Повышение скоростей бурения и дебитов скважин разработкой и совершен

показателями: ρ = 1080 кг/м3, УВ500 = 15 с, θ1/10 = 0/0 Па. Диспергирования глинистой фазы в суспензии достигали путем многократной про-

качки ее через штуцерную камеру с углом встречи потоков 180° (рис. 1.13) при скорости истечения из насадок 32 и 43 м/с. Через 2,5 ч диспергирования УВ = 26 с, θ1/10 = 11 Па. Следует отметить высокую скорость нарастания статических напряжений сдвига, что обусловлено использованием кинетической энергии турбулентных струй и кавитацией. Проведено диспергирование бентонитовой суспензии в объеме 2 м3 прокачкой через одну насадку со скоростью 71,5 м/с. После 4 ч обработки условная вязкость бурового раствора повысилась с 15 до 23 с, а статистические напряжения сдвига достигли значений 9,5 и 10,0 Па через 1 и 10 мин соответственно. Статические и динамические напряжения сдвига бентонитовой суспензии в случае использования одной и двух насадок возрастают до определенной степени дисперсности глины, а затем стабилизируются.

Рис. 1.13. Схема обвязки технологического оборудования при диспергировании бурового раствора: 1 – манифольд;

2 – ДЗУ; 3 – приемный мерник; 4 – тройник; 5 – штуцерная камера; 6 – выкид штуцерной камеры; 7 – насадка диаметром 14 мм;

8 – корпус штуцерной камеры

В промысловых условиях высокая степень дисперсности глин может быть достигнута использованием таких средств, как специальные мельницы, ультразвуковые и вихревые диспергаторы [84], гидромешалки и гидравлические активаторы, предложенные Л.Б. Хусидом, Ю.П. Скворцовым, В.П. Детковым и др. Значительный интерес представляет пред-

82

от концентрации бентонита показывает, что для получения ГКР с требуемыми структурными свойствами, но без использования специальных диспергирующих устройств содержание бентонита в нем должно быть

8–10 масс. %.

Рис. 1.14. Изменение статистического напряжения сдвига глинисто-карбонатного раствора во времени: 1, 2, 3, 4, 5 – изменение θ10 при конценрации бентонита 4, 6, 8, 10 и 12 % соответственно

Рис. 1.15. Зависимость условной вязкости ГКР от концентрации бентонита:

1, 2, 3 – значения УВ100 соответственно по истечении 24, 48 и 120 ч после приготовления

84

85

При переводе глинисто-карбонатного раствора в нефтеэмульсионный с добавкой 2–16 об. % нефти содержание бентонита снижается до 6 масс. %, при этом условная вязкость и статическое напряжение сдвига возрастают незначительно, а показатель фильтрации снижается на 10–12 % (табл. 1.25).

Таблица 1 . 2 5

Влияние добавок нефти на показатели свойств бурового раствора

Примечание: во всех растворах δ = 0,5 · 10–3 м, Ж = 1 ммоль/л, ВП = 77 %.

Таким образом, перспективным направлением снижения концентрации бентопорошков является применение эмульсионных растворов.

1.3.5. Разработка нефтеэмульсионных буровых растворов

Исследование эмульгаторов для прямых нефтеэмульсионных буровых растворов

В нефтеэмульсионных буровых растворах типа «масло в воде» эмульгирующими агентами являются глинистая фаза, химические реагенты, активные компоненты нефти, а также специально вводимые добавки поверхностноактивныхвеществ(ПАВ).

Выполнена оценка влияния ПАВ на эмульгирование нефти в буровом растворе. В качестве исходного раствора применялась 8%-я суспензия из ОБ, стабилизированная 1,5 масс. % УЩР с показателями свойств: ρ= 1030 кг/м3,

86

Таблица 1 . 2 7

Влияние добавок ПАВ на показатели свойств глинистого раствора

Некоторые ПАВ, такие как присадка ВНИИНП-354, присадка моющая сульфонатная, смазка С-59Ц, триэтаноламин, черный моносульфитный щелок и алкамон, незначительно уменьшают размер глобул нефти

врастворе (в 1,3–2,2 раза). Влияние некоторых ПАВ испытано на ЭГКР. Из сравнения степени дисперсности нефти в эмульсионно-глинистом и ЭГКР с добавками сульфонола, дисолвана, укринола-1 и ВНИИНП-354 установлено, что средний размер глобул и поверхностное натяжение на границе с керосином остаются в одних и тех же пределах. Кроме вышеуказанных ПАВ, были испытаны доуфакс и афрокс. Ввод последних в раствор обеспечил снижение размера глобул в 4 и 3,5 раза соответственно (табл. 1.28).

