способ бурения скважин, в том числе горизонтальных, в условиях поглощающих горизонтов

Формула изобретения

1. Способ бурения скважин, в том числе горизонтальных, в условиях поглощающих горизонтов, путем бурения с промывкой ствола скважины, включающей горизонты, неосложненные и осложненные поглощением, буровым раствором на водной основе с добавлением в него гелеобразующего комплекса, в состав которого входит полимер и сшивающий агент, отличающийся тем, что в качестве полимера гелеобразующий комплекс содержит гуаровую камедь, - а в качестве сшивающего агента - титанаты, причем бурение неосложненных горизонтов ведут буровым раствором с добавлением в него указанного гелеобразующего комплекса в количестве 0,15-0,25 мас.% при массовом соотношении в нем гуаровой камеди и титанатов как 20÷50:1 соответственно, а бурение осложненных поглощением горизонтов ведут буровым раствором с добавлением в него указанного гелеобразующего комплекса в количестве более 0,25 мас.% при массовом соотношении в нем гуаровой камеди и титанатов как 7÷30:1 соответственно.

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что гелеобразующий комплекс дополнительно содержит утяжеляющие добавки в виде неорганической соли поливалентных металлов или соли органической кислоты, добавляемые в эффективном количестве для получения требуемой плотности бурового раствора.

3. Способ по п.2, отличающийся тем, что в качестве неорганической соли поливалентных металлов используют хлорид кальция или хлорид магния, а в качестве соли органической кислоты - формиат натрия или формиат калия или их смесь.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области горного дела, в частности к технологии бурения скважин, в том числе горизонтальных и скважин с большим отклонением от вертикали, при наличии в разрезе интервалов поглощений промывочных жидкостей (буровых растворов), и может быть использовано для целей снижения интенсивности поглощения промывочной жидкости и изоляции зон поглощения на буровых предприятиях нефтедобывающей отрасли.

Практически на всех месторождениях существуют проблемы, связанные с поглощением бурового раствора различной степени интенсивности, как в трещиновато-кавернозных отложениях, так и в поровых. Поэтому необходимо разработать способы как превентивного (опережающего) характера, так и меры с учетом сложившейся ситуации. Кроме того, при бурении горизонтальных и пологих скважин большой протяженности существует проблема с очисткой ствола скважин, особенно при углах наклона ствола скважины 55-70°.

Для обеспечения качественной очистки ствола скважины от выбуренной породы необходимо, чтобы промывочная жидкость обладала минимальными реологическими характеристиками, за счет чего в затрубье обеспечивается турбулизация потока и, как следствие, хорошая очистка ствола скважины. А для снижения интенсивности поглощения буровой раствор должен обладать достаточными высокими реологическими свойствами, благодаря чему при попадании в проницаемый коллектор, резко увеличивать фильтрационное сопротивление из-за вязкоупругих эффектов, причем проявляющихся в различной степени при изменении скорости движения бурового раствора, снижая тем самым возможность продвижения его в пласт. Поэтому необходимо разработать способ бурения скважин, в том числе горизонтальных, в условиях поглощающих горизонтов с использованием бурового раствора, одновременно отвечающим всем вышеперечисленным условиям.

В настоящее время в качестве превентивных мер в технологии бурения скважин для исключения или снижения степени поглощения бурового раствора используют способ ввода в буровые растворы различных наполнителей с кольматирующими свойствами, например резиновая крошка, опил, СКОП, эковата (Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М., Недра, 1980) или доломитовую, мраморную или кварцевую муку (патент РФ № 2249089, опубл. 2005 г.).

Другим способом бурения скважин в интервалах, характеризующихся поглощениями, является использование изоляционных составов различной природы, в т.ч. отверждающих на основе протландцемента, смол и других веществ, также широкое применение находит использование в качестве жидкости изоляции вязкоупругих составов (Ю.М.Басарыгин, В.Ф.Будников, А.И.Булатов «Теория и практика предупреждения осложнений и ремонта скважин при их строительстве и эксплуатации», Москва, Недра, 2000, том 2).

Однако все указанные известные способы требуют остановки процесса бурения и проведения дополнительной операции по изоляции зон поглощений, что влечет за собой увеличение времени строительства скважин, использование специального оборудования и повышение стоимости бурения.

