Разработка технологии применения и совершенствование составов модифицированного бурового раствора для повышения эффективности строительства скважин

Во введении обоснована актуальность выбранной темы, сформулированы
цель,основныезадачиисследований,научнаяновизнаипрактическая
значимость, защищаемые положения, сведения об апробации и внедрении
результатов работы.
В первой главе рассмотрены работы зарубежных и российских авторов в
области эффективности технологии промывки скважин.
Анализлитературнойипатентнойинформациипоказал,чтодля
обеспечения устойчивости стенок ствола скважины большое значение имеют
механизмы взаимодействия бурового раствора с горными породами.
С целью повышения устойчивости стенок скважин в сложных горно-
геологических условиях были определены следующие требования к буровым
растворам: обеспечение требуемых значений параметров буровых растворов в
соответствиисгеолого-техническимнарядом;обеспечениевысоких
ингибирующих показателей бурового раствора с целью управления физико-
химическими явлениями, обусловленными ионообменными и адсорбционными
процессами на границе «фильтрат – горная порода»; обеспечение оптимальных
структурно-механическихпараметровдляминимизациигидравлических
сопротивлений, улучшения очистки от шлама стволов скважин сложного
профиля; создание условий в системе «скважина-пласт» для ограничения
проникновения водной составляющей бурового раствора в горные породы;
снижение негативного воздействия на окружающую среду, возможность повторного
использования составов модифицированного бурового раствора.
Одним из мероприятий по повышению технико-экономических показателей
является строительство скважин с горизонтальным окончанием трехколонной
конструкции. Горизонтальные скважины(ГС) трехколоннойконструкции
подразумевают бурение в одну секцию интервала из-под кондуктора до
проектной глубины, а также вскрытие целевого объекта горизонтальным
участком до проектной глубины. Наличие осложнений и перебуривание стволов
скважин вследствие значительного времени их бурения с применением
промывочныхжидкостей,обладающихнизкимиингибирующимии
недиспергирующими свойствами, не позволяло ранее применять данную
конструкцию. В большинстве случаев предотвратить возникновение проблем,
связанных с неустойчивостью стенок ствола скважины, позволяет применение
растворов на углеводородной основе (РУО). Однако применение РУО ограничено
вследствие высокой стоимости и экологических аспектов. Анализ причин
неустойчивости стенок ствола скважин показал перспективность исследований в
областипромывочныхжидкостейнаводнойоснове,поддающихся
модифицированию и позволяющих приостановить отрицательные последствия
физико-химических явлений, обусловленных адсорбционными, адгезионными и
ионообменнымипроцессами,атакжеосмотическимикапиллярным
массопереносом в системе «скважина-пласт».
Помимо разработки высокоэффективных составов модифицированного
бурового раствора (МБР) с надлежащим уровнем ингибирующих свойств стоит
задача обеспечения стабильности параметров промывочных жидкостей с целью
продления их жизненного цикла в повторный оборот, восстановление свойств
раствора при различных видах агрессии, в том числе углекислотной.
На основании анализа исследований в области технологий строительства
скважин в сложных горно-геологических условиях бурения сформулированы цель
и задачи исследований.
Во второй главе сформулирована рабочая гипотеза и приведено
обоснование выбора методов исследований. Рабочая гипотеза заключается в
предупреждении набухания и разупрочнения глин и глиносодержащих пород
существенным ограничением влажности за счет реализации механизмов
ингибирования,гидрофобизацииимикрокольматацииприменением
соответствующих композиций полифункциональных реагентов.
В данной работе использованы стандарты по ISO 10141-1:2008 и
специальные методики проведения исследований, а именно: фильтрационно-
емкостные свойства (ФЕС) горных пород исследованы на установке FDES-645
«Coretest System»; ИК-спектроскопия; капилляриметрия; недиспергирующие
свойства буровых растворов оценены по твердости керна после их воздействия;
ингибирующие свойства модифицированного бурового раствора изучены на
молекулярном уровне методом ядерно-магнитной релаксометрии (ЯМР). Оценку
величины набухания образцов пород в среде буровых растворов (как с
использованием цельного кернового материала, так и подготовленных из
дезинтегрированного шлама) производили на тестере линейного набухания
глинистых пород при атмосферных условиях FANN. Эрозия глинистых керновых
образцов определялась ситовым методом: чем больше процент остатка на сите,
тем лучше ингибирующие свойства раствора. Оценка прочностных характеристик
образцов кернового материала проводилась после термостатирования в среде
бурового раствора на специальном приборе OFITE для определения твердости
шлама.
Оценка ингибирующих свойств модифицированного бурового раствора на
молекулярном уровне методом ЯМР была проведена впервые. Данный метод
позволяет провести количественную оценку состояния молекул воды в процессе
набухания в глиносодержащем керновом материале, что в целом дает
возможность сформулировать рекомендации по дальнейшей модификации
буровых растворов. Использование ИК – спектроскопии позволяет установить
наличие в структуре молекул исследуемых образцов новых элементов.
Втретьейглавепредставленырезультатыаналитическихи
экспериментальных испытаний.
Всоответствиистеоретическимиположениямиустойчивостии
стабилизации дисперсных систем, принятой рабочей гипотезой и принципами
управления свойствами буровых растворов в осложненных условиях на
первоначальном этапе были выполнены экспериментальные исследования с
целью выявления эффективных реагентов, реализующих эффекты ингибирования,
гидрофобизации и микрокольматации глин и глиносодержащих пород.
Изучение исследуемых реагентов по эффективности снижения набухания
пород выполнено на измерителе линейного набухания с использованием кернов
Ватьеганского месторождения. Установлено, что неустойчивые отложения
рассматриваемого разреза представлены осыпающимися, переслаивающимися
аргиллитами и глинистыми алевролитами. Основными глинистыми минералами,
образующими данные породы, являются каолинит, хлорит и гидрослюда,
присутствующие в различных количествах (в целом, до 37 %).
Лабораторные испытания проводились в водных растворах различных
реагентов в концентрации 2%. Результаты опытов приведены в Таблице 1 и на
Рисунке 1.

