Многие из присущих растворам на нефтяной основе недостатков устраняются
применением инвертных эмульсий типа «вода в нефти». Такие эмульсии могут
быть получены из тех же компонентов, которые служат для приготовления
РНО или ИБР с помощью специальных эмульгаторов. Эмульгаторами для этих
целей могут служить вещества со сложной дифильной молекулой, включающей
гидрофильные и гидрофобные группы или же смесь эмульгаторов, из которых
один должен быть хорошо растворим в масляной фазе, а другой — в водной.
В сущности пока не установлено четкой границы между растворами на
нефтяной основе н инвертными эмульсиями. Поэтому те и другие относят к
буровым растворам на углеводородной основе.
В. Ф. Роджерс [72] считает, что условной границей, отделяющей растворы
на нефтяной основе от инвертных эмульсий, является повышенное содержание
в них воды. Инвертные эмульсии выгодно отличаются от РНО тем, что они
содержат значительное количество воды. Современная техника и средства
эмульгирования позволяют получать инвертные эмульсии с водосодержанием
до 60—95%, не меняя гидрофобных свойств системы. Устойчивость таких
эмульсий зависит от свойств применяемого эмульгатора.
В качестве эмульгаторов используют смеси солей щелочноземельных и
тяжелых металлов, сложные эфиры, амиды, амины и т. д. Эмульгатором может
служить твердая7фаза, обладающая высокой дисперсностью и поверхностной
энергией, которая может создать в системе необходимый
гидрофильно-гидрофобный баланс. Так, бентонитовая глина, обработанная
аминосоединениями (третичными аминами), гидрофобизируется и тем самым
предотвращает образование фаз в эмульсиях. Для этих целей стали
применять аминированный бентонит, который гидратируется в углеводородных
средах, повышая их структурно-механические свойства и устойчивость.
Для приготовления инвертных эмульсий в США предложен ряд специальных
эмульгаторов. К ним относятся смеси оксаминов с олеиновой кислотой,
оксамиды, производные оксазола, сложные четвертичные аммониевые соли,
амиды жирных кислот, технический лецитин, соли и эфиры таллового масла,
ангидросорбит-моноолеат и др. [35].
Во ВНИИБТ были разработаны рецептуры инвертных эмульсий, в которых в
качестве эмульгаторов были испытаны пентол, кислан-0, сорбитанолеат,
эмульфор-ФМ, сорбитан-С, препарат ОС-20, ксилиталь 0-10, рицинокс-150,
оксамин-6, 12, 24, сорби-таль С-15, выравниватель-А, алкамон ОС-2,
ализариновое масло, эмульсионные воски, ОПСБ, стеарокс-6, сульфонат,
ГКЖ-94, олеат натрия и др. [35]. Исследование большого класса
эмульгаторов показало, что наиболее перспективны моно(ди-)олен новые
эфиры многоатомных спиртов.
На основе полученного эмульгатора —эмультала во ВНИИБТ были разработаны
рецептуры высококонцентрированных инвертных эмульсий (ВИЭР) 1351.
ВИЭР предназначен прежде всего для качественного вскрытия н освоения
продуктивных пластов, отбора керна с сохранением естественной
водонасыщенноети и проницаемости, а также для бурений в неустойчивых
глинистых и хемогенных породах. Такая система обладает низкой
фильтрацией (фильтрат — углеводородная среда), повышенной
прокачиваемостью, высокой устойчивостью и инертностью к разбуриваемой п
выбуренной породе, в том числе к глинам и солям, минерализованным
пластовым водам.
Высокая тиксотропность ВИЭР обеспечивает возможность его утяжеления
баритом до плотности 2,0 г/см3. Плотность неутяжеленного ВИЭР в
зависимости от соотношения углеводородной и водной фаз, степени ее
минерализации может составлять от 0,9 до 1,15 г/см3. Термостабильность
такого раствора составляет 90—100° С Содержание воды может быть
увеличено до 80%, когда необходимо повысить вязкость и
структурно-механические свойства ВИЭР. Такая необходимость может
возникнуть, например, при бурении в поглощающих пластах. Если необходимо
утяжелить ВИЭР баритом, то содержание воды должно быть снижено до 30%.
ВИЭР легко приготовить в промысловых условиях. Для этого указанные
компоненты вводят в определенной последовательности (дизельное топливо
->- эмультал ->- смад-1 глинопоро-шок-»-вода) и интенсивно перемешивают
в емкости, в которую компоненты могут подаваться центробежным насосом
или же непосредственно буровыми насосами. ВИЭР можно приготовить и в
обычной двухвальной глиномешалке МГ-4. Продолжительность перемешивания
компонентов ВИЭР зависит от объема приготовляемого раствора, скорости
перемешивания и типа перемешивающего устройства. Например, с помощью
двух буровых насосов гидравлическим перемешиванием можно за 4ч-5 ч
приготовить 100—120 м3 ВИЭР.