Известны другие технические решения, которые исключают этот недостаток и обеспечивают непрерывный цикл бурения скважин. Например, из патента РФ № 2307144, опубл. 2007 г., известен способ бурения скважин в условиях поглощающих пластов, согласно которому в буровой раствор вводят жидкость, содержащую водный солевой раствор с плотностью, по меньшей мере, 1318 кг/м³, и вязкоупругое поверхностно-активное вещество (ПАВ), добавляемое в эффективном количестве для повышения вязкости в близких к статическим условиям нефтеносного или газоносного пласта. В качестве вязкоупругого поверхностно-активного вещества предложено использовать добавки: эруциламидопропилбетаин или олеиламидопропилбетаин. При изменении скоростей движения бурового раствора (в интервале зоны поглощения скорость бурового раствора будет близка к статической) в присутствии указанной добавки будет происходить резкое увеличение вязкости, что позволит изолировать интервал поглощения. Однако указанный прием в известном способе бурения не лишен недостатков, а именно: известный состав имеет достаточную высокую плотность (1318 кг/м³ и более). Известно, что чем выше дифференциальное давление на проницаемый пласт, тем выше интенсивность поглощения промывочной жидкости. Кроме того, из таблицы III указанного патента РФ очевидно, что существует диапазон температуры (65-100°С), при котором вязкостные свойства раствора при прочих равных условиях имеют максимальное значение. При изменении температуры за пределы вышеуказанного диапазона, например при снижении температуры до комнатной (24°С), вязкостные свойства промывочной жидкости снижаются в 7 и более раз. Все эти недостатки существенно ограничивают (сужают) область применения данного изобретения.

Наиболее близким к заявляемому техническому решению по технической сущности является способ бурения скважин в условиях поглощающих пластов (патент РФ № 2057780, опубл. 1996 г.) путем бурения с промывкой ствола скважины, включающей горизонты, неосложненные и осложненные поглощением, буровым раствором на водной основе с добавлением в него до 100% от объема бурового раствора гелеобразующего комплекса, в состав которого входит полимер и сшивающий агент. В качестве указанного гелеобразующего комплекса используют непрерывно текучий гель, содержащий полимер: полиакриламид или карбоксилатсодержащий акриловый полимер; сшивающий агент: хромовый комплекс, образованный по крайней мере одним электроположительным катионом Cr⁺³ , по меньшей мере, одним электроотрицательным анионом карбоксилата, электроотрицательным кислородом, или гидроксилом, или неорганическим ионом, или молекулой воды, или их смесью; и водный растворитель: вода или водный раствор минеральных солей. Указанный известный способ, так же как и предыдущий аналог, может обеспечить непрерывный (безостановочный) цикл бурения за счет того, что при изменении скоростей движения бурового раствора в присутствии указанного гелеобразующего комплекса будет происходить резкое увеличение вязкости бурового раствора, что позволит изолировать интервал поглощения.

Однако и данный известный способ имеет ряд недостатков, которые могут снизить эффективность бурения:

- В процессе строительства скважин буровой раствор (промывочная жидкость) должен обладать тиксотропными свойствами (тиксотропия - способность структурных дисперсных систем самопроизвольно восстанавливать разрушенную механическим воздействием исходную структуру. Тиксотропное восстановление структуры - механически обратимый изотермический процесс, который может быть воспроизведен многократно. Стандартными показателями тиксотропных свойств являются статическое напряжение сдвига (СНС, российский стандарт) или прочность геля (по стандарту американского нефтяного института - АНИ), у которых фиксируется упрочнение структуры через 1 мин (10 с - стандарт АНИ) покоя и через 10 мин. Упрочнение структуры (изменение тиксотропных свойств) промывочной жидкости, используемое в известном способе, имеет длительный период формирования, так в соответствии с таблицами 1-6 (патент РФ № 2057780, опубл. 1996 г.) время изменения структуры происходит через 30 мин и более, что неприемлемо для условий бурения. За данный период времени при вскрытии поглощающих горизонтов возможна большая потеря промывочной жидкости (уход в поглощающий горизонт), тем самым не обеспечивается основное назначение известного раствора, а именно - предотвращение или уменьшение поглощения буровой жидкости при бурении скважин в формации нефтеносной породы. Кроме того, данный недостаток не позволит проводить качественную очистку ствола скважины, т.к. за заявляемый период времени формирования структуры выбуренный шлам осядет на забой и стенки скважины, что, в свою очередь, осложнит спускоподъемные операции бурильного инструмента (посадки и затяжки) и может привести к аварийной ситуации (прихват инструмента), что особенно актуально при бурении горизонтальных скважин.

