Биополимерный буровой раствор

Результат выполнения научно-исследовательской работы Изобретение относится к биополимерным буровым растворам на водной основе и может быть использовано для первичного вскрытия продуктивных пластов, а также при бурении наклонно-направленных интервалов и горизонтальных участков нефтяных и газовых скважин. Техническим результатом предлагаемого изобретения является создание биополимерного бурового раствора, обеспечивающего повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта. Предлагаемый биополимерный буровой, также как в прототипе, содержит биополимер ксантанового типа, модифицированный крахмал, хлорид калия, кальцинированную соду, каустическую соду, смазочную добавку, пеногаситель Пента-480В, бактерицид и воду. Согласно изобретению, биополимерный буровой раствор дополнительно содержит гидрофобный карбонатный кольматант D20, в качестве биополимера содержит биополимер ксантанового типа XC ОНК, в качестве модифицированного крахмала - модифицированный крахмал Reatrol, а в качестве смазочной добавки - смазочную добавку Lubroil при следующем соотношении компонентов, мас. %: - биополимер ксантанового типа XC ОНК 0,41-0,45 модифицированный крахмал Reatrol 1,0-1,5 хлорид калия 8-9 кальцинированная сода 0,05-0,18 каустическая сода 0,05-0,9 гидрофобный карбонатный кольматант D20 5,5-6,5 смазочная добавка Lubroil 1,2-3 пеногаситель Пента-480В 0,03-0,06 бактерицид 0,05-0,1 вода остальное. Под воздействием перепада давления на стенке скважины формируется фильтрационная корка, не пропускающая водную фазу фильтрата бурового раствора при первичном вскрытии продуктивного пласта. При освоении скважины гидрофобная оболочка карбонатного кольматанта D20 растворяется пластовой нефтью, увеличивая тем самым расстояние между твёрдыми частицами гидрофобного карбонатного кольматанта в фильтрационной корке. По мере растворения уменьшаются гидравлические сопротивления пластовым флюидам, фазовая проницаемость корки по нефти увеличивается, тем самым повышая значение коэффициента восстановления первичного вскрытия.Итогом является упрощение технологии освоения, снижение стоимости и временных издержек обработки призабойной зоны пласта и повышение качества первичного вскрытия продуктивных пластов за счет использования доступных и недефицитных материалов. Предлагаемый биополимерный буровой раствор обеспечивает повышение коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта до 35,6-37,1%. Использование предложенного бурового раствора снижает кольматацию призабойной зоны скважины твердой фазой бурового раствора, ввиду использования в составе промывочной жидкости частично растворимого для углеводородов гидрофобного карбонатного кольматанта D20, что приводит к повышению производительности скважины. Состав и концентрация компонентов биополимерного бурового раствора обеспечивают необходимые структурные и реологические свойства для бурения наклонно-направленных и горизонтальных участков скважин. Результаты испытаний показывают, что заявленный буровой раствор обладает высокими значениями коэффициента восстановления первоначальной проницаемости продуктивного пласта по сравнению с прототипом. Разработка защищена патентом РФ № RU 2 804 720 C1.