способ заканчивания скважин

Формула изобретения

1. Способ заканчивания скважин с использованием бурового раствора, содержащего карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ), поверхностно-активное вещество (ПАВ), минеральную соль, мел, щелочь, конденсированную сульфит спиртовую барду (КССБ), флотореагент и воду, отличающийся тем, что продуктивный пласт вскрывают с использованием оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации: ограничивают скорость спуска бурильного инструмента до 0,7 м/с, ограничивают осевую нагрузку и механическую скорость бурения, обеспечивают минимальное число рейсов, для чего используют наиболее производительные долота без гидромониторных насадок с минимально допустимой производительностью буровых насосов, осуществляют промежуточные промывки скважин при спуске бурильного инструмента через каждые 500 м, используют буровой раствор, содержащий в качестве флотореагента реагент «Пента-465», при следующем соотношении компонентов, мас. %:

КМЦ	0,5-1,0
ПАВ	0,01-0,03
Мел	15,0-30,0
Минеральная соль	0,2-0,7
Щелочь	0,05-0,1
КССБ	0,5-0,9
Реагент «Пента-465»	0,1-1,0
Вода	Остальное

2. Способ по п.1, отличающийся тем, что буровой раствор дополнительно содержит глинопорошок в количестве 5,0-7,0 мас.%.

Описание изобретения к патенту

Изобретение относится к области горного дела, а именно к способам заканчивания скважин и вскрытия продуктивных пластов в процессе бурения.

Известен способ заканчивания скважин, включающий буровой раствор, содержащий глину, КМЦ, нефть, сульфанол и воду (RU патент N 2092516, опубл. 10.10.1997).

В результате отсутствия ингибирующих свойств бурового раствора увеличивалась гидратация глинистых частиц коллектора, что приводит в результате к закупориванию капилляров частичками разбухших глинистых минералов, а использование в качестве смазочной добавки нефти повышает степень токсичности бурового раствора.

Известен способ заканчивания скважин с использованием бурового раствора, включающего глину, КМЦ, нитрилтриметилфосфоновую кислоту НТФ, ингибирующую добавку - KCl, нефть, ПАВ и воду (RU патент N 2156859, опубл. 27.09.2000).

Недостатками этого способа является трудность регулирования фильтрационных и реологических свойств бурового раствора, и использование нефти повышает степень токсичности бурового раствора.

Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату является способ заканчивания скважин с использованием бурового раствора, содержащего, мас.%: карбоксиметилцеллюлозу КМЦ 0,5-1,0, поверхностно-активное вещество ПАВ 0,01-0,03, минеральную соль 0,2-1,0, мел 15,0-30,0, щелочь 0,05-0,1, конденсированную сульфит спиртовую барду КССБ 1,0-3,0, флотореагент 2-5 и воду остальное, и может содержать глинопорошок в количестве 5,0-7,0% (RU патент №2211237, опубл. 27.08.2003).

Техническим результатом является вскрытие продуктивного пласта с использованием оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации, и использованием бурового раствора, в результате чего наблюдается снижение кольматации призабойной зоны и повышение эффективности последующей соляно-кислотной обработки продуктивного пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты.

Технический результат достигается тем, что в способе заканчивания скважин с использованием бурового раствора, содержащего карбоксиметилцеллюлозу КМЦ, поверхностно-активное вещество ПАВ, минеральную соль, мел, щелочь, конденсированную сульфит спиртовую барду КССБ, флотореагент и воду, продуктивный пласт вскрывают с использованием оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации: ограничивают скорость спуска бурильного инструмента до 0,7 м/с, ограничивают осевую нагрузку и механическую скорость бурения, обеспечивают минимальное число рейсов, для чего используют наиболее производительные долота без гидромониторных насадок с минимально допустимой производительностью буровых насосов, осуществляют промежуточные промывки скважин при спуске бурильного инструмента через каждые 500 м, используют буровой раствор, содержащий в качестве флотореагента реагент «Пента-465», при следующем соотношении компонентов, мас.%:

КМЦ	0,5-1,0
ПАВ	0,01-0,03
Мел	15,0-30,0
Минеральная соль	0,2-0,7
Щелочь	0,05-0,1
КССБ	0,5-1,0
Реагент «Пента-465»	0,1-1,0
Вода	остальное

Буровой раствор дополнительно содержит глинопорошок в количестве 5,0-7,0 мас.%.

