 0.69 Mb.
|
|
Интенсивное развитие нефтегазовых компаний в современном мире невозможно без внедрения инноваций и постоянного поиска новых технологий. На каждом месторождении есть свои сложности, которые могут быть решены за счет уникального комплекса технологических решений. ФИШБОН Технология «Fishbone» («рыбья кость») – относительно новая технология, которая представляет собой многоствольную (многозабойную) скважину с особой траекторией, при которой от одного горизонтального ствола отходят многочисленные ответвления. Данная технология является альтернативой использования технологии гидравлического разрыва пласта (ГРП). Направление горизонтальных стволов по технике fishbone позволяет увеличить охват нефтенасыщенных участков по сравнению с традиционной горизонтальной скважиной. Основной функцией настоящей технологии является точная и контролируемая интенсификация производительности скважины, за счет объединения ствола скважины и коллектора как минимум двумя сотнями ответвлений. Ответвления легко преодолевают вертикальный поток и увеличивают коэффициент вскрытия коллектора, что в свою очередь увеличивает коэффициент производительности и добычи. Применение технологии «Фишбон» имеет ряд своих преимуществ: снижение стоимости скважины, бурение до глубины промышленной зоны осуществляется один раз, а затем добавляются боковые стволы. возможны процедуры пересмотра запасов. Разработка месторождений, запасы которых ранее были отнесены к разряду нерентабельных, становится теперь экономически выгодной. высокий коэффициент охвата разрабатываемого месторождения. При таком подходе для разработки требуется значительно меньшее число скважин. При относительно небольшом объеме буровых работ технология «фишбон» позволяет значительно увеличить охват нефтенасыщенных участков пласта. Согласно геологическим условиям каждый новый ствол скважины, должен быть достаточно смещён относительно других ветвей для обеспечения безопасной эксплуатации, короткого цикла бурения, экономически эффективного бурения, увеличения добычи нефти и газа. Оборудование для бурения скважин по технологии типа «Рыбья кость» технически более компактное (чем например бурение с использованием технологии гидравлического разрыва, которое к тому же является сложными и дорогостоящими.) и не требует специализированного громоздкого оборудования. Его обслуживание требует меньшее количество специалистов, что также положительно сказывается на стоимости бурения. Также, технология позволяет на 95 % сократить расход жидкости, по сравнению с проведением ГРП, что значительно уменьшает степень и риск загрязнения глубинных вод и облегчает проведение работ по утилизации, повышая тем самым экологическую безопасность. Технология fishbone позволяет увеличить продуктивность скважины за счет лучшего подсоединения резервуара к стволу скважины. Каждое из ответвлений направляется в отдельные нефтяные участки недр, не задев пласты с водой и газом. При данной технологии требуется меньшее число скважин. В числе преимуществ также и снижение воздействия на окружающую среду. Стволы обычных фишбонов делают открытыми — в них нет обсадных труб. Но в некоторых геологических условиях (например, Мессояхи) это чревато обвалами, схлопыванием стенок стволов и, как следствие, быстрым падением продуктивности скважины. Чтобы этого не происходило, возможно строительство обсаженных фишбонов — многозабойных скважин, стенки которых будут укреплены хвостовиками. В России такие скважины крайне нераспространены. Для некоторых месторождений (напр. Приобского) оптимальный дизайн предполагает переход от четырехколонной к двухколонной конструкции скважины. Кроме того, есть скважины, в которые спускаться комбинированный хвостовик из труб разного диаметра, что ранее являлось очень редким решением. Заканчивание скважин в сложных условиях Строительство многоствольных скважин уровня от TAML1 до TAML4. Многоствольное заканчивание — сложное, высокотехнологичное направление, требующее привлечения значительных ресурсов и развития большого количества компетенций. Многоствольные скважины уровня TAML1 введены, например, на Новопортовском месторождении. Эта технология дала возможность увеличить зону дренирования пласта при минимальных затратах, что позволило значительно улучшить экономические показатели скважины. Также существует строительство боковых стволов с возможностью сохранения эксплуатации имеющегося ствола. Применяется, например, на активах «Газпромнефть-Хантоса». Оно позволит дать новую жизнь старым скважинам, рентабельность которых значительно снизилась вместе с дебитом. Технология дает возможность сохранить приток нефти из старого ствола в тех случаях, когда отсутствует уверенность в том, что новый ствол позволит обеспечить экономически привлекательный уровень добычи.  