Таблица 1 ‒ Влияние различных ингибиторов на набухание образцов глин
№Наименование% «набухания»
Описание реагента
п/преагентаглин через 24 ч
1 Polysil potassiumПолимерсиликатный13,7
2 СтабилайтНа основе сульфированного асфальта50,5
3 CиликорКремнийорганический50,8
Полимерный реагент на основе органической
4Clotonext45,4
смолы и лигнита
5КЛСПКарболигносульфонат пековый52,7
6BORE HIBБоросодержащий на основе силиката калия54,1
Смесь асфальтосмолистого материала в
7BLACK-FURY45,3
полигликоле
8Asphasol supremeСульфонатная органическая смесь смол44,9
СульфированныйЧастично водорастворимый полианионный
946,3
асфальтсульфированный асфальт
Водный раствор битуминозного материала и
10KLA-HIB40,9
азотсодержащего полимера
11АЛСАкриловый лигносульфонат42,1
12Биоминг БКомпозит на основе эфиров спирта56,3
Соли тетрабората натрия, триполифосфата
13БСР56,5
натрия, силиката натрия
14KClКалия хлорид24,6
К2SiО3 + АЛС +Силикат калия, акриловый лигносульфонат,
1529,5
Asphasol supremeсульфонатная органическая смесь смол
V проп.п/V проп. воды, %
40
Рисунок 1 ‒ Влияние реагентов-ингибиторов отечественного и зарубежного
производства на относительную скорость капиллярной пропитки образцов
глинистого материала
Выполненныеисследованиясвидетельствуютотом,чтонаиболее
эффективнымреагентом,предотвращающимнабуханиеглин,является
комплексныйреагентPolysilpotassium.Предположительновысокие
ингибирующие свойства реагента обусловлены синергетическим действием
комбинации его компонентов.
СогласноинтерпретацииИК-спектроскопическихисследований
(Рисунок 2) определено наличие силановых (-SiH3+) (945-910 см-1), силоксановых
(Si-O-Si) (1100-1000 см-1) структурных элементов в комплексном реагенте Polysil
Potassium, что важно для кольматации горных пород при создании новых
материалов в виде геля кремниевой кислоты, как основной армирующей
субстанции. Так же установлены связи Si4+ c радикалом фенильной группы -C6Н5
(-SiC6H5)(~1430,1125-1000см-1).Данныесочетанияявляются
комплексообразующими за счет образования координационных связей.