В основу предложенного способа положена оптимальная комплексная технология, которая описана ниже.

Кроме того, в отличие от прототипа, в предлагаемом способе заканчивания скважин с целью повышения эффективности последующей соляно-кислотной обработки продуктивного пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты продуктивный пласт вскрывают с использованием оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Кроме того, при вскрытии продуктивного пласта в качестве флотореагента используют реагент марки «Пента-465», более технологичного в промысловых условиях по сравнению с другими флотореагентами.

В качестве карбоксиметилцеллюлозы КМЦ используют КМЦ-500, КМЦ-600, Камцел или другие марки карбоксиметилцеллюлозы.

По предлагаемому способу в закачиваемых композициях используют все типы поверхностно-активных веществ ПАВ: в качестве анионных ПАВ используют сульфанол, ЩСПК (щелочной сток производства капролактама), в качестве неионогенного ПАВ - неионогенный ПАВ марки Дисолван-4411, в качестве катионного ПАВ - катионный ПАВ марки ИВВ-1.

В качестве ингибирующей добавки используют минеральные соли хлорид кальция или хлорид калия. Роль минеральной соли заключается в частичной регулируемой коагуляции глинистых частиц, приводящей к образованию агрегатов при сохранении общей связанности и структурной сетки в растворе.

В качестве мела используют химически очищенный мел или карьерный мел, представляющий собой карбонат кальция. Использование мела обусловлено его способностью кольматировать призабойную зону пласта и формировать на стенках скважины тонкую, плотную карбонатную корку.

Введение щелочи в предлагаемый состав дополнительно повышает стабильность системы.

КССБ, полученная путем конденсации с фенолом и формалином раствором кальциевых солей лигносульфонатных кислот, дает укрупненные молекулы лигносульфонатов - природных линейных водорастворимых полимеров.

Укрупненные молекулы лигносульфонатов значительно увеличивают способность предлагаемого состава снижать водоотдачу. При этом КССБ незначительно снижает вязкость состава и СНС за счет разрушения межмолекулярных связей, образуемых молекулами глины. Поэтому КССБ в предлагаемом составе и используют в качестве дополнительного понизителя водоотдачи.

Так как в предлагаемом составе используют ПАВ и КССБ (слабое ПАВ), которые способны концентрироваться на границе раздела жидкость - воздух и образовывать пену, то для гашения пены используют наиболее технологичный пеногаситель (флотореагент) - «Пента-465».

Пеногаситель марки «Пента-465» является кремнийорганическим олигомером, содержащим анионогенный и неионогенный ПАВ и представляет собой подвижную жидкость с характерным запахом, растворимую в воде.

Пеногаситель марки «Пента-465» имеет плотность 1021 кг/м³, вязкость по ПВ-5 - «не течет».

Реагент «Пента-465» при добавке 0,1-1,0 мас.% в буровой раствор является более технологичным в промысловых условиях по сравнению с реагентом Т-80, расход которого составляет 1-2%.

Пеногаситель марки «Пента-465» совместим со стабилизаторами и электролитами, которые применяются для обработки в буровых растворах и является эффективным пеногасителем пресных и минерализованных буровых растворов, в том числе утяжеленных карбонатом кальция.

Проблеме постоянного совершенствования заканчивания скважин уделяется большое внимание.

Качество первичного вскрытия продуктивных пластов, в первую очередь, зависит от типа и свойств использующегося в предлагаемом способе бурового раствора.

Основным критерием успешного бурения скважин считалась скоростная безаварийная проходка скважин и снижение стоимости буровых работ, но при этом не учитывались геолого-физические условия залежей нефти и газа и гидродинамическая ситуация в скважине.

Общеизвестно, что при вскрытии продуктивных пластов бурением в горных породах возникают механические, химические и другие явления, снижающие коэффициент нефтеотдачи пластов.

Так под действием проникших в пласт глинистых частиц бурового раствора в продуктивном пласте происходят необратимые изменения проницаемости.

