ГЕОСИНТЕЗ ІНЖЕНІРІНГ

Розробка і сервіс бурових промивальних рідин

Закінчується 2021 рік, який, незважаючи на пандемію, зовнішні та внутрішні проблеми країни, виявився для нас дуже продуктивним – як за кількістю свердловин, так і за впровадженням нових технологічних рішень.
За рік ми провели роботи на 17 свердловинах, з яких 9 – буріння, 4 – КРС та 4 бічні стовбури. Роботи проводилися на родовищах ДТЕК Нафтогаз, холдингу Смарт Енерджі та ТОВ «Укрнафтаінвест».
Історію цього року слід розпочати із буріння свердловини 79 Семиренківського ГКР, яка перейшла з 2020 року. Зазвичай такі свердловини ми відносимо до попереднього року і про них не розповідаємо. Проте ця свердловина так сильно вплинула на всю технологію буріння в Україні, що доведеться зробити виняток.
Буріння почалося зі спроби змінити конструкцію свердловини та об'єднати в інтервалі застосування водного високоінгібованого бурового розчину відклади колоїдальних глин тріасу та уламкових аргілітів карбону. Ідея виявилася не найуспішнішою. Вкотре підтвердилася несумісність таких порід та необхідність різних підходів до питання забезпечення їхньої стійкості.
Сьогодні, завдяки досвіду, набутому на свердловині 79 Семиренківського ГКР, стало очевидним, що колоїдальні глини юри та тріасу, протягом невеликого проміжку часу після розкриття, потрібно обов'язково перекривати обсадною колоною. В іншому випадку, при тривалому контакті з розчином на водній основі, ускладнення в глинах неминучі, внаслідок їх гідратації та набухання.
При цьому інгібування бурового розчину солями ситуацію не покращує. Найчастіше навпаки, ускладнення посилюються. Глини, як і раніше, втрачають стійкість, але їх поведінка змінюється – з пластичної течії на крихке руйнування. Осипання окрихчених глин проходить дуже інтенсивно і в найбільш складних випадках набуває лавиноподібного характеру. Зупинити розвиток таких процесів традиційними методами дуже складно.

30 001
Вирішення цієї проблеми може бути досягнуто при розділенні інтервалів залягання глин і аргілітів обсадною колоною, або шляхом переходу на вуглеводневі бурові розчини, які виключають контакт глин з водним середовищем. Свердловина 79 Семиренківського ГКР стала першою на родовищах ДТЕК Нафтогаз, де наша вуглеводнева система ІЕР Witer II була застосована при розтині непродуктивних відкладів карбону. Результати застосування перевершили всі технологічні та геологічні очікування та стали відправною точкою для кардинального розширення меж застосування бурових розчинів на вуглеводневій основі (Результати буріння свердловини 79 Семиренківського ГКР).
Сьогодні ми починаємо працювати на системі ІЕР Witer II прямо з-під кондуктора, розкриваємо глини юри та тріасу, аргіліти карбону та закінчуємо після досягнення проектної глибини (Застосування ІЕР WITER-II при бурінні колоїдальних мезозойських глин). Тобто використання вуглеводневого бурового розчину дозволило нам поєднати несумісні інтервали, відмовитися від однієї проміжної обсадної колони, збільшити швидкість буріння та загалом зменшити вартість свердловин.

