Стаття

До питання вибору оптимальних рецептур бурових розчинів в умовах HPHT обмежень

Юрій Волошин, Володимир Богославець, Олег Марцинків, Олег Куців, Богдан Марцинків
Анотація

Буріння глибоких та надглибоких свердловин в умовах високих пластових тисків і температур (HPHT) є стратегічним напрямом розвитку мінерально-сировинної бази України, що потребує науково обґрунтованого підходу до вибору оптимальних рецептур бурових розчинів. Метою дослідження було формування на основі глибокого аналізу практики спорудження HPHT-свердловин методології вибору оптимальних рецептур високопродуктивних безглинистих систем бурових розчинів на водній основі (HT-HPWBF), яка б одночасно враховувала ієрархію критеріїв оптимальності і ключові показники ефективності системи. Проведено систематичний огляд та контент-аналіз понад 200 публікацій щодо застосування HT-HPWBF систем, узагальнено досвід використання таких систем на українських родовищах та виконано порівняльний аналіз з міжнародною практикою. Встановлено відставання України від світових лідерів у бурінні HPHT-свердловин переважно через використання традиційних хлоркалієвих та біополімер-калієвих систем замість сучасних HT-HPWBF. На основі аналізу важливості та впливовості вимог, технологічних обмежень і показників ефективності систем HT-HPWBF показано можливість формування ієрархічної системи основних критеріїв для вибору оптимальних рецептур. Розроблено трирівневу ієрархічну систему критеріїв оптимальності, що включає α-критерії контролю свердловини, β-критерії досягнення технологічних цілей та γ-критерії еколого-економічної ефективності. Запропоновано методологію формування комплексних ключових показників ефективності, що інтегрує промисловий досвід, лабораторні дослідження та оцінку ризиків. Обґрунтовано доцільність одночасного використання процедур інтелектуального аналізу історичних даних, моніторингу параметрів у режимі реального часу та впровадження ключових показників ефективності для вибору оптимальних рецептур. Результати дослідження можуть бути використані інженерами-технологами бурових підприємств та сервісних компаній для підвищення ефективності буріння HPHT-свердловин в Україні

Завантажити статтю

Отримано 21.07.2025

Доопрацьовано 22.10.2025

Прийнято 08.12.2025

https://doi.org/10.63341/pdogf/2.2025.48
Сторінки 48-63

ЦИТУВАТИ

Voloshyn, Y., Bohoslavets, V., Martsynkiv, O., Kutsiv, O., & Martsynkiv, B. (2025). On the selection of optimal drilling fluid formulations under HPHT constraints. Prospecting and Development of Oil and Gas Fields, 25(2), 48-63. https://doi.org/10.63341/pdogf/2.2025.48