- Другой недостаток данного известного способа заключается в необратимости процесса, т.е. разрушенная механическим воздействием структура (гель) промывочной жидкости не восстанавливается.

- Кроме того, формирование геля носит прогрессивный характер, т.е. происходит постоянный рост прочности геля во времени, о чем свидетельствуют данные, приведенные в таблицах 1-6 (патент РФ № 2057780, опубл. 1996 г.). При остановке циркуляции, связанной с технологической необходимостью (спуско-подъемные операции, геофизические исследования и др.) и имеющей большую продолжительность, происходит нарастание структуры, для разрушении которой необходимо приложить большое усилие, при этом невозможно избежать гидроударов при запуске насосов, что негативно сказывается на целостности стенок скважины (осыпи и обвалы неустойчивых пород, гидроразрывы и др.) и на буровом оборудовании.

Для решения данной проблемы необходим способ бурения скважин в условиях поглощающих горизонтов с использованием бурового раствора с определенными тиксотропными свойствами. При движении этот раствор должен иметь минимальные реологические характеристики, а при остановке или при низких скоростях движения - быстро нарастающую структуру, и при проникновении в коллектор проницаемого горизонта, где скорость движения промывочной жидкости стремиться к 0, принимать состояние, близкое к твердому телу. Исходя из этих требований, технический результат, достигаемый предлагаемым техническим решением, заключается в повышении эффективности процесса бурения скважин в условиях поглощающих горизонтов за счет осуществления безостановочного процесса бурения путем появления возможности оперативного регулирования реологических характеристик бурового раствора в процессе бурения в зависимости от интенсивности поглощений. Реализация предлагаемой технологии также обеспечит снижение потерь бурового раствора и повышение скорости бурения за счет исключения необходимости проведения дополнительных технологических операций по изоляции интервалов поглощений. Дополнительным техническим результатом является повышение степени очистки ствола скважины от выбуренной породы при бурении горизонтальных скважин и скважин с большим углом отклонения.

Технический результат, достигаемый предлагаемым изобретением, заключается в повышении эффективности процесса бурения скважин в условиях поглощающих горизонтов за счет безостановочного процесса бурения путем оперативного регулирования реологических характеристик бурового раствора. Технологическая жидкость и гелеобразующий комплекс, используемые в заявляемом способе, придают раствору тиксотропную структуру, позволяющую многократно изменять реологические свойства промывочной жидкости - от вязкости, близкой к вязкости воды, до состояния «твердого» тела. При этом изменение реологических свойств происходит многократно, процесс перехода из одного состояния в другой является обратимым, протекающим без ухудшения технологичности, тем самым обеспечивается беспрерывность процесса.

Кроме того, за счет возможности изменения в широком диапазоне тиксотропных свойств бурового раствора в процессе строительства скважин обеспечивается качественная очистка ствола скважин с различным профилем.

Указанный технический результат достигается предлагаемым способом бурения скважин, в том числе горизонтальных, в условиях поглощающих горизонтов путем бурения с промывкой ствола скважины, включающей горизонты, неосложненные и осложненные поглощением, буровым раствором на водной основе с добавлением в него гелеобразующего комплекса, в состав которого входит полимер и сшивающий агент, при этом согласно изобретению в качестве полимера гелеобразующий комплекс содержит гуаровую камедь, а в качестве сшивающего агента - титанаты, причем бурение неосложненных горизонтов ведут буровым раствором с добавлением в него указанного гелеобразующего комплекса в количестве 0,15-0,25 мас.% при массовом соотношении в нем гуаровой камеди и титанатов как 20÷50:1 соответственно, а бурение осложненных поглощением горизонтов ведут буровым раствором с добавлением в него указанного гелеобразующего комплекса в количестве более 0,25 мас.% при массовом соотношении в нем гуаровой камеди и титанатов как 7÷30:1 соответственно.

