Высокоингибирующие буровые растворы на водной основе (HPWBM) для строительства сложных нефтегазовых скважин

High Performance Water-Based Mud (HPWBM) for Complex Oil and Gas Well Construction

D.N. VOITENKO1, M.P. FROLOV1, V.I. SHEPELEV1, S.V. KOZHUKHOV1, E.A. SHOKIN1,
P.V. LUKYANOV2, K.A. POPOV2

1 «Technological Company Schlumberger» LLC, Moscow, 125171, Russian Federation
2 STC Gazprom Neft, St. Petersburg, 190000, Russian Federation

Высокоингибирующие растворы на водной основе (HPWBM) приобретают все большее значение для строительства сложных нефтяных и газовых скважин во всем мире. В статье показаны яркие примеры использования HPWBM в России на разнообразных в геологическом плане объектах как для большого бурения при строительстве многозабойных скважин и с облегченной конструкцией, так и для первичного вскрытия продуктивных пластов. Отмечена высокая эффективность таких растворов, часто сопоставимая с растворами на углеводородной основе (РУО).

Importance of High Performance Water-Based Mud (HPWBM) rapidly growing over last years in the entire world, including Russia for the complicated oil&gas well drilling. This article demonstrates drilling case studies for both multi-lateral and lightweight casing string design using HPWBM in various geological conditions at Russian oil&gas fields. Highlighted technical solutions efficiency, which often comparable with oil-based drilling fluids (OBM).

Природный газ и нефть занимают особое место среди значительных запасов природных ресурсов, которыми обладает Российская Федерация. Налогообложение нефтегазового комплекса (НГК) – это важнейший элемент российской бюджетной системы, а сам комплекс является ключевым фактором энергетического снабжения государства и одной из наиболее важных хозяйственных отраслей. В связи с этим вопрос повышения экономической эффективности НГК является как никогда актуальным. Оптимизация строительства нефтегазовых скважин – это одно из направлений решения данной задачи. Вопрос повышения экономической эффективности строительства скважин становится более актуальным и в свете изменения структуры запасов углеводородного сырья и рентабельности его добычи. По мере увеличения доли месторождений с особыми условиями строительства скважин и добычи сырья существует потребность в пересмотре общего подхода к строительству скважин, который должен объединять в единую систему все доступные технологические решения, способные увеличивать эффективность строительства скважин и в дальнейшем эксплуатации месторождения в целом.
К таким технологическим решениям относятся оптимизация траектории и конструкции скважин, подразумевающие бурение скважин с большим отходом от вертикали, многоствольных скважин и скважин облегченной, то есть менее металлоемкой (двухколонной) конструкции; применение инновационных технологий, обеспечивающих проводку скважин согласно заданной траектории и повышение механической скорости бурения (новые забойные телеметрические системы, забойные двигатели и роторно-управляемые системы, новые модели породоразрушающего инструмента) и, безусловно, разработка и внедрение новых высокоэффективных систем буровых растворов.

