«РН-Юганскнефтегаз» тиражирует инновационные решения для оптимизации процессов бурения

ООО «РН-Юганскнефтегаз» испытывает инновационные технологии для более безопасного и эффективного бурения скважин. В части инноваций Общество стало пионером среди дочек «Роснефти» в области испытания нефтяного оборудования и тестирования технических решений.

«РН-Юганскнефтегаз» стал первым предприятием «Роснефти», опробовавшим безопасный гидравлический переводник

Испытания показали, что данное оборудование безопасно и конструктивно надежно, а его применение - экономически выгодно. Преимущество использования переводника заключается в том, что при устранении прихвата исключаются дополнительные операции по спуску и подъему колонны труб с левым бурильным инструментом, а также не проводятся работы по отвороту бурильного инструмента. С применением гидравлического переводника в рамках опытно-промышленных работ построено 3 горизонтальные скважины на Усть-Балыкском и Приобском месторождениях. В процессе бурения использовался буровой раствор на углеводородной и водной основе. Эффект – стабильно положительный.

- В планах использовать гидравлический переводник при бурении горизонтальных скважин с высокотехнологичным забойным оборудованием. При строительстве горизонтальных скважин применяются роторно-управляемая система и комплекс полного каротажа. В случае аварийной ситуации, переводник разъединяется и производится подъем отсоединенной части колонны труб. Согласно алгоритма действий, далее планируется спуск ударной компановки на ликвидацию прихвата. В результате использования гидравлического переводника на данном этапе, можно сэкономить 24 часа работы буровой бригады за счет исключения дополнительных спускоподъемных операций, - уточнил главный менеджер Отдела технологий бурения скважин ООО «РН-Юганскнефтегаз» Кирилл Маямсин.

Опытно-промышленные испытания гидравлического переводника продолжаются. Оборудование тестируют в агрессивных условиях кислотной и углеводородной среде, одновременно имитируя скважинные условия с высокими давлением и температурой. По итогам ОПИ, будет принято решение о тиражировании оборудования.

Испытания «РН-Юганскнефтегаза» доказали, что силикатный реагент в составе бурового раствора укрепляет стенки скважин, повышая безопасность в сложных интервалах бурения

При бурении скважин в продуктивный пласт ЮС-2 специалисты столкнулись с определенными проблемами. Кровля целевого пласта состоит из неустойчивых аргилитовых пород, склонных к осложнению. Сейчас для укрепления стенок скважины используется тяжелый буровой раствор. В процессе бурения, так как создается давление выше пластового, буровой раствор поглощают вышележащие пласты. В результате разбухания пород транзитных пластов затруднено движение бурового инструмента. Снизить плотность бурового раствора не представляется возможным, в связи с риском осложнения аргиллитов Васюгановских и Баженовских свит. Нефтяники придумали как устранить данную проблему.

- Строительство скважин требует определенных критериев, таких как количество колонн, глубина их спуска и диаметр. Мы решили эксплуатационную колонну диаметром 178 мм установить выше ЮС-2 и не вскрывать продуктивный пласт. Затем долотом маленького диаметра мы бурим 100-120 метров в продуктивном пласте. То, что мы используем небольшой бурильный инструмент сокращается риск осыпания горной породы в ствол скважины. Далее, мы поднимаем бурильный инструмент в башмак эксплуатационной колонны и закачиваем буровой раствор с силикатными добавками. После герметизации устья скважины в стволе скважины создается избыточное давление и, при взаимодействии с аргилитовыми породами, силикаты проникают глубоко в поры горной породы, образуя на стенках скважины «стеклянную» корку. Раствор держит горную породу в стабильном состоянии порядка 3-х суток. За это время мы успеваем пробурить скважину под секцию хвостовик, - рассказал буровой супервайзер Отдела супервайзинга бурения скважин и, по совместительству, автор проекта Иван Есипенко.