РОЗШИРЕННЯ МЕЖ ЗАСТОСУВАННЯ РВО
30 004

Одним із рекордів, досягнутих завдяки розширенню використання системи ІЕР Witer II, є досягнення проектної глибини однієї із свердловин – 5360 м на 78-й день робіт, а отримання промислової продукції на 90-й. Іншим своєрідним рекордом є розкриття одним діаметром долота та кріплення інтервалу 650 – 4000 м, що створює технічні можливості для буріння свердловин глибиною 6 – 7 тис. м та більше.
Минулого року на родовищах ДТЕК Нафтогаз ми працювали над впровадженням єдиного технологічного комплексу буріння, кріплення та освоєння свердловин системами на вуглеводневій основі, що дозволяє досягти повної сумісності технологічних рідин на всіх етапах будівництва свердловини.
Широке застосування ІЕР Witer II показало, що стійкість стовбурів свердловин може бути досягнута при значно менших значеннях густини, ніж при використанні бурових розчинів на водній основі. Для умов України, де значна частина родовищ перебуває на заключній стадії експлуатації, перехід на вуглеводневі системи низької густини, незважаючи на фактор забезпечення стійкості порід, є реальним шансом досягнення високої продуктивності свердловин. Яскравий приклад тому – ДТЕК Нафтогаз, де застосування системи ІЕР Witer II дозволяє вводити в експлуатацію пласти з аномально низькими пластовими тисками та дуже низькими фільтраційними характеристиками, що було б неможливим при альтернативних умовах первинного розкриття (V Київська конференція. Виступ директора з розвідки та перспективного розвитку ДТЕК Нафтогаз к.г.-м.н. Гафича І. П.).
Цей висновок ґрунтується на результатах вивчення впливу різних систем бурових розчинів на колекторські властивості продуктивних пластів, отриманих нами за реальних термобаричних умов, на унікальній установці дослідження кернів. Дана установка була спроектована та виготовлена на наше замовлення американським підприємством DCI Test Systems і за своїми характеристиками (1000 атм та 200оС) не має аналогів (Обладнання для дослідження кернового матеріалу). Під час проведення досліджень ми створюємо реальні перепади тисків, що виникають при розкритті пластів з АНПТ на глибинах 5 – 6 тис. м.
Минулого року одразу кілька нафтогазовидобувних підприємств вийшли на нові родовища. Наші промивні системи вперше застосовувалися на Ковалівсько-Сулимівській (ДТЕК Нафтогаз), Свистунківсько-Червонолуцькій (Смарт Енерджі) та Сергіївській площі (ТОВ “Укрнафтаінвест”).
У цьому списку особливе місце посідає Сергіївська площа. Географічно – це частина старого Саратського нафтового родовища, розташованого у Переддобруджинському прогині, на кордоні з Румунією, відкритого у 70-х роках минулого століття об'єднанням “Кримгеологія” Мінгео УРСР. Родовище тривалий час було законсервовано. Спроби його відновлення робилися неодноразово, проте завжди закінчувалися провалом. Існували серйозні побоювання, що на родовищі немає промислової продукції.
На нашу думку причиною невдач був неправильний вибір традиційних полімерних бурових розчинів для розкриття продуктивних відкладів. Колектори, представлені тріщинуватою, сульфатно-карбонатною товщею порід, різко втрачали свою проникність в результаті контакту з водною фазою бурових розчинів.
Коли до нас звернулися нові власники ліцензії – ТОВ “Укрнафтаінвест”, ми одразу запропонували застосувати систему ІЕР Witer II, яку надали на умовах оренди. Результат було отримано одразу. Виключення контакту з водою дозволило зберегти природний стан колекторів та забезпечити оптимальні умови для стабільного промислового припливу. Можливо, це початок освоєння нового нафтогазового району.
В Україні існує безліч глибоких ліквідованих свердловин, закінчених обсадною колоною Ø139,7 мм. Відновлення таких свердловин методом буріння бічних стовбурів викликає складність через високі гідравлічні опори при промиванні. У випадку застосування обважнених розчинів проблема стає ще більшою.
При виконанні спільного проекту з українсько-білоруським підприємством “Сервіс Ойл” нам було поставлено завдання забезпечити технічну можливість здійснення запланованої гідравлічної програми промивання, збереження стійкості порід та якісного розкриття пластів при бурінні бокового стовбуру з обсадної колони Ø139,7 мм, при глибині зарізки 5600 м та проектній глибині 6300 м. Густина бурового розчину мала поступово збільшуватися з 1370 до 1520 кг/м3. Для таких умов нами була запропонована система біополімерного бурового розчину Біокар-ТФ, обважненого комплексом високорозчинних солей, яка не містить бариту (Буріння бічного стовбура).
Застосування Біокар-ТФ дозволило успішно провести буріння свердловини до проектної глибини. Стійкість порід була високою. Стовбур мав номінальний діаметр. Тиск при подачі 8 – 9 л/с становив 250 – 280 атм. Швидкість буріння 1,5 – 2 м/годину. Роботи були закінчені протягом двох місяців. Досвід застосування системи Біокар-ТФ довів технічну можливість відновлення глибоких свердловин із обсадних колон малого діаметру.
Унікальні технічні характеристики та екологічна безпечність системи Біокар-ТФ робить її реальною альтернативою обважненим системам на вуглеводневій основі. Сьогодні ДТЕК Нафтогаз розглядає можливість використання у наступному році розчину Біокар-ТФ при розкритті продуктивних горизонтів у діапазоні густини 1300 – 1700 кг/м3.

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

З Новим Роком! Нехай Новий Рік принесе мир, удачу та процвітання.