Ключевым фактором, позволяющим оценить экономическую целесообразность выбора определенного типа бурового раствора, является понимание как задач и условий бурения, так и геологических особенностей разреза месторождения. За последние десятилетия в отрасли сложилось устойчивое мнение, что с технологической точки зрения самым эффективным типом бурового раствора является преимущественно инвертный раствор на неводной основе (РУО и РСО). Но также в отрасли есть четкое понимание, что сама природа базовых компонентов таких систем определяет их высокую стоимость, а также накладывает определенные требования на организацию работ, оборудование бурового станка и утилизацию отходов бурения. Именно эти аспекты обосновывают необходимость поиска новых технологических решений в области буровых растворов, которые могли бы стать альтернативой растворам на углеводородной и синтетической основе на ряде сложных проектов.
В дополнение, обозначенный поиск продиктован и сложившейся геополитической ситуацией, которая оказывает значительное влияние на экономическую систему страны за счет изменения логистических маршрутов доставки сырья для производства ключевых компонентов растворов на неводной основе, а также по причине полного устранения некоторых поставщиков с рынка химреагентов на территории России. В таких условиях расширение практики применения альтернативных систем буровых растворов будет способствовать перераспределению нагрузки на производящие мощности нефтехимической отрасли, снизит импортозависимость НГК России от внешних факторов и будет способствовать предотвращению дефицита ключевых компонентов буровых растворов на рынке, и, как следствие, стабилизировать прогрессивный рост цен в данном сегменте.
Одним из направлений поиска альтернативных решений в области буровых растворов является разработка водных систем с повышенной ингибирующей активностью в отношении процесса гидратации глинистых минералов (для обозначения подобных систем в научной отраслевой литературе распространена аббревиатура HPWBM, встречается общее название «катионные» растворы), что достигается за счет введения в состав бурового раствора дополнительных органических, в основном, азотсодержащих ингибиторов. Такие ингибиторы в общем принято называть аминными. Но следует понимать, что спектр веществ, объединенных этим общим названием, весьма широк. Самая общая классификация, предложенная в 2009 г. Patel A.D. [1] подразделяет их на три большие группы: монокатионные амины, олигомерные катионные амины, поликатионные амины.
Системы HPWBM разрабатывались как зарубежными, так и отечественными растворными компаниями на протяжении последних 30 лет. Но, несмотря на значительное многообразие подобных систем и системообразующих материалов, в их основе лежит один и тот же принцип действия ключевых реагентов – максимальное воздействие на химически активные глинистые минералы для предотвращения их гидратации.
Первые поколения аминных систем не дали ожидаемых результатов в полной мере, но последующая их эволюция позволила достичь более высокого уровня «ингибирования» за счет комбинированного действия нескольких системообразующих реагентов (рис. 1). Комбинация системообразующих реагентов «KCl+амин+ЧГПА» оказалась одной из наиболее эффективных [2]. В данной системе катионы калия – это общеизвестный стандартный ингибитор гидратации глин, катионные аминосоединения выступают в качестве второго основного ингибитора, а частично гидролизованный полиакриламид (ЧГПА) выступает в качестве вторичного стабилизатора процессов ионнообменных реакций (инкапсулятора глин). Это сочетание разных механизмов «ингибирования» дает сопоставимые с РУО результаты [2].

Обзор мирового опыта применения систем HPWBM
С начала 2000-х гг. Сообществом SPE (Society of Petroleum Engineers) достаточно активно обсуждается вопрос технологического ресурса и эффективности применения систем HPWBM в различных регионах бурения нефтегазовых скважин, решая такие задачи как соблюдение региональных экологических норм, повышение экономической эффективности проектов за счет снижения стоимости бурового раствора и утилизации отходов бурения (по сравнению с РУО) и минимизации вероятности возникновения осложнений, связанных с дестабилизацией ствола скважины. Так, авторами [3–9] описаны примеры успешного применения HPWBM на ряде сложных проектов, таких как строительство глубоководных скважин на шельфах Австралии, Бразилии, Индии и в бассейне Северного моря; протяженное вскрытие разнородных геологических структур, включающих одновременно пласты с естественной микротрещиноватостью, реактивные глины и диспергирующиеся сланцы (Венесуэла, Оман, Кувейт). Как правило, авторами отмечается значительный экономический эффект от применения высокоингибирующих буровых растворов на водной основе: снижение на 20 % от запланированного бюджета в Северном море [5], снижением затрат на 33–70 % при бурении на месторождениях Омана [6].
Следует отметить, что химическое ингибирование является лишь частью решения проблем, возникающих при бурении наклонных участков. В качестве инструмента стабилизации глинистых сланцев необходимо учитывать требуемую величину плотности бурового раствора, которая может быть определена на основании геометрии скважины и глубокого понимания механизма возникновения геомеханической неустойчивости, определяемой величинами и направлениями напряжений, действующих в породе [6]. По этой причине в публикациях ряда авторов поднимается вопрос о необходимости интегрированного подхода к управлению эффективностью строительства скважин. К примеру, в работе [9] описан опыт повышения операционной эффективности бурения скважин при прохождении мощной сланцевой толщи (от олигоцена до палеоцена) на шельфе Кавери, где ранее столкнулись с серьезной проблемой дестабилизации ствола скважины даже при условии применения РУО, что увеличивало общие эксплуатационные расходы. Авторами показана возможность повышения операционной эффективности строительства за счет интегрированного подхода, включающего геомеханическое моделирование перед бурением, систематическую корректировку дизайна HPWBM и мониторинг стабильности ствола в реальном времени, что позволило эффективнее контролировать условия бурения и оптимизировать программу по буровому раствору. Такой подход значительно повысил вероятность успеха проекта, сократил общие эксплуатационные расходы (устранил непроизводительное время) и стоимость бурового раствора почти в два раза.

