Polymercationic Drilling Fluids for Well Construction in Challenging Mining and Geological Conditions

Full Text

Введение

В настоящее время разработанные полимеркатионные буровые растворы (далее – ПБР) активно применяются в Росcии и Беларуси. Практический опыт применения ПБР при строительстве скважин в глинистых и солевых отложениях показал их достоинства перед известными технологическими жидкостями с водной дисперсионной средой [1–5]:

– исключительная стабильность технологических показателей раствора в течение длительного времени;

– качественное вскрытие продуктивных терригенных пластов;

– ферментативная устойчивость;

– превосходная ингибирующая способность.

Ферментативная устойчивость обеспечивает многократное применение ПБР и позволяет таким образом предотвратить утилизацию и снизить экологическую нагрузку на окружающую среду.

Несомненно, важнейшим достоинством ПБР является более качественное вскрытие терригенного коллектора в сравнении растворами с водной дисперсионной средой. Высокая ингибирующая способность ПБР вносит свой положительный вклад в улучшение качества вскрытия терригенного коллектора и повышение ферментативной устойчивости раствора.

Низкая ферментативная устойчивость бурового раствора является одной из причин инфекционного заражения микроорганизмами продуктивного пласта и ферментативного разложения продуктов из состава бурового раствора.

Для предотвращения рисков заражения микроорганизмами продуктивных нефтяных и газовых пластов необходимо применение ферментативно устойчивых буровых растворов. В последнее время количество месторождений с биогенным сероводородом продолжает неуклонно расти. Причиной выработки биогенного сероводорода является внесение микроорганизмов в нефтегазовую залежь жидкостью заводнения или буровым раствором. В настоящее время в силу вышеуказанных причин нефтяные пласты месторождения Узень содержат до 4–5% биогенного сероводорода. Сохранение экологической безопасности нефтегазовых регионов Западного Казахстана со скудным растительным покровом является важнейшей задачей, которая решается за счёт предотвращения бактерицидного заражения нефтяных месторождений и снижения экологической нагрузки путём предотвращения утилизации отработанных буровых растворов благодаря повторному и многократному их применению.

Глинистая фаза (коллоидная фракция, или метод метиленового синего (далее – МВТ)), содержащаяся в буровом растворе, существенно ухудшает качество вскрытия продуктивного пласта. Глинистая фаза, проникая в поровые каналы, кольматирует их и снижает проницаемость коллектора. До настоящего времени в промысловой практике нет химических реагентов направленного действия для регулирования или снижения концентрации глинистой фазы в буровом растворе. Поэтому для снижения концентрации МВТ в рабочей жидкости применяют способ разбавления раствора или отделение глинистой фазы центрифугированием. Оба указанных способа регулирования глинистой фазы в буровом растворе малоэффективны [3, 5].

Экспериментальная часть

ПБР марки POLYСAТ был специально разработан специалистами ТОО «Asia Petro Service» с учетом геологических условий месторождения Узень. На ПБР POLYСAТ получен патент на полезную модель №9157. Разработанный раствор POLYСAТ включает катионный полиэлектролит MAX НIB, который также разработан специалистами ТОО «Asia Petro Service». Продукт сертифицирован, выпускается в жидком и сухом виде в зависимости от требований заказчика. Перед проведением опытно-промышленных испытаний (далее – ОПИ) ПБР POLYСAТ были обозначены следующие основные решаемые задачи:

– улучшение качества первичного вскрытия продуктивного горизонта;

– предотвращение утилизации раствора с целью снижения экологической нагрузки на окружающую среду.

Перед проведением ОПИ ПБР POLYСAТ прошел все необходимые лабораторные испытания:

– на ферментативную устойчивость с целью повторного использования на очередных строящихся скважинах и предотвращения утилизации;

– по загрязняющему воздействию на натурные керны терригенного коллектора;

– на ингибирующую способность с целью предотвращения наработки объёмов раствора и утилизации.

Исследование на ингибирующую способность осуществлялось в соответствии с рекомендациями ООО «Газпром ВНИИГАЗ» [1, 4], согласно которым ингибирующая способность раствора оценивается по изменению показателя коллоидной фракции, или МВТ. Показатель коллоидной фракции ΔC_k, или показатель изменения МВТ, представляет собой разность между концентрациями коллоидной фракции в растворе после добавления C_k(д) и до добавления 6% бентонитового глинопорошка C_k(и) и при оценке ингибирующих свойств буровых растворов определяется так (1):

ΔC_k=C_k(д) - C_k(и) (1)

где C_k(и) – концентрация МВТ в исходном буровом растворе, %; C_k(д) – концентрация МВТ после ввода бентонитового глинопорошка.

