ГЕОСИНТЕЗ ІНЖЕНІРІНГ

Розробка і сервіс бурових промивальних рідин

На Семиренківському родовищі ДТЕК Нафтогаз, де сервіс бурових розчинів здійснює наше підприємство, встановлений черговий рекорд швидкості буріння верхніх відкладів геологічного розрізу.

Буріння похило-скерованого інтервалу 300 - 2825 м, під першу технічну колону Ø245 мм, представленого породами крейди, юри, тріасу, пермі та верхнього карбону, здійснено за 11 календарних діб (10.06.19 – 20.06.19). Можна сміливо стверджувати, що так швидко в Україні ще не бурили!

При цьому слід зазначити, що швидкість буріння на 3-х свердловинах ДТЕК Нафтогаз, пробурених в другій половині 2018 – початку 2019 року, також була досить високою. Інтервали під першу технічну колону бурили за 20 – 23 доби.

Для порівняння – три свердловини державного концерну «Укргазвидобування», пробурені на близькому за характеристиками буровому обладнанні, з нашим сервісом бурових розчинів, досягли глибини спуску першої технічної колони за 41 – 54 доби. Навіть якщо взяти до уваги деякі відмінності в протяжності інтервалів і діаметрі буріння, різниця все одно величезна (див. рис). Причини відставання лежать в організації виробничого процесу та низьку якість технологічного управління, здійснюваного іноземною супервайзерською компанією. Це питання ми детально обговорювали на нашій конференції GeoDrilling III (Полтава, 18.04.19).

06

Однак, навіть на цьому тлі, сьогоднішній досвід буріння є унікальним. Без сумніву, отримані результати будуть детально вивчатися і ляжуть в основу майбутніх технологічних рішень.

Розглянемо особливості будівництва свердловини-рекордсменки.

Стовбур свердловини проведено по S-подібному профілю, з максимальним зенітним кутом 15,9о, за допомогою роторно-керованої системи (РКС). Буровий верстат Drillmec 1500 hp (345 т) з верхнім приводом. Діаметр буріння – 311 мм. Очищення бурового розчину: 3 лінійних вібросита Derrick, Mud-Cleaner, 2 центрифуги (обладнання бурового верстата); 2 блоки коагуляції-флокуляції (ТОВ «Карат»). Буріння свердловини проводилося по безамбарній технології. Вибурений шлам вивозився на утилізацію.

В інтервалі буріння ми використовували буровий розчин з низьким вмістом твердої фази (БРНВТФ), стабілізований акриловим реагентом AbramiX, що володіє сильними флокулюючими та інгібуючими властивостями.

Додаткове інгібування системи здійснювалося введенням хлориду натрію і новим органічним реагентом-інгібітором GeoHib. При бурінні колоїдальних глин мінералізацію підтримували на рівні 3 – 4%, концентрацію GeoHib – 0,5%. Для підвищення ефективності роботи блоків коагуляції-флокуляції використовували наш новий реагент-флокулянт IKAR.

Параметри бурового розчину до глибини 2200 м: густина – до 1160 кг/м3, умовна в'язкість – 19 – 36 с, СНЗ – 0/0 – 67/91 дПа, Ф – 6,5 – 7,5 см3/30 хв.

З глибини 2120 м, при розкритті відкладів верхнього карбону, густину бурового розчину збільшили до 1200 кг/м3. Збільшення густини розглядалося як захід щодо запобігання можливого зниження стійкості стовбура свердловини в інтервалі кривлення. Необхідна густина була досягнута поступовим збільшенням загальної мінералізації до 10 – 13%. При цьому було відзначено незначне збільшення в'язкості і СНЗ бурового розчину.

Для буріння даної свердловини було характерним повна відсутність сальників на елементах КНБК. Ми застосовували звичайний набір реагентів, спрямованих на запобігання налипання глинистих частинок: детергент GeoDet в комбінації з хлоридом натрію і мастильною домішкою GeoLub. Дані заходи дозволяють істотно послабити ці негативні процеси. Але в даному випадку ефект був значно вищим. Ми пов'язуємо це з дією органічного інгібітора GeoHib.

Збільшення густини бурового розчину призвело до виникнення короткочасних, але досить інтенсивних, поглинань (до 40 м3/добу). Для їх ліквідації в буровий розчин вводили реагенти-кольматанти.

Відмінною особливістю буріння даної свердловини стала повна відсутність скидування бурового розчину.

Дана операція є вимушеним заходом, пов'язаним з інтенсивним диспергированием глинистого шламу і збагаченням бурового розчину вибуреною породою. Як наслідок, розчин доводиться розбавляти чистою водою і скидати надлишки. Зазвичай обсяги скидування вкрай високі і можуть досягати 2000 м3. В останні роки, завдяки застосуванню високоефективних засобів очищення бурового розчину (в першу чергу - блоків коагуляції-флокуляції), обсяги скидування вдалося істотно зменшити, проте, все одно, рахунок йде на сотні кубічних метрів.

Так ось, на даній свердловині не скинули ні одного кубічного метра! Розбавлення розчину були зовсім не потрібні. Реагенти працювали так, що вся вибуренна порода відділялася на елементах очистки. Густина не збільшувалася. Розчин поповнювали тільки для компенсації на поглиблення свердловини. Насправді - це неймовірно! Схоже, що ми наближаємося до вирішення проблеми скорочення відходів при безамбарному бурінні.

Нова промивальна система, яка успішно пройшла промислові випробування, отримала назву NDDM (non-dispersing drilling mud) або «Буровий розчин з недиспергуючою твердою фазою».

Продовжити випробування промивної системи NDDM ми плануємо на Мачухському родовищі ДТЕК Нафтогаз. Розраховуємо, що результати, отримані на Семиренківському родовищі, підтвердяться. Інформація про випробування буде представлена на сайті.