Гелеобразующий комплекс дополнительно содержит утяжеляющие добавки в виде неорганической соли поливалентных металлов или соли органической кислоты, добавляемые в эффективном количестве для получения требуемой плотности бурового раствора.

В качестве неорганической соли поливалентных металлов используют хлорид кальция или хлорид магния, а в качестве соли органической кислоты - формиат натрия или формиат калия, или их смесь.

Достижение указанного технического результата обеспечивается за счет следующего.

Гелеобразующий комплекс может использоваться как самостоятельная (единственная) добавка к дисперсионной среде (например, к технической воде), так и в качестве добавки в буровой раствор на водной основе (безглинистый, малоглинистый, глинистый).

Благодаря введению в процессе бурения в буровой раствор на водной основе (безглинистый, малоглинистый, глинистый) предложенного гелеобразующего комплекса, появилась возможность изменить тиксотропные свойства бурового раствора таким образом, чтобы при движении этот раствор имел минимальные реологические характеристики, а при остановке или при низких скоростях движения - быстро нарастающую структуру, и при проникновении его в коллектор поглощающего горизонта, где скорость движения промывочной жидкости (бурового раствора) стремиться к 0, принимать состояние, близкое к твердому телу. Механизм действия тиксотропных структур такого рода характеризуется следующим: при высоких скоростях течения жидкость характеризуется реологическими свойствами, близкими к реологии воды, а при малых значениях скорости сдвига, не нарушающих покоя или вызывающих очень медленное течение, структура облает свойствами твердого тела, т.к. скорость восстановления структуры в этих условиях превышает скорость ее разрушения. Тиксотропные свойства промывочных жидкостей зависят от процентного содержания и компонентного соотношения гелеобразующего комплекса.

При строительстве скважин, в зависимости от геолого-технических условий и пространственного положения скважины, промывочная жидкость должна обладать различными реологическими и тиксотропными свойствами, обеспечивающими беспроблемную проводку скважин. Этим и обусловлено то, что при бурении неосложненных горизонтов скважины в буровой раствор добавляют гелеобразующий комплекс в количестве 0,15 -0,25 мас.%, при массовом соотношении в нем гуаровой камеди и титанатов как 20-50:1 соответственно, а при бурении осложненных поглощением горизонтов в буровой раствор добавляют гелеобразующий комплекс в количестве более 0,25 мас.%. при массовом соотношении в нем гуаровой камеди и титанатов как 7-30: 1 соответственно. При различном соотношении гелеобразующего комплекса в промывочной жидкости реологические свойства бурового раствора будут различными. Это позволит обеспечить эффективное управление процессом бурения в различных пластовых условиях, в том числе в горизонтальных скважинах и при бурении поглощающих горизонтов. В интервалах бурения, неосложненных поглощениями и где не требуются высокие выносящие свойства раствора, буровой раствор содержит минимальное количество гелеобразующего комплекса (таблица 1). При необходимости снижения проникающей способности раствора и повышения его выносящих свойств (повышения тиксотропных свойств раствора) повышают концентрацию гелеобразующей добавки, в зависимости от интенсивности поглощения и/или пространственного положения ствола скважины концентрация гелеобразующей добавки также повышается.

Так, например, при соотношении компонентов в гелеобразующем комплексе 20:1 (полимер гуаровая камедь: титанат) и при содержании его 0,15 мас.% в буровом растворе последний будет иметь достаточно невысокие тиксотропные свойства, которые обеспечивают безпроблемное бурение неосложненных участков скважин. При проявлении же признаков поглощения бурового раствора увеличивают содержание гелеобразующего комплекса до необходимой концентрации. Например, при увеличении содержания концентрации гелеобразующего комплекса в буровом растворе (техническая вода) до 0,48 мас.% и при соотношении компонентов в гелеобразующем комплексе как 13,3:1 происходит увеличение структурно-реологических свойств раствора в 3-10 раз, так увеличение динамического напряжения сдвига с 90 до 504 дПа, статического напряжения сдвига с 14 до 136,6 дПа за 1 мин и с 48 до 153,3 дПа за 10 мин, возможно дальнейшее увеличение структурно-реологических свойств (например, раствор № 3 из таблиц 1 и 2).