Концентрация МВТ в исходном буровом C_k(и) растворе зависит от содержания катионного полиэлектролита (рис. 1). При увеличении содержания катионного реагента MAX НIB до 2% происходит интенсивное снижение концентрации МВТ; в последующем при увеличении содержания катионного реагента до 5% происходит плавное, с меньшей интенсивностью снижение концентрации МВТ, а при содержании реагента 5% величина МВТ принимает значения ≈ 3,56–7,1 кг/м³. При дальнейшем увеличении концентрации катионного реагента выше 5% снижения C_k(и) не происходит. Следовательно, минимальное значение концентрации МВТ составляет 3,56–7,1 кг/м³, что объясняется недостатками самой методики определения концентрации МВТ (погрешность величин, входящих в формулу), а также стерическими или геометрическими особенностями рельефа поверхности глинистой фазы и размерами макромолекул полимера. Как видно из рис. 1, с увеличением концентрации катионного полиэлектролита наблюдается тенденция снижения концентрации МВТ, но при этом C_k(и) остаётся всегда выше нуля по вышеуказанным причинам.

 

Рисунок 1. Зависимость МВТ от концентрации катионного полимера

Figure 1. Dependence of MBT on the concentration of cationic polymer

 

Отметим, что некоторые методики [2, 6] рекомендуют увеличить добавку бентонитового глинопорошка до 15–20% и более. Такая постановка задачи и её решение, на наш взгляд, некорректны, т.к. это противоречит критерию Пигота [6].

Критерий Пигота регламентирует содержание шлама в буровом растворе по мере увеличения плотности, согласно которого максимально допустимая концентрация глинистого шлама составляет не более 6%. Определение ингибирующей способности раствора производится в следующей последовательности:

– определение концентрации коллоидной фракции в исходном растворе C_k(и) (табл. 1);

– добавление 6% бентонитового порошка марки В (далее – ПБМВ) и через 2 ч перемешивания определение C_k(д) (табл. 1);

– рекомендуется повторить замер через одни сутки. При несовпадении значений C_k(д) за 2 ч и одни сутки выбирают максимальное значение.

 

Таблица 1. Зависимость показателя ΔC_k от добавки бентонитового глинопорошка

Table 1. Dependence of the ΔC_k indicator on the addition of bentonite clay powder

№	Концентрация катионного полиэлектролита в переводе на сухое вещество Concentration of cationic polyelectrolyte reduced to dry matter	Добавка глинопорошка ПБМВ Addition of PBMW clay powder		Показатель ΔCk эталонной жидкости, кг/м³ ΔCk index of reference liquid, kg/m³
		гидратированный hydrated	сухой dry	гидратированный hydrated	сухой dry
1	MAX НIB 1%	3%	3%	3,56	1,78
2	MAX НIB 1%	6%	6%	7,12	3,56
3	MAX НIB 0,5%	3%	3%	3,56	1,78
4	MAX НIB 0,5%	6%	6%	7,12	3,56
5	MAX НIB 0,3%	3%	3%	4,98	1,78
6	MAX НIB 0,3%	6%	6%	14,24	7,12
7	MAX НIB 0,2%	3%	3%	7,12	3,56
	MAX НIB 0,2%	6%	6%	17,80	14,24
8	MAX НIB 0,1%	3%	3%	21,36	7,12
	MAX НIB 0,1%	6%	6%	28,48	17,8
9	MAX НIB 0,05%	3%	3%	21,36	10,68

 

При концентрации свободного катионного полиэлектролита 0,5–1,0%, или 5–10 кг/ м³, значение ΔC_k находится в диапазоне 3,6–7,1 кг/м³ после добавки 6% бентонитового глинопорошка ПБМВ (табл. 2), который, с точки зрения управляемости раствора, соответствует диапазону достаточной, или безопасной, концентрации свободного катионного полиэлектролита. Управление свойствами ПБР при данной концентрации свободного катионного полиэлектролита в составе рабочей жидкости существенно упрощается, а технологические показатели проявляют высокую стабильность в течение длительного времени. Если при концентрации свободного катионного полиэлектролита добавка 6% бентонитового глинопорошка ПБМВ приводит к увеличению значения ΔC_k свыше 7,1 кг/м³ (табл. 1), то раствор содержит недостаточную, или опасную, концентрацию катионного полиэлектролита для дезактивации 6% бентонитового глинопорошка. Недостаточная, или опасная, концентрация свободного катионного полиэлектролита указывает на возможные риски, связанные с управлением параметров ПБР, а технологические показатели характеризуются низкой стабильностью во времени.