Гидродинамические давления, возникающие в стволе скважин при различных технологических процессах бурения, колеблются в широких пределах и приводят к деформации зерен и отдельных частиц продуктивного пласта, а иногда к гидроразрыву пород, слагающих пласт.

Нашими исследованиями установлено, что при спуске полноразмерных компоновок бурильного инструмента, гидродинамическая составляющая давления на забое скважин достигает 1,5-2^-х значений гидростатического давления. Например, на глубине скважины 2000 м, заполненной технической водой, гидродинамическое давление может достигать 40 МПа.

Имеющиеся в литературе теоретические и промысловые данные свидетельствуют о том, что механическое нарушение равновесного состояния пород продуктивного пласта зависит от многих естественных и технико-технологических факторов процесса бурения: механические свойства пород, горное и пластовое давление, наличие трещиноватости, скорости вращения и спуска бурильной колонны в скважину, компоновки низа бурильной колонны, режимы бурения и др.

Учитывая вышеуказанные положения о состоянии пород продуктивного пласта при первоначальном их вскрытии, в основу предложенного способа заканчивания скважин положена оптимальная комплексная технология бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации.

Проведенные промысловые испытания комплексной технологии бурения показали ее эффективность.

Известно, что при бурении скважин с промывкой забоя глинистым раствором на ее стенках и в приствольной части формируется зона кольматации, представленная тремя слоями: поверхностный слой, или сама глинистая корка, слой внутренней кольматации с образованием гидратных слоев и слой проникновения фильтрата или самого глинистого раствора.

Фильтрат бурового раствора, имеющий, как правило, рН более 8, вызывает набухание глинистых частиц, содержащихся в коллекторе, в результате чего частично или полностью перекрываются проницаемые каналы продуктивного пласта. Одновременно с этим внедрение фильтрата приводит к образованию стойких водонефтяных эмульсий в призабойной зоне пласта.

Таким образом, формирование каждого кольматирующего слоя зависит от физико-химических свойств горной породы и флюида продуктивного пласта, а также от свойств бурового раствора. Технологические факторы процесса бурения играют при этом немаловажную роль в образовании всех трех кольматационных слоев.

Оптимальная технология бурения и вскрытия пласта продуктивных пластов (первичное вскрытие), прежде всего, предусматривает уменьшение отрицательного влияния фильтрата бурового раствора на проницаемость продуктивного пласта. В этом случае фильтрат содержит ингибирующие добавки, снижающие набухание и диспергирование глинистых минералов коллектора и ПАВ всех типов, обеспечивающих низкие значения поверхностного натяжения фильтрата на границе с пластовой нефтью.

Уменьшение глубины проникновения фильтрата бурового раствора в продуктивный пласт достигается за счет щадящих режимов ведения буровых работ, обеспечивающих снижение гидродинамического давления в стволе скважины при бурении.

С этой целью при вскрытии и бурении продуктивного пласта выполняются следующие основные мероприятия: ограничение скорости спуска бурильного инструмента до 0,7 м/с; исключение из компоновки низа бурильной колонны полноразмерных элементов (калибраторы, центраторы и др.); ограничение осевой нагрузки и механической скорости бурения; обеспечение минимального числа рейсов, для чего используются наиболее производительные долота, например, 215,9 ТЗ-ГАУ R 40, без гидромониторных насадок с минимально допустимой производительностью буровых насосов; осуществление промежуточных промывок скважины при спуске бурильного инструмента через каждые 500 м.

Замечено, что щадящий режим бурения резко снижает образование искусственных трещин в призабойной зоне пласта.

Большое внимание в комплексной технологии уделено физико-химическим свойствам фильтрационной корки, которая представлена глинистыми и карбонатными частицами.

Толщина и прочность фильтрационной корки являются определяющим фактором при возникновении поглощений бурового раствора, прихватов и затяжек из-за дифференциального давления в процессе бурения. А также определяет качество крепления скважин в проницаемых горных породах.

