Роль типа промывочной жидкости при строительстве разведочных скважин в условиях арктического шельфа
А.М. Усманов* (1), Е.В. Тихонов (1), С.И. Руденко (1), А.В. Суворов (2), Д.П. Мелёхин (3), М.М. Бахирев (3) (1 - ООО «БурСервис», 2 - ООО «РН-Шельф-Арктика», 3 - ООО «РН-Бурение» УФ)
С течением времени большинство ранее рентабельных месторождений переходят в позднюю стадию эксплуатации, что влечет за собой дальнейшую необходимость перехода к ТРИЗ, либо к необходимости разведочного бурения ранее неразведанных объектов. По состоянию на 2024 год арктический шельф является одним из самых перспективных направлений нефтегазодобывающей отрасли нашей страны по объемам запасов, оставаясь при этом большим технологическим вызовом для Компаний-операторов и сервисных подрядчиков, принимающих участие в строительстве скважин на данных объектах. В таких сложных условиях подбор типа бурового раствора, его параметры и экологическая безопасность будет являться одним из основополагающих факторов успешности строительства скважин и проекта в целом. Один из ярких примеров триумфа инженерной мысли - строительство объектов в полностью автономной арктической зоне. К таким объектам относится скважина Мадачагская-3, которая расположена на территории Медынско-Варандейского лицензионного участка в юго-восточной части арктического шельфа Баренцева моря. Данный лицензионный участок территориально относится к Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции, которая в свою очередь является одной из самых сложных НГП, как в географическом плане (удаленность объектов), так и в технологическом1. Необходимо отметить, что извлекаемые запасы Мадачагского месторождения оцениваются в 82 млн. т., тогда как геологические запасы Печорского кластера оцениваются в 410 млн. т. Выполненные геолого-разведочные работы, в т.ч. строительство скважины «Мадачагская-2», подтверждают значительный потенциал Тимано-Печорской нефтегазоносной провинции на арктическом шельфе.