 

Рисунок 2. Ранжирование буровых растворов по ингибирующей способности Ск коллоидной фракции

Figure 2. Ranking of drilling fluids by the inhibitory capacity of the C_k colloidal fraction

Раствор №1 – полисахаридный раствор с ПАЦ Н и 10% хлорида натрия; раствор №2 – полисахаридный раствор с ПАЦ Н и 10% хлорида калия; раствор №3 – полимерно-лигносульфонатный раствор с крахмалом, КССБ и 5% хлорида кальция; раствор №4 – полимерно-лигносульфонатно-гипсовый раствор с крахмалом, КССБ и 3% гипса; раствор №5 – полимерный буровой раствор с крахмалом, ПАЦ Н и 10% соли; раствор №6 – ПБР с 1% MAX НIB; раствор №7 – ПБР с 0,5% MAX НIB; раствор №8 – ПБР с 0,2% MAX НIB (содержание катионного полиэлектролита указано в переводе на свободную концентрацию в сухом виде)

Solution No. 1 is a polysaccharide solution with PAC L and 10% sodium chloride; Solution No. 2 is a polysaccharide solution with PAC L and 10% potassium chloride; Solution No. 3 is a polymer-lignosulfonate solution with starch, CSAS and 5% calcium chloride; Solution No. 4 is a polymer-lignosulfonate-gypsum solution with starch, CSAS and 3% gypsum; Solution No. 5 is a polymer drilling mud with starch, PAC N and 10% salt; Solution No. 6 is PDF with 1% MAX HIB; Solution No. 7 is PBR with 0.5% MAX HIB; Solution No. 8 is PDF with 0.2% MAX HIB (the content of cationic polyelectrolyte reduced to free concentration in dry form)

КССБ – конденсированная сульфит-спиртовая барда

CSAS – condensed sulfite-alcohol stillage

 

Максимальной ингибирующей способностью раствор обладает при концентрации катионного полиэлектролита ≥0,5%, или ≥5 кг/ м³, и ,соответственно, при показателе ΔC_k = 3,56–7,1 кг/м³ (табл. 1). Причём если показатель МВТ в исходном растворе C_k(и) принимает значение более 17 кг/м³, то это указывает на недостаточную, или опасную, концентрацию свободного катионного полиэлектролита в составе рабочей жидкости без предварительного проведения испытаний.

Увеличение концентрации глинистых частиц коллоидных размеров, или показателя ΔC_k, интенсивнее происходит в растворе, способствующем набуханию и диспергированию глин, т.е. в растворе с низкими ингибирующими свойствами.

Показатель коллоидной фракции ΔC_k позволяет оценить и нормировать ингибирующую способность любого бурового раствора. Следовательно, показатель коллоидной фракции позволяет все известные буровые растворы ранжировать по их ингибирующей способности конкретными численными значениями (рис. 2).

Из рис. 2 следует, что исследованные растворы по ингибирующей способности располагаются в ряд в порядке возрастания: раствор №1 ≈ раствор №5 < раствор №4 = раствор №3 < раствор №2 = раствор №8 < раствор №6 = раствор №7.

Испытания на ферментативную устойчивость проводились с полисахаридными растворами (рис. 1) и ПБР (рис. 2), которые также содержали полисахариды (крахмал, полианионная целлюлоза (далее – ПАЦ Н) и биополимер) в таком же количестве. Для ускорения испытаний и ужесточения условий для ПБР методику усовершенствовали: в испытуемый ПБР POLYСAТ преднамеренно вводили микроорганизмы в виде закваски из ферментативно разлагающегося полисахаридного бурового раствора до 10% по объёму.