В преимущественном варианте реализации предлагаемого способа рекомендуется вводить в гелеобразующий комплекс утяжеляющие добавки, наиболее подходящие из которых - соли поливалентных металлов (хлорид кальция, хлорид магния и др.), что обеспечит образование структуры с менее выраженными упругими свойствами (показатель пластической вязкости), но более выраженными тиксотропными свойствами (соотношение динамического напряжение сдвига/пластическая вязкость), что, по-видимому, связано с коагуляционными процессами.

Для доказательства преимуществ предлагаемого способа бурения и возможности его практической реализации были проведены лабораторные исследования.

В лабораторных условиях для получения гелеобразующего комплекса были использованы следующие вещества:

- гуаровая камедь по импорту, производитель "Vikas", "Supreme Gums", "Premcem Gums", по химическому строению представляет собой неионогенный полисахарид растительного происхождения. Молекулярная структура представляет собой прямую цепь, образованную галактозой и маннозой, следовательно, гуаровая камедь является галактоманнаном. При растворении в холодной и горячей воде гуаровая камедь образует высоковязкий гель. Вязкость геля зависит от температуры, времени и концентрации гуаровой камеди: 1%-ный раствор при t=25°С имеет вязкость 3000 - 5500 сП.

- Реоксан марки Г, ТУ 9189-002-409112231-2003, представляет собой модифицированный продукт на основе ксантановой смолы, продуцируемой микроорганизмами рода Xantomonas campestris;

- диэтиленгликоль (C4H8O3)2Ti или тетраизобутилат титана (тетраизобутокси титан) i-C16H36O4Ti или тетраоктилат титана (тетра-2-этилгексилат титана) i-C32H68O4Ti - по импорту;

- титанат триэтаноламин, ТУ 6-09-14-2119-93;

- магний хлористый кристаллический, ТУ 92 2110-05800308-02-97; формиат натрия технический по ТУ 2432-01Р00203803-98;

- кальций хлористый технический, ГОСТ 451-77;

- техническая вода с жесткостью не более 3 млмоль/дм ³;

- безглинистый буровой раствор состава, мас.%: 0,2 - Реоцела В; 1,5 - Бурамила БТ; 7 - хлорида калия; 12 - хлорида натрия; ТВ (техническая вода) - 79,3;

- глинистый буровой раствор состава, мас.%: 2,5 - ППБ; 0,3 - Реоцела В; 0,5

- Синтала; 4 - Бурфлюб БТ; 0,7 - САФ; 12 - хлорид натрия; ТВ-80.

Гелеобразующий комплекс, используемый в предлагаемом способе, готовили следующим образом. Смешивали гелеобразующий комплекс при массовом соотношении 13,3:1 (гуаровая камедь: триэтаноламин титанат). После чего брали навеску полученного комплекса в количестве 1,29 г и добавляли к 268,7 г технической воды.

Для получения утяжеленного гелеобразующего комплекса в него вводили утяжеляющую добавку, например хлорид натрия, кальция и др.

Полученные гелеобразующие комплексы вводили в буровые растворы и анализировали следующие показатели последних:

- показатель фильтрации (Ф, см³ при перепаде давления 0,7 МПа) через пористые фильтры с различной проницаемостью 400 мД, 7,5, 20 Д замеряли на динамическом фильтр-прессе фирмы OFI;

- динамическое напряжение сдвига Па замеряли на 8-скоростном вискозиметре фирмы OFITE;

- пластическую вязкость, мПа·с замеряли на 8-скоростном вискозиметре фирмы OFITE;

- статическое напряжение сдвига, дПа замеряли на приборе СНС-2;

- прочность геля, фнт/100 фт² (деления) замеряли на 8-скоростном вискозиметре фирмы OFITE;

- показатель фильтрации, см³ замеряли на фильтр-прессе фирмы OFITE при избыточном давлении 0,7 МПа;

- для определения изоляционной способности бурового раствора с добавкой гелеобразующего комплекса на приборе динамическом фильтр-прессе НТНР OFI при температурах 22°С; 60°С, 110°С были проведены следующие исследования: в испытательные бомбы устанавливали в качестве фильтрующей поверхности оксидные диски с различной проницаемостью (0,4, 7,5, 20 Д), сверху помещали указанный раствор объемом 300 см³ (что по высоте составляет примерно 13 см), с моделированием циркуляции бурового раствора в скважине, для чего создавали избыточное давление 0,7 МПа и постоянное перемешивание при 500 об/мин., и замеряли показатель фильтрации в течение 1 часа. После это заменяли буровой раствор на минерализованную по солям натрия воду плотностью 1120 кг/м³.