Известно, что до образования фильтрационной корки наблюдается мгновенная фильтрация, период которой составляет 1-2 с. За это время происходит кольматация порового пространства и за счет полидисперсных карбонатных частиц образуется перемычка в проницаемом пласте, на которой отлагается корка. Фильтрационная корка состоит из бентонитовых глин и полидисперсных карбонатных частиц.

Проницаемость фильтрационных корок на несколько порядков ниже проницаемости горных пород и зависит от содержания, гранулометрического состава твердой фазы и ее физико-химических свойств.

Испытания предложенного способа заканчивания скважин, в основу которого положена разработанная комплексная технология, проведены в промысловых условиях на разных месторождениях.

Пример. Испытания провели при бурении эксплутационной скважины 84 на Богатыревском месторождении ОАО «Самаранефтегаз» на продуктивный (карбонатный) пласт девона Д_л, залегающего на глубине 2809 м. Первые годы эксплуатации характеризовались высокими дебитами нефти и низкой обводненностью.

На момент проведения испытания добыча нефти по залежи сократилась в 12 раз и средняя обводненность достигла 74%.

Бурение скв.84 в интервале продуктивного пласта осуществлялась с промывкой карбонатно-глинистым раствором. Увеличение карбонатности твердой фазы до 50% и более достигнуто за счет естественной наработки при бурении карбонатной толщи девонских отложений.

В целях снижения кольматации продуктивного пласта в буровой раствор добавляют: неионогенный ПАВ - дисолван-4411, анионный ПАВ - ЩСПК и усиления гидрофобизирующих свойств катионный ПАВ - ИВВ 1. С помощью реагента ЩСПК обеспечивают внутрипоровую кольматацию обводненных участков продуктивного пласта, добавлением НПАВ - дисолван-4411 снижают поверхностное натяжение на границе раздела фаз «фильтрат-нефть», ИВВ-1 играет роль гидрофобизирующей и ингибирующей добавки.

Бурение продуктивной части пласта Дл проводилось 3-шарошечным долотом 215,9 ТЗ-ГАУ R 40 без гидромониторных насадок роторным способом при следующем режиме: частота вращения ротора - 60 об/мин; расход бурового раствора - 23 л/с; осевая нагрузка на долото - 60-80 кН.

Механическая скорость бурения при этих режимах не превышала 4 м/ч.

При таких щадящих режимах бурения в призабойной зоне пласта происходит наименьшая деформация пород и снижается образование мелких трещин.

Уменьшение величины гидродинамического давления на пласт обеспечивает ряд проведенных профилактических мероприятий:

- с минимально возможной производительностью при вращающемся бурильном инструменте осуществляют пуск бурового насоса;

- спуск бурильного инструмента и эксплуатационной колонны производят с промежуточными промывками;

- скорость подъема и спуска инструмента ограничивают по интервалам глубин.

Цементирование эксплуатационной колонны проводят с применением реагентов-пластификаторов и понизителей водоотдачи цементных растворов.

Перфорацию скважины осуществляют кумулятивным перфоратором ПК-105 с плотностью перфорации 20 отверстий на 1 м, при этом использовалась специальная жидкость на основе хлористого кальция и неионогенного ПАВ.

Вызов притока флюида осуществляют с помощью компрессора.

Срок освоения скважины составил 2 сут. При этом получен приток безводной нефти в количестве 19 т/сут.

Скважина запущена в промышленную эксплуатацию с начальным дебитом 205 т/сут.

Промысловые испытания предложенной комплексной технологии, проведенные на других месторождениях показали, что сохранение коллекторских свойств продуктивных пластов, особенно, на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации, надо осуществлять в первую очередь на стадии бурения (первичное вскрытие), а затем при перфорации и вызове притока флюида.

Проведенные испытания показали, что, приняв за основу вышеуказанную комплексную технологию, заканчивание скважин по предлагаемому способу позволяет не только сохранить коллекторские свойства продуктивного пласта, но и обеспечить надежную изоляцию водонефтяных горизонтов при бурении скважины и цементировании эксплуатационной колонны.

Так как фильтрационная корка, состоящая из бентонитовых глин и полидисперсных карбонатных частиц, имеет проницаемость намного ниже проницаемости горных пород, то в результате вскрытия продуктивного пласта по предлагаемому способу заканчивания скважин повышается эффективность при последующей соляно-кислотной обработке пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты.