Опыт применения HPWBM на российских проектах
В настоящее время нами накоплен значительный опыт реализации проектов с применением HPWBM буровых растворов как за рубежом, так и в России. Начиная с 2000-х гг., в нашей стране пробурено уже более 200 скважин с применением данных систем в самых разнообразных по геологическому строению разрезах и уровню катагенеза глинистых породах: в Западной Сибири (ХМАО и ЯНАО), Ставропольском крае с его активными и мощными майкопскими глинами, Тимано-Печорской нефтегазовой провинции с «красными» и «серо-зелеными» глинами карбона (рис. 2), на морских проектах в Каспийском и Карском морях, в районе Калининграда и на Сахалине в Охотском море [10].
HPWBM на месторождениях Западной Сибири
Специфика бурения нефтяных и газовых скважин в Западной Сибири (высокая скорость бурения, значительное содержание в разрезе глинистых минералов разной стадии катагенеза, стремление к оптимизации цены строительства скважины) предопределила, что именно этот регион стал первым на территории России, где применение HPWBM приобрело массовый характер.
Существует несколько примеров подобных работ, которые в некоторых случаях кардинально изменили подход к строительству скважин и даже позволили отказаться от использования РУО. К такому опыту относится переход к строительству скважин по оптимизированному дизайну в ХМАО. Подобный подход способствовал увеличению коммерческой скорости при снижении затрат на буровые растворы и последующую утилизацию буровых отходов.
Одним из первых проектов на территории Западной Сибири, где системы HPWBM нашли масштабное применение, стало строительство ERD скважин на пласты группы АВ на одном из месторождений, относящемся к структуре Нижневартовского свода и находящемся на последней стадии эксплуатации, что обуславливает техногенные АНПД и является одним из технологических вызовов при реализации проекта [11]. Строительство такого типа скважин позволяло вовлекать в разработку новые участки месторождения при минимизации затрат на оборудование кустовых площадок.
Все поставленные задачи решались в процессе строительства скважины за счет совокупности применяемого HPWBM, обеспечивавшего стабильность технологических параметров бурового раствора и минимизацию объемов приготовления при снижении наработки активной твердой фазы, и дополнительных технологических мероприятий, включавших регулирование плотности раствора на основании непрерывного мониторинга признаков дестабилизации ствола скважины; обработку бурового раствора сиалантами; гидравлическое моделирование спуско-подъемных операций (СПО) с целью определения рекомендуемых скоростей СПО; применение механических очищающих пачек и высокоэффективных смазывающих добавок по мере необходимости.
Параллельно реализованным в том же регионе проектом по строительству скважин на пласты группы АВ стал переход от использования РУО к применению HPWBM (Litodrill) при строительстве скважин облегченной (двухколонной) конструкции. Реализованный проект позволил не только получить ускорение строительства скважин на 55 % от стандартной технологии и на 13.6 % относительно целевого планового значения, принятого в рамках проведения ОПИ, но и сократить на 20–25 % затраты на буровые растворы (рис. 3) и последующую утилизацию буровых отходов. Сокращение общей стоимости бурения (без учета ВМР, освоения, ГРП) в сравнении со скважинами, пробуренными на РУО, составило 6,5 % (согласно оценкам оператора месторождения).
Также отдельно было инициировано изучение влияния полиаминного ингибитора (Lutohib) на проницаемость продуктивного пласта в отдельно взятом горизонте. Показано, что приведенная величина запускных дебитов «Прив. Qж» (м3/сут.) с использованием раствора первичного вскрытия (РПВ) и полиаминного ингибитора больше на 11,4 %, чем при использовании обычного (РПВ). В виду статистически не представительной выборки для сравнения считаем, что данное направление имеет потенциал для развития и более емкой технико-экономической оценки использования в РПВ дополнительного органического ингибитора полиаминного ряда.
Применение HPWBM также позволило реализовать в Западной Сибири ряд других уникальных проектов, например, строительство на месторождении, относящемся к структуре Сургутского свода, многоствольной скважины по оптимизированному дизайну с горизонтальными секциями и диаметром долота 220 мм, для бурения которых первоначально в качестве единственного технологического решения рассматривался только РУО. Основным отличием данного типа скважин от скважин классических конструкций является бурение единого интервала под комбинированную колонну (178/140 мм), объединяющего секции эксплуатационной колонны и хвостовика (рис. 4). Подобное конструктивное решение повышает требования, предъявляемые к качеству бурового раствора, так как подразумевает вскрытие протяженного участка горных пород, значительно отличающихся по своим физико-химическим и геомеханическим свойствам. С точки зрения бурового раствора данная задача решалась по двум направлениям: подбор комплекса реагентов ингибирующего и инкапсулирующего действия для минимизации степени гидратации глин раннего и среднего катагенеза и комплекса сиалантов для стабилизации трещиноватых глинистых минералов поздней стадии катагенеза.
Скважина была пробурена одним рейсом с использованием HPWBM (Litodrill), суммарно за интервал комбинированной колонны было пройдено 4174 м, фактический объем выбуренного шлама составил 161 м3. С целью минимизации рисков загрязнения продуктивного пласта на точке Т1 (3084 м по стволу) произвели плановое частичное замещение (80 %) активного объема бурового раствора. Выведенный из циркуляции при плановом замещении объем раствора был повторно использован при строительстве следующей скважины двухколонной конструкции.
В рамках опытно-промысловых испытаний и тиражирования бурения с использованием HPWBM на рассматриваемом проекте было выполнено более 11 работ. Все успешно окончены спуском и креплением комбинированной колонны. Ранее на проекте все скважины двухколонной конструкции бурились только с использованием РУО.
Сравнительный анализ таких скважин, пробуренных с применением растворов РУО и HPWBM, показывает, что несмотря на более сложные траектории (согласно расчета DDI) и значительно большую протяженность открытого ствола (таблица), имеющие критическое значение при диаметре открытого ствола близком к номинальному, среднее время бурения, приведенное к 100 м проходки в интервале под комбинированную колонну для системы HPWBM оказалось ниже и составило 1,80 час./100 м, против 1,93 час./100 м для скважин, пробуренных с применением РУО, что, безусловно, является существенным достижением, доказывающим целесообразность рассмотрения на ряде проектов HPWBM в качестве альтернативного технологического решения относительно РУО.

