· ответственность бухгалтера или руководителя компании насчитывает 10000-20000 рублей;

· еще один штраф предполагает убытки для предприятия от 20000 до 70000 рублей;

Если и это не образумит предпринимателя, повторное нарушение законодательства карается в первом случае штрафом от 30000 до 50000 рублей, во втором - 100000-150000 рублей.



ПРИЛОЖЕНИЕ З

Ответственность учредителя за деятельность ООО в 2016 году

Вопрос ответственности учредителя Общества с ограниченной ответственностью за процесс и результаты деятельности предприятия является весьма актуальным в современной финансово-правовой среде.

Об юридических обязательствах дольщика ООО мы расскажем в нашей статье.

Понятие учредителя ООО. Процесс деятельности такой организационно-правовой формы хозяйствования, как ООО, регламентируется соответствующим Федеральным законом, а именно законом «Об обществах с ограниченной ответственностью» от 08.02.1998 № 14 ФЗ.

Согласно актуальной редакции 2016 года, учредителем (основателем) ООО является лицо, которое:

- утверждает устав организации;

- основывает (вносит свою часть) в уставной капитал;

- определяет руководящий состав предприятия и его контролеров;

- имеет право голоса при принятии решении относительно деятельности общества.

Законом предусмотрено, что учредителем общества может выступать как юридическое, так и физическое лицо (лица). Основать ООО имеет право как гражданин РФ, так и нерезидент.

Ограничения по учреждению ООО существуют для военнослужащих, депутатов и прочих должностных лиц государственной власти.

Ответственность в рамках уставного капитала. Условия, по которым основатель ООО отвечает по обязательствам организации, описаны в Законе от 08.02.1998 № 14-ФЗ, а также в Гражданском Кодексе РФ.

Так, статья 1 данного кодекса предусматривает, что при ликвидации или банкротстве организации дольщик ООО отвечает исключительно имуществом и активами данной организации.

То есть в случае финансового краха предприятия, когда долги общества перед кредиторами и контрагентами превышают фактическую стоимость уставного капитала и всего имущества (как движимого, так и недвижимого), собственник такого предприятия законодательно имеет право не покрывать разницу долга личными средствами или собственностью.

Риск потерять банковские активы, недвижимость, автомобиль и прочие персональные владения у дольщика фактически отсутствует.

Данная законодательная норма подтверждается Гражданским кодексом РФ. Так, согласно статьи 56 ГК РФ, именно ООО, а не его собственники, отвечает по своим обязательствам самостоятельно как отдельная хозяйственная единица.

Такое правило признается справедливым, ведь ГК также определяет, что общество не отвечает по долгам своих дольщиков.

Субсидиарная ответственность. Важно отметить, что законодательная практика все же предусматривает случаи, когда учредитель (учредители) несут материальную ответственность за результаты деятельности ООО.

В 2016 году участились случаи взыскание с дольщика долгов общества.

Возможность взыскать с собственника долг, превышающий имущество ООО и его уставной капитал, возникает при банкротстве общества.

В данной ситуации вступает в силу понятие субсидиарной ответственности, а именно дополнительных обязательств руководителя, который несет ответственность по долгам организации-должника в законодательно установленном порядке.

Возможность погашения обязательств ООО за счет личных средств дольщика предусмотрена Законом «О несостоятельности (банкротстве)» от 26.10.2002 N 127-ФЗ .

Согласно изменениям к Закону от 05.06.2009, кредиторы могут привлечь к материальной ответственности учредителя общества, а также высших должностных лиц организации (руководителя, главного бухгалтера, управляющего и прочих).

Это возможно, если при банкротстве ООО имело место одно из следующих обстоятельств:

- учредителем было принято решение, касающееся деятельности общества, выполнение которого принесло убытки контрагентам и кредиторам;

- учредитель утвердил решение, реализация которого повлияла на банкротство организации;

- учредителем (директором, бухгалтером) не были обеспечены соответствующее ведение и сохранность налоговой отчетности и бухгалтерской документации;

- руководство общества (учредитель, директор) не подало в арбитражный суд заявление о признании собственной финансовой несостоятельности, при условии наличии всех соответствующих для этого обстоятельств.

Если одно из вышеописанных условий имело место быть, кредитор или любое другое заинтересованное лицо имеет право требовать погашения долгов ООО за счет личных средств учредителя.

Для этого необходимо подать в суд исковое заявления, к которому приложить все имеющиеся документальные доказательства вины собственника.

Если заявления направляется в рамках дела о банкротстве, то его рассматривает арбитражный суд.

Если же ООО официально признано банкротом, а истцом является кредитор, то решение о взыскании долга рассматривает суд общею юрисдикции. В последнем случае ответчиком выступает непосредственно учредитель как физическое лицо.