При использовании стабильных буровых растворов, закачиваемых по предлагаемому способу, наблюдается уменьшение отрицательного влияния бурового фильтрата на проницаемость продуктивного пласта, потому что фильтрат содержит ингибирующие добавки, которые снижают набухание и диспергирование глинистых материалов коллектора.

Характеристики параметров буровых растворов, которые используются в предлагаемом способе заканчивания скважин, представлены в табл.1.

Из данных табл.1 видно, что в предлагаемом способе используемые буровые растворы более стабильны и имеют лучшие основные параметры, чем буровые растворы, используемые в прототипе.

Методика приготовления стабильных буровых растворов, которые используются в предлагаемом способе, состоит в следующем.

При перемешивании в воду для создания щелочной среды (рН 8-10) вводится щелочь. Затем к водно-щелочному раствору при перемешивании добавляют порошкообразную карбоксиметилцеллюлозу (КМЦ-600), конденсированную сульфит спиртовую барду (КССБ) и пеногаситель. По готовности раствора в него добавляют порошкообразный мел и минеральную соль, в качестве которой используют хлористый кальций или хлористый калий. Раствор вновь перемешивают и добавляют порошкообразный сульфанол или другие вышеуказанные ПАВ. Проводят замеры параметров раствора: плотность - весовым методом, условную вязкость по прибору ПВ-5, фильтрацию по прибору ВМ-6.

В таблице 2 представлены используемые буровые растворы и их свойства по предлагаемому и известному способам. Из данных таблицы 2 видно, что используемые буровые растворы в предлагаемом способе являются более технологичными.

В составе №1 раствор обладает большой водоотдачей, состав не стабилен, в составе №5 раствор имеет не текучую вязкость.

Пример 1. Карбонатный буровой раствор (меловой), который используется в предлагаемом способе на буровой готовят в гидромешалке, добавляя в воду анионный ПАВ: порошкообразный сульфанол или ЩСПК, или неионогенный дисольван-4411, или катионный ПАВ ИВВ-1 и щелочь, через эжекторное устройство добавляют КМЦ, КССБ и пеногаситель «Пента-465». Все перемешивают в течение 1-2 часов. Затем при перемешивании через эжекторное устройство добавляют мел и хлористый кальций. Смесь тщательно перемешивают до образования однородного раствора, замеряют параметры.

Для приготовления 1 м³ мелового раствора требуется воды 850-700 л, мела 150-300 кг, хлористого кальция 2-7 кг, КМЦ 5-7 кг, щелочи 0,5-1 кг, КССБ 5-10 кг, пеногасителя "Пента-465" 1,0-10 кг, ПАВ 0,1-0,3 кг (см. табл.1).

Пример 2. Глинистый буровой раствор по предложенному способу с растворимой твердой фазой на буровой готовят в гидромешалке, добавляя в воду щелочь, затем глинопорошок, при перемешивании в течение 1-2 часов. Затем при перемешивании через эжекторное устройство раствор обрабатывают реагентами-стабилизаторами: КМЦ, КССБ, утяжеляют карбонатом кальция (мелом) до требуемых значений плотности бурового раствора, затем добавляют хлористый калий, любой из вышеуказанных ПАВ.

Смесь тщательно перемешивают до образования однородного раствора, замеряют параметры раствора.

Для приготовления 1 м ³ 5%-ного глинистого раствора с растворимой твердой фазой требуется: воды 800-650 л, мела 150-300 кг, хлористого калия 2-7 кг, КМЦ 5-7 кг, КССБ 5-10 кг, щелочи 0,5-1 кг, пеногасителя «Пента-465» 1-10 кг, ПАВ 0,1-0,3 кг (см. табл.1).

Пример 3. Пласт вскрывают с использованием оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации. Бурение скважины проводят 3-шарошечными долотами 215,9 ТЗ-ГАУ R 40 без гидромониторных насадок с минимально допустимой производительностью буровых насосов в режиме: частота вращения ротора 55 об/мин; расход бурового раствора 25 л/с; ограниченная осевая нагрузка на долото 70 кН (обычно в 1,5 раза больше); ограниченная скорость спуска бурильного инструмента 0,7 м/с (для старой технологии характерна скорость спуска бурильного инструмента 3 м/с), механическая скорость бурения ограничивается 3 м/ч (для старой технологии характерна 5 м/ч).