Колтюбинг — бесшовная труба, намотанная на большую катушку и предназначенная для закачки жидкости в скважину на нужную глубину, очистки скважин от отложений и решения ряда других задач. На такой трубе могут размещаться различные инструменты для бурения, гидравлического разрыва пласта, гео-физических исследований. В сравнении с насосными компрессорными трубами (НКТ) с муфтовым соединением колтюбинг позволяет безопасно проводить работы на работающей скважине. Скорость выполнения различных операций с колтюбингом также гораздо выше, чем при использовании НКТ с муфтовыми соединениями. Колтюбинговые технологии (от coiled tubing - «намотанная труба») основаны на применении гибких непрерывных труб вместо традиционных буровых труб и насосно-компрессорных труб (НКТ) при внутрискважинных работах: капитальном ремонте (в т.ч. при гидроразрыве пластов), бурении, геофизических исследованиях. Гибкие трубы позволяют получить доступ в горизонтальные и боковые стволы. Перспектива применения безмуфтовой стальной трубы вместо множества свинчиваемых была очевидна на всех этапах развития нефтегазового хозяйства. Ультразвуковое воздействие на конденсат Среди месторождений все чаще обнаруживаются такие, откуда добывать газ просто невыгодно, ведь в нем в превышенных количествах содержатся примеси, тяжелые фракции (вода и щелочи), твердые частицы. Поэтому актуальность приобретает сравнительно новая технология газовой промышленности – максимальная «доразработка» уже действующих зон с целью получения из их недр ценного материала. Для этого эксплуатационная скважина интенсифицируется за счет ультразвукового воздействия. Оно позволяет очистить призабойную зону, которая забивается выпадающим конденсатом и снижает общее количество добываемого сырья. Для этого на участок необходимо воздействовать акустически с помощью комплекта ультразвукового оборудования, отличающегося дешевизной и экологической безопасностью. Обычно он включает в себя: электронный ультразвуковой генератор; пару скважинных излучателей; подъемник с геофизическим кабелем; стандартное промысловое и каротажное оборудование (зонды, локаторы муфт, рессоры, кабели, аппаратуру и пр.). Такую процедуру сможет осуществить за сутки даже специалист, который не обучался проводить ее профессионально. Основные проблемы на скважинахПескопроявление продуктивного пласта. При этом на забое скважины образуются малопроницаемые для газа песчаные пробки, существенно снижающие дебит скважин. Основные задачи, решаемые при эксплуатации газовых скважин с пескопроявлением на забое: • предотвращение образования песчаных пробок за счет ограничения дебита скважин; • выбор такого дебита скважины, при котором обеспечивался бы вынос частиц песка, проникающих на забой, к устью скважины. Если снижение дебита скважины для предотвращения образования песчаных пробок окажется намного меньше потенциального дебита скважины, то необходимо решать вопрос о защите призабойной зоны скважины от попадания песка и образования песчаных пробок с сохранением высокого дебита скважины. В последнем случае для защиты забоя скважины от попадания песка устанавливают различные фильтры: с круглыми отверстиями, щелевые и проволочные. Применяют также закрепление слабых пород призабойной зоны пласта для предотвращения их разрушения и засорения забоя скважины. Для этого в скважину закачивают водные суспензии различных смол (фенольно-формальдегидных, карбамидных и др.). При этом в пласте смола отделяется от воды и цементирует частицы песка, а вода заполняет капиллярные каналы и удаляется из