По факту исполнения судебного производства выносится решение, были ли действия учредителя виновно совершенными или нет. При доказанности вины суд обязует ответчика удовлетворить материальные требования кредиторов и контрагентов за счет личных средств, при их недостаточности - собственным имуществом.

Уголовная ответственность. Законодательством предусмотрена уголовная ответственность учредителя (учредителей) за неправомерные действия в отношении деятельности Общества с ограниченной ответственностью.

В финансово-юридической практике 2015 года доказательство неправомерных действий учредителя было наиболее распространенным случаем, при котором собственник получил уголовное наказание. К таким действиям можно отнести:

сокрытие имущества общества и фальсификация информации о его стоимости;

незаконное распоряжение собственностью организации;

неправомерное погашение материальных требований кредиторов;

финансово неадекватное удовлетворение имущественных требований от должников.

Собственнику грозит тюремное заключение в случае причинение по его вине убытков обществу на сумму более 250 тысяч рублей.

Статья 179 Уголовного кодекса РФ предусматривает привлечение учредителя к уголовному наказанию, если его действия содержали принуждение к заключению сделки (или отказу), что впоследствии прямо или косвенно повлияло на причинении убытков организации.

Не стоит забывать об общепринятых законодательных нормах, нарушение которых влечет за собой уголовное наказание не только дольщика, но и высших должностных лиц организации. Так уголовная ответственность наступает в случае, если учредитель инициировал или совершал действия, которые привели к:

уклонению от уплаты предприятием общегосударственных налогов и сборов;

злоупотреблению при эмиссии собственных ценных бумаг организации;

незаконному перечислению средств в иностранной валюте и, как следствие, уклонению от уплаты таможенных сборов.

Привлечение дольщика к уголовной ответственности осуществляется в рамках искового производства. Инициатором подачи заявления может выступать кредиторы и контрагенты.

Если заявителем о возмещение убытков выступает непосредственно общество, то его интересы в суде представляет управляющий, прошедший процедуру конкурсного отбора. В случае, когда общество официально признано банкротом, то от его имени выступает конкурсный кредитор.



ПРИЛОЖЕНИЕ И

Проектирование и строительство скважин ООО «НЭУ»

Раствор

Раствор на углеводородной основе (РУО) давно и успешно используется на Юрхаровском НГКМ, строительство рассматриваемых скважин не стало исключением. Ниже приводится список преимуществ, позволивших РУО в свое время вытеснить традиционные для данного региона системы буровых растворов:

· Высокая стабильность ствола;

· Качественное первичное вскрытие;

· Предотвращение дифференциальных прихватов;

· Снижение коэффициента трения;

· Повышение надежности работы элементов КНБК.

Но при этом при строительстве рассматриваемых скважин применялась новая система бурового раствора на углеводородной основе (РУО), данная система обеспечила превосходные характеристики бурения, позволившие успешно завершить бурение скважин.

Так как классический раствор на углеводородной основе обладает реологическими характеристиками, которые принимают широкий диапазон значений при различных температурах, то, следовательно, эквивалентная циркуляционная плотность (ЭЦП) также будет обладать более широким диапазоном значений. Поэтому в рецептуре системы бурового раствора были применены новые химические реагенты, которые позволили добиться более плоского профиля реологических характеристик бурового раствора. Раствор, обладающий такими характеристиками, позволил производить строительство скважины в сложных горно-геологических условиях. Основными изменениями в рецептуре является использование разработанного пакета эмульгаторов и нового модификатора реологии, обеспечивающих инертность роста реологии с понижением температуры.

На основании имеющегося опыта и проектных данных для безаварийной проводки ERD скважин были поставлены цели:

· Поддержание ЭЦП в безопасном коридоре значений;

· Минимизировать риски осыпей/обвалов нестабильных интервалов, риск дифференциального прихвата, риск поглощения в высокопроницаемых пластах;

· Повысить качество очистки ствола скважины от выбуренной породы в верхних интервалах;

· Минимизировать риски поглощения при креплении скважины;

· Снизить коэффициент трения.

Основным осложнением при строительстве скважины в интервале эксплуатационной и потайной колонн является нестабильность ствола скважины в интервале Покурской свиты и кровли продуктивных пластов группы БУ, а также риск поглощения бурового раствора. Перед проведением работ была построена модель промывки скважины с помощью гидравлических расчетов в специальном программном пакете, под максимально допустимое значение ЭЦП подбирались оптимальные реологические параметры раствора и режимы бурения, из графиков видно, что расчетное ЭЦП не выше предельно допустимого (предельно допустимое ЭЦП-1,45г/см3).

