ГЕОСИНТЕЗ ИНЖЕНИРИНГ

Разработка и сервис буровых промывочных жидкостей

Заканчивается 2021 год, который, несмотря на пандемию, внешние и внутренние проблемы страны, оказался для нас очень продуктивным – как по количеству скважин, так и по внедрению новых технологических решений.
За год мы провели работы на 17 скважинах, из которых 9 – бурение, 4 – КРС и 4 боковых ствола. Работы проводились на месторождениях ДТЭК Нефтегаз, холдинга Смарт Энерджи и ООО «Укрнефтеинвест».
Историю этого года следует начать с бурения скважины 79 Семиренковского ГКМ, которая перешла с 2020 года. Обычно такие переходящие скважины мы относим к предыдущему году и о них не рассказываем. Однако эта скважина оказала настолько большое влияние на всю технологию бурения в Украине, что придется сделать исключение.
Бурение началось с попытки изменить конструкцию скважины и объединить в интервале применения водного высокоингибированного бурового раствора отложения коллоидальных глин триаса и обломочных аргиллитов карбона. Идея оказалась не самой удачной. В очередной раз подтвердилась несовместимость таких пород и необходимость разных подходов к вопросу обеспечения их устойчивости.
Сегодня, благодаря опыту, приобретенному на скважине 79 Семиренковского ГКМ стало очевидным, что коллоидальные глины юры и триаса, в течение небольшого промежутка времени после вскрытия, нужно обязательно перекрывать обсадной колонной. В противном случае, при длительном контакте с раствором на водной основе, осложнения в глинах неизбежны, вследствие их гидратации и набухания.
При этом ингибирование бурового раствора солями ситуацию не улучшает. Чаще наоборот, осложнения усиливаются. Глины по-прежнему теряют устойчивость, но их поведение изменяется – с пластического течения на хрупкое разрушение. Осыпание охрупченных глин проходит очень интенсивно и в наиболее сложных случаях приобретает лавинообразный характер. Остановить развитие таких процессов традиционными методами крайне сложно.

30 001
Решение данной проблемы может быть достигнуто при разделении интервалов залегания глин и аргиллитов обсадной колонной, или путем перехода на углеводородные буровые растворы, которые исключают контакт глин с водной средой. Скважина 79 Семиренковского ГКМ стала первой на площадях ДТЭК Нефтогаз, где наша углеводородная система ИЭР Witer II была применена при вскрытии непродуктивных отложений карбона. Результаты применения превзошли все технологические и геологические ожидания и стали отправной точкой для кардинального расширения границ применения буровых растворов на углеводородной основе (Результаты бурения скважины 79 Семиренковского ГКМ).
Сегодня мы начинаем работать на системе ИЭР Witer II прямо из-под кондуктора, вскрываем глины юры и триаса, аргиллиты карбона и заканчиваем после достижения проектной глубины (Применение ИЭР WITER-II при бурении коллоидальных мезозойских глин). То есть использование углеводородного бурового раствора позволило нам объединить несовместимые интервалы, отказаться от одной технической обсадной колонны, увеличить скорость бурения и в целом уменьшить стоимость скважин.

