- •Раздел 4
- •4.2. Современные функции промывочных жидкостей и требования, предъявляемые к ним
- •4.3. Основы физико-химии очистных агентов
- •4.4. Функциональные свойства промывочных жидкостей и их оценка
- •4.4.1. Плотность
- •4.4.2. Структурно-механические свойства
- •4.4.3. Реологические свойства
- •4.4.4. Измерение и регламентирование значений условной вязкости промывочных жидкостей
- •4.4.5. Фильтрационно-коркообразующие свойства
- •4.4.6. Электрохимические свойства
- •4.4.7. Триботехнические свойства
- •4.4.8. Ингибирующая способность
- •4.5. Материалы для приготовления и регулирования свойств промывочных жидкостей
- •4.5.1. Глины
- •4.5.2. Утяжелители
- •4.5.3. Наполнители (закупоривающие материалы)
- •4.6. Показатели оценки качества материалов
- •4.6.1. Определение объемной концентрации в буровом растворе твердой фазы и частиц коллоидных размеров
- •4.6.2. Определение концентрации, загрязняющих промывочную жидкость примесей
- •4.7. Химические реагенты
- •4.8. Физико-химические основы регулирования свойств промывочных жидкостей
- •4.9. Типы очистных агентов и их возможности
- •4.9.1. Гомогенные (однофазные) очистные агенты
- •4.9.1.1. Техническая вода
- •4.9.1.2. Полимерные растворы
- •4.9.1.3. Водные растворы электролитов (солей)
- •4.9.1.4. Водные растворы поверхностно-активных веществ (пав)
- •4.9.1.5. Нефть и дизельное топливо
- •4.9.1.6. Газообразные агенты
- •4.9.2. Гетерогенные (многофазные) буровые растворы
- •4.9.2.1. Глинистые растворы
- •4.9.2.2. Утяжеленные буровые растворы
- •4.9.2.3. Ингибированные промывочные жидкости
- •4.9.2.4. Соленасыщенные промывочные жидкости
- •4.9.2.5. Промывочные жидкости с конденсированной твердой фазой
- •4.9.2.6. Растворы на углеводородной основе (руо)
- •4.9.2.7. Инвертные эмульсионные растворы (иэр)
- •4.9.2.8. Газожидкостные смеси (гжс)
- •4.10. Приготовление и очистка промывочных жидкостей
- •4.10.1. Приготовление промывочных жидкостей
- •4.10.2. Очистка промывочных жидкостей от шлама
- •4.10.3. Очистка промывочной жидкости от газа
- •4.11. Основы экологизации и оптимизации качества промывочных жидкостей
- •4.12. Проектирование и оптимизация качества промывочных жидкостей
- •Литература
4.9.2.7. Инвертные эмульсионные растворы (иэр)
ИЭР представляют собой гидрофобно-эмульсионно-суспензион-ные системы.
Дисперсионная среда ИЭР: дизельное топливо марок «Л» или «З»; разгазированная нефть (с температурой вспышки > 70 °С).
Дисперсная фаза ИЭР: жидкая – минерализованная CaCl2 (NaCl, MgCl2) техническая или пластовая вода (содержание соли 180 - 240 кг/м3); твердая – молотая негашеная известь (гидроокись кальция СаО), глинопорошок (ПББ, ПБВ), железный купорос, хлорное железо, мел (утяжелитель), барит (утяжелитель).
Для эмульгирования воды в углеводородной среде используют следующие ПАВ: эмультал, окисленный петролатум, СМАД-1, украмин (или его аналог ИКБ-2), высокоокисленный битум, АБДМ-хлорид.
ИЭР по свойствам и условиям применения близки к РУО, но выгодно отличаются от них тем, что содержат значительное количество воды, а, следовательно, существенно дешевле.
Соотношение водной и углеводородной фаз в ИЭР изменяется в диапазоне от 60 : 40 до 40 : 60. Содержание твердой фазы (без утяжелителя) составляет при этом 5–30 кг/м3.
Различают несколько видов ИЭР: ВИЭР (высококонцентрированный ИЭР), ТИЭР (термостойкий ИЭР), эмульжел (ИЭР, содержащий железный купорос), ГЭР (гидрофобно-эмульсионный раствор).
Перечисленные виды ИЭР отличаются между собой номенклатурой используемых ПАВ и активных твердых веществ.
Рецептура ГЭР, кг/м3 (в качестве примера): дизтопливо – 400–420; украмин – 40, техническая вода – 420, CaCl2 (MgCl2) – 240, мел – 40.