Рисунок 2 – ИК-спектр комплексного реагента Polysil Potassium

Гидратацию и развитие гидратационных напряжений на стенках скважины,
сложенных горными породами, можно предупредить, если в качестве жидкой
фазы бурового раствора применять жидкость, для «больших» молекул которой
внутренняя поверхность минералов горной породы с раздвижной решеткой
оказывается недоступной. Адсорбция таких молекул идет лишь на внешних
поверхностях глинистых частиц. В состав этого реагента входит битумный
компонент и добавки, которые блокируют микротрещины в глинистых породах на
стенках скважины, образуя на поверхности гидрофобный слой, препятствующий
дальнейшему проникновению дисперсной фазы бурового раствора и увеличению
порового давления, тем самым предотвращая осыпи и обвалы, а также
гидратацию глин. Это позволяет уменьшить влияние других физико-химических
процессов, связанных с ионообменными и адсорбционными реакциями, что не
противоречит рабочей гипотезе.
Также отмечена эффективность вовлечения в среду бурового раствора
комплексного реагента Polysil Potassium и КЛСП (Таблицы 2, 3). При оценке
ингибирующих свойств буровых растворов различными методами отмечена
эффективность применения комплексной обработки, включающей реагенты
Potassium, KCl и КЛСП благодаря реализации различных эффектов, включая
микрокольматацию пустотного пространства горных пород.

Таблица 2 ‒ Данные о компонентном составе исследуемых базовых и
модифицированных буровых растворов
Состав раствора, мас. %
Название
раствора

Смазочная
Potassium

Биополи-

добавка1)
ПАЦ-Н1)
№ п/п

ПАЦ-В1)
Кольма-

ПБМВ1)

Хлорид
рицид1)

калия1)
Polysil

КЛСП

Бакте-
тант 1)

мер1)

1ПГК2)–80,1 0,15 0,3-2,00,2-
3)
2ПХКР–80,1 0,15 0,30,2-0,26
4)
3МБР +КСl2-50,1 0,15 0,30,2-0,26
4МБР2-80,1 0,15 0,30,2 2,00,2-
5 МБР+КСl+КЛСП21,550,1 0,15 0,30,2-0,26
6МБР+ КЛСП21,580,1 0,15 0,30,2 2,00,2-
7 МБР+КСl+КЛСП24,080,1 0,15 0,40,4-0,26
1)2)
Примечания:- компоненты базового бурового раствора;- ПГК – полимерглинистый
3)
буровойраствор;- ПХКР–полимерхлоркалиевыйбуровой раствор;
4)
– МБР – ингибирующий буровой раствор, модифицированный реагентом Polysil Potassium