По результатам исследований технологических показателей полисахаридных буровых растворов можно сделать вывод об их низкой ферментативной устойчивости (рис. 1). Показатель фильтрации (далее – ПФ) полисахаридного бурового раствора с 3,5 см³/30 мин на 21-е сутки увеличился до 21 см³/30 мин, а на 90-е сутки – до 30 см³/30 мин, что значительно превышает допустимое значение (рис. 3). Пластическая вязкость (далее – ПВ) и динамическое напряжение сдвига (далее – ДНС) через 90 сут также изменились до технологически неприемлемых значений: ПВ снизилась с 22 до 2 мПа*с, а ДНС – с 15,5 до 1,5 Па (рис. 3).

 

Рисунок 3. Изменение реологии и показателя фильтрации полисахаридного бурового раствора в течение 90 сут при хранении

Figure 3. Changes in rheology and filtration index of polysaccharide drilling mud during 90 days of storage

 

Исследования ПБР с содержанием полисахаридов и полисахаридного бурового раствора на ферментативную устойчивость проводились в одинаковых условиях. Однако, как показывает практический опыт применения ПБР, признаки ферментативного разложения – завоздушенности и неприятного запаха – у ПБР отсутствуют через 180–365 сут даже после внесения закваски микроорганизмов, что свидетельствует об исключительной ферментативной устойчивости POLYСAТ (рис. 4). Отметим также возможность реанимации бурового раствора, находящегося на стадии биоразложения, добавкой свойствоопределяющего компонента – катионного полиэлектролита. Такой способ реанимации восстанавливает исходные технологические показатели испорченного бурового раствора. При этом повторного заражения микроорганизмами с течением времени не происходит [7, 8]. Такой способ реанимации раствора, как правило, успешно применялся на Астраханском газоконденсатном месторождении и в Республике Беларусь [4].

 

Рисунок 4. Изменение реологии и показателя фильтрации ПБР с содержанием полисахаридов с течением времени 365 сут при хранении

Figure 4. Changes in rheology and filtration index of PDF containing polysaccharides over 365 days storage time

 

По результатам исследований технологических показателей ПБР с содержанием полисахаридов можно сделать вывод о весьма высокой их ферментативной устойчивости (рис. 4). Показатель фильтрации по АНИ ПБР POLYСAТ увеличился через 180 сут с 2,8 до 3,2 см³/30 мин, а через один год (365 сут) – до 4,0 см³/30 мин, что убедительно доказывает высокую ферментативную стабильность системы.

ПВ и ДНС POLYСAТ также проявляют высокую стабильность: через 365 сут ПВ уменьшилась с 80 до 65 мПа*с, а ДНС – с 25 до 10 Па (рис. 4). Это опять же подчеркивает уникальную для водных систем, исключительно высокую стабильность технологических показателей за столь продолжительный период времени.

Что касается реологических характеристик, можно в некоторой степени констатировать улучшение ПВ и ДНС при длительном хранении.

С учётом полученных результатов испытаний ПБР POLYСAТ с содержанием полисахаридов были рекомендованы для бурения скважин на месторождении Узень, и руководством АО НК «КазМунайГаз» было принято решение о проведении ОПИ ПБР POLYСAТ при бурении эксплуатационных скважин.

Продуктивный пласт месторождения Узень представлен терригенными коллекторами с содержанием набухающих глинистых минералов. В настоящее время строительство эксплуатационных скважин на месторождении осуществляется на лигносульфонатно-полимерном буровом растворе. Как правило, вскрытие продуктивного горизонта лигносульфонатно-полимерным буровым раствором на водной основе приводит к набуханию глинистых частиц, кольматирующих околоскважинное поровое пространство, существенно ухудшая коллекторские свойства продуктивного горизонта. Практический опыт применения лигносульфонатно-полимерного бурового раствора при строительстве скважин на месторождении Узень в терригенных коллекторах показал, что в большинстве случаев загрязнение продуктивного горизонта настолько высоко, что вызов притока нефти существенно затрудняется. В связи с этим для интенсификации притока нефти после окончания бурения лигносульфонатно-полимерным буровым раствором в большинстве случаев производят гидроразрыв продуктивного пласта (далее – ГРП). Лабораторные исследования показывают, что коэффициент восстановления терригенного коллектора после вскрытия лигносульфонатно-полимерным буровым раствором составляет около 6–10%. Известно, что ПБР существенно повышает качество вскрытия терригенных коллекторов в сравнении с другими растворами с водной дисперсионной средой; коэффициент восстановления проницаемости после загрязнения ПБР колеблется в пределах 60–80%.