HPWBM на проекте в Ставропольском крае
На протяжении десятилетий проектирование и строительство горизонтальных скважин в указанном регионе с использованием РВО было связано с рядом часто непреодолимых вызовов, определяемых геологическими особенностями майкопских глин, относящихся к глинам ранней стадии катагенеза с высоким внутренним поровым давлением и забойными температурами. Майкопские глины характеризуются также и низкой степенью катагенетической дегидратации и находятся в пастообразном состоянии, практически сохраняя механические свойства первичного уплотненного осадка. При прохождении майкопских глин Прикумской зоны поднятий бурением с использованием РВО происходит их деформирование, выпучивание в ствол при недостатке забойного давления, и впоследствии – их размытие и значительное каверноообразование в скважине [10]. Эти процессы вызывают широкий спектр осложнений, таких как ГНВП, поглощения, прогрессивное гелеобразование в буровом растворе после длительных простоев, а также затяжки/посадки, закупорки кольцевого пространства и прихваты бурильного инструмента, связанные с ярко выраженной дестабилизацией ствола скважины при использовании любого раствора на водной основе: известкового, силикатного, KCl-полимерного, лигносульфонатного и т.п.
Одним из ярких примеров демонстрации возможностей HPWBM (Litodrill) стало строительство горизонтальных скважин в условиях геомеханической неопределенности в рамках реализации проекта на территории Ставропольского края. Геологические вызовы потребовали и комплексного подхода, максимально возможной степени реализации концепции «активного супервайзинга» [12] при выборе межсервисной комбинации оптимальных технологических решений для проводки скважин, которая включала не только разработку дизайна бурового раствора, но и оптимизацию траекторий и конструкций скважин на основе геомеханического моделирования. Последнее позволило определить безопасный интервал («окно») плотности бурового раствора, выделить возможные зоны нарушений и трещин, отметить вероятные риски, связанные с нестабильностью ствола скважины и вырабатывать рекомендации по безаварийному бурению в режиме реального времени при бурении.
Нами на стадии разработки проектных решений для буровых растворов был выполнен ряд лабораторных исследований с моделью кернового материала глинистой породы Майкопской свиты, которые включали испытания на сохранность глинистой породы (HRDT - Hot Roll Dispersion Test) и оценку линейного набухания образцов (Clay Swelling Test). В качестве раствора сравнения использовался РУО. Полученные результаты подтвердили, что в рамках предстоящего проекта предлагаемый HPWBM может рассматриваться как альтернатива растворам на неводной основе. Сравниваемые типы растворов обеспечили сохранность и высокую степень извлечения кернового материала (Recovery 100 % масс). Не наблюдалось значимого различия в величинах остаточной влажности (4,2–4,6 % масс). Незначительно увлажненный керн сохранил свою целостность и твердость по окончании Hot-Roll Dispersion Test. Высокий процент извлечения шлама после воздействия растворов (остаток на сите) указывает на высокие ингибирующие свойства жидкостей. Отмечена и низкая величина линейного расширения исследованных образцов керна как в системе РУО, так и в растворе HPWBM, что также подтверждает высокую технологическую конкурентоспособность HPWBM по отношению к РУО. Отметим и то, что обе системы могут использоваться повторно на последующих интервалах или скважинах, но при соблюдении определенных условий хранения для каждого типа жидкости.
При бурении интервала майкопских глин с использованием HPWBM (Litodrill) в качестве дополнительного технологического решения, позволившего минимизировать риски возникновения поглощений бурового раствора, было предложено снижение его плотности до уровня пересечения границы риска малых и средних обрушений (1.58 г/см3), при условии ограничения времени нахождения ствола секции в открытом состоянии. Использование HPWBM оптимизированного дизайна позволило повысить стабильность майкопских глин при выбранной плотности бурового раствора.
Мероприятия, предложенные в части оптимизации HPWBM при бурении, включали в себя смещение баланса твердой фазы в составе раствора в сторону HGS (барита), что способствовало стабилизации СНС, снижению значений пластической вязкости, а также минимизации пусковых давлений и колебаний эквивалентной циркуляционной плотности (ЭЦП). В процессе работы максимальный и безопасный уровень твердой фазы низкой плотности (LGS) определялся величиной 8 % [13-15].
В рамках реализации рассматриваемого проекта разработана и применена методика оценки и контроля общего индекса ингибирования HPWBM (рис. 5). Выявлено, что на протяжении бурения ингибиторы расходуются непропорционально, динамика изменения пропорций компонентов «ингибирующего пакета» определяется литологическими особенностями выбуриваемых пород, некоторые компоненты прекращают свое действие в определенных свитах. Только контроль фактически измеренной концентрации соответствующих ингибиторов позволял быстро реагировать и гибко «настраивать» систему, исходя из поставленных задач, без излишней переобработки всеми реагентами.
Комплексная оценка индекса ингибирования (I) системы РВО:

где Ai – коэффициент эффективности ингибитора,
Pi – концентрация ингибитора в растворе,
LGS – выбуренная порода [кг/м3].
Коэффициент эффективности Ai ингибиторов подобран экспериментально, в соответствии с их ингибирующим действием на смектиты, по результатам лабораторных исследований: AK+,г/л – 0.25; Aполиамины,л/м3 – 0.5;
AЧГПА,кг/м3 – 0.15; Aсиаланты,кг/м3 – 0.10.
Кроме того, управление дизайном HPWBM проводилось в рамках реализации межсервисного интегрированного управления с целью повышения общей технологической и экономической эффективности строительства скважин, и это позволило впервые в регионе успешно построить 9 горизонтальных скважин.
Необходимо отметить, что на рассматриваемом проекте удалось провести сравнение эффективности применения системы HPWBM и РУО не только теоретически, в рамках лабораторных исследований, но и практически, путем сопоставления технико-экономических показателей строительства интервала под эксплуатационную колонну (баланса времени технологических операций, механической скорости проходки, стоимости). Основная цель замещения на проекте системы HPWBM на РУО– попытка снизить удельный вес бурового раствора относительно HPWBM, не была достигнута, а результаты сравнения ТЭП позволяют сделать вывод о том, что высокоингибирующая система бурового раствора на водной основе может успешно конкурировать с РУО.
Заключение
Показанные примеры успешной реализации сложных и технологически нестандартных проектов по строительству нефтегазовых скважин подтверждают возможность и целесообразность поиска альтернативных технологических решений в области буровых растворов, которые могут стать эффективным элементом в системе интегрированного управления качеством бурения скважин. Правильность идеи внедрения системы интегрированного управления бурением находит подтверждение и в виде международного опыта реализации подобного подхода при строительстве сложных объектов.
Развитие систем HPWBM имеет еще не изученный в полной мере, но значительный потенциал при использовании для первичного вскрытия продуктивного пласта с целью максимального сохранения проницаемости коллектора [16].
В связи со сложившейся экономической ситуацией поиск и технологически обоснованное внедрение новых подходов к повышению эффективности бурения должны стать приоритетным направлением развития как для отрасли в целом, так и для каждого участника рынка бурения, в частности. Такой подход, безусловно, будет способствовать снижению импортозависимости НГК России от внешних факторов и предотвращению дефицита ключевых компонентов буровых растворов на рынке, а, как следствие, стабилизации прогрессивного роста цен в сегменте буровых растворов.