Данные о составе гелеобразующего комплекса и полученных с его использованием буровых растворов приведены в таблице 1.

Результаты о свойствах буровых растворов приведены в таблице 2. Данные, приведенные в таблицах 1 и 2, показывают следующее:

- При введение в буровой раствор гелеобразующего комплекса в количестве менее 0,15 мас.% при массовом соотношении в нем гуаровой камеди и триэтаноламин титаната как 20:1 (опыт 1, таблица 2) буровой раствор будет характеризоваться оптимальными структурно-реологическими свойствами и фильтрационными свойствами для бурения скважин в неосложненных условиях, показатель фильтрации при стандартных условиях 2 см³. При фильтрации через оксидные диски минерализованной воды буровой раствор не полностью изолирует проницаемый коллектор (Ф=7 см³). При этом осуществлять бурение в непоглощающих горизонтах возможно.

- При введении в буровой раствор гелеобразующего комплекса в количестве более 0,25 мас.% (опыт 2-6, таблица 2) буровой раствор приобретает реологические и вязкоупругие свойства, при проявлении которых резко увеличивается фильтрационное сопротивление в малых зазорах и ограничивается фильтрация жидкости, о чем свидетельствуют данные, приведенные в таблице 2. Так, при добавлении в буровой раствор 0,27 мас.% гелеобразующего комплекса (при соотношении 37,5: 1 Реоксан: титанат алкоголятов и аминов) изолирующие свойства повышаются в более чем 10 раз. Фильтрация минерализованной воды через фильтрационные экран, сформированный буровым раствором, содержащим гелеобразующий комплекс - практически отсутствует, буровые растворы же без указанного комплекса - фильтрация 7,5 и 8 см³ (таблица 2 - растворы 5, 6, ББР, МБГР).

Таким образом, в процессе бурения скважин возможно регулирование структурно-реологических свойств бурового раствора без остановки процесса бурения, что особенно актуально при бурении в условиях высокопроницаемых коллекторов и интервалов, где очистка ствола скважины затруднительна (например, сложный профиль ствола), как в сторону увеличения, так в сторону снижения.

Особенностью бурового раствора, содержащего гелеобразующий комплекс, является способность к деструкции при вводе небольшого количества реагентов специального действия, например, реагента из класса пероксидов. После деструкции буровой раствор, содержащий гелеобразующую добавку, будет иметь минимальную вязкость (1,5-2 сП) и будет сохранять минимальную фильтрацию, следовательно, легко и полностью удаляться из поглощающего интервала, что дает возможность использования бурового раствора в продуктивных горизонтах и при этом максимально восстанавливать коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Причем применение данного способа позволяет сохранять свойства коллекторских свойств на этапе первичного вскрытия за счет регулирования проникающей способности бурового раствора коллектора в зависимости от его проницаемости посредством регулирования структурно-реологических свойств за счет ввода определенного количества гелеобразующего комплекса, и на стадии освоения скважины полностью разрушить раствор методом введения в раствор деструктурирующего агента или установкой ванн, содержащий данный агент в интервале продуктивного горизонта.