Специалистами ТОО «Asia Petro Service» проведены совместные с ООО «Газпром ВНИИГАЗ» исследования по оценке качества вскрытия терригенного коллектора после загрязнения натурных кернов различными буровыми растворами. Результаты сравнительных исследований по восстановлению проницаемости терригенных коллекторов с применением различных буровых растворов, включая ПБР POLYСAТ, приведены в табл. 2.

 

Таблица 2. Влияние различных составов буровых растворов на проницаемость терригенного коллектора

Table 2. Influence of different drilling fluid compositions on the permeability of a terrigenous reservoir

Испытуемый раствор Test fluid	Проницаемость по керосину, мД Kerosene permeability, mD
	Κп	Κо	Κф	β
Безглинистый биополимерный / Clay-free biopolymer Т = 32; ηпл = 16; τ0 = 7; Ф = 8	17,0	17,3	1,52	8
Меловой биополимерный / Chalk biopolymer Т = 42; ηпл = 19; τ0 = 8; Ф = 6	29,15	29,63	4,23	14
Меловой биополимерный с ПАВ / Chalk biopolymer with surfactants Т = 41; ηпл = 17; τ0 = 6; Ф = 5	26,44	25,92	6,62	25
Крахмальный / Starch Т = 38; ηпл = 20; τ0 = 10; Ф = 6	38,74	38,74	1,36	3
Меловой крахмально-лигносульфонатный / Chalk starch lignosulfonate Т = 45; ηпл = 22; τ0 = 12; Ф = 5	37,69	36,75	2,47	6
Буровой раствор с углеводородной средой / Hydrocarbon-based drilling fluid	42,2	40,0	29,1	69
POLYСAТ, 5% МАХ НIB Т = 32; ηпл = 20; τ0 = 6; Ф = 8	38,55	38,92	28,4	73
POLYСAТ, 10% МАХ НIB Т = 36; ηпл = 24; τ0 = 11; Ф = 6	6,32	6,25	5,1	81
POLYСAТ, 15% МАХ НIB Т = 44; ηпл = 32; τ0 = 14; Ф = 5	64,13	64,23	54,13	84

Κ_п – прямая проницаемость / direct permeability; Κ_о – обратная проницаемость / reverse permeability; Κ_ф – проницаемость после воздействия технологической жидкости / permeability after exposure to process fluid; β – коэффициент восстановления / coefficient of restitution; Т – условная вязкость / funnel viscosity; η_пл – пластическая вязкость / plastic viscosity; τ₀ – динамическое напряжение сдвига / dynamic strength; Ф – фильтрация бурового раствора / filtration of drilling fluid.

 

Исследования по влиянию различных составов буровых растворов, в сравнении с POLYСAТ, на восстановление проницаемости терригенного коллектора проводились на установке FDES-645 в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (табл. 2). Оценка качества вскрытия продуктивного горизонта производилась при помощи коэффициента восстановления проницаемости натурных кернов (β), который определяется отношением фактической проницаемости после воздействия технологической жидкости к первоначальной проницаемости (Κ_п) (2):

β = (Κ_ф / Κ_п)*100 (2)

где Κ_ф – фактическая проницаемость после воздействия технологической жидкости, Д; Κ_п – первоначальная проницаемость, Д.

В качестве терригенного коллектора использовался терригенный натурный керн с Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения. В ходе исследований было установлено, что с увеличением концентрации катионного полиэлектролита МАХ НIB повышается коэффициент восстановления проницаемости натурного керна β с 73% до 84% при 5% и 15% катионного полиэлектролита МАХ НIB, соответственно. Это происходит из-за снижения гидратации и набухания глинистых минералов, находящихся в составе коллектора, т.е. чем больше концентрация катионного полиэлектролита в составе бурового раствора, тем меньше гидратируют и набухают глинистые минералы. Поскольку проникновение глинистой фазы бурового раствора в коллектор, как правило, приводит к кольматации каналов и снижению скин-фактора, на практике положительный результат при вскрытии продуктивного горизонта от применения ПБР будет более ощутимым за счёт поддержания минимальных значений концентрации глинистой фазы, или МВТ, в составе рабочей жидкости [9, 10].

