СПОСОБ ПРИГОТОВЛЕНИЯ РЕВЕРСИВНО-ИНВЕРТИРУЕМОГО БУРОВОГО РАСТВОРА МЕТОДОМ ИНВЕРСИИ ФАЗ
METHOD FOR MAKE-UP OF REVERSIVE-INVERTED DRILLING FLUID BY PHASE INVERSION

Изобретение относится к области бурения нефтяных и газовых скважин, а именно к способам получения реверсивно-инвертируемого бурового раствора с возможностью двукратного перевода его из эмульсионного раствора на углеводородной основе (обратной эмульсии) в раствор на водной основе и наоборот. Указанный раствор предназначен для бурения, преимущественно, пологих и горизонтальных скважин в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся, например, чередованием устойчивых карбонатных и неустойчивых терригенных пород, склонных к осыпям и обвалам и нуждающихся в ингибировании.
Одним из важнейших факторов успешного бурения пологих и горизонтальных скважин является качество бурового раствора. При бурении скважин в осложненных условиях, а именно при проводке ствола по неустойчивым отложениям с большими зенитными углами (пологих и горизонтальных скважин), используются высокоингибированные буровые растворы, в частности эмульсионные буровые растворы на водной или углеводородной основе. В зависимости от геолого-технологических условий строительства скважин в качестве промывочных жидкостей могут использоваться либо обратные эмульсии - для бурения скважин с зенитными углами в терригенных отложениях более 70°, либо прямые эмульсии - для бурения наклонно-направленных скважин с углами менее 70°.
Буровой раствор для бурения скважин в осложненных условиях, особенно при проводке ствола по неустойчивым отложениям с большими зенитными углами (пологих и горизонтальных скважин), должен характеризоваться следующими свойствами:
- оптимальными реологическими характеристиками - для обеспечения необходимой выносной и удерживающей способности бурового раствора и снижения гидравлических сопротивлений;
- высокими ингибирующими и гидрофобизирующими свойствами - для сохранения устойчивости глинистых пород, слагающих стенки ствола скважины, на протяжении всего периода строительства скважины;
- высокими смазочными свойствами - для улучшения условий работы породоразрушающего инструмента на забое, облегчения прохождения бурильной колонны, предотвращения прихватов в сильно искривленном и горизонтальном участках ствола скважины;
- низкими фильтрационными свойствами и высокой скоростью формирования фильтрационной корки - для предотвращения отрицательных последствий проникновения больших объемов бурового раствора и фильтрата в приствольную зону скважины;
- капсулирующими свойствами для предотвращения диспергирования шлама в процессе транспортировки его на поверхность;
- низким поверхностным натяжением фильтрата на границе с углеводородной жидкостью для предотвращения изменения фильтрационно-емкостных свойств коллектора при проникновении фильтрата бурового раствора в коллектор.
Выбор гидрофобных эмульсионных буровых растворов на углеводородной основе - инвертно-эмульсионных буровых растворов (обратные эмульсии) для бурения сильно искривленных и горизонтальных скважин обусловлен тем, что они характеризуются высокими гидрофобизирующими и ингибирующими свойствами (т.к. фильтрат представлен эмульсией или углеводородной жидкостью), низкими значениями фильтрационных показателей (практически нулевые значения при ΔР=0,7 МПа). Кроме того, такие буровые растворы обеспечивают существенное снижение сил трения инструмента о стенки скважины в сильно искривленном стволе по сравнению с растворами на водной основе, имеют практически неограниченную солестойкость и хорошую устойчивость к попаданию в систему загрязняющих компонентов, таких как глина, цемент и пластовые воды.
Растворы на водной основе - прямые эмульсии, в сравнении с обратными, оказывают меньшую экологическую нагрузку на окружающую среду, имеют меньшую стоимость, более мягкий реологический профиль течения, однако содержание в фильтрате раствора водной фазы, а также более низкая смазывающая способность являются отрицательными характеристиками, особенно при бурении горизонтальных скважин в терригенных (неустойчивых) отложениях.
Известен способ получения инвертно-эмульсионного бурового раствора на базе бурового раствора на водной основе [1], который заключается в следующем. При непрерывной циркуляции глинистый раствор на водной основе предварительно обогащается дизтопливом до 27%, битумом до 2%, СМАД-1 до 2%. В результате образуется прямая эмульсия. Параллельно заготавливается углеводородная фаза, содержащая эмульгатор марки Эмультал и оставшуюся от расчетного количества часть дизтоплива, СМАД и битума. Приготовленная углеводородная фаза перемешивается с циркулирующим глинистым раствором до преобразования его в инвертную эмульсию за счет инверсии фаз эмульсии (обращение прямой эмульсии в обратную).