Використані джерела

  1. Agwu, O.E., Akpabio, J.U., Ekpenyong, M.E., Inyang, U.G., Asuquo, D.E., Eyoh, I.J., & Adeoye, O.S. (2021). A comprehensive review of laboratory, field and modelling studies on drilling mud rheology in high temperature high pressure (HTHP) conditions. Journal of Natural Gas Science and Engineering, 94, article number 104046. doi: 10.1016/j.jngse.2021.104046.
  2. Ahasan, M.H., Alahi Alvi, M.F., Ahmed, N., & Alam, M.S. (2021). An investigation of the effects of synthesized zinc oxide nanoparticles on the properties of water-based drilling fluid. Petroleum Research, 7(1), 131-137. doi: 10.1016/j.ptlrs.2021.08.003.
  3. BaraDrilN™ X fluid helps customer achieve well testing operation. (n.d.). Retrieved from https://www.halliburton.com/en/resources/baradriin-x-fluid-helps-customer-achieve-well-testing-operation.
  4. Biocar-TF biopolymer drilling fluid system was proposed. (n.d.). Retrieved from https://gse.ua/novini/1055-v-tannya-z-novim-rokom-p-dbittya-p-dsumk-v-2021-roku.html.
  5. Deshmukh, S., Motta, M.D., Prabhudesai, S., Patil, M., Kumar, Y., Mihalic, B.A., & Dey, R.S. (2021). Use of micronized weighting agents for high density completion fluids: A case study. In IADC/SPE Asia Pacific drilling technology conference (article number SPE-201065-MS). Yangon: SPE. doi: 10.2118/201065-MS.
  6. Erge, O., Sakaoglu, K., Sonmez, A., Bagatir, G., Dogan, H.A., Ay, A., & Gucuyener, I.H. (2020). Overview and design principles of drilling fluids systems for geothermal wells in Turkey. Geothermics, 88, article number 101897. doi: 10.1016/j.geothermics.2020.101897.
  7. Fakoya, M.F., & Ahmed, R. (2023). Experimental study on dynamic barite sag and effects of inclination and pipe rotation. SPE Journal, 29(2), 830-842. doi: 10.2118/217987-PA.
  8. First utilization of the clayless drilling mud “Biocar-TF.” (2018). Retrieved from https://gse.ua/en/origins/how-it-was/806-first-utilization-of-the-clayless-drilling-mud-biocar-tf.html.
  9. Freschi, Y.L., Rincon Chavez, A.C., McCartney, R.M., Wenk, A., Manzoleloua, C., Li, D., & Derkach, E. (2025). An innovative water-based reservoir drill-in fluid solution customized to withstand the extreme thermal boundaries of the Perth Basin while minimizing formation damage. In SPE/IADC international drilling conference and exhibition (article number SPE-223723-MS). Amsterdam: SPE. doi: 10.2118/223723-MS.
  10. Gautam, S., Kumar, S., Kumar, A., Rajak, V.K., & Guria, C. (2025). Development of functional polymer-based clay-free HPHT drilling fluid: Effect of molecular weight and its distribution on drilling fluid performance. Geoenergy Science and Engineering, 246, article number 213616. doi: 10.1016/j.geoen.2024.213616.
  11. Hasan Hamdan, T., et al. (2020). New generation of HTHP water based drilling fluid changing conventional drilling fluids solutions. In Abu Dhabi international petroleum exhibition & conference (article number SPE-203439-MS). Abu Dhabi: SPE. doi: 10.2118/203439-MS.
  12. Jameel, N., & Ali, J.A. (2023). Field and experimental investigations on the effect of reservoir drill-in fluids on penetration rate and drilling cost in horizontal wells. Gels, 9(7), article number 510. doi: 10.3390/gels9070510.
  13. Karakosta, K., Mitropoulos, A.C., & Kyzas, G.Z. (2021). A review in nanopolymers for drilling fluids applications. Journal of Molecular Structure, 1227, article number 129702. doi: 10.1016/j.molstruc.2020.129702.
  14. Khalid, A., Ashraf, Q., Luqman, K., Hadj Moussa, A., Ghulam Nabi, A., & Umair, A.B. (2021). Precise bottom hole pressure management to reach target depth in a narrow windowed ultra HP-HT well: A case for automated managed pressure drilling. In International petroleum technology conference (article number IPTC-21410-MS). Kuala Lumpur: IPTC. doi: 10.2523/iptc-21410-MS.
  15. Khosravanian, R., & Aadnøy, B.S. (2021). Methods for petroleum well optimization. Automation and data solutions. Boston: Elsevier. doi: 10.1016/C2020-0-02224-3.
