Повышение эффективности бурения и вскрытия продуктивных пластов напрямую связано с качеством применяемого бурового раствора. Правильный выбор типа раствора и его компонентов позволит сохранить продуктивность пластов, устойчивость стенок скважины и снизить вероятность других осложнений. Нефтегазовыми компаниями для условий повышенных давлений в качестве утяжеляющего компонента в составе буровых растворов применяется барит, реже сидеритовый или гематитовый утяжелитель. Но применение данных добавок для вскрытия продуктивного пласта приводит к снижению фильтрационных характеристик коллектора, так как их практически невозможно удалить из поровых каналов. Исходя из этого, предлагается безбаритный буровой раствор повышенной плотности на основе солей муравьиной кислоты (формиты) с добавкой карбонатного утяжелителя в качестве кислоторастворимого кольматанта. Приведены результаты экспериментальных исследований реологических параметров безбаритных растворов, проанализированы полученные данные. На основании сравнения результатов экспериментов рекомендуется применение безбаритного бурового раствора высокой плотности на основе солей муравьиной кислоты (формиата натрия и калия) и с добавкой частично гидролизованного полиакриламида с молекулярной массой 27 млн.