Предлагаемый способ реализуется в промысловых условиях путем выполнения следующих операций:

- в циркулирующий буровой раствор перед вскрытием интервала возможных поглощений, через гидроворонку вводится гелеобразующий комплекс в концентрации 0,15-0,25 мас.% (при массовом соотношении гуаровой камеди и титанатов как 20÷50:1 соответственно);

- при вскрытии зафиксированной зоны поглощения промывочной жидкости в буровой раствор без остановки процесса бурения дополнительно через гидроворонку вводится гелеобразующий комплекс, концентрация которого определяется из геолого-технологических условий бурения (более 0,25 мас.% при соотношении гуаровой камеди и титанатов как 7÷30:1 соответственно);

- после прохождения интервала поглощения и снижения интенсивности поглощения до значений, позволяющих проводить дальнейшее углубление скважины, ввод гелеобразующего комплекса прекращается, что способствует постепенному снижению его концентрации в составе бурового раствора;

- аналогичные мероприятия проводят и при необходимости увеличения выносной и удерживающей способности бурового раствора для повышения качества очистки ствола от выбуренной породы. Кроме того, возможно загущение не всего раствора с использованием гелеобразующего комплекса, а только определенного объема, который прокачивается по стволу скважины, обеспечивая эффект пробки, очищающей ствол скважины, после чего обработанный раствор смешивается с циркулирующим растворам, при этом не ухудшая свойства последнего.

Таким образом, предлагаемый способ бурения скважин в условиях поглощающих пластов характеризуется следующими преимуществами:

- снижением вероятности поглощений в проницаемых коллекторах;

- снижением потерь промывочной жидкости;

- высокой выносной и удерживающей способностью бурового раствора, содержащего гелеобразующий комплекс;

- увеличением скорости бурения;

- сохранением коллекторских свойств продуктивных горизонтов.

Таблица 1
Данные о содержании ингредиентов в составах, используемых в предлагаемом и известном по прототипу способах
№ п/п	Гелеобразующий комплекс, при массовом соотношении, мас.ч.	Количество введенного гелеобразующего комплекса в составы буровых растворов, мас.%
гуаровая камедь	Реоксан марки Г	титанаты	хлорид натрия	хлорид кальция	безглинистый буровой раствор	Малоглинис тый буровой раствор	техническая вода
1	20		12		79			0,15
2		15	11	69				0,35
3	13,3		12					0,48
4		15	12					0,65
5		30	11			0,27
6		30	11				0,27
Известный по прототипу (Патент РФ № 2057780)
	частично гидролизованный полиакриламид (РНРА)		ацетат хрома
7	0,84		0,021	0,5				98,639
8	0,3		0,045	10				89,655
Примечания: * - 1 - титанат алкоголятов и аминов; - титанат триэтаноламин; ** - состав безглинистого бурового раствора (ББР), мас.%: 0,2 - Реоцела В; 1,5 - Бурамила БТ; 7 - хлорида калия; 12 - хлорида натрия; ТВ -79,3; *** - состав малоглинистого бурового раствора (МГБР), мас.%: 2,5 - ППБ; 0,3 - Реоцела В; 0,5 - Синтала; 4 - Бурфлюб БТ; 0,7 - САФ; 12 - хлорид натрия; ТВ-80).

Таблица 2
Технологические свойства бурового раствора, содержащего гелеобразующий комплекс
№ опыта из табл.1	пл, мПа·с	0, дПа	СНС, дПа	Прочность геля, дел.	Показатель фильтрации, см3
1 мин	10 мин	60 мин	10 с	10 мин	60 мин	при нормальных условиях	Динамичес кая/ оксидный диск проницаемостью, Д	минерализованной воды через диск
1	17	90	14,5	48,2	62	8	33	40	2	10/0,4	7
2	31	638	188	280	298	74	142	165	1	4,8/20	1,5
3	35	504	136,6	153,3	160	59	77	84	1,2	3,3/7,5	0,5
3 прогрев 60°С	38	489	132	148,8	150	52	70	76	1,1	3,8/7,5	0,5
3 прогрев 110°С	30	306	100	118	188	43	61	69	1,4	4,3/7,5	0,5
4	55	470,4	51,6	54,9	62,1	62	85	86	3	3,9/20	0.9
ББР*	12	100,4	0	0	0	7	12	18	4,8	6,4/7,5	7,5
5	48	360	146	198	206	51	98	100	2,6	3,6/7,5	0,6
МГБР**	10	96	15	28	36	9	16	21	6,6	6,6/7,5	8,0
6	30	288	100	144	164	49	69	73	2,5	3,5/7,5	0,7
Известный по прототипу (Патент РФ № 2057780)
7	68	480	60	77	183	41	44	89	1	7/20	фильтр.
8	15	38,3	1,3	1,7	1,7	5	7	10	5	14/7,5	86