РАСШИРЕНИЕ ГРАНИЦ ПРИМЕНЕНИЯ РУО30 004

Одним из рекордов, достигнутых благодаря расширению использования системы ИЭР Witer II, является достижение проектной глубины одной из скважин – 5360 м на 78-ой день работ, а получение промышленной продукции на 90-й. Другим своеобразным рекордом является вскрытие одним диаметром долота и крепление интервала 650 – 4000 м, что создает технические возможности для бурения скважин глубиной 6 – 7 тыс. м и больше.
В прошедшем году на площадях ДТЭК Нефтогаз мы работали над внедрением единого технологического комплекса бурения, крепления и освоения скважин системами на углеводородной основе, который позволяет достичь полной совместимости технологических жидкостей на всех этапах строительства скважины.
Важным элементом такого технологического комплекса является разработанная нами система обращенного нефтеэмульсионного цементного раствора ОНЭЦР-2. Данная тампонажная система обеспечивает высокое качество крепления скважин, пробуренных на углеводородных буровых растворах, и исключает загрязнение продуктивных пластов в результате воздействия водного фильтрата. Подтверждением этому является получение притока газа с рекордным конденсатным фактором после перфорации интервала, зацементированного ОНЭЦР-2.
Широкое применение ИЭР Witer II показало, что устойчивость стволов скважин может быть достигнута при значительно меньшей плотности, чем при использовании буровых растворов на водной основе. Для условий Украины, где значительная часть месторождений находится на заключительной стадии эксплуатации, переход на углеводородные системы низкой плотности, без оглядки на фактор обеспечения устойчивости пород, является реальным шансом обеспечить высокую продуктивность скважин. Яркий пример тому – ДТЭК Нефтогаз, где применение системы ИЭР Witer II позволяет включать в эксплуатацию пласты с аномально низкими пластовыми давлениями и очень низкими фильтрационными характеристиками, что было бы невозможно при альтернативных условиях первичного вскрытия (Выступление директора по разведке и перспективному развитию ДТЭК Нефтегаз к.г.-м.н. Гафича И. П.).
Данный вывод основывается на результатах изучения влияния различных систем буровых растворов на коллекторские свойства продуктивных пластов, полученных нами при реальных термобарических условиях, на уникальной установке исследования кернов. Данная установка была сконструирована по нашему заказу американским предприятием DCI Test Systems и по своим характеристикам (1000 атм и 200 оС) не имеет аналогов (Оборудование для исследования кернового материала). При проведении исследований мы создаем реальные перепады давлений, которые возникают при вскрытии пластов с АНПД на глубинах 5 – 6 тыс. м.
В прошедшем году сразу несколько нефтегазодобывающих предприятий вышли на новые месторождения. Наши промывочные системы впервые применялись на Ковалевско-Сулимовской (ДТЭК Нефтогаз), Свистунковско-Червонолуцкой (Смарт Энерджи) и Сергеевской площади (ООО “Укрнефтеинвест”).
В этом перечне особое место занимает Сергеевская площадь. Географически – это часть старого Саратского нефтяного месторождения, расположенного в Преддобруджанском прогибе, на границе с Румынией, и открытого в 70-х годах прошлого столетия объединением “Крымгеология” Мингео УССР. Месторождение долгое время было законсервировано. За прошедшие годы попытки его восстановления предпринимались неоднократно, однако они всегда заканчивались провалом. Существовали серьезные опасения, что на месторождении нет промышленной продукции.
По нашему мнению, причиной неудач был неправильный выбор традиционных полимерных буровых растворов для вскрытия продуктивных отложений. Коллектора, представленные трещиноватой, сульфатно-карбонатной толщей пород, резко теряли свою проницаемость в результате контакта с водной фазой буровых растворов.
Когда к нам обратились новые владельцы лицензии – ООО “Укрнефтеинвест”, мы сразу предложили применить систему ИЭР Witer II, которую и предоставили на условиях аренды. Результат был получен сразу. Исключение контакта с водой позволило сохранить природное состояние коллекторов и обеспечить оптимальные условия для стабильного промышленного притока. Возможно, это начало освоения нового нефтегазового района.
В Украине существует огромное количество глубоких ликвидированных скважин, законченных обсадной колонной Ø139,7 мм. Восстановление таких скважин методом бурения боковых стволов крайне затруднительно из-за высоких гидравлических сопротивлений при промывке. В условиях применения утяжеленных растворов проблемы усугубляются.
При выполнении совместного проекта с украинско-белорусским предприятием “Сервис ойл” нам была поставлена задача обеспечить техническую возможность осуществления запланированной гидравлической программы промывки, сохранения устойчивости пород и качественного вскрытия пластов при бурении бокового ствола из обсадной колонны Ø139,7 мм, при глубине зарезки 5600 м и проектной глубине 6300 м. Плотность бурового раствора должна была постепенно увеличиваться с 1370 до 1520 кг/м3. Для таких условий нами была предложена система биополимерного бурового раствора Биокар-ТФ, утяжеленного комплексом высокорастворимых солей и не содержащая барита (Бурение бокового ствола).
Применение Биокар-ТФ позволило успешно провести бурение до проектной глубины. Устойчивость пород была высокой. Ствол имел номинальный диаметр. Давления при подаче 8 – 9 л/с составляли 250 – 280 атм. Скорость бурения 1,5 – 2 м/час. Работы были закончены в течении двух месяцев. Опыт применения системы Биокар-ТФ доказал техническую возможность восстановления глубоких скважин из обсадных колонн малого диаметра.
Уникальные технические характеристики и экологическая безопасность системы Биокар-ТФ делает ее реальной альтернативой утяжеленным системам на углеводородной основе. Сегодня ДТЭК Нефтогаз рассматривается возможность использования в наступающем году раствора Биокар-ТФ при вскрытии продуктивных горизонтов в диапазоне плотностей 1300 – 1700 кг/м3.

«Не допускай такої мислі, що Бог покаже нам неласку. Життя людського строки стислі. Немає часу на поразку».
Лина Костенко

С Новым Годом! Пусть Новый Год принесет мир, успех и процветание.