Использование указанных выше долот обеспечивает уменьшение по сравнению со старой технологией в 2 раза числа рейсов (циклов: спуск-подъем бурильного инструмента).

Бурение ведут с промежуточными промывками скважины при спуске бурильного инструмента через каждые 500 м пробуренной глубины с использованием бурового раствора состава, мас.%: КМЦ-600 0,5, КССБ 0,6, ПАВ ИВВ-1 0,02, мел 20,0, хлористый кальций 0,3, пеногаситель реагент «Пента-465» 0,2.

В результате применения щадящего режима бурения наблюдается наименьшая деформация пород в призабойной зоне пласта и снижение образования мелких трещин.

В результате бурения с использованием оптимальной комплексной технологии бурения уменьшается величина гидродинамического давления на пласт, обеспечивается пуск бурового насоса с минимально возможной производительностью при вращающемся бурильном инструменте, промежуточными промывками, ограничение по интервалам глубин скорости подъема и спуска инструмента.

Затем производят цементирование эксплутационной колонны с использованием реагентов-пластификаторов и понизителей водоотдачи цементных растворов.

Перфорацию скважины осуществляют кумулятивным перфоратором ПК-105 с плотностью перфорации 20 отверстий на 1 м, при этом использовалась специальная жидкость на основе хлористого кальция и неионогенного ПАВ.

Вызов притока флюида осуществляют с помощью компрессора.

Срок освоения скважины составил 42 ч. При этом получен приток безводной нефти в количестве 21 т/сут.

Скважина запущена в промышленную эксплуатацию с начальным дебитом 218 т/сут.

В результате применения предложенного способа заканчивания скважин, в основу которого положено использование оптимальной комплексной технологии бурения скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии эксплуатации: она включает ограничение скорости спуска бурильного инструмента от 3 до 0,7 м/с по интервалам глубин, ограничение осевой нагрузки и механической скорости бурения, обеспечение минимального числа рейсов, для чего используют наиболее производительные долота без гидромониторных насадок с минимально допустимой производительностью буровых насосов, осуществление промежуточных промывок скважин при спуске бурильного инструмента через каждые 500 м, а также использование в качестве флотореагента в буровом растворе реагент «Пента-465» повышается эффективность при последующей соляно-кислотной обработке для декольматации забойных противопесочных фильтров. При этом происходит более полное растворение мела при меньшем расходе кислоты во время обработки. Это происходит вследствие того, что находящийся в составе ПАВ тормозит реакцию кислоты с мелом, образуя при этом адсорбционные слои на частицах мела и глины. Это дает возможность составу проникать в самые маленькие поры и каналы.

Эффективность при последующей кислотной обработке увеличивается при совместном присутствии в составе ПАВ, КМЦ и КССБ, которые образуют более прочные адсорбционные защитные оболочки на частицах мела и глины. Применение реагента «Пента-465» уменьшает количество пены, которая всегда образуется при использовании различных типов ПАВ.

Исследования показали, что по предлагаемому способу буровые меловые растворы или карбонатно-глинистые растворы практически не снижают проницаемости призабойной зоны после соляно-кислотной обработки.

Применение оптимальной комплексной технологии с использованием вышеуказанного ингибированного бурового раствора в предлагаемом способе заканчивания скважин позволит снизить кольматацию призабойной зоны, повысить эффективность при последующей соляно-кислотной обработке пласта за счет более полного растворения мела в продуктивных коллекторах при меньшем расходе кислоты, сохранить коллекторские свойства пласта за счет уменьшения сил поверхностного натяжения на границе раздела фаз «фильтрат бурового раствора - нефть, насыщающая коллектор».