Суммарныйэффектобусловленсочетаниемнесколькихспособов
стабилизации глины в водной среде (ионное и неионное ингибирование,
гидрофобизация, микрокольматация). Это сопоставимо с действием растворов на
углеводородной основе и дополнительно подтверждает, что дисперсионные силы
и углеводородные группы в составе соединений позволяют наиболее эффективно
снижать набухание глинистой породы в стволе скважины. Данный эффект усилен
уменьшением поверхностной гидратации за счет замены катионов натрия
поверхностного комплекса глин на катионы калия, а также вследствие
образованиятонкой,полимер-силикатнойпленки,препятствующей
проникновению жидкости в горную породу и придающую ей устойчивость к воде.
Ассоциаты полимера, силиката и гидрофобизатора инкапсулируют глинистый
материал и уменьшают радиус проникновения водной составляющей в
межпакетное пространство горных минералов. Эрозионное воздействие на стенки
скважиныминимизируетсявследствиеуказанныхмеханизмов,атакже
повышения вязкости дисперсионной среды разработанного МБР. Таким образом,
обработка бурового раствора такими компонентами как силикат калия, полимеры,
модифицированный битум, блокирует внутреннюю структуру породы, придавая
ей гидрофобность при значительном упрочнении водородных связей вследствие
отсутствия каналов доступа для мономеров воды через структуру глины.

Таблица 3 ‒ Влияние компонентного состава и температуры на показатели
свойств исследуемых растворов

керна, момент
за 7 оборотов,
СНС10сек/10мин,
ные условия)

«набуха
(температур-

кая вязкость,

фунт*дюйм2
№№ состава

«Условная»
см3/30 мин
Пластичес-
см3/30 мин

-ния»
48 ч через

прочность
ДНС, дПа
из табл. 2

Ф0,7 МПа,

Эш, % 2)
%
мПа·с
Фнрнт,

Ктр1)
дПа

24 ч

1 (25 ºС)8,0-14,757,110,6/15,80,225,928,041,040
1 (100 ºС)12,125,29,930,86,2/7,7—–
2 (25 ºС)8,0-11,046,112/15,40,217,017,112,9100
2 (100 ºС)12,020,47,630,27,2/8,2–
3 (25 ºС)6,8-23,565,315,8/17,30,116,016,26,3160
3 (100 ºС)7,510,312,846,014,4/16,8—–
4 (25 ºС)6,826,895,521,6/27,40,119,320,49,7150
4 (100 ºС)7,813,515,973,012,9/15,8—–
5 (25 ºС)4,5-1986,419,2/28,80,116,016,06,3155
5 (100ºС)4,68,219,287,024/28,8—–
6 (25ºС)4,3-25,0152,138,5/57,60,119,519,59,8145
6 (100 ºС)4,39,024,1144,338,5/52,8—–
7 (25 ºС)4,5-24177,438,5/57,60,1520,120,516,5135
7 (100 ºС)4,05,037188,062,4/86,4—–
Примечания: 1) – коэффициент трения пары «сталь-сталь» в среде жидкости, измеряется на
тестере смазочного действия «FANN»; 2) – Эш – эрозия шлама по остатку на сите

За счет применения полифункционального реагента комплексного действия
Polysil Potassium, KCl и реагента-стабилизатора КЛСП разработанная система
МБР имеет стабильные параметры при воздействии температуры до и более 100
°С. Таким образом комбинация МБР на минерализованной основе реагентом
КЛСП уменьшает его фильтрацию и стабилизирует образцы глинистого керна в
термобарических условиях.
Оценка ингибирующих свойств буровых растворов на молекулярном
уровне методом ЯМР показала (Таблица 4), что они по-разному влияют на
керновый материал. Модифицированный буровой раствор в сочетании с KCl и
КЛСП наиболее существенно замедлил сорбционные процессы в системе
«глина – вода» и ограничил более чем на 77 % поступление воды в пустотное
пространство породы.

Таблица 4 – Сводные данные объемного пространства горной породы после
влияния различных систем буровых растворов на водной основе
Объем, (в процентах)

уменьшение, %
Относительное
пористости по
Коэффициент

органичес-воды, вошедшей в
Номерпустотного
когопустотноеВоздействие на
газу, %

образцапространства
вещества впространствокерновые образцы
горнойпороды
пустотномпороды послежидкостей
породыпосле
пространствевоздействия
насыщения
породыбуровых растворов
Дист. вода+
1-12,072,326,213,89-
NaCl (31,8 г/л)
1-22,072,556,343,792,6ПХКР