Инвертно-эмульсионный буровой раствор, полученный указанным известным способом, содержит в качестве водной фазы воду или глинистый буровой раствор на водной основе, а в качестве углеводородной фазы - смесь дизтоплива или нефти с окисленным битумом, СМАД-1 и Эмульталом при следующем соотношении компонентов, вес.%: вода или глинистый буровой раствор на водной основе - 28,5-54; дизтопливо или нефть - 40-60; высокоокисленный битум - 2,0-4,5; СМАД-1 2,0-4,0; Эмультал - 2,0-3,0.
Недостатком известной технологии приготовления инвертно-эмульсионного раствора, получаемого из глинистого бурового раствора на водной основе методом инверсии фаз, является многостадийность и трудоемкость процесса приготовления, включающего перевод глинистого раствора в прямую эмульсию за счет ввода в глинистый буровой раствор некоторой части углеводородной фазы, высокоокисленного битума и СМАД-1, параллельно приготовление углеводородной жидкости, представляющей собой низкоконцентрированную инвертную эмульсию, включающую эмульгатор Эмультал, оставшуюся от расчетного количества часть дизтоплива, СМАД-1 и высокоокисленного битума, перемешивание смеси углеводородной жидкости с добавками с прямой эмульсией на основе глинистого бурового раствора с введенными добавками до получения инвертной эмульсии. Кроме того, инвертный буровой раствор, получаемый по указанному известному способу, характеризуется низкой агрегативной устойчивостью при попадании выбуренной породы (более 15%) и при повышении температуры выше 70°С.
Наиболее близким к предлагаемому изобретению является способ приготовления модифицированных многокомпонентных смесей, используемых при вскрытии грунта [2], согласно которому производят приготовление бурового раствора, способного произвольно подвергаться инверсии фаз под воздействием внешних факторов - температуры фазовой инверсии (за счет разности температур на устье и забое скважины).
Известный по указанному патенту способ изменяет эмульсионный тип этих многокомпонентных смесей от прямой эмульсии на поверхности к обратной эмульсии на забое скважины за счет механизма температурной инверсии фаз (ТИФ).
Однако известный способ обладает рядом недостатков. Поскольку в качестве механизма перевода одного типа эмульсии в другой в прототипе применяют ТИФ для протекания процесса инверсии фаз, в известном методе разница температур между забоем скважины и дневной поверхностью должна составлять не менее 3-5°С, предпочтительно 10-15°С и очень предпочтительно 20-30°С. Таким образом, в тех случаях, когда забойная температура равна температуре на поверхности, многокомпонентная смесь, приготовленная по известному способу, теряет возможность обратимо изменять тип эмульсии и будет находиться либо в состоянии прямой, либо в состоянии обратной эмульсии. При этом регулирование технологически важных параметров будет невозможно, поскольку в вышеуказанных условиях может привести к потере стабильности системы и к разделению ее на водную и углеводородную фазу, что недопустимо в условиях бурения.
Кроме того, в известном техническом решении не даны пояснения относительно того, каково будет поведение бурового раствора по мере повышения его температуры в процессе длительных периодов циркуляции и выравнивания забойной и поверхностной температур раствора.
Можно предположить, что если температура многокомпонентной смеси превысит забойную температуру, инверсия фаз будет протекать в обратном направлении. В этом случае обратная эмульсия будет получаться на поверхности, тогда как на забое скважины (в районе неустойчивых отложений) будет находиться прямая эмульсия, что может привести к возникновению осложнений и аварий при строительстве скважин, в том числе с большим углом проложения.
Таким образом, зависимость типа эмульсии бурового раствора из известного изобретения от температуры приводит к недостаточной управляемости системы бурового раствора, что может привести к возникновению аварий и осложнение при строительстве скважин. Этот факт, а так же низкая стабильность известных систем, налагает существенные ограничения на их использование в качестве буровых растворов.
Технический результат, достигаемый заявляемым изобретением, заключается в способности эмульсионного бурового раствора, полученного предлагаемым способом, независимо от температурных показаний обратимо изменять тип эмульсии под действием механизма инверсии фаз, с обеспечением возможности контролировать тип эмульсии этого раствора в зависимости от технологической необходимости в условиях бурения, при обеспечении возможности находиться в форме прямой или обратной эмульсии как на забое скважины, так и на поверхности независимо от температуры и изменять тип эмульсии только под действием комплексов инверторов 1-го и 2-го типов, вследствие чего приготовленный раствор может приобретать оптимальные ингибирующие, фильтрационные, реологические, триботехнологические, седиментационные свойства в зависимости от буримого интервала.
Это позволит при помощи одного типа раствора производить бурение скважин с зенитными углами как менее 70° в терригенной или карбонатной части, так и более 70° в терригенной или карбонатной части.
