Предлагаем вашему вниманию тезисы доклада Александра Лазаренко, руководителя департамента по бурению и скважинным технологиям ЧАО «Нефтегаздобыча» (ДТЭК Нефтегаз). В своей презентации Александр Лазаренко рассказал об успехах компании и применяемых технологиях.   

АЛЕКСАНДР ЛАЗАРЕНКО

к.т.н., руководитель

департамента по бурению и скважинным технологиям ЧАО «Нефтегаздобыча»

«ДТЭК Нефтегаз – операционная компания, которая отвечает за нефтегазовое направление в структуре энергетического холдинга ДТЭК. В портфеле активов 2 газодобывающих предприятия – ЧАО «Нефтегаздобыча» и ООО «Нефтегазразработка».

В активе компаии 3 лицензионных участка, 25 млрд., 23 глубоких скважины, 3 установки подготовки газа, 248 км. трубопроводов.

На сегодняшний день компания занимает первое место по добыче среди частных компаний и второе - после Укргаздобычи, с учётом государственного и частного сектора. По добыче газа и газового конденсата мы постоянно наращиваем показатели.

Один из важных активов компании - Семиренковское месторождение. Его специфические характеристики таковы:

- Глубина скважин по вертикали 5500-5650 м по вертикали

- Забойная температура - 120-135 С

- Пластовые давления - Горизонт В-16 – 48,0 МПа

- Горизонт В-19 – 25, 0 МПа

- Наличие углекислого газа - СО2 5-7 %

Типовая конструкция скважин Семиренковского месторождения подобрана с учётом таких характеристик как необходимость бурения отложений перьми и триаса, которое сопровождалось  затяжками бурильного инструмента. Большая протяженность открытого ствола  при бурении под техническую колонну Ш 244,5 мм создает необходимость в частых шаблонировках ствола (каждые 12-16 часов бурения), а также необходимость в проработке ствола скважины под спуск технической колоны. Спуск эксплуатационной колоны Ш 177,8 мм  выполняется до глубины 5550 м. Вскрытие основного продуктивного горизонта В-19 происходит долотом 152,4 мм на минимальных репрессиях на пласт.  Заканчивание проводится с помощью фильтров, что повысило продуктивность скважин по сравнению с цементируемыми хвостовиками. При бурении трёх последних скважин мы не цементировали продуктивный горизонт, а использовали фильтры компании «Буровая техника». При таком подходе исключается загрязнение пласта цементным раствором.

Сложный ландшафт требует особого подхода. Скважины наклонно-направленные, где мы используем S-подобный профиль, или G-образный профиль. Что касается освоения пластов с низким давлением, то основная проблема в том, что на какой жидкости мы бы не бурили, гидростатика раствора всегда больше, чем пластовое давление. Закон Паскаля никто не отменял, поэтому промывочная жидкость поступает в продуктивный горизонт.

Такая же проблема существует и при капитальном ремонте скважин.

Для решения этой задачи мы используем специальные технологии интенсификации. Мы исполльзуем колтюбинговую установку и обрабатываем продуктивный горизонт, тем самым убираем зону кальматации в пласт.

Что касается капремонта скважин, то мы пришли к выводу, что для скорейшего ввода в эксплуатацию скважины после капремонта наилучший эффект даёт использование эмульсий.

Проникновение биополимера в пласт определяется его реологическими характеристиками и проницаемостью кольматационного слоя в забойных условиях. Биополимерный раствор обладает уникальными псевдопластичными характеристиками, позволяющими очищать ствол от выбуренной породы и создавать сопротивление проникновению в пласт, которые сохраняются до температуры более 140оС.

   В результате применения композитных кольматантов, содержащих как жесткиекольматационный экран, так и упругие частицы система создает не зависимо от соотношения размеров пор пласта и частиц кольматанта. Система  обеспечивает – забойную фильтрацию на уровне 15-18 см3/30 мин. и ниже. Биологическое разложение органических компонентов достигается через 4-6 суток.

Мы осуществляем интенсификацию притока с помощью кислотных ванн после бурения. Практика капитальных ремонтов скважин показала, что несмотря на эмульсионные буровые растворы на углеводородной основе выход скважины на режим во времени происходил в течении от 1-го до 3-х месяцев. Выход скважин на режим осуществляется с помощью кислотных ванн без глушения скважины.

Гордость компании - скважина №17 (6750 м) стала рекордной по глубине открытых залежей углеводородов. Ранее самым глубоким горизонтом был объект на глубине 6200 м.

Конструкция скважины была разработана с учетом аномально-высоких пластовых давлений.

Ещё одним достижением компании стало проведение сложных работ по «зарезке» бокового ствола на одной из скважин.  В 2016 г. на скважине 71 Семиренковского ГКМ были выполнены работы по  «зарезке» бокового ствола при участии компании Weatherford. По ее данным, это самая глубокая «зарезка» в мире в таком диаметре.  Характеристики объекта:

 - Забой скважины - 5191 м

 - Последняя обсадная колонна - 244,5 мм, глубина спуска 5087 м

 - Глубина вырезки окна - 5033 м

 - Конечный забой скважины - 5770 м (по стволу)

Особое внимание мы уделяем эксплуатационным колоннам. Эксплуатационная обсадная колонна – самая ответственная часть для всех скважин. Ее стойкость и герметичность -- высший критерий качества в конструкции скважины. Для решения поставленной задачи  в компании были использованы обсадные трубы класса премиум австрийской компании   Voestalpine и смазки для обсадных труб компании Jet-Lube, которые способны выдерживать давление до 700 атм. Газогерметичные соединения труб типа метал-метал в комплексе с качественной смазкой обеспечивают герметичность колонны  и  предотвращают межколонные перетоки пластовых флюидов. Комплексный подход к решению задачи по предотвращению межколонных перетоков позволил получить 100% результат работ. На всех скважинах где спущена данная колонна с применением смазки Jet-Lube -- межколонные давления отсутствуют.

Эффективное бурение невозможно без  качественных буровых долот. ЧАО «Нефтегаздобыча» нацелена на эффективную работу буровых долот. При бурении скважины № 23 Семиренковского ГКМ был поставлен рекорд по бурению интервала 3707-4991 м (1284 м). Данный интервал был пробурен одним долотом со средней механической скоростью 5.01 м/час. Стоит отметить, что ранее для бурения аналогичного интервала на Семиренковском месторождении было затрачено 9 шарошечных долот, а средняя механическая скорость составила 0,75 м/час.

Капитальный ремонт скважин в условиях наличия среды СО2 — это ещё одна специфическая задача, с которой работает наша компания. Семиренковское месторождение характеризуется высоким содержанием углекислого газа 5-7 % в совокупности с высокими пластовыми температурами до 140 °С ресурс подвески насосно-компрессорных труб из черного металла составляет от 1-го до 3-х лет эксплуатации.  В 2014 году компания успешно ввела в эксплуатацию лифт НКТ из труб 13Cr. Мировой опыт применения таких труб показывает увеличение ресурса НКТ до 70 %, что в свою очередь увеличивает межремонтный период скважины и снижает расходы на капитальный ремонт».