МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ОТЧЕТ ПО УЧЕБНОЙ ПРАКТИКЕ Направление подготовки: 21.04.01 «Нефтегазовое дело» Направленность: Восстановление продуктивности скважин Форма обучения: очная Выполнил обучающийся гр.ВПСм-22-1 Александров Иван Александрович (ФИО) (подпись) Проверили: Доцент, Леонтьев Дмитрий Сергеевич (должность, ФИО руководителя практики от университета) (оценка) . (подпись) (дата) МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» РАБОЧИЙ ГРАФИК (ПЛАН) ПРОВЕДЕНИЯ УЧЕБНОЙ ПРАКТИКИ Александров Иван Александрович (Ф.И.О. обучающегося) Направление подготовки Направленность очной формы обучения, группа Вид практики 21.04.01 Нефтегазовое дело Восстановление продуктивности скважин ВПСм-22-1 Учебная Научно-исследовательская работа (получение первичных навыков научно-исследовательской Тип практики работы) Срок прохождения практики: с 11.01.2024 г. по 24.01.2024 г Руководитель практики от университета Леонтьев Д.С., доцент, канд. техн. наук) (Ф.И.О., должность, ученое звание) Наименование профильной организации № п/п 1 2 3 4 5 Планируемые работы Сроки проведения Организационное собрание Инструктаж по технике безопасности, охране труда, пожарной безопасности, правилам внутреннего трудового распорядка Выполнение индивидуального задания Консультации Подготовка и предоставление отчета о прохождении практики Обучающийся Руководитель практики от университета / 11.01.2024 11.01.2024 11.01.2024 – 24.01.2024 11.01.2024 – 24.01.2024 25.01.2024 – 26.01.2024 Александров И.А. / Леонтьев Д.С. / МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ИНДИВИДУАЛЬНОЕ ЗАДАНИЕ Александров Иван Александрович (Ф.И.О. обучающегося) Направление подготовки 21.04.01 Нефтегазовое дело Направленность Восстановление продуктивности скважин очной формы обучения, группа ВПСм-22-1 Вид практики Учебная Научно-исследовательская работа (получение первичных навыков научно-исследовательской Тип практики работы) Цель прохождения практики развитие способности самостоятельного осуществления научно-исследовательской работы Задачи практики Выполнение индивидуального задания Индивидуальное задание на практику: Новые технологии МГРП и оценка их технико-экономической эффективности скважин с горизонтальным окончанием Планируемые результаты: Выполнение индивидуального задания Сдача отчета Руководитель практики от университета Задание принято к исполнению «_11_» Обучающийся Леонтьев Д.С./ 01 2024 г. /Александров И.А./ МИНИСТЕРСТВО НАУКИ И ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования «ТЮМЕНСКИЙ ИНДУСТРИАЛЬНЫЙ УНИВЕРСИТЕТ» ПРОВЕДЕНИЕ ИНСТРУКТАЖЕЙ Александров Иван Александрович (Ф.И.О. обучающегося) Направление подготовки 21.04.01 Нефтегазовое дело Направленность Восстановление продуктивности скважин очной формы обучения, группа ВПСм-22-1 Вид практики Учебная Научно-исследовательская работа (получение первичных навыков научно-исследовательской Тип практики работы) № Вид инструктажа Дата проведения 1 Охрана труда 11.01.2024 2 Инструктаж по технике безопасности 11.01.2024 Правила внутреннего трудового распорядка 11.01.2024 3 Руководитель практики от университета Подпись инструктируемого Подпись ответственного за проведение инструктажа / Леонтьев Д.С./ Оглавление 1. Новые технологии МГРП и оценка их технико-экономической эффективности скважин с горизонтальным окончанием…………………………..7 1.1 Технология МГРП с использование разрывных муфт BPS, активируемых селективным пакером чашечного типа Cup-to-cup (C2C)………………………….7 1.2 МГРП по технологии Plug&Perf на жестком кабеле…………………….9 1.3 Технология МГРП с растворимыми шаровыми системами……………10 1.4 МГРП с применением фрак-портов с цанговыми втулками и растворимыми шарами………………………………………………………………12 1.5 МГРП по технологии перфорации труб «Perforation packer re-frac»….13 2. Сопоставление технологий МГРП………………………………………..14 3. Минимизация технологических рисков………………………………….16 4. Выводы и рекомендации…………………………………………………..20 Список использованной литературы………………………………………..23 ВВЕДЕНИЕ Многостадийный гидравлический разрыв пласта (МГРП) — это один из наиболее эффективных способов заканчивания горизонтальных скважин. Суть ГРП заключается в существенном повышении проницаемости продуктивного пласта и зоны дренирования скважины путём создания в нём высокопроводимой трещины при закачивании в пласт специальной жидкости гидроразрыва под высоким давлением и дальнейшем закреплении этой трещины расклинивающим агентом (проппантом). Технология МГРП позволяет проводить несколько операций гидравлического разрыва пласта в одной скважине для максимального охвата продуктивного горизонта, что особенно актуально для горизонтальных скважин. 