При обновлении геомеханической модели в режиме реального временипроизводилось уточнение данных пределов градиента давления бурового раствора в скважине, при котором будет сохранена стабильность, как со стороны обрушений, так и со стороны гидроразрыва пласта. А также, не будет происходить проявления пластового флюида в скважину. С точки зрения устойчивости ствола скважины плановые азимуты бурения не являлись самыми безопасными. Поэтому для обеспечения безаварийности проводки скважин требовались дополнительные решения, обеспечивающие приемлемые значения эквивалентной циркуляционной плотности при бурении.

Постоянный контроль эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП), контроль реологических параметров бурового раствора, актуализация и перерасчёты скоростей СПО и режимов бурения/промывок/проработок на основании рекомендации геомехаников позволили произвести строительство скважины в сложных горно-геологических условиях, требующих неукоснительного соблюдения всех параметров в “узком окне” допустимых значений. Применение геомеханики в реальном времени также позволило оперативно производить обработки бурового раствора для оптимизации параметров бурового раствора.

В случае признаков нестабильности ствола скважины (скачки давления, рост крутящего момента/неравномерность вращения БК, увеличения веса инструмента, выход обвального шлама на ситах) производились дополнительные промывки с прокачкой кольматирующих пачек, а также ограничения мех. скорости проходки и скорости движения бурильной колонны при промывках.

Выполнение данных мероприятий удалось безаварийно провести скважины в данной секции.

Добиться снижения отфильтровывания и снизить риск поглощения позволили технологические операции по прокачке кольматационных пачек. Оптимальный фракционный состав кольматантов был подобран с помощью специального программного обеспечения.

При бурении скважин на Юрхаровском НГКМ наиболее значимыми как по частоте, так и по объемам потерь являются поглощения при промывке перед цементированием либо при цементировании обсадной колонны. Эти поглощения имеют ряд особенностей по сравнению с условиями процесса бурения. Малый кольцевой зазор существенно увеличивает эквивалентную циркуляционную плотность и, таким образом, увеличивается вероятность гидроразрыва пласта. При спущенной обсадной колонне мероприятия по ликвидации поглощений бурового раствора затруднены. Между тем, поглощения влекут не только потери бурового раствора, но и снижают вероятность успешного цементирования обсадной колонны.

Одной из превентивных мер по снижению вероятности потери циркуляции при креплении -- применение технологии Integrated Borehole Strengthening Solution (i-BOSS). Данная технология подразумевает подбор специализированных кольматантов и их концентраций на основе значений коэффициента Пуассона и модуля Юнга. При превышении напряжений в горных породах (вызванных давлением циркуляции бурового раствора) над значением упругой деформации возникают трещины микрогидроразрывов породы. При правильно подобранном кольматирующем составе, тот заполняет собой трещины и не дает им сомкнуться при снятии напряжений. Напряженное состояние горных пород в таком случае выше, чем было до появления трещин. Как следствие, давление гидроразрыва пород становится выше.

Перед спуском обсадной колонны в открытом стволе производилась установка кольматирующей пачки i-BOSS, также были подобраны оптимальные рецептуры тампонажных смесей (буферных жидкостей и цементных растворов), в результате чего добились отсутствия поглощений во время цементирования.

В интервале бурения под потайную колонну и под хвостовик была успешно использована специальная смазывающая добавка для растворов на углеводородной основе. Применение данной добавки позволило значительно снизить коэффициент трения, это подтверждается снижением крутящего момента, улучшением равномерности вращения БК, снижением уровня вибраций, увеличением МСП и улучшением дохождения нагрузки на породоразрушающий инструмент.

Очистка ствола скважины

Очистка ствола скважины во время бурения секции под хвостовик являлась серьезной задачей в связи со значительным снижением расходов промывочной жидкости, в свою очередь используемых для обеспечения безопасных диапазонов ЭЦП. Для интервала открытого ствола соотношение диаметров инструмента к диаметру ствола, точнее их площади сечения (PHAR), составляло значение 2.34 и для верхних обсаженных интервалов выше потайной колонны 178 мм составляло диапазон от 2.18 до 4.7, расход бурового раствора на протяжении всей секции 155.6 мм составлял 600 л/мин (160 гал/мин) при этом скорости восходящего потока промывочной жидкости составляли значения от 20.2 до 57 м/мин. Данные условия четко описывают картину осложненной очистки ствола скважины в интервалах “большого диаметра”, которая вызвана необходимостью снижения диапазонов эквивалентной циркуляционной плотности.