Основным недостатком ИЭР (кроме общих недостатков с РУО) является их обратимость при повышенном содержании твердой фазы.
Оперативным показателем устойчивости ИЭР к фазовому обращению является величина глиноемкости, определяемая по количеству бентонитового глинопорошка (ПББ, ПБВ), которое может быть введено в ИЭР при перемешивании в течение 0,5 ч без снижения исходного значения электростабильности (U = 150–600 В).
Величина глиноемкости должна быть не ниже 22,5 % мас.
Ниже приведено краткое описание нескольких современных инвертных эмульсионных систем.
Система Versa-Pro («Верса-Про») относится к классу инвертных эмульсий с соотношением нефть : вода от 90 : 10 до 60 : 40 и предназначена для вскрытия продуктивных горизонтов с давлениями, близкими к гидростатическим.
В качестве дисперсионной углеводородной среды может быть использовано дизельное топливо, минеральное масло, парафины, линейные олефины, полиальфаолефины и др. Дисперсная фаза – 25–35 %-ный раствор хлорида кальция. Плотность раствора регулируется в интервале 880–1150 кг/м3 без использования утяжелителей.
Специальный пакет эмульгаторов NovaMul (известный также как VersaPro P/S) оказывает минимальное воздействие на смачиваемость породы коллектора. Органофильная глина VersaVert HT позволяет увеличить вязкость и дополнительно стабилизировать эмульсию раствора хлорида кальция. Понизитель фильтрации Ecotrol RD позволяет удерживать фильтратоотдачу раствора на минимальном уровне в условиях высоких температур и давлений. Серия специализированных добавок Versa (VersaThin, VersaMod, VersaWet, HRP, SWA и др.) позволяет регулировать реологические свойства раствора в широком диапазоне.
В качестве углеводородной основы «Верса-Про» рекомендуется использовать низковязкое минеральное масло или линейные альфаолефины. По сравнению с более дешевым дизельным топливом это обеспечивает следующие преимущества: низкую горючесть, высокую температуру вспышки и высокую пожаробезопасность; меньшую токсичность и экологическую опасность, меньшую вязкость (вязкость дизельного топлива и РУО, приготовленного на его основе, в 1,5–2 раза выше, чем минерального масла, особенно при низких температурах).
Система VERSADRIL («Версадрил») – инвертно-эмульсионный раствор на основе дизельного топлива (ДТ) (таблица 4.26).
Таблица 4.26 Компонентный состав системы «Версадрил» | ||
Наименование |
Функция / назначение |
Типовая концентрация, кг/м3 |
ДТ |
Углеводородная дисперсионная среда |
|
Раствор CaCl2 |
Дисперсная фаза |
|
VERSAMUL |
Первичный эмульгатор |
17,5–28,5 |
VG-69 |
Структурообразователь |
9–28,5 |
VERSACOAT |
ПАВ |
3–9 |
VERSATROL |
Контроль фильтрации (при необходимости) |
10–11,5 |
Продолжение табл. 4.26
Наименование |
Функция / назначение |
Типовая концентрация, кг/м3 |
VERSAMOD |
Контроль реологических свойств (при необходимости) |
|
LIME |
Контроль щелочности |
17,5–29 |
В зависимости от условий бурения система может быть сформирована при соотношении ДТ : вода от 70 : 30 до 90 :10 в диапазоне значений плотности от облегченного раствора до 2160 кг/м3.
Система FAZE-PRO («Фэйз-Про») – обратимая инвертная эмульсия, специально разработанная для первичного вскрытия и заканчивания скважин открытым забоем. Особенностью системы является возможность изменения вида эмульсии с инвертной или гидрофобной («вода в масле») на гидрофильную («масло в воде») и обратно (таблица 4.27).
Таблица 4.27 Компонентный состав системы «Фэйз-Про» | ||
Наименование |
Функция / назначение |
Типовая концентрация, кг/м3 |
ДТ или минеральное масло |
Углеводородная дисперсионная среда |
|
Вода |
Дисперсная фаза |
|
FAZE-MUL |
Основной эмульгатор |
25–35 |
FAZE-WET |
Вспомогательный эмульгатор, ПАВ |
5–12 |
SAFE-CARB |
Кольматант, утяжелитель |
60–120 |
VERSAGEL |
Органофильная глина, структурообразователь |
3–14,5 |
LIME |
Активатор |
17,5–29 |
CaCl2 |
Минерализация, ингибирование |
14,5–26 |
Во время бурения «Фэйз-Про» используется как инвертная эмульсия, которая после окончания бурения обращается в гидрофильную эмульсию. Обратимость эмульсии достигается использованием специально разработанного пакета эмульгаторов и присадок, которые позволяют изменить характер эмульсии при изменении рН. При снижении рН ниже 7 добавлением лимонной или соляной кислоты, эмульсия из гидрофобной превращается в гидрофильную. Это позволяет выполнить требуемый комплекс ГИС, очистить ствол скважины от фильтрационной корки, провести тампонирование и др. работы с тем же качеством, что и при использовании растворов на водной основе. После заканчивания скважины раствор может быть снова превращен в инвертный эмульсионный увеличением щелочности до рН = 8 или более и использован при бурении следующей скважины (таблица 4.28).