1. Новые технологии МГРП и оценка их технико-экономической эффективности скважин с горизонтальным окончанием При бурении на группы пластов Б, Ач и Ю заканчивание осуществляется с проведением многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП) по различным технологиям (шаровые сдвижные муфты, разрывные порты, гидропескоструйная перфорация, установкой пакер-пробок на жестком кабеле и др.). В последние годы осуществляется подбор оптимальных технологий как для цементируемого ГУ, так и разобщенного на отдельные интервалы заколонными пакерами. К настоящему времени на Приобском месторождении завершены опытнопромышленные работы (ОПР) по проведению МГРП в ГС с 146-168 мм эксплуатационной колонной и заканчиванием по следующим технологиям. 1.1 Технология МГРП с использование разрывных муфт BPS, активируемых селективным пакером чашечного типа Cup-to-cup (C2C) Особенностью данного подхода является то, что каждый из последующих портов активируется в процессе ГРП посредством выдавливания заглушек из портов при росте давления. На этапе ОПР на Ачимовсчикх отложениях, проведение МГРП по данной технологии характеризовалось повышенными рисками получения инцидентов, в связи с истиранием чашечного пакера. Краткое описание технологии заканчивания: разрывные порты устанавливаются в муфтах колонны при спуске в скважину; производится цементирование колонны на всю длину; в процессе освоения при проведении ГРП фрак-порты открываются созданием избыточного давления с использованием специального селективного (двухчашечного) пакера (рисунок 2); после открытия каждого порта осуществляется закачка проппанта и формирование трещины ГРП; после стравливания давления осуществляется переход на следующий интервал гидроразрыва. Преимущества: Равнопроходное сечение после проведения МГРП; Быстрая нормализация забоя (вымыв остатков пропанта); Относительно короткие сроки освоения скважины. Недостатки: Ограничение глубины спуска компоновки Высокий риск не активации разрывных мембран Длительная подготовка ствола скважины к спуску компоновки. По результатам ОПР применение данной технологии на группы пластов Ач и Ю показало ее неэффективность. Рисунок 2 – Схема хвостовика с разрывными муфтами и селективным пакером чашечного типа Cup-to-Cup (С2С) 1.2 МГРП по технологии Plug&Perf на жестком кабеле Основной особенностью технологии «Plug & Perf» является то, что весь процесс многостадийного ГРП выполняется с применением геофизической партии, что ведет к существенному удорожанию заканчивания скважин. Краткое описание технологии заканчивания: для проведения операции в интервал ГРП спускается компоновка, содержащая пакер-пробку и устройство для перфорации. После закрепления пакера и перфорации сбрасывается шар, производится первая стадия ГРП. Затем производится установка новой пакерпробки, перфорация следующего интервала, сброс шара и осуществляется следующая стадия гидроразрыва (рисунок 3). Затем вышеприведенные операции повторяются. Преимущества: Равнопроходное сечение после проведения МГРП; Широкое варьирование расположения мест проведения гидроразрыва; Недостатки: Высокая стоимость ; Требуется разбуривание временных пакеров; Требуется значительное количество СПО в соответствие с количеством стадий ГРП. Осложнение в процессе ОПР: • Затяжки кабеля с дальнейшим его расхаживанием при прохождении интервала расположения стыка «головы» хвостовика и стингера • Отказ срабатывания перфорационной системы Рисунок 3 – Схема компоновки для проведения МГРП по технологии Plug&Perf Вышеописанные технологии имеют определенные технологические и стоимостные ограничения, в связи с чем в качестве альтернативных им решений предлагаются следующие технологии МГРП. 1.3 Технология МГРП с растворимыми шаровыми системами Данная технология на стадии инвестиционных затрат значительно удешевит проект, т.