Литература

1. Patel A.D. Design and Development of Quaternary Amine Compounds: Shale Inhibition with Improved Environmental Profile. // SPE 121737, International Symposium on Oilfield Chemistry, – Texas. USA. – 20–22, – April 2009.
2. Gholizadeh-Doonechaly N. Development of High-Performance Water-Based Mud Formulation Based on Amine Derivatives / N. Gholizadeh-Doonechaly, K. Tahmasbi, E. Davani // SPE 121228, – International Symposium on Oilfield Chemistry, – Texas. USA. 20–22, April 2009.
3. Ramirez M.A. HPWBM as a Technical Alternative to Drill Challenging Wells Project: Lessons Learned in Deepwater Brazil / M. A. Ramirez, E. Moura, E. Luna, A. Aragao, H. Taira // SPE 107559 SPE, Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, – Buenos Aires. Argentina. – 15–18, April, – 2007.
4. Montilva J. Improved Drilling Performance in Lake Maracaibo Using a Low-Salinity, High-Performance Water-Based Drilling Fluid/ J. Montilva, E. van Oort, R. Brahim, J. P. Luzardo,
M. McDonald, L. Quintero, B. Dye, J. Trenery // SPE 110366, Annual Technical Conference and Exhibition, California. USA.
– 11–14, – November 2007.
5. Mahrous R. High Performance Water-Based Mud HPWBM: Turning Old Ways into New Opportunities / R. Mahrous, R. Vader, E. Larreal, R. Navarro, B. Salmelid, A. Honey, M. Weir, G. Lammers, P. Rijnen // SPE-182286-MS, Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Perth. Australia, – 25–27, – October 2016.
6. Ferras A. Fit For Purpose Design Of High Performance Water Base Mud Successfully Replaced Oil Base Mud / A. Ferras, R. Al Obeidany, N. Qassabi, S. AL Aghbari, N. Abry,
M. O. Benmesbah, S. Benmahiddi, M. Radwan, N. Van Der Werff, R. Abdel Samiee, M. Mahrooqi, Z. Chibani // SPE-188079-MS, Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition, Dammam. Saudi Arabia. – 24–27, – April 2017.
7. Al-Mulaify M. Successful Field Application of a HPWBM with Added Sealing Polymer Technology to Seal Microfractures: A Case History in North Kuwait / M. Al-Mulaify, I. AbdelRahman, A. Sekhri, H. AlMatar, H. Al-Ali, S. Bahzad, R. Stewart, A. Al-Mousa,
J. Nelson, R. Sagirov, R. Taky Eldin, M. Abou Elkhair // IPTC-20028-MS, International Petroleum Technology Conference, Dhahran. Saudi Arabia. – 13 – 15, – January 2020.
8. Lambert T.J. Development Field First - Directionally Drilling Through Challenging Muderong Shale and Highly Depleted Reservoir Sand with HPWBM / T. J. Lambert, S. Aanand Mj,
C. Clark // SPE/IADC-204030-MS, International Drilling Conference and Exhibition, to be held virtually. 8 – 12, – March 2021.
9. Saha S. Integration of 1D Geomechanics Modeling and High-Performance Water-Based Mud HPWBM System Design, Improving Cost-Effective Drilling of High-Angle Wells Through Cauvery Shale Sequence: A Case Study from Cauvery Basin, Offshore India / S. Saha, Bh. Ch. Gariya, D. Panda, S. Perumalla, T. Podder, Sh. Thanvi, Ch. Deshpande // SPE-194626-MS, Oil and Gas India Conference and Exhibition, Mumbai. India. 9–11,
– April 2019.
10. Мосин В.А. Устойчивость глинистых пород при бурении нефтяных и газовых скважин. – Технологическая компания Шлюмберже. – 2017. – 424 с.
11. Ignatyev S., Voitenko D. High-Performance Inhibitive Water-Base Fluid System for Drilling Challenging Wells. // SPE-191510-18RPTC-MS, SPE Russian Petroleum Technology Conference, – Moscow, Russia, – October 2018.
12. Frolov M. Impact of Conventional Practices on Economic Efficiency as Illustrated by the Construction of Horizontal Sections of Multilateral ERD Wells and Fishbone Wells in Western Siberia / M. P. Frolov, D.N. Voitenko, A.O. Proshin, A.A. Ivanova,
V.I. Shepelev, A.A. Verevochkin, V.A. Pustovarov, S.V. Ignatyev // SPE-206453-MS, SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, – October 2021.
13. Fang Z. Saving a Challenging Sidetrack Through Optimizing the Trajectory by Accurately Predicting the Fracture Gradient /
Z. Fang, N. Zamikhan, P. Huver, W. Ali, H. Ahmadiah. – DOI: 10.2523/19306-MS // This paper was prepared for presentation at the International Petroleum Technology Conference (26–28 March 2019) / IPTC-19306-MS. – Beijing, China. – P. 1–10.
14. Guo Q. Improving drilling economic through drilling fluids and solids control in the Eagle Ford – case examples and results / Guo Q., Wang Y., Deplaude O., Fout G. // IADC/SPE paper 170525, – 2014.
15. J.M. Davison. Rig-Site Monitoring of the Drilling Fluid Solids Content and Solids-Control Equipment Discharge / J. M. Davison; Gerard Daccord; L. P. Prouvost; Alan Gilmour // SPE Drill & Compl 14 (02): – 130–138, 1999.
16. Механизмы нарушения проницаемости продуктивных пластов (обзор исследований). / Мосин В.А., Войтенко Д.Н., 2021. – 116 с.