1-31,912,454,021,5759,6МБР+КСl
МБР+KCl+
1-41,912,683,400,7281,5
КЛСП
Дист. вода+
2-14,752,119,487,37-
NaCl (25,0 г/л)
2-24,752,437,875,4426,2ПХКР

2-35,112,735,262,5365,7МБР+КСl
МБР+KCl+
2-45,112,204,191,9973,0
КЛСП

Таким образом, проведенными исследованиями подтверждена рабочая
гипотеза.
Для обоснования выбора концентраций реагентов в композиции Polysil
Potassium и КЛСП при различных температурах был спланирован и проведен
полнофакторный эксперимент по типу Бокса-Бенкена (23). Обработка его
результатовпозволилаполучитьуравнениярегрессиидляпоказателей
фильтрации, пластической вязкости, динамического напряжения сдвига, эрозии
керна. Проверка показала однородность дисперсий по критерию Кохрена, по
критерию Стьюдента коэффициенты статистически значимы, по критерию
Фишера уравнения регрессии адекватны выбранной модели. Регрессионный
анализ позволил установить оптимальное сочетание основных компонентов для
МБР,включающеекомплексныйреагентPolysilPotassium1-2,5%,
КЛСП 1,0-3,0 % в условиях забойных температур до 100 °С. При более высоких
температурах данная система вполне работоспособна с условием повышения
концентрации применяемых реагентов.
В Таблице 5 приведены рецептуры МБР, разработанные для применения в
сложных горно-геологических условиях. Способ приготовления МБР защищен
патентом РФ № 2755108. При бурении скважин в неустойчивых терригенных
отложениях (интервалы «шоколадных» глин) в рецептуру дополнительно
вводится КЛСП.
Способ применения предлагаемого МБР заключается в следующем: при
приготовлениирастворадоначалабуренияинтервала,сложенного
высококоллоидальными активными глинами, ввод в буровой раствор реагента
хлорида калия производят до введения в раствор остальной части композиции,
чтообеспечиваетионноеингибированиеистабилизациюструктурно-
механических свойств бурового раствора. При дальнейшем углублении скважины
в разрезе, сложенном преимущественно аргиллитами, осуществляется ввод
комплексного реагента Polysil Potassium для повышения эффекта ингибирования
гидратации аргиллитов.
Таблица 5 – Рекомендованные области применения различных составов МБР
Рецептура для применения
ННС сГС трехколонной
ГС при
большимконструкции; в
бурении
НаименованиеНазначениеотходом отинтервалах
«шоко-
компонентакомпонентавертикалинеустойчивых глин
ладных»
(более(«покачевские» глины,
глин
2000 м)баженовская свита)
Концентрация компонента кг в 1 м3 раствора
Ингибитор,
Polysil potassium10-2010-2510-25
гидрофобизатор
ПолиакриламидИнкапсулятор1-3–
Карболигносуль-
Стабилизатор–10-40
фонат пековый
Глинопорошок
бентонитовыйСтруктурообразо-
10-40–
модифицирован-ватель
ный
Кислотораство-Утяжелитель,
римыйкоркообразующий30-8030-8030-80
кольматантреагент
Понизитель
ПАЦ-Н1-41-41-4
фильтрации
Регулятор
структурно-
ПАЦ-В1-41-41-4
механических
свойств
Структурообразо-
Ксантановыйватель, обеспечи-
1-21,0-2,51,0-2,5
биополимервает псевдоплас-
тические свойства
Утяжелитель,
Хлорид калия-30-8030-80
ингибитор
Дополнительные реагенты
Пента-465Пеногаситель0,20-0,500,20-0,500,20-2,00
Связывает ионы
Содакальция и магния,
кальцинирован-повышает0,10-0,500,10-0,500,10-0,50
наяводородный
показатель рН
СмазочнаяСнижает
добавкакоэффициент2,00-5,002,00-5,002,00-5,00
Луб-БКЕтрения
Предотвращает
бактериальное
Бактерицидразложение
0,05-5,000,05-5,000,05-5,00
SB-cideорганических
компонентов
(биополимера)
Современные требования в области обращения с отходами в ХМАО-Югре
предполагают, что доля использованных и обезвреженных отходов в общем
объеме их образования в процессе производства и потребления к 2030 г. должна
достигнуть 95%. Следовательно, перспективным и доступным направлением
является повторное использование отработанных буровых растворов после их
дообработки при бурении последующих скважин сложного профиля. Этот подход
оправдан не только с экологической, но и экономической точки зрения, так как
обеспечивает значительное уменьшение затрат на приготовление буровых
растворов, транспортировку и утилизацию бурового шлама. Для оценки
возможности повторного использования растворов на водной основе при бурении
последующих скважин были проведены исследования МБР, отобранного после
бурения скважины, на предмет сохранения стабильности его фильтрационных и
структурно-механических показателей во времени. В промысловых условиях при
обработке бактерицидом МБР показал стабильность всех параметров в течение
трех месяцев (Рисунок 3).