к. не нужно будет использовать флот ГНКТ. Из недостатков – риск получения недоспуска манжетного узла до плановой глубины в случае осложненного ствола скважины. Краткое описание: фрак-порты устанавливаются в муфтах колонны при спуске в скважину; после посадки растворимого шара в седло муфты ГРП, открывается циркуляционное отверстие и перекрывает нижний интервал (рисунок 4); производится ГРП, при продавке пропанта, в поток, бросается следующий шар большого диаметра, и операция повторяется; после выполнения всех стадий ГРП выполняется промывка для растворения шаров; скважина осваивается. Преимущества: За счет применения технологии растворимых шаров исключен этап разбуривания, который ранее требовался при выполнении МГРП по обычной технологиями с нерастворимыми шарами. Глубина спуска компоновки не ограничивается; Возможность проведения до 17 стадий ГРП в зависимости от производителя компоновки; Недостатки: • В случае повторного ГРП требуется разбурка седел; • Растворимые шары выдерживают меньше давления; • Использование в нецементируемых участках. Данная технология используется только в нецементируемых участках (с использованием пакеров), ввиду технологических особенностей посадочных седел под шары. Рисунок 4 – Принцип работы МГРП с шаровыми системами. 1.4 МГРП с применением фрак-портов с цанговыми втулками и растворимыми шарами Особенность данной технологии – необходимо применение обсадных труб повышенной прочности. Ввиду технологической особенности цанговых втулок – использование технологии возможно только в зацементированном участке колонны. Краткое описание: порты при ГРП открываются после сброса и посадки в муфту шара с втулкой (с уникальным, под каждую муфту, расположением ключазацепа) давлением (рисунок 5). Далее производится закачка пропанта в пласт. Шар растворяется, освобождая проход в муфте, разбуривание не требуется. При необходимости, возможно извлечение втулок и закрытие портов (при помощи специального инструмента). Преимущества: Количество возможных стадий более 30; Равнопроходный диаметр муфт ГРП Возможность «отключения» обводненных участков, закрытие муфты; Стоимость проведения работ и применяемого оборудования; Скорость проведения работ Недостатки: • Ввиду технологической особенности цанговых втулок – использование технологии возможно только в зацементированном участке колонны; • Необходимо использование стали марки Q125 для колонны труб. Рисунок 5 – Принцип работы МГРП с цанговыми втулками. 1.5 МГРП по технологии перфорации труб «Perforation packer refrac» Скважинная компоновка, которая за 1 СПО производит гидромеханическую прокалывающую перфорацию эксплуатационной колонны и МГРП. Отсутствует необходимость применения специальной оснастки для заканчивания в интервале горизонтального участка, а также есть возможность проведения повторных МГРП в эксплуатируемых скважинах. Краткое описание технологии: в скважину спускается компоновка, состоящая из прокалывающего перфоратора; механического якоря; нижнего чашечного пакера; порта ГРП; верхнего чашечного пакера и механического локатора муфт. После спуска компоновки происходит позиционирование перфоратора в заданном интервале. До начала работ по перфорации, происходит опрессовка глухой части эксплуатационной колонны. Созданием давления мгновенно происходит прокол эксплуатационной колонны и разрушение цементного кольца прокалывающим перфоратором (рисунок производится установка чашечных пакеров в интервале перфорации. 6). Далее Рисунок 6 – Прокалывающий перфоратор, используемый в компоновке. Преимущества: Неограниченное число стадий ГРП; Компоновка может эксплуатироваться в неравнопроходной ЭК мин. Диаметром 96 мм Сокращение затрат на вторичное вскрытие и проведение ГРП; Равнопроходный диаметр муфт ГРП (не требует работ по разбуриванию/фрезерованию внутренней оснастки хвостовика); Скорость проведения работ. Недостатки: Возможность негерметичности селективного пакера, аналогично технологии BPS+С2С. 2. Сопоставление технологий МГРП Обобщив вышесказанное, был произведен сравнительный технологический анализ (таблица 1). Из полученного результата следует, что альтернативные технологии имеют определенные преимущества в сравнении с ранее апробированными, в связи с чем был проведен расчет экономической эффективности, учитывающий затраты на бурение и крепление, освоение с проведением ГРП. Количество стадий для МГРП принято равное 5 для всех технологий. Таблица 1 – Сравнение технологий Сопоставив технологические особенности, и имея расчет экономического эффекта от альтернативных технологий, предлагается внедрение следующих технологий МГРП для групп пластов (таблица 2). Таблица 2 - Результаты расчета экономического эффекта Наименование Тип горизонтального участка Снижение стоимости МГРП (%) «Perforation packer re-frac» Цементируемый/ нецементируемый 4,7% МГРП с шаровыми система Нецементируемый Группа пластов Базовая Предлагаемая А, Б BPS+C2C Ач, Ю Plug & Perf 43,4% Фрак-порт с цанговыми муфтами Цементируемый 35% Экономически эффективной для скважин буримых на группы пластов А и Б является технологии МГРП с прокалывающей перфорацией «Perforation packer refrac», в сравнении с базовой технологией BPS+C2C. Для группы пластов Ач и Ю – в случае с нецементированным ГУ предлагается использование МГРП с шаровыми системами со значительным экономическим эффектом в сравнении с Plug & Perf (базовой технологией) – в 43,4%. А в случае с цементированным ГУ – использование технологии МГРП с цанговыми фтулками позволит получить экономический эффект в 35%. 