References

1. Patel A.D. Design and Development of Quaternary Amine Compounds: Shale Inhibition with Improved Environmental Profile. SPE 121737, International Symposium on Oilfield Chemistry, – Texas. USA. – 20–22, April 2009. (In English).
2. Gholizadeh-Doonechaly, N. Development of High-Performance Water-Based Mud Formulation Based on Amine Derivatives. N. Gholizadeh-Doonechaly, K. Tahmasbi, E. Davani // SPE 121228, International Symposium on Oilfield Chemistry, – Texas. USA. 20–22, – April 2009. (In English).
3. Ramirez M.A. HPWBM as a Technical Alternative to Drill Challenging Wells Project: Lessons Learned in Deepwater Brazil / M. A. Ramirez, E. Moura, E. Luna, A. Aragao, H. Taira. SPE 107559 SPE, Latin American and Caribbean Petroleum Engineering Conference, – Buenos Aires. Argentina. – 15–18 April, 2007. (In English).
4. Montilva J. Improved Drilling Performance in Lake Maracaibo Using a Low-Salinity, High-Performance Water-Based Drilling Fluid. J. Montilva, E. van Oort, R. Brahim, J. P. Luzardo, M. McDonald, L. Quintero, B. Dye, J. Trenery SPE 110366, Annual Technical Conference and Exhibition, California. USA. – 11–14, November 2007. (In English).
5. Mahrous R. High Performance Water-Based Mud HPWBM: Turning Old Ways into New Opportunities / R. Mahrous, R. Vader, E. Larreal, R. Navarro, B. Salmelid, A. Honey, M. Weir, G. Lammers, P. Rijnen. SPE-182286-MS, Asia Pacific Oil & Gas Conference and Exhibition, Perth. Australia, – 25–27, October 2016. (In English).
6. Ferras A. Fit For Purpose Design Of High Performance Water Base Mud Successfully Replaced Oil Base Mud. A. Ferras,
R. Al Obeidany, N. Qassabi, S. AL Aghbari, N. Abry, M. O. Benmesbah, S. Benmahiddi, M. Radwan, N. Van Der Werff, R. Abdel Samiee, M. Mahrooqi, Z. Chibani . SPE-188079-MS, Kingdom of Saudi Arabia Annual Technical Symposium and Exhibition, Dammam. Saudi Arabia. – 24–27, – April 2017. (In English).
7. Al-Mulaify M. Successful Field Application of a HPWBM with Added Sealing Polymer Technology to Seal Microfractures: A Case History in North Kuwait / M. Al-Mulaify, I. AbdelRahman, A. Sekhri, H. AlMatar, H. Al-Ali, S. Bahzad, R. Stewart, A. Al-Mousa, J. Nelson, R. Sagirov, R. Taky Eldin, M. Abou Elkhair. IPTC-20028-MS, International Petroleum Technology Conference, Dhahran. Saudi Arabia. – 13 – 15, January 2020. (In English).
8. Lambert T.J. Development Field First – Directionally Drilling Through Challenging Muderong Shale and Highly Depleted Reservoir Sand with HPWBM / T.J. Lambert, S. Aanand Mj, C. Clark. SPE/IADC-204030-MS, International Drilling Conference and Exhibition, to be held virtually. – 8 – 12, – March 2021. (In English).
9. Saha S. Integration of 1D Geomechanics Modeling and High-Performance Water-Based Mud HPWBM System Design, Improving Cost-Effective Drilling of High-Angle Wells Through Cauvery Shale Sequence: A Case Study from Cauvery Basin, Offshore India. S. Saha, Bh. Ch. Gariya, D. Panda, S. Perumalla, T. Podder, Sh. Thanvi, Ch. Deshpande // SPE-194626-MS, Oil and Gas India Conference and Exhibition, Mumbai. India. – 9–11, April 2019.