  16. King, C., & Rodrigue, K. (2025). Novel high temperature water-based reservoir drilling fluid to access depleted deepwater reserves. In SPE/IADC international drilling conference and exhibition (article number SPE-223705-MS). Amsterdam: SPE. doi: 10.2118/223705-MS.
  17. Kong, X., Chen, M., Zhang, C., Liu, Z., Jin, Y., Wang, X., Liu, M., & Li, S. (2022). Optimization of high temperature-resistant modified starch polyamine anti-collapse water-based drilling fluid system for deep shale reservoir. Molecules, 27(24), article number 8936. doi: 10.3390/molecules27248936.
  18. Law of Ukraine No 4154-IX “On Amendments to Certain Legislative Acts of Ukraine Regarding the Update of the Nationwide Program for the Development of the Mineral Resource Base of Ukraine for the Period Until 2030 and the Regulation of Certain Issues Concerning Minerals and Components of Strategic and Critical Importance”. (2024, December). Retrieved from https://zakon.rada.gov.ua/laws/show/4154-20#Text.
  19. Liu, J., Dai, Z., Xu, K., Yang, Y., Lv, K., Huang, X., & Sun, J. (2020a). Water-based drilling fluid containing bentonite/poly (sodium 4-styrenesulfonate) composite for ultrahigh-temperature ultradeep drilling and its field performance. SPE Journal, 25(3), 1193-1203. doi: 10.2118/199362-PA.
  20. Liu, J., Li, G., & Xia, Y. (2020b). Technical progress on environmental-friendly, high-performance water-based drilling fluids. Environmental and Earth Sciences Research Journal, 7(3), 121-126. doi: 10.18280/eesrj.070305.
  21. Mao, H., Yang, Y., Zhang, H., Zheng, J., & Zhong, Y. (2020). Conceptual design and methodology for rheological control of water-based drilling fluids in ultra-high temperature and ultra-high pressure drilling applications. Journal of Petroleum Science and Engineering, 188, article number 106884. doi: 10.1016/j.petrol.2019.106884.
  22. Medhi, S., Chowdhury, S., Kumar, A., Gupta, D.K., Aswal, Z., & Sangwai, J.S. (2020). Zirconium oxide nanoparticle as an effective additive for non-damaging drilling fluid: A study through rheology and computational fluid dynamics investigation. Journal of Petroleum Science and Engineering, 187, article number 106826. doi: 10.1016/j.petrol.2019.106826.
  23. Miikor, B., Amadi, S.C., & Oriji, B.A. (2025). Performance evaluation of the types of polymers used as water-based mud viscosifiers for drilling operations in elevated temperature environment. In SPE Nigeria annual international conference and exhibition (article number SPE-228811-MS). Lagos: SPE. doi: 10.2118/228811-MS.
  24. Moroni, L., Fatkullin, K., & Tran Thanh, B. (2023). Evolution of a versatile HTHP water-based drilling fluid improved drilling efficiency offshore Vietnam. In SPE/IATMI Asia Pacific oil & gas conference and exhibition (article number SPE-215251-MS). Jakarta: SPE. doi: 10.2118/215251-MS.
  25. Morrison, A.C., King, C., & Rodrigue, K. (2021). First use of novel high temperature water-based reservoir drilling fluid to access depleted deepwater reserves. In Abu Dhabi international petroleum exhibition & conference (article number SPE-207825-MS). Abu Dhabi: SPE. doi: 10.2118/207825-MS.
  26. Myslyuk, M.A., & Zholob, N.R. (2023). To the assessment of thermal stability of biopolymer systems. Journal of Hydrocarbon Power Engineering, 10(1), 1-7. doi: 10.31471/2311-1399-2023-1(19)-1-7.
  27. Oseh, J.O., et al. (2025). Improvement of static and dynamic sag performance of water-based drilling mud using combined nano-barite and nano-ilmenite particles. In SPE Nigeria annual international conference and exhibition (article number SPE-228676-MS). Lagos: SPE. doi: 10.2118/228676-MS.
  28. Patent No. 124224. (2020). Cement-free drilling mud. Retrieved from https://sis.nipo.gov.ua/uk/search/detail/1608972/.
  29. Prozorro. (n.d.). Contracts. Retrieved from https://prozorro.gov.ua/uk/search/contracts.