Таким образом, из рассмотренных ПАВ наиболее полно отвечают требованиям, предъявляемым к эмульгаторам для буровых растворов, дисолван 4411, доуфакс и афрокс. Добавка этих веществ в буровые растворы

вменьшей мере вызывает пенообразование и ведет к значительному снижению размера глобул и поверхностного натяжения. Такие ПАВ, как сульфонол, алкилсульфонат, диэтаноламид С10–С13 и другие, обладают

88

Таблица 1 . 2 8

Влияние добавок ПАВ на показатели эмульсионно-глинисто-карбонатного раствора

хорошими эмульгирующими свойствами, не вызывают сильного вспенивания бурового раствора. С целью исключения пенообразования и сокращения числа компонентов, входящих в состав нефтеэмульсионного раствора, рассмотрен вопрос о повышении эмульгирующих свойств твердого эмульгатора – глинистого компонента бурового раствора.

Способполучениянефтеэмульсионногобуровогораствора

Исследовано влияние модифицирования бентонита нефтью на ее эмульгирование и структурообразование в буровых растворах. Методика экспериментов была следующей. Смешивали бентонит с нефтью в расчетном соотношении и выдерживали в течение 1,2 и 24 ч, добавляли воду до 50 % от требуемого объема и перемешивали в течение 0,25 ч, затем доливали остальную часть воды и перемешивали в лопастной лабораторной глиномешалке 0,75–8,0 ч.

Вэкспериментах применяли ОБ и нефть Кыласовского месторождения со следующими показателями: плотность – 878 кг/м3, вязкость при 20 °С– 0,166 мПа·с, молекулярная масса – 205,4 у.е. – и составом: смол нейтральных 10 %, асфальтенов1 %, парафина3,69 %, азота0,02 %.

Регулирование интенсивности диспергирования компонентов бурового раствора при приготовлении его из модифицированного нефтью бентонита (МНБ) достигалось изменением скорости перемешивания в преде-

лах 0,48–6,1 м/с.

Висследованиях применялись растворы с массовым соотношением бентонита и нефти 10:22, 15:22, 20:22, 25:22. Установлено, что размеры гло-

89

89

бул нефти в растворе из МНБ и получаемом по обычной технологии (нефть вводится в приготовленный раствор) зависят от концентрации бентонита. Так, увеличение концентрации бентонита с 4 до 12 масс. % при скорости перемешивания 0,48 м/с приводит к уменьшению размера глобул с 17 до 11 мкм, а при обычном способе введения нефти – с 37 до 17 мкм (рис. 1.16).

Рис. 1.16. Влияние концентрации бентонита на дисперсность глобул нефти в эмульсионном растворе, получаемом по обычной технологии (1) и из модифицированного

нефтью бентонита (2)

Способ увеличения дисперсности глобул нефти повышением концентрации бентонита ограничен в применении, так как концентрация бентонита в буровом растворе не должна превышать 8 масс. %. При этом средний размер глобул нефти в эмульсионном растворе, получаемом по обычной технологии, составлял 26–37 мкм, а при применении МНБ – 14–17 мкм. Данные показывают, что при приготовлении эмульсионного раствора из модифицированных нефтью глин достигается более высокая дисперсность углеводородной фазы. Выявлено, что в нефтеэмульсионном растворе из МНБ могут быть выделены как глобулы нефти, так и агрегаты. Последние отличаются от глобул большими размерами (в 2–10 раз больше основной массы глобул) и неправильной формой. Буровой раствор из МНБ имеет и внешние отличия. В нем отсутствуют пятна и пленки нефти, цвет темнее обычного.

Изучено влияние времени контакта глин с нефтью, удельной работой диспергирования на показатели свойств 8%-го нефтеэмульсионного

90