Эмульсионные буровые растворы

  Главная        Учебники - Техника         Технологические свойства буровых растворов (Михеев В. Л)

 поиск по сайту     

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

содержание   ..  40  41  42  43  44  45  46  47  48  49  50  ..

 

 

Эмульсионные буровые растворы

Эмульсионные буровые растворы представляют собой системы, содержащие воду, глину, утяжелитель, добавки нефти или другого какого-либо углеводородного компонента (дизельного топлива, солярового масла, смада и т. д.), обработанные химическими реагентами. Для лучшего диспергирования нефтяного компонента к ним добавляют специальные эмульгаторы. Эмульсионные глинистые растворы были созданы в период освоения буровиками роторного способа бурения скважин, когда сырую нефть добавляли в буровой раствор не с целью получения эмульсионного раствора, а как профилактический компонент для предупреждения и освобождения бурильных и утяжеленных труб от прихвата. С целью ликвидации прихватов бурильного инструмента в стволе скважины устанавливали нефтяные ванны, которые позволяли ликвидировать аварийные ситуации.

Однако при проведении нефтяных ванн пытались удалять нефть из бурового раствора, поскольку считали, что добавка нефтяного компонента ухудшает показатели раствора. Наличие избыточного количества нефти в буровом растворе приводило к повышению вязкости и предельного статического напряжения сдвига, вследствие разбавления глинистого раствора нефтью снижалась плотность и т. п. Поэтому пытались отделить нефть от глинистого раствора, но почти во всех случаях некоторое ее количество оставалось в буровом растворе, образуя устойчивую эмульсию типа «нефть в воде» (Н/В). При дальнейшем бурении скважины с таким раствором было замечено, что резко сокращалось число прихватов и аварий, уменьшалось время на борьбу с осложнениями, повышалась проходка на долото.
Этому вопросу стали уделять внимание, когда объем буровых работ значительно возрос в связи с разведкой и разработкой нефтяных и газовых месторождений на юге страны и в Урало-Волжской нефтяной провинции.

Э. Г. Кистером и его сотрудниками были проведены специальные исследования по разработке отечественных рецептур эмульсионных буровых растворов [35]. По представлениям Э. Г. Ки-стера, нефть и глинистый раствор на водной основе являются взаимно нерастворимыми фазами, распределяющимися одна в другой в виде капелек—глобул. Следует различать два состояния системы нефть—глинистый раствор, когда каждый из компонентов существует в виде отдельных фаз, взаимно распределенных одна в другой. Такой процесс называют эмульгированием. При этом в системах буровых растворов образуется развитая поверхность раздела, представляющая собой сложную микрогетерогенную коллоидальную систему, относящуюся к гидрофильным эмульсиям (Н/В) [35].

Однако при наличии в нефти смолистых веществ и некоторых органических ПАВ могут возникнуть и эмульсии второго рода (В/Н), когда внешней фазой такой системы служит не вода, а уже углеводородная жидкость. Однако, кроме указанных, могут существовать и смешенные типы, состоящие из эмульсий (Н/В) и (В/Н). Такие эмульсии неустойчивы и могут принимать различные переходные состояния. На свойства эмульсий первого и второго рода существенно влияют природа и концентрация в растворе твердой фазы (глина, утяжелитель, выбуренная порода и т. д.). По своим свойствам гидрофильные эмульсии близки к водным системам буровых растворов, а гидрофобные — к буровым растворам на нефтяной основе. Эмульсии широко распространены в практике бурения, так как они просты в приготовлении и свойства их легко регулируются.

В системах эмульсионных буровых растворов, как правило, образуются эмульсии первого и второго рода; эмульгирующими агентами при этом являются добавки в раствор крахмала, КМЦ, гипана, метаса, бентонита и т. д. Эти компоненты способствуют образованию в буровом растворе эмульсий типа «нефть в воде». Лигниты, натриевые, калиевые и аммонийные соли высокомолекулярных жирных кислот, синтетические детергенты, поверхностноактивные вещества относят к химическим эмульгаторам, способствующим образованию эмульсий «вода в нефти».

Практика бурения скважин с промывкой эмульсионными буровыми растворами в СССР и США показывает, что при содержании в них 20—30% глинистого материала образуются устойчивые эмульсии первого рода. На стабильность и кинетическую устойчивость эмульсионных растворов существенное влияние оказывают состав и тип вводимой в раствор нефти. Из практики эксплуатации таких буровых растворов известно, что для получения устойчивых эмульсионных буровых растворов лучше применять нефть парафинового типа плотностью 0,8—0,845 r/см5. Нефти асфальтенового типа с плотностью выше 0,845 г/см3 дают менее устойчивые эмульсии. Легкие нефти и дистилляты также образуют прочные эмульсии, но их применение ограничено из-за высокой пожароопасности и больших расходов на приготовление эмульсионного бурового раствора. Опыт применения эмульсионных систем буровых растворов в бурении показывает, что практически любые системы глинистых растворов на водной основе можно перевести в эмульсионные буровые.