(In English).
10. Mosin V.A. Ustoychivost' glinistykh porod pri burenii neftyanykh i gazovykh skvazhin. [Stability of clayey rocks during drilling of oil and gas well]. Moscow, “Tekhnologicheskaya kompaniya Shlyumberzhe” LLC, – 2017, p. 424. (In Russian).
11. Ignatyev S., Voitenko D. High-Performance Inhibitive Water-Base Fluid System for Drilling Challenging Wells. SPE-191510-18RPTC-MS, SPE Russian Petroleum Technology Conference,
– Moscow, Russia, – October 2018. (In English).
12. Frolov M. Impact of Conventional Practices on Economic Efficiency as Illustrated by the Construction of Horizontal Sections of Multilateral ERD Wells and Fishbone Wells in Western Siberia.
M. P. Frolov, D.N. Voitenko, A.O. Proshin, A.A. Ivanova, V.I. Shepelev, A.A. Verevochkin, V.A. Pustovarov, S.V. Ignatyev. SPE-206453-MS, SPE Russian Petroleum Technology Conference, Virtual, – October 2021. (In English).
13. Fang Z. Saving a Challenging Sidetrack Through Optimizing the Trajectory by Accurately Predicting the Fracture Gradient. Z. Fang, N. Zamikhan, P. Huver, W. Ali, H. Ahmadiah. – DOI: 10.2523/19306-MS. This paper was prepared for presentation at the International Petroleum Technology Conference (26–28 March 2019). IPTC-19306-MS. – Beijing, China. – P. 1–10. (In English).
14. Guo Q. Improving drilling economic through drilling fluids and solids control in the Eagle Ford – case examples and results. Guo Q., Wang Y., Deplaude O, Fout G // IADC/SPE paper 170525, – 2014. ( In English).
15. J.M. Davison. Rig-Site Monitoring of the Drilling Fluid Solids Content and Solids-Control Equipment Discharge. J.M. Davison; Gerard Daccord; L.P. Prouvost; Alan Gilmour. SPE Drill & Compl 14 (02): 130–138, – 1999.
(In English).
16. Mosin V.A., Voytenko D.N., Mekhanizmy narusheniya pronitsayemosti produktivnykh plastov (obzor issledovaniy). [Mechanisms of disturbance of reservoir permeability (review of studies)]. – 2021, – p. 116. (In Russan).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей

    Авторизация


    регистрация

    Войтенко Д.Н.

    Войтенко Д.Н.

    к.г.-м.н, руководитель технологической службы по буровым растворам «Континентальная Россия»

    ООО «Технологическая компания Шлюмберже»

    Фролов М.П.

    Фролов М.П.

    к.х.н., ведущий инженер технологической службы M-I SWACO Россия-Суша

    ООО «Технологическая компания Шлюмберже»

    Шепелев В.И.

    Шепелев В.И.

    ведущий инженер технологической службы M-I SWACO Россия-Суша

    ООО «Технологическая компания Шлюмберже»

    Кожухов С.В.

    Кожухов С.В.

    ведущий инженер технологической службы M-I SWACO Россия-Суша

    ООО «Технологическая

    Шокин Е.А.

    Шокин Е.А.

    ведущий инженер технологической службы M-I SWACO Россия-Суша

    ООО «Технологическая

    Лукьянов П.В.

    Лукьянов П.В.

    руководитель направления

    Научно-Технический Центр «Газпром нефти»

    Попов К.А.

    Попов К.А.

    руководитель по разработке продуктов

    Научно-Технический Центр «Газпром нефти»

    Просмотров статьи: 2221

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru