Знаменательным этапом в развитии энергетической безопасности Республики Крым в современных условиях является государственная программа «Развитие топливно-энергетического комплекса Республики Крым» (постановление Совета министров Республики Крым от 29 декабря 2018 года N 694, с изм. на 04.09.20).
В рамках принятого решения в части бурения нефтяных и газовых скважин на полуострове (разд. 2.1, 2.2) предусмотрено освоение Западно-Октябрьского газоконденсатного месторождения (ГКМ) Республики Крым. Освоение Западно-Октябрьского ГКМ ГУП РК "Черноморнефтегаз" позволит ввести в эксплуатацию и добывать до 90 млн м3 природного газа и до 27 тыс. т газового конденсата в год, что обеспечит энергетическую безопасность и поступательное развитие региона.
Существенная государственная поддержка и опытный государственный заказчик ГУП РК «Черноморнефтегаз» безусловно являются положительными факторами выполнения буровых работ, но в то же время, накладывают некоторые временные ограничения на оперативность в принятии решений. Так, сервисной буровой компанией ООО «Сервис Пром Комплектация» (OOO «СПК») 16 октября 2020 г. достигнут проектный горизонт и завершены работы по бурению эксплуатационной скважины № 1 Западно-Октябрьского ГКМ. Первая скважина обозначила и первые трудности в проводке и сразу предъявила серьезные вызовы к компетентности бурового подрядчика, его производственному опыту, к его умению решать сложные комплексные задачи.
Первые и серьезные трудности связаны с реализаций самого проектного решения. Любой проект должен быть экономически привлекателен, и этот важный момент гарантированно решается только при условии выполнения коммерческих скоростей бурения. Заложенные проектом механические скорости проходки выполнимы только в части бурения интервалов, не содержащих крепких доломитов и доломитов с вкраплением кварцитов в интервалах 1750–1898 м, 2130–2154м, в которых по факту проводки скважины наблюдались существенные снижения проходки на долото до 0,5–1,0 м/ч против 8,5 м/ч проектных.
Этой ситуацией никого из буровых подрядчиков не удивить. И отчасти ее можно решить оптимальным подбором породоразрушающего оборудования: типом и дизайном применяемых долот, отчасти – изменением рецептуры бурового раствора и изменением состава и концентрации отдельных его компонентов. Однако и в том, и другом случае требуются изменения проектных решений, и в большей части, в сторону удорожания проекта. Удорожание проекта связано и с большим временем производства работ, прямыми производственными затратами ООО «СПК» (амортизация оборудования, Д/Т, ЗП и т. д.) и ростом рисков осложнения пробуренного ствола скважины.
Вторая часть трудностей связана с явно ошибочными и недостоверными данными технического проекта по обозначенным рискам развития осложнений. Так, при проводке скважины № 1 Западно-Октябрьского ГКМ ООО «СПК» столкнулось с проблемой коррозионного разрушения бурильного инструмента СБТ 127 мм импортного производства (рис. 1). Нарастающая выбраковка бурильной трубы ставила под угрозу выполнение всего проекта в целом. Перед буровым подрядчиком стояла трудная задача: в кратчайшие сроки найти причину и установить «виновника» коррозии, принять меры по ее предупреждению. Такая задача требует значительного количества дополнительных тестов, анализов и экспертиз, подбора рецептур и компонентов в БР, а самое трудное, чтобы предложенное решение удовлетворяло заказчика и, по большому счету, оставалось в рамках действующего технического проекта.
Действительно, трудно было определить «виновника» коррозионно-питтингового процесса. К достоинству китайских производителей трубы Baoshan Iron & Steel Cо., LTD, сертификат на СБТ 127 мм соответствовал факту, и по качеству трубы замечаний у экспертов ООО «НИИ разработки и эксплуатации нефтепромысловых труб» (г. Самара) не было. Таким образом, коррозионный агент содержался в рецептуре или попадал в буровой раствор с выбуренной породой. Первое было исключено сразу, ввиду использования только традиционно применяемыми ООО «СПК» сертифицированных буровых химреагентов и материалов. По техводе замечаний также не было. Следовательно, коррозионный агент поступал с выбуренной породой и формировался геологическими условиями вскрываемых интервалов. Среди возможных химических флюидов и простых соединений рассматривались вещества H2S, O2, CO2. Для исключения каждого необходимо было прежде установить, обладает ли коррозионный агент закисляющем действием по отношению к буровому раствору (БР) или нет (для исключения O2), и если поступает, то с какого интервала. 