В Казахстане первые ОПИ ПБР POLYCAT были запланированы на трех скважинах на сентябрь – ноябрь 2023 г. В отличие от ранее применяемых составов полимеркатионных систем, в составе которых используется Силфок2540С, в ПБР POLYCAT в качестве катионнного полимера используется реагент марки МАХ HIB казахстанского производства ТОО «WestCom Plus», г. Актау. Катионный полимер марки МАХ HIB выпускается в жидком и сухом виде. ПБР POLYCAT в процессе строительства трех эксплуатационных скважин проявил исключительную стабильность технологических показателей: традиционно проблемные для всех предыдущих систем буровых растворов водоносные интервалы в отложениях валанжина, а также обводнённые юрские продуктивные пласты и пропластки пройдены без характерного для этих интервалов существенного ухудшения параметров POLYCAT (прежде всего, повышения вязкостно-реологических показателей и водоотдачи). При строительстве скважин на месторождении Узень ранее применялись полимерглинистые буровые растворы (оптитрол), стабилизированные низковязкой ПАЦ Н. В процессе углубления по мере накопления глинистой фазы происходит рост МВТ, приводящий к увеличению реологичеких характеристик оптитрола. Периодическое снижение реологических характеристик и МВТ осуществляется классическим способом, заключающимся в разбавлении рабочей жидкости (оптитрола) водными растворами лигносульфонатов. Применение оптитрола в отложениях валанжина, где залегают обводнённые, с содержанием катионов кальция и магния юрские продуктивные пласты и пропластки, как правило, проходило с ростом реологии и показателя фильтрации.

Для восстановления показателей оптитрола затрачивалось значительное количество химических реагентов и времени. При применении ПБР POLYCAT отложения валанжина пройдены без характерного для этих интервалов существенного ухудшения свойств раствора. По завершении строительства практически каждой скважины накапливается 150 м³ наработанного объёма бурового раствора под утилизацию. К тому же надо отметить способность оптитрола к ферментационному разложению при хранении, когда в ёмкостях во время ферментационного разложения повышается коррозионная активность раствора и происходит коррозия металла ёмкостного парка. Применение лигносульфонатных буровых растворов типа оптитрол на месторождении Узень привело к накоплению значительных объёмов бурового раствора, находящегося в стадии разложения, и активной коррозии ёмкостного парка, требующего срочной утилизации. В отличие от оптитрола, ПБР не только предотвращает наработку, но и является раствором многоразового использования, т.е. нет необходимости в утилизации раствора после окончания стройки скважины. После перевозки и хранения ПБР по необходимости реанимируется и используется на очередных скважинах. ПБР не имеет срока давности и может после реанимации использоваться многократно – до сотни и более раз.

В процессе углубления до проектной глубины концентрация МВТ и технологические показатели ПБР POLYCAT проявили исключительную стабильность. Так, плотность раствора плавно увеличили, согласно проекту, от 1,20 до 1,40 г/ см³ в процессе углубления. Условная вязкость поддерживалась в диапазоне 56–100 сек/кварта, пластическая вязкость – 20–53 мПа*с, ДНС – 8–45 Па, ПФ – 2,5–3,4 мл/30 мин, СНС1 – 30–70 дПа, СНС10 – 50–120 дПа. Таким образом, все основные технологические показатели соответствовали программным значениям. Поскольку бурение глинистых пород первой группы осуществляется долотами большого диаметра (т.к. они залегают на небольшой глубине), то существуют риски, связанные с неудовлетворительной транспортировкой шлама на поверхность, и для решения этой проблемы производят увеличение реологических показателей раствора. Неудовлетворительная транспортировка обвального и выбуренного шлама приводит к зашламлению ствола, периодическим накоплениям «шламовых пробок» в стволе скважины. Следовательно, для безопасного бурения интервалов глинистых пород с коагуляционными контактами целесообразнее обеспечивать достаточное гидростатическое давление на стенки скважины для предотвращения течения глинистых пород в ствол скважины.

ОПИ ПБР POLYСAТ на месторождении Узень прошли успешно. Наряду со снижением экологической нагрузки на окружающую среду за счёт повторного использования ПБР POLYСAТ, стоит отметит такой важный факт, как самоизлив нефти на пробуренных эксплуатационных скважинах 8295 и 8272 без проведения операции по интенсификации притока нефти – ГРП. На ранее пробуренных эксплуатационных скважинах на лигносульфонатно-полимерном растворе были определённые проблемы с вызовом притока нефти, в связи с чем проводили ГРП.