Разработка стратегии по очистке ствола скважины, а также терпеливое и точное следование данной стратегии, внимательное слежение за тенденциями трения в скважине на основе дорожных карт, использование раствора на углеводород-ной основе со специально подобранной рецептурой и своевременные рекомендации в процессе бурения и спуско-подъемных операций позволили успешно завершить бурение горизонтальных секций без осложнений, а также провести спуск хвостовика без вращения на всех скважинах проекта, несмотря на значительные возможные проблемы, связанные с очисткой ствола скважины.

Реализация вышеуказанных мероприятий и технологических решений, нацеленных на минимизацию возможных рисков при строительстве скважин, позволили безаварийно произвести строительство и добиться сокращения времени.

Крепление обсадными колоннами

Для успешного спуска эксплуатационных обсадных колонн на плановые глубины требовалось привлечение самых современных разработок в этой области. Предварительные расчеты показали, что успех традиционного спуска зависит от многих факторов, таких как качество ствола скважины (соблюдение траектории, отсутствие интервалов резкого изменения направления скважины), очистки ствола от выбуренного шлама и применения центраторов. Для облегчения спуска эксплуатационной колонны на глубину 5626 м на стадии планирования был предложен следующий комплекс технологических решений:

· Спуск колонны с вращением и циркуляцией - специальное устройство, позволяет не только свинчивать трубы, но и обеспечивает вращение (одновременно с промывкой) при осложненном спуске;

· Автоматизированные штропа и элеватор;

· Композитные специальные центраторы обсадной колонны, позволяющие значительно снизить трение при спуске (до 0.15-0.20);

· Беспроводная система измерения крутящего момента и углов поворота TesTORK™;

· Для обеспечения спуска тяжелой 244.5 мм обсадной колонны с вращением были запланированы трубы с премиальными резьбовыми соединениями.

Устройство для спуска обсадной колонны с вращением представляет собой гидравлически активируемый прибор. В процессе работ прибор устанавливается в обсадную трубу и пакеруется, тем самым образуется герметичное соединение, позволяющее:

· Скручивать обсадные трубы

· Тянуть и толкать (расхаживать) колонну;

· Вращать колонну;

· Производить промывку;

· При необходимости комбинировать вышеперечисленные действия.

Специальный композитный центратор имеет сниженный коэффициент трения при контакте со стенками скважины, что позволяет значительно увеличить вероятность успешного спуска обсадной колонны до проектного забоя скважины с БОВ. Центратор изготовлен из прочного материала, обеспечивающего хорошую централизацию обсадной колонны для качественных цементных работ. Эллипсоидная форма позволяет без осложнений проходить интервалы сужения ствола и скоплений шлама.

Характеристики спец.центраторов:

· Низкий коэффициент трения;

· Используется от -40°C до 245°C;

· Химически инертный;

· Легкий в использовании - малый вес;

· Используется для обсадной колонны, хвостовиков, фильтров;

· Эргономичный дизайн облегчает прохождение бурового и цементного растворов и тем самым снижающий значения ЭЦП;

· Можно вращать.

В скважину № 1-А было спущено 378 центраторов, в скв.№ 3-А- 342 центратора.

Тщательная подготовка ствола скважины и применение технологий, озвученных выше, позволили успешно спустить 244.5 мм обсадную колонну. При этом спуск колонны не потребовал вращения обсадной колонны, а запас веса на крюке составлял более 100 т.

При строительстве скважин с БОВ использовались тампонажные растворы специально, разработанные для Юрхаровского НГКМ, имеющие в своем составе специальные добавки для:

· Борьбы с миграцией газа - газоблокаторы;

· Предотвращения поглощений цементного раствора - кольматанты.

Специальные рецептуры буферных жидкостей, обеспечили эффективный вымыв раствора на углеводородной основе, благодаря:

· Снижению межфазных напряжений;

· Разжижению масляной основы бурового раствора;

· Снижению отношения значений вязкости на границе раздела фаз;

· Изменению смачиваемости поверхности колонны и породы с гидрофобной на гидрофильную;

Цементирование эксплуатационных колонн скважин с БОВ было выполнено в одну ступень с поднятием цементного раствора до устья. При подготовке дизайна по центрированию колонн удалось добиться показателей коэффициента эксцентричности более 80-85% в наиболее важных интервалах (продуктивный пласт, проблемные зоны, интервалы интенсивного набора параметров кривизны) и не менее 70% в интервале открытого ствола скважины. Отсутствие межколонных углеводородных и водных проявлений говорит о том, что цементный камень в заколонном пространстве равномерно распределился и достиг лабораторных значений прочности на сжатие.

Специализированная оснастка для потайной колонны и спуска хвостовика

Для прохождения интервала нестабильных глин при спуске потайной колонны использовался прорабатывающий башмак.