них при освоении скважин. Для удаления песчаных пробок применяют также промывку скважин. Обводнение призабойной зоны приводит к таким отрицательным последствиям, как снижение дебита скважины, сильное обводнение газа, а значит, и большой объем его сепарации на промыслах для отделения воды, опасность образования большого объема кристаллогидратов и др. В связи с этим необходимо постоянное удаление воды из призабойной зоны скважины. Применяют периодическое и непрерывное удаление влаги из скважины. К периодическим методам удаления влаги относят: периодическую остановку скважины для обратного поглощения жидкости пластом; продувку скважины в атмосферу или через сифонные трубки; вспенивание жидкости в скважине за счет введения в скважину пенообразующих веществ (пенообразователей). К непрерывным методам удаления влаги из скважины относят: • эксплуатацию скважин при скоростях выходящего газа, обеспечивающих вынос воды с забоя; • непрерывную продувку скважин через сифонные или фонтанные трубы; • откачку жидкости скважинными насосами; • непрерывное вспенивание жидкости в скважине. Выбор метода удаления влаги зависит от многих факторов. При малых дебитах газа из скважины достаточно применение одного из периодических методов удаления влаги, а при больших дебитах - одного из непрерывных методов. Широко применяется относительно недорогой и достаточно эффективный метод введения в скважину веществ - пенообразователей. В качестве пенообразователей используют поверхностно-активные вещества (ПАВ) - сильные пенообразователи. Вспененная жидкость имеет значительно меньшую плотность и легко выносится на поверхность с потоком газа. Агрессивное действие сероводорода и углекислого газа. Для защиты труб и оборудования от коррозии разработаны различные методы: • ингибирование с помощью веществ ингибиторов коррозии; • применение для оборудования легированных коррозионно-стойких сталей и сплавов; • применение коррозионно-стойких неметаллических и металлических покрытий, • использование электрохимических методов защиты от коррозии: использование специальных технологических режимов эксплуатации оборудования. Гидратообразование. В скважинах и газопроводах при определенных условиях образуются твердые кристаллические вещества, называемые кристаллогидратами. По внешнему виду гидраты напоминают снег или лед. Это устойчивые соединения, при нагревании или понижении давления быстро разлагающиеся на газ и воду. Образовавшиеся гидраты могут закупорить скважины, газопроводы, сепараторы, нарушить работу измерительных приборов и регулирующих средств. Борьба с гидратами, как и с любыми отложениями, ведется в направлениях их предупреждения и ликвидации. Следует всегда отдавать предпочтение методам предупреждения гидратообразования. Если безгидратный режим невозможен, то применяются ингибиторы гидратообразования: метиловый спирт СН3ОН (метанол), хлористый кальций, гликоли. Простой способ для безгидратного режима эксплуатации скважины — поддержание на устье температуры газа 25—30°С. В этом случае при любом давлении ниже 50 МПа в стволе скважины не образуются гидраты. Изменяя дебит скважины, во многих случаях удается поддерживать такой режим. Признак образования гидратов в скважине — снижение устьевого давления и дебита скважины в результате перекрытия гидратами проходного сечения труб. Методы ликвидирования гидратов: Введение в поток газа метанол – он замедляет образование гидратов. (при условии, что скважина оборудована для этого). Значительное снижение давления на устье (вплоть до продувки в атмосферу); При этом под действием перепада давления и в результате частичного разложения гидратная пробка разрушается и выносится потоком газа. Затем устанавливают режим близкий к безгидратному; Газ можно отбирать через затрубье. Тогда теплый поток газа обогреет фонтанные трубы и частично расплавит пробку. Возврат на отбор через фонтанные трубы может привести к разрушению и удалению гидратной пробки. При образовании пробки значительных размеров эти способы могут не помочь. В таких случаях вынуждены применять дорогостоящие и длительные мероприятия - циркуляцию ингибиторов или солевых растворов, или разбуривание пробки. |