1005

Ф0,7 МПа, см3/30 мин
804,5
3,5
ДНС, ДПа
202,5
05 10 15 20 25 30 35 40 45 50 55 60 65 70 75 80 85 90
Продолжительность хранения, сут
ДНС, дПаПоказатель фильтрации при 0,7 Мпа, см3/30 мин

Рисунок 3 − Изменение показателей фильтрации и динамического напряжения
сдвига (ДНС) отработанного МБР при его хранении с целью повторного
использования (срок наблюдения – три месяца)

Практика строительства скважин показывает, что в процессе бурения
буровой раствор загрязняется СО2 и продуктами его взаимодействия, что
приводит к ухудшению структурно-механических показателей бурового раствора,
негативно влияющего на гидравлические параметры бурения. Это объясняется
антагонизмом компонентов, входящих в состав МБР, c известью, вводимой в
буровой раствор c целью устранения карбонатной / бикарбонатной агрессии. При
нейтрализациикарбонатного / бикарбонатногозагрязненияизвестьюбыло
установлено, что введение Са(ОН)2 приводит к увеличению структурно-
механических показателей бурового раствора (п. №3 Таблицы 6).

Таблица 6 – Результаты применения МБР на Имилорском месторождении

высоты образца
вязкость, мПа·с

через 13 ч, мм
СНС10cек/10мин,

керна (сред.)
Пластическая

тиксотпроп-
раствора (%)

Изменение
см3/30мин

ДНС, дПа
Ф0,7МПа,
Состав

Рf / Mf
Коэф.

ности
УВ, с

дПа

рН
№

24,0/0,2/
1МБР303,51267,21,410,42,8
33,60,2
МБР с
признаками38,4/1,6/
2363,61596,01,69,73,2
углекислотной62,45,6
агрессии
Состав по п.№238,4/2,4/
3453,813105,63,111,63,7
+ Са(ОН)2 (0,3)120,04,6
Состав по п.№3
38,4/1,9/
4+ лимонная304,41486,42,411,03,4
91,24,0
кислота (0,2)
Состав по п.№3
28,8/0,2/
5+ лимонная314,41486,42,29,63,0
62,42,0
кислота (0,3)
Состав по п.№3
33,6/
6+ лимонная304,211100,81,87,70/1,32,7
62,4
кислота (1,0)
Примечания: Рf / Mf – показатели,определяющие карбонатное / бикарбонатное загрязнение
бурового раствора