Таблица 1.
Технологические характеристики буровых растворов, используемых в предлагаемом способе и способе-прототипе.
№ п/п	Буровой раствор	Содержание компонентов, мас.%													Параметры бурового раствора
		вода	щелочь	глина	КМЦ	КССБ	ПАВ		мел	ингибиторы		Пеногаситель «Пента»	НТФ	СНПХ ПКД 515	Плотность, кг/м 3	Условная вязкость, С	Фильтрация, см3 / 30 мин
							марка	к-во		Минеральная соль	ПТЦ
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15	16	17	18
Меловой буровой раствор
1	Предл	89,195	0,05	-	0,3	0,3	сульф.	0,005	10	0,1		0,05			1030	16	8
2	Предл	83,64	0,05	-	0,5	0,5	ЩСПК	0,01	15	0,2		0,1			1050	18	6,5
3	Предл	78,25	0,05	-	0,6	0,6	ИВВ-1	0,02	20	0,3		0,2			1140	25	6
4	Предл	67,59	0,07	-	0,7	0,7	дисолв.	0,03	30	0,5		0,5			1180	30	5,5
5	Предл	61,15	0,1	-	1,0	1,0	сульф.	0,05	35	0,7		1,0			1200	40	5
Карбонатно-меловой буровой раствор
6	Предл	94,465	0,03	3	0,3	0,3	сульф.	0,005	5	0,1	-	0,1			1050	20	8
7	Протот	95,68	-	3	0,3	-	-	-	-	-	0,01	-	0,01	1	1050	22	8
8	Предл	78,64	0,05	5	0,5	0,5	ЩСПК	0,01	15	0,2	-.	0,1	-	-	1070	24	5,5
9	Предл	78,52	0,06	5	0,5	0,5	ИВВ-1	0,02	15	0,3	-	0,1	-	-	1100	24	6
10	Протот	92,48	-	5	0,5	-	-	-	-	-	0,5	-	0,02	1,5	1070	28	5,5
11	Протот	90,05	-	7	0,6	-	-	-	-	-	0,6	-	0,03	1,75	1090	30	5,0
12	Предл	71,21	0,06	7	0,6	0,6	дисолв.	0,03	20	0,5	-	-		-	1120	28	5,5
13	Протот	96,66	-	-	0,6						0,7	-	0,04	2,0	1120	34	5,0
14	Предл	78,14	0,06		0,7	0,6	ИВВ-1	0,03	20	0,5		-	-	-	1140	36	5,0
15	Протот	76,75	-	15	0,7	-	СНПХ	2,5		-	2,5	-	0,05	2,5	1140	56	6,5
16	Предл	66,53	0,07	5	0,8	0,8	сульф.	0,03	25	0,7	-	1,1	-		1170	40	5,0
17	Предл	62,00	0,1	5	1,0	1,0	дисолв.	0,03	30	0,7	-	0,2	-	-	1190	50	5,0
18	Предл	51,20	0,15	5	1,2	1,2	ИВВ-1	0,05	40	1,0	-	0,2	-	-	1220	60	4,0

Таблица 2.
Сравнительная характеристика буровых растворов, используемых в предлагаемом и известном способах (синтезы из табл.1).
№ п/п	Параметры раствора	По известному способу		По предлагаемому способу
		Синтез 7	Синтез 15	Синтез 2	Синтез 3	Синтез 8	Синтез 14
1	2	3	4	5	5	6	7
1	Плотность, кг/м 3	1050	1140	1050	1140	1070	1140
2	Условная вязкость, С	22	56	18	25	24	36
3	Фильтрация, см/30 мин	8	6,5	6,5	6	6,5	5
4	Толщина глинистой корки, мм	-	-	0,5	0,5	0,5	0,5
5	рН	-	-	9	9	9	9
6	Статическое напряжение сдвига, мПа, 1 мин/10 мин	0/6	48/69	2/8	15/25	8/16	20/35
7	Пластическая вязкость, мПА·с	1,5	23	5	20	8	25
8	Динамическое напряжение сдвига, мПа·с	0	66	7	25	12	32
9	Коэффициент трения, град	4	6	2	2	2	2
10	Карбонатность твердой фазы, %	-	-	80	80	60	70
11	% Са ++ в фильтрате	-	-	0,08	0,18	0,1	0,18
12	Стабильность, кг/м3	-	-	15	10	10	10