Однако если в глинистом растворе содержатся электролиты, которые могут попасть в буровой раствор при разбуривании пропластков хемогенных отложений или в результате притока в скважину высокоминерализованных пластовых вод, эмульгирование их нефтью возможно, но при этом затруднено регулирование структурно-механических и фильтрационных свойств такой системы.

Эмульсионные буровые растворы имеют ряд преимуществ по сравнению с обычными глинистыми растворами на водной основе. Эти преимущества состоят в следующем:

1) улучшаются качество бурового раствора и его свойства (снижается водоотдача, толщина глинистой корки, повышается коагуляционная и кинетическая устойчивость к действию электролитов, упрочняется структура раствора в статических и повышается текучесть в динамических условиях промывки скважины);

2) улучшается работа забойных двигателей, буровых долот, повышается буримость горных пород, снижаются затраты времени на осложнения и аварийность с бурильным инструментом, а также силы сопротивлений крутящему моменту на долоте (на 40—60%);

3) уменьшаются гидравлические сопротивления в трубах и за-трубном пространстве, облегчается работа буровых насосов, снижаются трение и прилипание бурильного инструмента к стенкам скважины;

4) повышаются технико-экономические показатели бурения, механическая скорость бурения и проходка на долото;

5) улучшаются условия вскрытия, опробования и освоения пластов, содержащих нефть и газ.

Однако многие специалисты бурения склонны считать, что в отдельных случаях при промывке эмульсионными растворами могут возникать некоторые трудности. В частности, при отборе керна с промывкой эмульсионными буровыми растворами керн загрязнялся нефтью или компонентами образующихся эмульсий, повышался износ резиновых деталей буровых насосов и другого бурового оборудования. При больших добавках нефти (15—20%) в раствор снижалась плотность бурового раствора. Эти трудности практически полностью устранимы: керны при необходимости экстрагируют и отмывают в специальных растворителях, резиновые детали насосов и других узлов изготовляют из маслонефтестойкой резины, а для повышения плотности утяжеляют раствор баритом.

В настоящее время для совершенствования этих систем буровых растворов разрабатываются методы повышения кинетической и агрегативной устойчивости эмульсионных буровых растворов при высокой температуре и минерализации.

По представлениям П. А. Ребиндера, стабильность эмульсий зависит от физико-механического фактора — прочности поверхностных слоев глобул и их термостабильности [71 ). В этой связи одним из основных условий устойчивости эмульсий первого рода является присутствие в растворе не менее 20% твердого эмульгатора, которым в буровых растворах служит глинистая фаза. Глинистая фаза, присутствуя на границе раздела фаз эмульсии первого рода (Н/В), повышает их устойчивость и механическую их прочность.

Это вызвано тем, что глинистая фаза, являясь компонентом эмульсий, одновременно выполняет роль носителей сольватных оболочек защитных реагентов, которые образуют структурированные слои повышенной прочности. В среде нефтяного компонента глинистые частицы образуют сопряженные суспензионноэмульсионные структуры, упрочняя систему раствора. Наиболее эффективными химическими эмульгаторами являются мыла, которые способны образовывать структурированные или сольвати-рованные оболочки с высокой поверхностной энергией. Однако большинство эмульгаторов этого класса чувствительно к взаимодействию с электролитами и, высаливаясь, теряет свою эмульгирующую способность. В этих случаях перед эмульгированием минерализованные буровые растворы предварительно обрабатывают защитными солестойкими реагентами: крахмалом, КМЦ-600, метасом и другими, способными образовывать на глинистых частицах и глобулах нефтяного компонента вязкие и прочные сольватные оболочки. Аналогичное действие на свойства эмульсий оказывают гуматы, лигносульфонаты, окзил, КССБ и другие реагенты.

В качестве эмульгаторов, вводимых в буровой раствор для повышения устойчивости эмульсий, используют различные анионогенные ПАВ, получаемые из растительных и животных жиров, таллового масла, сульфированные остатки нефтеперегонки, алкила-рилсульфонаты и др.

В зарубежной практике для этих целей используют следующие эмульгаторы: олокс, магконайт, сикомул, сантомерс, оксиэти-лированные продукты ДМЕ — оксиэтилированный нонилфенол, стерокс, контролсол, ОП-Ю, стеорокс-6, эмульсифайр, атласэмульсо-500 и др. Эмульсифайр и атласэмульсо-500 являются комбинированными эмульгаторами, состоящими из анионогенных и анионоактивных веществ, образующих на поверхности раздела фаз высокомолекулярные пленки и защищающих глобулы нефти от коалесценции и расслоения. Такие межфазные поверхностные комплексы способны образовывать конденсированные пленки высокой механической прочности, несущие на себе электрический заряд и повышающие стойкость эмульсий.