· Оборудование представляет собой прорабатывающий торпедообразный башмак обсадной колонны со специальным гидравлическим приводом вращения.

· Башмак-калибратор обеспечивающий проработку ствола скважины при спуске обсадной колонны/хвостовика при подаче циркуляции через него, сама колонна при этом не вращается

· Значительно увеличивает доведение нагрузки на хвостовик (снижение т.н. «buckling» эффекта - уменьшает риск складывания инструмента).

· Спуск хвостовика с вращением транспортной колонны.

· Сам хвостовик при этом не вращается.

Геонавигация в целевом горизонте

Строительство таких скважин осложняется наличием множества геологических неопределённостей, вызванных отсутствием достаточной информации о структурном и литологическом строении. Залежи представлены разобщенными пластами песчаных пород-коллекторов, разделенными массивными глинистыми перемычками.

С учетом локализации залежей на значительной глубине возникает также неопределенность положения границ продуктивных пластов. При значительном удалении горизонтальных скважин БОВ от пробуренных разведочных скважин, возникает неопределенность в поведении структуры, которая может быть вызвана локальными структурными или стратиграфическими процессами. Необходимость привязки к стратиграфическим маркерам при бурении скважин БОВ особенно актуальна, в связи с увеличением вероятной накопленной погрешности замеров инклинометрии (т.н. эллипс неопределенности), которая может составлять десятки метров по вертикали для скважин такой конструкции.

В указанных условиях простой геометрический подход к бурению скважин недостаточен, необходимо применение комплексного подхода к процессу проводки скважин, предусматривающего использование полного спектра методов геонавигации. Применение полномасштабного комплекса исследований в процессе геонавигации при многопластовом пересечении доказало свою актуальность в процессе строительства рекордных скважин с большим отходом от вертикали в пределах материковой части России.

Для оптимального размещения горизонтального ствола скважин с большим отходом на Юрхаровском месторождении был использован комплекс каротажа во время бурения (гамма каротаж, сопротивление, плотность и нейтронная пористость), позволяющий в режиме реального времени выполнять надежную оценку фильтрационноемкостных свойств (ФЕС) вскрываемого разреза. Таким образом, удалось добиться оптимизации затрат посредством исключения необходимости повторного проведения геофизических исследований в открытом стволе после бурения, что также снизило риски осложнений связанных со стабильностью пород ствола скважины при перезаписи. Оценка структурного залегания во время бурения производилась на основе интерпретации азимутальных измерений (имиджи плотности).

Целевой продуктивный горизонт, связан с отложениями Валанжинского НГК Тангаловской свиты. Свита состоит из чередования слоев песчаников, алевролитов и аргиллитов. Для задачи многопластового пересечения продуктивных интервалов горизонтальной секции, выработана оптимальная стратегия проводки ствола скважины, которая заключалась в более резком прохождении глинистых перемычек и зон глинизации между продуктивными интервалами и последующее выполаживание в интервалах наилучших коллекторских свойств. Помимо геологических задач данная стратегия оптимизировала профиль скважины для снижения рисков связанных со стабильностью глинистых пород, которые могли привести к технологическим осложнениям.

На основе данных ГИС, поступающих в режиме реального времени (ГК, УЭС, нейтронно-плотностной каротаж), производилась непрерывная корреляция разреза с пробуренными скважинами и определение положения ствола скважины относительно стратиграфических маркеров. По данным интерпретации плотностного имиджа определены локальные углы залегания пластов, позволяя уточнять структурную модель. Данный комплекс исследований доказал свою эффективность в условиях строения месторождения, в особенности при пересечении глинистых перемычек между продуктивными интервалами, контраст плотности позволял оценивать углы залегания структуры с высокой достоверностью. Информация о структурном залегании позволяла производить расчёты стратиграфических толщин вскрываемых пластов и прогнозировать их изменение в азимуте бурения. Данный набор информации в процессе бурения позволял вносить своевременные изменения в проектную траекторию скважины, что позволило оптимизировать профиль, как для выполнения геологических задач, так и для снижения технологических рисков.

Корректировки проектной траектории горизонтальной секции скважины вызваны значительными изменениями вертикальной мощности пластов (от 2,5 до 12 м), структурными особенностями в азимуте бурения (вариации +/- 2.5 град.), латеральной невыдержанностью коллекторских свойств.

В процессе геонавигации выявлена существенная структурная и локальная изменчивость в азимуте бурения. Однако используемый комплекс данных ГИС поступающих в реальном времени для целей геонавигации скважины позволил снизить влияние встреченных неопределенностей на выполнение геологических целей. На основе интерпретации азимутальных измерений внесены своевременные корректировки в траекторию для оптимального расположения ствола скважины в интервале наилучших ФЕС коллектора, выделяемых в процессе бурения.