Для обеспечения обратимости эмульсии соотношение нефть : вода должно составлять 65 : 35–60 : 40. Минимальная плотность раствора около 1020–1040 кг/м3, максимальная – до 2150 кг/м3. Максимальная забойная температура – 120 °С.
Таблица 4.28 Значения показателей свойств системы «Фэйз-Про» (API) | |
Плотность, кг/м3 |
1020–2150 |
Пластическая вязкость, мПа·с |
15–35 |
Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2 |
15–25 |
СНС 10 с, фнт/100фт2 |
6–10 |
СНС 10 мин., фнт/100фт2 |
10–20 |
Электростабильность, В |
500–800 |
Показатель фильтрации при ВТВД, см3 / 30 мин |
3–5 |
Система SIGMADRIL™ («Сигмадрил») представляет собой инвертный эмульсионный раствор на основе дизельного топлива или минерального масла с соотношением основа : вода равным 85 : 15. Компонентный состав системы приведен в таблице 4.29. Использование специальной органической соли, способной диссоциировать на ионы в углеводородной среде и обеспечивать проводимость раствора на уровне 60–1500 мкСм/м (600–16000 Ом/м), позволяет проводить ГИС с тем же успехом, что и при использовании промывочных жидкостей на водной основе. Для справки: система «Сигмадрил» разрабатывалась специально для использования с геофизическими инструментами FMI-Formation Micro-Imaging или RAB-Resistivity At The Bit компании Schlumberger, включаемыми в КНБК для измерений в процессе бурения.
Таблица 4.29 Компонентный состав системы «Сигмадрил» | ||
Наименование |
Функция / назначение |
Типовая концентрация, кг/м3 |
ДТ или минеральное масло |
Углеводородная дисперсионная среда |
|
Вода |
Дисперсная фаза |
|
VERSAMUL |
Основной эмульгатор |
28–32 |
VERSACOAT |
Вспомогательный эмульгатор, ПАВ |
10–12 |
LIQUITROL |
Стабилизатор эмульсии, понизитель фильтратоодачи (при необходимости) |
10–12 |
SIGMASALT |
Органическая соль |
28–30 |
SIGMASOLV |
Поляризатор углеводородной среды, вспомогательный реагент для SIGMASALT |
50–60 |
TRUVIS HT |
Реологический модификатор (при необходимости) |
20–25 |
SIGMASURF |
ПАВ, вспомогательный реагент для SIGMASALT |
15–18 |
LIME |
Активатор эмульгирующих добавок, контроль щелочности |
7–9 |
TRUFLO 100 |
Понизитель фильтрации, загуститель (при необходимости) |
5–6 |
CaCl2 |
Минерализация и ингибирование |
35–38 |
M-I BAR |
Утяжелитель (при необходимости) |
|
CaCO3 |
Кольматант и утяжелитель (при необходимости) |
|
Для приготовления «Сигмадрил» необходимо использовать ДТ или минеральное масло с минимальным содержанием соединений серы и минимальной концентрацией ароматических углеводородов. Плотность можно варьировать в диапазоне от ~ 960 до 1700 кг/м3 добавлением карбоната кальция или барита в качестве утяжелителя (таблица 4.30).
Максимальная забойная температура – 140 °С. Максимальное содержание выбуренного шлама в растворе – 10 %. Систему нельзя использовать для разбуривания цементного камня.
Таблица 4.30 Значения показателей свойств неутяжеленной системы «Сигмадрил» (API) | |
Плотность, кг/м3 |
980–1020 |
Пластическая вязкость, мПа·с |
15–30 |
Динамическое напряжение сдвига, фнт/100фт2 |
8–12 |
3RPM |
9–12 |
СНС 10 с, фнт/100фт2 |
6–8 |
СНС 10 мин., фнт/100фт2 |
7–10 |
Показатель фильтрации, см3 / 30 мин |
0 |
Показатель фильтрации при ВТВД, см3 / 30 мин |
2–4 |