На свойства эмульсионных растворов и их агрегативную устойчивость влияет содержание в них нефтяного компонента. Обычно в буровые растворы добавляют от 5 до 15% нефти. Однако, по нашему мнению, количество нефти в буровом растворе не должно превышать 5н-6%, так как при этом обеспечивается минимальное значение фрикционных сопротивлений между бурильной колонной и стенкой скважины. Добавки свыше 6% нефти загущают растворы и вызывают образование суспензионно-эмульсионных структур. Повышенпые добавки нефти (15—20%) оправданы лишь в том случае, когда необходимо часть водной фазы бурового раствора заменить нефтяной, например при разбуривании солевых отложений, вскрытии продуктивных горизонтов и т. д.

Потери нефтяного компонента из бурового раствора в результате адсорбции на горных породах, выбуренной породе и бурильном инструменте составляют в среднем за сутки бурения 0,5—1%. В связи с этим необходимо систематически контролировать содержание нефти в буровом растворе, вводя нефть из расчета ее потерь в процессе одного—двух рейсов долота.

Содержание нефти или любого другого нефтяного компонента в буровом растворе можно определять различными методами. Наиболее распространенными из них являются: разбавление пробы раствора водой до получения отстоя нефти, деэмульгированием дисольваном, путем люминесцентного анализа и т. д. Однако все эти методы не дают необходимой точности и надежности количественной оценки содержания нефти в буровом растворе, поэтому чаще всего используют метод экстрагирования Дина—Старка (ГОСТ 1594—69) Сущность этого метода состоит в извлечении нефти растворителем из пробы бурового раствора.

Прибор для экстрагирования нефти из эмульсионного раствора состоит из кварцевой колбы с круглым дном емкостью 0,5 л, градуированного приемника-ловушки и стеклянного холодильника. Места соединений узлов прибора герметизируют специальной замазкой. Пробу эмульсионного раствора экстрагируют следующим образом, из обычной фильтрационной бумаги свертывают цилиндрический патрон и помещают его в гильзу так, чтобы верхний край его был на 5—10 мм выше верхнего торца гильзы. Пробу бурового раствора (навеска 5 г) заливают в бумажный патрон, находящийся в гильзе, сверху закрывают фильтрационной бумагой и взвешивают на технических весах с точностью до 0,01 г. В колбу заливают 100—160 мл растворителя, помещая в него несколько кусочков неглазурованного фаянса, пемзы или других капиллярных материалов. Гильзу с навеской раствора закрепляют пробкой в горловине колбы и соединяют с отводной трубкой приемника-ловушки так, чтобы косой срез ее находился над гильзой. Верхний отвод приемника соединяют с холодильником, косой срез которого должен также находиться против середины отводной трубки, чтобы избежать пропусков образующихся паров места соединений заливают коллодием. Далее колбу нагревают газовой горелкой или же на электроплитке, ведя перегонку со скоростью не более двух капель в 1 с Экстрагирование пробы раствора продолжают до тех пор, пока не прекратится поступление воды в стакан ловушки. Обычно такой опыт продолжается 2—3 ч. После охлаждения прибор разбирают и замеряют количество воды в ловушке, гильзу с твердым остатком высушивают при температуре до 105° С до постоянной массы, взвешивая с точностью до 0,01 г.

 

Точность этого метода оценивается по результатам двух измерений, которые не должны расходиться по количеству воды до 0,2 мл, а по сухому остатку —до 0,1 г.

Этот метод дает удовлетворительные результаты, однако он трудоемок. В последние годы для этих целей стали использовать метод дистилляции, сущность которого заключается в испарении нефти и конденсата из эмульсионного раствора в специальных дистилляторах с последующей конденсацией паров воды и нефтяного компонента. Содержание нефти в буровом растворе оценивается в объемных процентах [331.

Агрегативная устойчивость эмульсионных растворов может быть также оценена периодом времени коалесценции глобул нефти, наблюдаемых под микроскопом. Однако этот метод трудоемок и требует большого числа измерений. В промысловых условиях чаще всего используют метод отстоя нефти из раствора в мерном цилиндре в течение суток.

Труднее определить дисперсность эмульсионных растворов, которую пока оценивают визуальным методом с помощью микроскопа или по микрофотографиям. При этом определяют размеры глобул нефти и плотность их на единицу поверхности. Однако этот метод неточен и дает весьма условную оценку дисперсности глобул нефти в эмульсионном буровом растворе.

В настоящее время эмульсионные буровые растворы успешно применяются в большинстве районов бурения. Особенно часто их используют при бурении в глинистых отложениях, солевых толщах, где необходимо снизить содержание водной фазы в буровом растворе, улучшить его смазочные и противоприхватные свойства.

Большую часть систем буровых растворов, применяемых в бурении, эмульгируют нефтью, смазочными добавками (смад, СГ и др), обеспечивающими не только снижение затрат времени на

борьбу с осложнениями, но и улучшение работы долот, забойных двигателей, вскрытия и освоения продуктивных пластов, содержащих нефть и газ.