  30. Quitian-Ardila, L.H., Garcia-Blanco, Y.J., Daza-Barranco, L.M., Schimicoscki, R.S., Andrade, D.E.V., & Franco, A.T. (2024). Improving the rheological and thermal stability of water-based drilling fluids by incrementing xanthan gum concentration. Physics of Fluids, 36, article number 103111. doi: 10.1063/5.0230214.
  31. Rana, A., Murtaza, M., Raza, A., Mahmoud, M., & Kamal, M.S. (2024). Application of high-density brines in drilling and completion fluids: Current insights and future perspectives. Energy & Fuels, 38(8), 6561-6578. doi: 10.1021/acs.energyfuels.3c04421.
  32. Raptanov, A.K., Ruzhenskyi, V.V., Kostiv, B.I., Myslyuk, M.A., & Charkovskyy, V.M. (2021). Analysis of the deep drilling technology in unstable formations at the Semyrenky Gas Condensate Field. SOCAR Proceedings, 2, 52-64. doi: 10.5510/ogp2021si200573.
  33. Shi, H., Yu, Y., Wang, Y., Ning, Z., & Luo, Z. (2024). Effect of ionic liquids with different structures on rheological properties of water-based drilling fluids and mechanism research at ultra-high temperatures. Molecules, 29(17), article number 4206. doi: 10.3390/molecules29174206.
  34. Shokry, A., Basfar, S., & Elkatatny, S. (2024). Evaluation of using micronized Saudi calcite in ilmenite-weighted water-based drilling fluid. Scientific Reports, 14, article number 12777. doi: 10.1038/s41598-024-63839-6.
  35. Singh, R., Sharma, R., & Rao, G.R. (2024). Investigation of the effects of ultra-high pressure and temperature on the rheological properties of a novel high-density clear completion fluids using magnesium bromide for applications in HPHT reservoirs. Geomechanics and Geophysics for Geo-Energy and Geo-Resources, 10, article number 9. doi: 10.1007/s40948-023-00724-y.
  36. Soori, G.R., Mohd Alwi, M.A., Haniff Julian, Z., Tajudin, N., Zulkifli, S.A., & Abd Rahaman, N.A. (2023). Using cerium oxide (6.0 SG) as weighting material in HTHP drilling fluids. In Gas & oil technology showcase and conference (article number SPE-214171-MS). Dubai: SPE. doi: 10.2118/214171-MS.
  37. Sun, J., Yang, J., Bai, Y., Lyu, K., & Liu, F. (2024). Research progress and development of deep and ultra-deep drilling fluid technology. Petroleum Exploration and Development, 51(4), 1022-1034. doi: 10.1016/S1876-3804(24)60522-7.
  38. Taghdimi, R., Kaffashi, B., Rasaei, M.R., Dabiri, M.-S., & Hemmati-Sarapardeh, A. (2023). Formulating a novel drilling mud using biopolymers, nanoparticles, and SDS and investigating its rheological behavior, interfacial tension, and formation damage. Scientific Reports, 13, article number 12080. doi: 10.1038/s41598-023-39257-5.
  39. Tchameni, A.P., Nagre, R.D., Yin, S.-M., Wang, L.-Q., Wang, X.-Y., Zhou, S.-Y., & Wang, X.-D. (2025). A thermo-associating copolymer integrated with biogenic nanosilica as a novel viscosifier in low-solid drilling fluids. Petroleum Science, 22(7), 2884-2904. doi: 10.1016/j.petsci.2025.04.020.
  40. VeraTherm high-temperature water-based drilling fluid. (n.d.). Retrieved from https://www.slb.com/products-and-services/innovating-in-oil-and-gas/well-construction/drilling-fluids/water-based-drilling-fluid/veratherm-high-temperature-water-based-drilling-fluid.
  41. Wang, H., Huang, H., Bi, W., Ji, G., Zhou, B., & Zhuo, L. (2022). Deep and ultra-deep oil and gas well drilling technologies: Progress and prospect. Natural Gas Industry B, 9(2), 141-157. doi: 10.1016/j.ngib.2021.08.019.
  42. World’s first application of BaraXtreme fluid in HTHP gas well. (n.d.). Retrieved from https://www.halliburton.com/en/resources/worlds-first-application-of-baraxtreme-fluid-in-hthp-gas-well.
  43. Zhang, J., Wang, H., Ji, G., Cui, M., Chen, L., Li, W., & Liu, L. (2025). Technologies and achievements for drilling and completion of onshore deep and ultra-deep wells in China. In International petroleum technology conference (article number IPTC-24918-MS). Beijing: IPTC. doi: 10.2523/IPTC-24918-MS.