Благодаря выработанному комплексному подходу к геонавигации, эффективная длина ствола, проложенная в пределах продуктивных коллекторов, была увеличена в сравнении с плановой. Анализ азимутальных данных (имиджей) во время бурения существенно снизил структурную неопределённость и позволил снизить проходку в глинистых интервалах в среднем на 14%, а также максимально увеличить проходку непосредственно в интервале наилучших ФЕС коллектора.

В процессе строительства рассматриваемых скважин Юрхаровского месторождения впервые на континентальной части России был применен передовой комплекс Акустического Каротажа в процессе бурения. Прежде чем приступить к реализации проекта петрофизиками группы интерпретации ГИС была проведена подготовка и планирование на основании данных, предоставленных Заказчиком по соседним скважинам.

Предоставленные данные позволили оптимально подобрать параметры для комплекса Акустического Каротажа для получения достоверных данных, как в реальном времени, так и из памяти прибора.

В процессе бурения командой петрофизиков выполнялся круглосуточный мониторинг и обработка данных в реальном времени, а также, производилась поддержка группы геомехаников. По окончанию бурения данные из памяти АК прибора были обработаны группой интерпретации ГИС.

Комплекс акустического каротажа в процессе бурения совместно со стандартным комплексом в процессе бурения позволил решить геомеханические задачи такие как: расчёт механических свойств горных пород и обновление модели стабильности ствола скважины в режиме реального времени.

На основании данных ГИС, полученных из памяти приборов (ГК, УЭС, нейтронно-плотностной каротаж, фотоэлектрический фактор), а также данных, предоставленных заказчиком (керновые данные, главы подсчета запасов) была произведена количественная интерпретация.

По данным каротажа в процессе бурения была построена петрофизическая модель через реализацию системного подхода, позволяющего произвести одновременное решение системы линейных и нелинейных петрофизических уравнений. Данными уравнениями являются показания соответствующих геофизических методов, обусловленные объемным содержанием компонент модели (минералов, флюидов) и их петрофизическими свойствами (параметрами).

На основании объемной петрофизической модели были рассчитаны основные фильтрационно-емкостные свойства, а также уточнена литология разреза и определен характер насыщения в коллекторах.

Петрофизическая интерпретация позволила оценить эффективную длину ствола, проложенного в пределах продуктивных коллекторов и показала успешность комплексного подхода Геонавигации.

Рекордная многоствольная скважина

Многоствольное бурение и заканчивание является хорошо известным способом увеличения нефтегазоотдачи, который широко используется в настоящее время. Ствол скважины с несколькими разветвлениями - боковыми стволами - снижает общие затраты, увеличивает производительность и улучшает дренирование пласта-коллектора. Популярность такого подхода растет год от года, поскольку такие типы скважин помогают увеличить извлеченные запасы и позволяют облегчить управление залежью при ее эксплуатации. Однако стоит отметить, что строительство скважин со сложными профилями является очень сложной задачей с большой долей риска. Но последние достижения и развитие систем все более убеждают добывающие компании в том, что преимущества перевешивают недостатки. При бурении скважин с большими отходами такой подход становится еще более выгодным, однако растут и риски, с которыми такие работы обычно связаны.

Скважина №3-А Юрхаровского месторождения планировалась как двуствольная скважина 3-го уровня заканчивания TAML.

Определение уровня многоствольного заканчивания TAML является ключевым критерием при планировании строительства многоствольной скважины. Уровень многоствольного заканчивания TAML определяется исходя из будущих целей и планов компании-оператора касательно многоствольной скважины (эксплуатация, ремонтные работы, возможность установки системы одновременно-раздельной эксплуатации и т.д.). В ходе совместного совещания, был определен уровень заканчивания TAML 3 (механическая изоляция стыка двух стволов) для скважины 3-А Юрхаровского месторождения.

Согласно планируемой траектории, боковой ствол имеет длину 1336 м. С целью снижения возможных рисков в процессе спуска хвостовика и последующей установки системы многоствольного заканчивания, было решено использовать двухсекционный дизайн хвостовика бокового ствола. Первая и самая длинная секция хвостовика должна спускаться отдельно от системы многоствольного заканчивания, на установочном инструменте, позволяющим производить, в случае необходимости, вращение компоновки в процессе спуска. Данная секция хвостовика, в соответствии с проектом заканчивания, должна быть спущена на 12 метров ниже вырезанного в колонне окна и состоять из скважинных фильтров и глухих труб хвостовика.

