Величина репрессии на пласт в ряде скважин не соответствовала действующим требованиям и превышала допустимое значение репрессии на пласт (3,0 МПа). Основной причиной повышенных величин репрессии на пласт явилось снижение пластового давления значительно ниже гидростатического и применение в этих условиях традиционно используемых буровых растворов с плотностью бурового раствора не соответствующему текущему пластовому давлению. Например, пласт АВ, скважина № 7534Г/762 – пластовое давление 17 МПа, забойное давление 21 МПа, репрессия на пласт 4,0 МПа. Пласт ЮВ₁, скважина № 6690Г/512 – пластовое давление 27 МПа, забойное давление 30,8 МПа, репрессия на пласт 3,8 МПа;

Таким образом, параметры бурового раствора при вскрытии продуктивного пласта при бурении ГС не по всем скважинам соответствуют требуемым.

Из применяемых промывочных жидкостей на водной основе наименьшее отрицательное воздействие на продуктивные пласты при вскрытии оказывают биополимерные системы – безглинистые системы на водной основе с минимальным содержанием твердой фазы и c псевдопластичными свойствами; их достоинством является высокое качество вскрытия продуктивного пласта, устойчивость ствола скважины, особенно горизонтального участка, гибкость при выборе плотности, солености и ингибирующей способности для конкретных условий бурения.

Для условий Кечимовского месторождения для вскрытия продуктивного пласта при бурении ГС рекомендуется к применению буровой биополимерный-хлоркалиевый раствор на основе ксантановой смолы. Целесообразно также использование биополимерного бурового раствора типа FLO-PRO. Раствор обладает оптимальными структурно-реологическими, фильтрационными и высокими ингибирующими свойствами, благодаря чему обеспечивается хороший вынос выбуренной породы и устойчивость стенок скважин.

Биополимерный-хлоркалиевый буровой раствор на основе ксантановой смолы:

Основной состав раствора, кг/м³:

Сода каустическая                                                       – 1,0-1,5

Бактерицид (SB Cide, IKBAK)                                   – 0,3-0,5

Биополимер (ХВ-polymer и другие аналоги)             – 4-6

ПАЦ-Н                                                               – 3-4

ПАЦ-В                                                               – 2-3

КМК-Бур                                                           – 10-15

Хлористый калий                                                        – 50-70

Карбонатный утяжелитель                                – 50-100

Вода                                                                   – остальное

В случае необходимости регулирования свойств раствора дополнительно вводятся:

Смазочная добавка (Glidex, Lubriol, IKLUB)                      – 5-10

Пеногаситель (SB Defoаm, IKDEFOАM, ТБФ, Пента)                – 0,2-0,5

Графит                                                                         – 5

Сода кальцинированная                                                       – 1,0-5,0

Технологические свойства бурового раствора:

Плотность, кг/м³                                                – 1060-1160

Условная вязкость, сек                                               – 35-60

Водоотдача по ВМ-6, см³/30 мин                              – 3,0-5,0

СНС₁/СНС₁₀, дПа                                                        – 10-25/15-40

ДНС, дПа                                                           – 100-150

Пластическая вязкость, мПа^.с                                     – 6-20

Толщина корки, мм                                           – 0,3-0,5

Липкость корки, °                                                       – < 10

рН                                                             – 10-11

МВТ, кг/м³                                                         – < 15

Удельное электрическое сопротивление, Ом^.м                   – <0,2

При вскрытии продуктивных пластов с АНПД рекомендуются буровые растворы с плотностью менее 1 г/см³.

С этой целью рекомендуется использовать микросферы для снижения плотности бурового раствора. На основании опыта применения микросфер для снижения плотности бурового раствора наиболее эффективными являются стеклянные полые микросферы 3М.

Использование микросфер 3М (Scotchlite) в буровых растворах позволяет снижать их плотность до 0,7 г/см³. Плотность буровых растворов с микросферами Scotchlite легко контролируется, они совместимы с очистным оборудованием и другим скважинным оборудованием. Эти жидкости превосходно выдерживают температурные воздействия, высокие давления и другие агрессивные условия, которые могут иметь место в скважине.

При бурении горизонтального ствола скважин необходимо периодически, с учётом конкретных геолого-физических условий, проводить профилактические технологические промывки раствором с высокой выносной способностью для того, чтобы удалить из ствола шлам, накопившийся в кавернозных зонах, интервалах глинистых пропластков и других частях ствола, благоприятных для формирования скоплений шлама.