3. Минимизация технологических рисков Технологии МГРП применяемые в цементируемом ГУ имеют минимальные технологические риски, поскольку имеется большой опыт цементирования ГУ. Дополнительным решением, минимизирующим риски, является проведение стендовых испытаний рассматриваемых компоновок. Определенные риски имеются по технологиям: - МГРП с шаровыми система имеет риск недоспуска колонны из-за применения множества заколонных пакеров в оснастке. Для минимизации рисков необходимо сформировать требования к параметрам кривизны профиля, при которых подобные риски минимизируются (вопрос рассмотрен далее); - МГРП с применением фрак-портов с цанговыми втулками и растворимыми шарами имеет риск некачественной посадки муфты в соединение, в случае присутствия остатков цемента в местах состыковки. Рекомендуется данную технологию применять в тех случаях, когда высоки риски недоспуска компоновки МГРП с шаровыми система. Во время спуска компоновки в нецементируемом участке используются заколонные нефте/водонабухающие пакера для разобщения интервалов ГРП. В результате при бурении на пласты Ач и Ю из-за жесткости конструкции есть риск недоспуска колонны с пакерами – соответственно есть вероятность недохождения манжетного узла до плановой глубины в случае осложненного ствола скважины. Данная проблема объясняется таким фактором, как повышенное трение при сложном профиле. Проведен анализ фактических профилей скважин с различной сложностью пространственного искривления и с успешным результатом спуска компоновки МГРП с шаровыми системами. Всего было рассмотрено 6 скважин с проектов других недропользователей и 1 скважина (скважина №7), пробуренная в 2021 году (таблица 3). Для анализа были использованный следующие критерии: Первый критерий – пространственная интенсивность Второй критерий – разворот горизонтального участка относительно первоначального азимута бурения участка стабилизации (рисунок 7) Третий критерий – смещение точки вскрытия продуктивного пласта от устья скважины. Таблица 3 – Данные фактических профилей рассматриваемых скважин Номер скважины №1 №2 №3 №4 №5 №6 №7 Максимальная интенсивность искривления, (о /10 м) 2,478 1,95 2,413 2,48 1,994 2,33 2,36 Разница азимута между участком стабилизации и начала горизонтального участка, (о) 30 45 120 14 120 50 0 Смещение точки T1 от устья, (м) 1700 1170 900 720 1145 1027 1124 Рисунок 7 – Условная схема расчета отклонения от азимута интервала стабилизации при бурении ГУ Максимальная интенсивность у рассматриваемых скважин составила 2,5 о/10 м. Принимая это значение в расчет, определим влияние отклонения азимута горизонтального участка от азимута интервала стабилизации при спуске обсадной колонны с помощью специального ПО (рисунок 8). 31,25 ПОТЕРИ НА ТРЕНИЕ 31,2 31,15 31,1 31,05 31 30,95 30,9 0 30 60 70 80 90 100 120 150 180 31,01 31,01 31,03 31,04 31,04 31,04 31,05 31,11 31,14 31,22 Рисунок 8 – График полученных значений при спуске обсадной колонны труб Из выполненных расчетов следует, что при бурении горизонтального участка (ГУ) отклонение от первоначального азимута интервала стабилизации до 90-100 о несущественно влияет на трение и, как следствие, минимизирует риски при спуске обсадной колонны с компоновкой МГРП. Можно взять во внимание значения, полученные на практике (таблица 3) – у скважин № 3 и № 5 разница в азимутах составляет порядка 120 о, но при меньшей пространственной интенсивности искривления. Анализ фактических профилей скважин показал, что спуск обсадной колонный с компоновкой для МГРП проходит без осложнений при достаточном смещении на точку входа в пласт (точка T1 на профиле). Рекомендуется определять минимальное смещение на точку входа в пласт в зависимости от глубины скважины, исходя из принципа «ухода профиля под себя» (таблица 4). Такие смещения позволяют бурить ствол скважины с зенитным углом не менее 10-15о и