Для этого полевая лаборатория службы буровых растворов ООО «СПК» была доукомплектована газовым анализатором Гаррета (OFITE) и трубками Драгера. В двух точках забоя на отметках 2140 и 1592 м при устойчивой циркуляции выполнено снижение буферной емкости БР до пограничного значения и зафиксирована динамика снижения концентрации ионов водорода рН и средняя равновесная концентрация СО2. Зафиксированное максимальное значение падения рН составило всего 1 ед., с рН = 10,0 до рН = 9,0. В то же время равновесная концентрация углекислого газа и растворимых карбонатов (СO32-, HCO3-) составила значительную величину 1300 и 1500 мг/л соответственно. При этом в обоих случаях параллельные качественные и количественные тесты на наличие сероводорода дали однозначные отрицательные результаты (рис. 2). Анализ других доказательств (на поверхности труб) указывал на то, что углекислый газ попадает в раствор в виде жидкой фазы, из закапсулированных пор разбуриваемых пород, более того, «спусковым крючком» коррозии выступает пластовая температура. Установлено, что весь инструмент, расположенный в открытом стволе выше 1600 м с температурой менее 65 °С, практически не имеет следов коррозии и наоборот.
Следует отметить, что в данном интервале при бурении под промежуточную колонну 220–2300 м групповым рабочим проектом на бурение эксплуатационных скважин Западно-Октябрьского ГКМ риски коррозионного воздействия никак не отражены и не обозначены. Только при вскрытии нижележащего продуктивного горизонта в составе ингибирующего БР предусмотрен оксид магния– ингибитор углекислотной коррозии.
С целью недопущения остановки работ и скорейшей ликвидации геологического осложнения при бурении буровым подрядчиком ООО «СПК» была выбрана стратегия максимально оставаться в «проектном поле» программных и технологических решений, но при этом обеспечить многоуровневую защиту бурового оборудования, инструмента и БР:
1. Введение непосредственно в буровой раствор ингибитора углекислотной агрессии неорганического типа и поддержание его концентрации на весь период производства работ. Оксид магния (MgO) был перенесен из рецептуры с нижележащего интервала с диапазоном концентраций в обработке 1–3 кг/м3. Законтрактован дополнительный ингибитор кислотной коррозии – «ВНПП-2В» на случай неудовлетворительного или низкого ингибирующего действия MgO (не понадобился). Хорошие результаты по применению MgO получены при концентрации 2,2 кг/м3, коррозионный процесс полностью остановлен.
2. Обработка всего низа КНБК и инструмента детергентом Росфлок ДЕТ на каждой СПО с целью максимального фазового разобщения контактирующих сред. В результате на оборудовании и инструменте следов свежей коррозии не было.
3. Обработка раствора смазывающей добавкой ингибирующего действия серии «ФК-СПК» (70 % «ФК-2000» + 30 % «ФК-Н») при максимальной верхней концентрации по программе (до 4 % об.) и поддержание ее во всем интервале бурения, что обеспечило коэффициент трения на границе «глинистая корка-металл» на уровне Ктр ≤ 0,02 по КТК-2. Потребность такой меры связана с необходимостью снижения трения бурильной колонны, ремонтов оборудования и расхода ЗИП к насосам, и главное – сохранения стенок скважины за счет повышения ингибирующего действия, обусловленного наличием в составе данной смазки калиевого органического комплекса, отлично зарекомендовавшего себя при бурении скважин на Кубани. Технический результат от применения данной меры связан с высокой стабильностью стенок скважины, отсутствием осыпей, «затяжек», «посадок», сокращением расхода ЗИП и общим снижением технических проблем по ремонту оборудования.
4. Замена подвергшегося коррозии инструмента.
Таким образом, комплекс принятых мер и технических решений ООО «СПК» при бурении скважины № 1 Западно-Октябрьского ГКМ с учетом геолого-технических особенностей и оперативного устранения осложнений позволил обеспечить положительные результаты строительства эксплуатационной скважины. Промысловый опыт показал необходимость доработки и корректировки проектного решения для выполнения буровых работ на последующих скважинах на Западно-Октябрьском ГКМ Республики Крым.