Результаты и обсуждение

Анализируя полученные результаты по исследованию ПБР, можно сделать ряд выводов:

1. ПБР POLYCAT в процессе строительства трех эксплуатационных скважин проявил исключительную стабильность технологических показателей: традиционно проблемные для всех предыдущих систем буровых растворов водоносные интервалы в отложениях валанжина, а также обводнённые юрские продуктивные пласты и пропластки пройдены без характерного для этих интервалов существенного ухудшения параметров POLYCAT (прежде всего, повышения вязкостно-реологических показателей и водоотдачи).
2. Применение ПБР POLYCAT предотвращает наработку раствора и снижает экологическую угрозу окружающей среде.
3. По результатам бурения трех скважин на месторождении Узень принято решение продолжить ОПИ еще на трех скважинах месторождения Жетыбай.

Полученные результаты имеют практический интерес. Широкомасштабное применение ПБР позволит недропользователю значительно снизить экологическую нагрузку и повысить экономическую эффективность при строительстве скважин в сложных геолого-технических условиях.

ПБР по эффективности применения в глинистых, солевых и подсолевых отложениях, а также при воздействии агрессивных факторов не имеют аналогов – они значительно превосходят все известные типы буровых растворов, поэтому наиболее перспективным в средне- и долгосрочном периоде является дальнейшее развитие и продвижение полимеркатионной системы на рынке буровых растворов, что приведёт к укреплению научно-технического авторитета Казахстана в этой области на международной арене.

ДОПОЛНИТЕЛЬНО

Источник финансирования. Авторы заявляют об отсутствии внешнего финансирования при проведении исследования.

Конфликт интересов. Авторы декларируют отсутствие явных и потенциальных конфликтов интересов, связанных с публикацией настоящей статьи.

Вклад авторов. Все авторы подтверждают соответствие своего авторства международным критериям ICMJE (все авторы внесли существенный вклад в разработку концепции, проведение исследования и подготовку статьи, прочли и одобрили финальную версию перед публикацией). Наибольший вклад распределён следующим образом: Яремко А.В. – анализ и проверка результатов исследовании, написание редактирование рукописи; Карабалин У.С. – детальный анализ, проведение исследований, интерпретация и систематизация результатов, написание рукописи; Юсубалиев Р. – анализ и проверка результатов исследовании, редактирование рукописи; Гайдаров А.М. – генерация идеи исследования, постановка задач, написание и редактирование рукописи, разработка полимеркатионной системы.

ADDITIONAL INFORMATION

Funding source. The authors declare that they received no external funding for this study.

Competing interests. The authors declare that they have no competing interests.

Authors’ contribution. All authors made a substantial contribution to the conception of the work, acquisition, analysis, interpretation of data for the work, drafting and revising the work, final approval of the version to be published and agree to be accountable for all aspects of the work. The greatest contribution is distributed as follows: Artem V. Yaremko – analysis and verification of the research results, writing and editing the manuscript; Uzakbay S. Karabalin – detailed analysis, conducting research, interpreting and systematizing the results, writing the manuscript; Renat Yussubaliyev – analysis and verification of the research results, editing the manuscript; Azamat M. Gaydarov – generating the idea of the study, setting the tasks, writing and editing the manuscript manuscript, developing the polymer cation system.

About the authors

Artem V. Yaremko

Asia Petro Service

Author for correspondence.
Email: a.yaremko@asiapetroservice.kz
ORCID iD: 0009-0009-3842-6000
https://www.asiapetroservice.kz
Kazakhstan, Aktau

Uzakbai S. Karabalin

Kazenergy

Email: u.karabalin@kazenergy.com
ORCID iD: 0000-0002-7471-7851

Doct. Sc. (Engineering)

Kazakhstan, Astana

Renat Yussubaliev

KazNIGRI

Email: yussubaliev.r@kaznigri.kz
ORCID iD: 0009-0003-7029-5537
Kazakhstan, Atyrau

Azamat M. Gaidarov

Asia Petro Service

Email: a.gaidarov@asiapetroservice.kz
ORCID iD: 0009-0008-0298-0133

PhD

Kazakhstan, Aktau

References

Supplementary files