исключить бурение профиля под «себя» (без значительно изменения азимуту бурения в транспортной секции). Таблица 4 – Определение минимального смещения на точку T1 от устья скважины Диапазон минимальных значений min max Критерий Смещение на точку вскрытия пласта t1, м Глубина по вертикали 3000 700 3100 Таким образом, с учетом проведенных исследований и расчетов технологию МГРП с шаровыми системами рекомендуется применять на скважинах, профиль которых соответствует следующим критериям (для скважин буримых на группу пластов «А»): – интенсивность фактической кривизны не более 2,5 о/10 м – смещение на точку вскрытия пласта – от 700 до 3100 метров – разворотом профиля ГУ по азимуту относительно участка стабилизации – не более 90-100 о. Если профиль не соответствует данным критериям – в качестве альтернативного решения возможно использование МГРП с цанговыми муфтами (в компоновке отсутствуют заколонные пакеры). 4. Выводы и рекомендации, выбор подъёмного агрегата 1. В соответствии выработанных критериев с результатами оценки проведенных «сложности» исследований профиля, и предлагается апробировать представленные в работе альтернативные технологии МГРП, поскольку они имеют технологический и экономический потенциал в сравнении с применяемыми в настоящее время базовыми технологиями заканчивания с МГРП (потенциал снижения затрат – от 5 до 43 %). 2. Предлагается провести промысловые испытания технологии МГРП: - МГРП с прокалывающей перфорацией «Perforation packer re-frac» поэтапно на группу пластов А, затем Б и Ач, с целью последующей оценки результатов промысловых испытаний. С учетом результатов, полученных на вышележащих объектах, следует рассмотреть целесообразность испытания данной технологии на группе пластов группы Ю; - на группе пластов Ю апробировать технологии МГРП с использованием шаровых систем и с цанговыми муфтами, при этом область применения каждой технологии следует разграничивать, опираясь на критерии сложности профиля, описанные в данной работе. Выбор подъёмного агрегата производится в соответствии с условием: максимальный вес на крюке 𝐺𝑚𝑎𝑥 должен составлять не более 60% от грузоподъёмности подъёмного агрегата 𝐺 (уравнение 21) [18, 19]. 𝐺𝑚𝑎𝑥 = 0,6 ∙ 𝐺 Максимальный вес на крюке был рассчитан в пункте 2.3 настоящего курсового проекта и составил 55,6 тонн. В соответствии с этим минимально допустимая грузоподъёмность агрегата составит: 𝐺= 94,4 0,6 = 143 т Исходя из нагрузки на крюке, выбирается применение установки МБУ Идель-160. Мобильная буровая система Идель-160 (МБС Идель-160) предназначена для строительства эксплуатационных и разведочных скважин, капитального ремонта скважин, бурения боковых стволов в макроклиматических районах с умеренным и холодным климатом при температуре окружающего воздуха от минус 45 С до плюс 50 С, категория размещения 1 по ГОСТ 15150. МБС Идель-160 позволяет производить следующие операции (при соответствующей комплектации): передвижение по дорогам всех категорий монтаж-демонтаж агрегата на скважине монтаж и демонтаж скважинного оборудования спускоподъемные операции с насосными штангами, насосно- компрессорными и бурильными трубами механизированное свинчивание и развинчивание колонны НКТ и бурильных труб постановку цементных мостов в скважинах через манифольд вышки разбуривание песчаных пробок и цементных мостов ротором или забойным двигателем ловильные и другие виды работ по ликвидации аварий бурение скважин ротором или забойным двигателем зарезку боковых стволов скважин промывку скважин через манифольд вышки освоение скважин после завершения буровых работ Список использованной литературы 1. Д.Л. Бакиров, В.Н. Ковалев, М.М. Фаттахов, Г.В. Мазур, Э.В. Бабушкин. Эволюция конструкций горизонтальных скважин в Западной Сибири // Бурение и нефть. — 2022 г. — №10 — с.3-6. 2. Бурдин К., Мазитов Р., Голованев А.С. П.А.А. Уникальная операция ГНКТ в горизонтальной компоновкой МГРП , по изоляции обводненного интервала с применением мостовых пробок Unique Coiled Tubing ( CT ) Operation of Water Producing Interval Isolation in a Horizontal Well Completed with 8-stage Multistag 2013. № Septemberра (3). C. 34–43. 3. Бакиров Д.Л., Фаттахов М.М. Многозабойные скважины: практический опыт Западной Сибири // Тюменский дом печати — Тюмень 2015 г. — 232 стр., 4. ФНиП ПБ «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»: Утв. Приказом Федеральной службы по экологическому, технологическому и атомному надзору от 15.12.2020. № 534: М.2020.-523 с.