Одним из важных компонентов ВИЭР является эмультал, который представляет
собой смесь сложных эфиров жирных и смоляных кислот таллового масла и
триэтаноламина. Эмультал — вязкая жидкость темно-коричневого цвета с
температурой кипения выше 200° С и температурой плавления 30° С; он
хорошо растворим в нефти, дизельном топливе и других нефтепродуктах или
маслах, не теряет эмульгирующей способности в присутствии хлоридов
натрия, кальция, магния вплоть до полного насыщения ими водной фазы
эмульсий. Гарантийный срок хранения — 12 мсс. При более длительном
хранении возможно изменение его качества, что вызывает увеличение его
добавок к ВИЭР. При бурении на ВИЭР расход эмультала составляет обычно
5—10 кг на 1 м бурения [351.
С промывкой ВИЭР вскрыты терригенные и карбонатные коллектора на
глубинах от 700 до 4000 м при забойных температурах от 20 до 90° С более
чем на 100 скважинах, пробуренных в различных районах [36].
Промышленные испытания ВИЭР на основе эмультала были проведены в
объединениях Татнефть, Белоруснефть, Пермнефть, Мангышлакнефть, в
Восточно-Сибирском геологоразведочном управлении и получены
положительные результаты. Так, при бурении скважин на ВИЭР в объединении
Татнефть были получены следующие результаты: механическая скорость
бурения 11,2— 26 м/ч, сокращение расхода долот в 2—2,5 раза, вынос керна
85-f-100%, среднее время освоения продуктивного пласта 14 ч, увеличение
коэффициента удельной продуктивности пласта в 2,5—10 раз, сокращение
времени на борьбу с осложнениями, включая промывку и проработки ствола,
в 10—15 раз. Экономический эффект при вскрытии и освоении продуктивных
пластов на одну скважину составляет от 12 до 17 тыс. руб. [36].
В МИНХиГП разработаны обращенные эмульсии на основе битума,
стабилизированные окисленным петролатумом. Эти эмульсип состоят из
следующих компонентов: 3-5% мела, гидрофоби-зированного карбоновыми
кислотами, 4-f-5% окисленного петро-латума к объему жидкой фазы
эмульсии. Соотношение фаз в эмульсии рекомендуется поддерживать в
пределах 1 : 1 (нефть — 50%, вода — 50%) [53].
Эта рецептура битуминозной эмульсии прошла промышленное испытание в
Белоруснефти, на Украине и дала положительные результаты при закачивании
скважин. Как ВИЭР, так и битумные обратные эмульсии, стабилизированные
окисленным петролату-мом, в ближайшие годы найдут широкое применение в
практике промывки скважин при бурении в глинах, солевых отложениях,
вскрытии и освоении продуктивных горизонтов, содержащих нефть и газ.
При вскрытии и освоении продуктивных пластов с применением ВИЭР, ИБР,
битумной эмульсии повысилась продуктивность коллекторов, но при
цементировании тампонажными растворами на водной основе их свойства и
продуктивность ухудшаются. С целью исключения этого фактора Л. К- Мухин
предложил там-понажный раствор на углеводородной основе — ОНЭЦР, который
по своим свойствам близок к буровым растворам на углеводородной основе
153 ]. ОНЭЦР представляет собой тампонажную эмульсию второго рода, в
которой внешней фазой является дизельное топливо или нефть, а внутренней
— частицы цемента, смоченного водой, и эмульгированные капельки воды.
ОНЭЦР приготовляют эмульгированием водной суспензии вяжущего материала
(цемента) в углеводородной жидкости, а затем отделяют и удаляют из этой
системы раствора часть воды. Последние две операции выполняют для
получения необходимого соотношения внешней и внутренней фаз, при котором
система ОНЭЦР приобретает требуемые реологические показатели и прочность
гидрофобного цементного камня. Содержание воды в такой системе раствора
не должно превышать 18—20% (от массы цемента). При затвердевании цемента
весь объем воды связывается вяжущим материалом. Свойств ОНЭЦР (загустевание,
сроки схватывания, прочность, проницаемость цементного камня) регулируют
добавками электролитов и ПАВ [53].
Исследованиями Л. К. Мухина было показано, что пропластки глин при
контакте с ОНЭЦР не увлажняются, способствуя устойчивости стенок скважин
[53 ].
Эту систему раствора можно использовать для крепления обсадных колонн в
хемогенных отложениях, засолоненных глинах и т. д. Фильтратом ОНЭЦР
является углеводородная жидкость, не оказывающая отрицательного влияния
на нефтепроницаемость продуктивных пластов, что определяет его
эффективность при цементировании эксплуатационных колонн в продуктивной
толще.
ОНЭЦР прошел промышленные испытания в различных районах бурения
Краснодара, Грозного, Узбекистана, Полтавы, Крыма, Белоруссии, Оренбурга
при цементировании обсадных
колонн в скважинах, пробуренных растворами на
углеводородной основе. Качественное цементирование продуктивных пластов,
содержащих нефть и газ, растворами ОНЭЦР способствует охране окружающей
среды и недр Земли от загрязнения [53].
Такие системы буровых растворов эффективны при проходке набухающих и
осыпающихся пород, устойчивы ко всем видам солевой агрессии; при
использовании этих растворов повышаются технические показатели бурения,
улучшается качество вскрытия и освоения нефтегазосодержащих пластов.
Однако необходимо усовершенствовать свойства растворов на углеводородной
основе с целью их использования при высоких температурах и давлениях.