На Семиренковском месторождении ДТЭК Нефтегаз, где растворный сервис осуществляет наше предприятие, установлен очередной рекорд скорости бурения верхних отложений геологического разреза.
Вскрытие наклонно-направленного интервала 300 – 2825 м, под первую техническую колонну Ø245 мм, представленного породами мела, юры, триаса, перми и верхнего карбона, осуществлено за 11 календарных суток (10.06.19 – 20.06.19). Можно смело утверждать, что так быстро в Украине еще не бурили!
При этом следует отметить, что скорость бурения на 3-х скважинах ДТЭК Нефтегаз, пробуренных во второй половине 2018 – начале 2019 года, также была достаточно высокой. Интервалы под первую техническую колонну бурили за 20 – 23 суток.
Для сравнения – три скважины государственного концерна «Укргаздобыча», пробуренные на близком по характеристикам буровом оборудовании, при нашем растворном сервисе, достигли глубины спуска первой технической колонны за 41 – 54 суток. Даже если принять во внимание некоторые отличия в протяженности интервалов и диаметре бурения, разница все равно огромная (см. рис). Причины отставания лежат в организации производственного процесса и низком качестве технологического управления, осуществляемого иностранной супервайзерской компанией. Этот вопрос мы подробно обсуждали на нашей конференции GeoDrilling III (Полтава, 18.04.19).
Однако, даже на этом фоне, сегодняшний опыт бурения является уникальным. Без сомнения, полученные результаты будут детально изучаться и лягут в основу будущих технологических решений.
Рассмотрим особенности строительства скважины-рекордсменки.
Ствол скважины проведен по S-образному профилю, с максимальным зенитным углом 15,9о, при помощи роторной управляемой системы (РУС). Буровой станок Drillmec 1500 hp (345 т) с верхним приводом. Диаметр бурения – 311 мм. Очистка бурового раствора: 3 линейных вибросита Derrick, Mud-Cleaner, 2 центрифуги (оборудование бурового станка); 2 блока коагуляции-флокуляции (ООО «КАРАТ»). Бурение скважины проводилось по безамбарной технологии. Выбуренный шлам вывозился на утилизацию.
В интервале бурения мы применяли буровой раствор с низким содержанием твердой фазы (БРНСТФ), стабилизированный акриловым реагентом AbramiX, обладающий сильными флоккулирующими и ингибирующими свойствами.
Дополнительное ингибирование системы осуществлялось вводом хлорида натрия и новым органическим реагентом-ингибитором GeoHib. При бурении коллоидальных глин минерализацию поддерживали на уровне 3 – 4 %, концентрацию GeoHib – 0,5 %. Для повышения эффективности работы блоков коагуляции-флокуляции использовали наш новый реагент-флоккулянт IKAR.
Параметры бурового раствора до глубины 2120 м: плотность – до 1160 кг/м3, условная вязкость – 19 – 36 с, СНС – 0/0 – 67/91 дПа, Ф – 6,5 – 7,5 см3/30 мин.
С глубины 2120 м, при вскрытии отложений верхнего карбона, плотность бурового раствора увеличили до 1200 кг/м3. Увеличение плотности рассматривалось как мероприятие по предотвращению возможного снижения устойчивости ствола скважины в интервале кривления. Требуемая плотность была достигнута постепенным увеличением общей минерализации до 10 – 13 %. При этом было отмечено незначительное увеличение вязкости и СНС бурового раствора.
Для бурения данной скважины было характерно полное отсутствие сальников на элементах КНБК. Мы применяли обычный набор реагентов, направленных на предотвращение налипания глинистых частиц: детергент GeoDet, в комбинации с хлоридом натрия, и смазку GeoLub. Такие обычно меры позволяют существенно ослабить эти негативные процессы. Но в данном случае, эффект был значительно выше. Мы связываем это с действием органического ингибитора GeoHib.
Увеличение плотности бурового раствора привело к возникновению кратковременных, но достаточно интенсивных, поглощений (до 40 м3/сут). Для их ликвидации в буровой раствор вводили реагенты-кольматанты.
Отличительной особенностью бурения данной скважины стало полное отсутствие сбросов бурового раствора.
Данная операция является вынужденной мерой, связанной с интенсивным диспергированием глинистого шлама и обогащением бурового раствора выбуренной породой. Как следствие, раствор приходится разбавлять чистой водой и сбрасывать излишки. Обычно объемы сбросов крайне высокие и могут достигать 2000 м3. В последние годы, благодаря применению высокоэффективных средств очистки бурового раствора (в первую очередь – блоков коагуляции-флокуляции), объемы сбросов удалось существенно уменьшить, однако, все равно, счет идет на сотни кубических метров.
Так вот, на этой скважине не сбросили ни одного кубического метра! Разбавления раствора были совершенно не нужны. Реагенты работали так, что вся выбуренная порода отделялась на агрегатах очистки. Плотность не увеличивалась. Раствор пополняли только для компенсации углубления скважины.
На самом деле – это невероятно! Похоже, что мы приближаемся к решению проблемы сокращения отходов при безамбарном бурении.
Новая промывочная система, так успешно прошедшая промышленные испытания, получила название NDDM (non-dispersing drilling mud) или «Буровой раствор с недиспергируемой твердой фазой».
Продолжить испытание промывочной системы NDDM мы планируем на Мачехском месторождении ДТЭК Нефтегаз. Рассчитываем, что результаты, полученные на Семиренковском месторождении, подтвердятся. Информация об испытаниях будет представлена на сайте.