Вторая секция хвостовика, согласно дизайна заканчивания, представляет собой систему многоствольного заканчивания TAML 3, с секцией короткого хвостовика, для стыковки с первой секцией хвостовика бокового ствола. Успешное и безукоризненное выполнение работы по зарезке бокового ствола является ключевым фактором, который предопределяет общий успех проекта по строительству двуствольной скважины с большим отходом. Были проведены всесторонние исследования и анализ. Для анализа работы компоновки было использовано современное запатентованное инженерное программное обеспечение для симуляции процесса вырезки окна с целью определения следующих параметров:

· Определение геометрии окна в интервале вырезки и начала отхода;

· Оценка размера и формы секции в интервале вырезки, которая формируется в колонне и породе клином-отклонителем;

· Прогнозирование траектории заколонного шурфа;

· Расчет кривизны и эквивалентной пространственной интенсивности для следующих бурильных компоновок, проходящих в интервале зарезки бокового ствола;

· Расчет кривизны и эквивалентной пространственной интенсивности для хвостовика, проходящего в интервале зарезки бокового ствола;

· Оценка объема и массы расфрезерованного металла обсадной колонны;

· Анализ сил и нагрузок, действующих на бурильные колонны и сборку хвостовика при их прохождении в интервале окна.

Вышеуказанный анализ процесса вырезки окна и зарезки бокового ствола были проведены с целью того, чтобы понимать как вырезка полноразмерного окна в колонне 178 мм может быть осуществлена при высоких зенитных углах при большом отходе от вертикали - более 6000 м. При этом, необходимо ещё раз подчеркнуть, что вырезка технологического «окна» в 178мм потайной колонне («голова» подвески потайной колонны установлена на глубине 4541м, интервал вырезки «окна» 6054-6059м). Таким образом, осуществлен пропуск клина-отклонителя в комплекте с вырезающей компоновкой фрезов через подвеску потайной колонны и вырезка на рекордной в мировом масштабе глубине. Из-за этих же особенностей конструкции необходимо было подбирать клин-отклонителя с гидравлической активацией якоря и пакера, а также отстыковки, так как для механических якорей необходимо доведение нагрузки для активации, что на глубине 6054 метра (при отходе от вертикали почти 5 километров) с бурильным инструментом 101.6мм по расчётам не возможно.

Другим жестким требованием было обеспечение низких показателей пространственной интенсивности в интервале вырезки окна и отхода для установки системы заканчивания уровня TAML 3 с гарантией того, что герметичность её сочленений не будет нарушена. Моделирование также помогло удостовериться в том, пространственная интенсивность в интервале окна не оказывает негативного воздействия на последующие бурильные компоновки и компоновки заканчивания.

Понимание поведения КНБК, используемых при бурении бокового ствола, частности их динамики, было ещё одним важным вопросом и задачей. Предложенная система могла быть сконфигурирована для применения в любых условиях эксплуатации с целью обеспечения возможности быстрого выполнения работ по вырезке окна высокого качества и зарезке бокового ствола. Такая система зарезки позволяет выполнять поставленные задачи в стальных обсадных колоннах. Фрезеры класса Премиум обеспечивают высокое качество работ по зарезке во всех существующих типах обсадных колонн, включая колонны, изготавливаемые из марок стали высоких групп прочности и хромированные колонны, в любых породах - до очень твердых - с пределом прочности при неограниченном сжатии до 275 Мпа.

Опыт, полученный ранее при проведении подобных работ в колоннах большего диаметра совместно с проведенным техническим анализом и моделированием, помогли спроектировать систему по зарезке бокового ствола и прийти к решению, что успешное выполнение работ осуществимо на глубине по стволу более 6000 м с достижением всех поставленных целей за одну спуско-подъемную операцию. Программное обеспечение для моделирования вырезки окна помогло убедиться в том, что полноразмерное окно может быть вырезано при 77° зенитном угле на глубине 6055-6059 м (19865 - 19880 фут) с забуркой 5 м шурфа; что пространственная интенсивность в интервале зарезке не будет оказывать влияния на последующие бурильные колонны и колонны заканчивания. Низкие значения пространственной интенсивности в интервале выхода из колонны удовлетворяли жестким требованиям используемой системы заканчивания уровня TAML 3, обеспечивая условия для сохранения герметичности её узлов.

В дополнение к вышесказанному, для снижения рисков в процессе установки системы TAML 3, в производственных условиях Нового Уренгоя, был произведен тест на совместимость системы многоствольного заканчивания скважин с системой вырезки окна. После предоставления заказчиком трубы обсадной колонны, был создан макет технологического окна. Размеры окна были взяты из отчета по моделированию процесса вырезки. Для дополнительной проверки правильности формы окна, было произведено сравнение веса вырезанного металла макета окна, с весом, получившимся в результате произведенных расчетов. Результат - полное совпадение расчетного и фактического весов. Тест на совместимость показал, что система вырезки окна «Trackmaster Plus» полностью совместима с системой многоствольного заканчивания «Rapid Tieback».