Последующая обработка МБР такими разжижителями, как лимонная
кислота, минеральная (соляная) кислота, реагентами фосфонового типа снижает
егоструктурно-механическиепоказатели.Установлено,чтообработка
силикатсодержащего бурового раствора карбоновой (лимонной) кислотой
оказываетмаксимальноеингибирующеевлияниенарастворзасчет
образующегося растворимого цитрата кальция в слабощелочной или нейтральной
среде. Данный эффект объясняется сжатием адсорбционных слоев по мере
повышения ионной силы раствора, затрудненностью адсорбции извести и
силиката калия в связи с меньшей доступностью активных позиций, торможением
структурообразования цитратом кальция.
В четвертой главе приведены результаты опытно-промысловых испытаний
и внедрения разработанного МБР при строительстве скважин сложного профиля
на месторождениях ООО «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь». В производственном
сленге МБР, содержащий в составе Polysil Potassium, получил название «НЕДРА».
Успешно проведены промысловые испытания и внедрена в производство
технологияпримененияэкологически«щадящего»МБР«НЕДРА»при
строительстве: наклонно-направленных скважин с большим отходом от вертикали
(зенитный угол более 40°, смещение более 2000 м) с применением МБР;
транспортного ствола ГС с наличием в разрезе неустойчивых пород, таких как
«покачевские» глины, «баженовская» свита и др. с применением МБР+КСl; ГС
трехколонной конструкции c МБР+КСl; транспортной части ГС при прохождении
осыпающихся «шоколадных» глин с применением МБР+КСl+КЛСП.
В результате испытаний отмечено отсутствие проблем, связанных с
неустойчивостью стенок скважин, затяжек и посадок при спуско-подъемных
операциях. Средний экономический эффект (из расчета на одну скважину)
составил:170 000руб.прибурениинаклонно-направленныхскважин;
1 248 000 руб. при строительстве скважин с горизонтальным окончанием;
22 826 200 руб. при строительстве скважин трехколонной конструкции с
горизонтальным окончанием.
Разработаны и утверждены: «Технологический регламент на приготовление
и применение недиспергирующего бурового раствора для бурения транспортного
стволаивскрытияпродуктивногопластавнаклонно-направленныхи
горизонтальных скважинах» (2016 г.). Разработанный регламент применяется
Филиалом ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» «КогалымНИПИнефть» в г. Тюмени
при составлении проектно-сметной документации на строительство скважин;
«Регламент по сокращению объемов отходов бурения на месторождениях
ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (2017 г.).
Основные выводы и результаты
1Предложена обоснованная методология модификации бурового раствора
на водной основе, реализующая механизмы ионного и неионного ингибирования,
гидрофобизации и кольматации, снижающая риски потери устойчивости стенок
скважин в глинах различной степени литификации.
2 Разработана оригинальная рецептура модифицированного бурового
раствора на водной основе с применением комплексного реагента Polysil
potassium и КЛСП, позволяющая снизить гидратацию глинистой породы до 77 %.
ЗначениярациональныхконцентрацийкомплексногореагентаиКЛСП,
обуславливающих необходимые технологические параметры бурового раствора,
находятся в пределах 1,0-2,5 % и 1,5-3,0 % соответственно при температуре в
скважине до 100 ºС (патент РФ № 2755108).
3 Установлено,чтоснижениеуровняуглекислотнойагрессиии
стабилизирующее действие на глинистые породы происходят за счет образования
в составе модифицированного бурового раствора цитрата кальция.
4 Разработанная технология повторного использования МБР позволяет
повысить экологическую безопасность и выполнить требования законодательства
федерального и регионального уровней в этой области. Экономический эффект от
внедрения данной технологии составляет 1 200 000 руб. на скважину.
5 Проведены промысловые испытания и внедрена в производство
экологически«щадящая»технологияпримененияМБРнапреснойи
минерализованнойводныхосновахприбурениивразличныхгорно-
геологических условиях. Установлено, что в результате реализации технологии
применения МБР при бурении наклонно-направленных скважин и скважин с
горизонтальным окончанием в сложных условиях, средний экономический
эффект (из расчета на одну скважину) составил:
 170 000 руб. при бурении наклонно-направленных скважин;
 1 248 000 руб. при строительстве скважин с горизонтальным окончанием;
 22 826 200 руб. при строительстве скважин трехколонной конструкции с
горизонтальным окончанием.
Разработаны и утверждены внутренние регламенты ООО «ЛУКОЙЛ-
Западная Сибирь».