Использование телеметрического оборудования, позволило успешно и корректно сориентировать компоновку для вырезки окна на глубине 6051.5 м. Технологическое окно было вырезано за одну спуско-подъемную операцию, в соответствии с дорожной картой на операцию по вырезке окна. После полного подъема компоновки тройного фреза был замерен износ фрезерующих элементов. Замеренный износ получился в диапазоне допустимых значений. После окончания бурения бокового ствола скважины, был произведен успешный спуск первой секции хвостовика, далее проведена операция по извлечению клина-отклонителя (с задействованием компоновки с телесистемой). Клин-отклонитель был успешно извлечен из скважины за одну спуско-подъемную операцию. Затем был осуществлены работы по спуску и соединению второй секции хвостовика бокового ствола.

Характерной особенностью процесса установки систем многоствольного заканчивания TAML 3 является определение низа технологического окна. Описанная выше операция является ключевой для определения ориентации «бокового модуля» системы многоствольного заканчивания TAML 3 в скважине. В случае некорректной установки «бокового модуля», заказчик не будет иметь возможность доступа в основной ствол скважины.

Важно отметить, что системы заканчивания TAML 3, в данный момент, используемые в отрасли, устанавливаются посредством подвешивания «бокового модуля» на низ технологического окна. Система заканчивания используемая на скважине №3-А имеет в своей конструкции расширяемую подвеску «бокового модуля», тем самым не зависит от формы низа окна. Расширяемая подвеска хвостовика имеет максимально-возможный проходной диаметр среди существующих на рынке систем многоствольного заканчивания TAML 3, а счет отсутствия гидравлических цилиндров на устанавливаемом в скважине оборудовании.

Расширяемая подвеска «бокового модуля» устанавливается в верхней части компоновки системы многоствольного заканчивания, которая подвешивает «боковой модуль» в обсадной колонне, после определения правильной ориентации «бокового модуля» относительно окна. Для определения положения «бокового модуля» относительно технологического окна, на скважине № 3-А использовался гидравлически-активируемый крюк, который позволяет определить корректную ориентацию с помощью разгрузки низ окна. Для скважин с большим отходом от вертикали, планируемая форма окна, зачастую, отличается от фактически полученной формы после вырезки окна, характеризуемой значительным увеличением длины окна. Применение расширяемой подвески хвостовика и гидравлически-активируемого крюка позволяет не привязываться в процессе установки системы к форме низа окна.

Для работы на скважинах с большим отходом от вертикали, была разработана и успешно применена на скважине № 3-А система многоствольного заканчивания с техническим решениями, учитывающими специфику установки систем TAML 3 и тем самым сочетающую в себе гидравлически-активируемый крюк и расширяемую подвеску хвостовика.

Выводы

Проведенная оценка инженерных, организационных решений, а также достигнутых результатов доказывает актуальность интегрированного подхода, создания системы бурения, а также тесного взаимодействия между всеми участниками строительства скважины. В совокупности данные факторы являются ключевыми для успешного воплощения технически сложных проектов, таких как скважины с большим отходом от вертикали мирового уровня, успешно пробуренные на Юрхаровском месторождении в Ямальском регионе.

Разработанные по назначению технологии и их комбинации в систему бурения являются экономически обоснованным решением для разработки месторождений с учетом, как региональных особенностей, так и существующих традиционных технологических ограничений. Успешное бурение трёх скважин со сверхдлинным отходом на Юрхаровском месторождении явилось результатом грамотных решений, принятых на основании накопленного опыта инженерами и специалистами ОАО «НОВАТЭК», ООО «НОВАТЭК-ЮРХАРОВНЕФТЕГАЗ» и ЗАО «Инвестгеосервис» в сочетании с использованием передового оборудования и инструментов для бурения. Комплекс этих факторов позволит так же успешно реализовывать дальнейшие более сложные проекты, минимизируя эксплуатационные риски, снижая затраты непроизводительного времени и повышая безопасность проводимых работ.

Ценный опыт полученный при строительстве скважин с большим отходом от вертикали на Валанжинские отложения Юрхаровского месторождения доказал компетентность и способность вовлеченных в кампанию специалистов перейти к планированию и бурению новых скважин с БОВ на геологические цели вышележащих Сеноманских отложений на Юрхаровском месторождении.

Использование технологий скважин с большим отходом от вертикали будет одной из важнейших и привлекательных характеристик большого количества проектов в Ямальском регионе в силу возможности разработки многих морских шельфовых месторождений с суши.

Размещено на Allbest.ru