Указанный технический результат достигается предлагаемым способом приготовления реверсивно-инвертируемого бурового раствора методом инверсии фаз, включающим приготовление бурового раствора
с последующим реверсивным инвертированием его под воздействием внешних факторов методом инверсии фаз, при этом новым является то, что первоначально готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР, представляющий собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М, под воздействием внешних факторов проводят инверсию фаз и переводят его в буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, с последующим проведением реверсивной инверсии фаз, приводящей к получению реверсивно-инвертного бурового раствора РИБР, представляющего собой обратную эмульсию типа «вода в масле» В/М, при этом в качестве внешнего фактора для получения методом инверсии фаз из ИЭР раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа М/В, используют инвертор 1-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса 11-13 и содержащий следующие компоненты, в мас.%:
неонол АФ<sub>9-4</sub>
5,0-20,0
неонол АФ<sub>9-12</sub>
9,0-30,0
оксиэтилцеллюлоза Реоцел В
0,1-2,0
вода пресная или минерализованная
остальное,
при следующем соотношении, в мас.%:
инвертор 1-го типа
1-10
ИЭР
до 100,
а для проведения реверсивной инверсии фаз полученного бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа «масло в воде» М/В, в РИБР в качестве внешнего фактора используют инвертор 2-го типа со значением гидрофильно-липофильного баланса до 10 и содержащий следующие компоненты, в мас.%:
неионогенное поверхностно-активное вещество:
неонол АФ<sub>9-4</sub>, или Oxetal ID104, или Mulsifan RT
2,0-50,0
олеиновая кислота
0,1-10,0
органобентонит
0,1-25,0
углеводородная фаза
остальное,
при следующем соотношении, мас %:
инвертор 2-го типа
10-20
буровой раствор, представляющий
прямую эмульсию типа «масло в воде»
до 100.
В качестве ИЭР используют раствор, содержащий, мас %:
эмульгатор обратной эмульсии 5-20; углеводородный реагент 20-88; органобентонит 1-10; вода пресная или минерализованная остальное.
В качестве углеводородной фазы в инверторе 2-го типа используют дизельное топливо, или нефть, или их смесь.
В буровой раствор, представляющий прямую эмульсию типа «масло в воде», дополнительно вводят добавки, обеспечивающие регулирование реологических и фильтрационных свойств.
Приведенный технический результат достигается за счет следующего.
Благодаря тому, что к приготовленному ИЭР, представляющему собой эмульсию 2-го типа (обратную эмульсию), при перемешивании прибавляют инвертор 1-го типа заявленной рецептуры, инициируется протекание инверсии фаз в направлении от ИЭР (обратной эмульсии) к буровому раствору, представляющему прямую эмульсию, характеризуемую значениями удельного электрического сопротивления менее 2 Ом·м и электростабильности менее 10 В.
Дальнейший реверсивный перевод осуществляется по тому же принципу: к буровому раствору 1-го типа (прямая эмульсия) при перемешивании прибавляют инвертор 2-го типа заявленной компонентной рецептуры, что инициирует протекание инверсии фаз в направлении от бурового раствора 1-го типа к обратной эмульсии 2-го типа (РИБР) со значениями удельного электрического сопротивления не менее 2 Ом·м и электростабильности не менее 10 В.
9-12
9-4
В качестве одних из компонентов инвертора 1-го типа использована смесь нонилфенолов: неонола АФ, неонола АФ со значением гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) этой смеси от 11 до 13. Композиция инвертора 1-го типа составлена таким образом, чтобы ГЛБ был равен от 11 до 13 согласно правилу аддитивности ГЛБ [3]:
,
при этом для достижения промежуточных чисел ГЛБ используются сочетание указанных неионогенных поверхностно-активных веществ (НПАВ): одного - более гидрофильного, а другого - более гидрофобного. Комбинация указанных НПАВ с различающимися значениями ГЛБ обеспечивает лучшую упаковку ПАВ на межфазной поверхности глобулы эмульсии по сравнению с упаковкой индивидуального ПАВ. Преимущество смеси указанных НПАВ с разными ГЛБ связано также и со скоростью подвода ПАВ к межфазной поверхности, так как в присутствии маслорастворимых и водорастворимых ПАВ к вновь создающейся межфазной поверхности, стабилизирующие ее ПАВ подводятся одновременно с двух сторон [3].
Назначение оксиэтилцеллюлозы в инверторе 1-го типа заключается в загущении вновь образующейся в процессе инверсии фаз дисперсионной среды, представляющей водную фазу. Данное свойство позволяет дополнительно стабилизировать приготовленный буровой раствор, представляющий прямую эмульсию, снижая ее восприимчивость к явлениям коалесценции, коагуляции и седиментации.
9-4
В качестве инвертора 2-го типа используется смесь из олеиновой кислоты, ПАВ - Неонол АФ, или Oxetal ID 104, или Mulsifan RT, и углеводородной фазы (например, дизельное топливо, или нефть, или их смесь). У указанных конкретных ПАВ активным действующим началом является неионогенное поверхностно-активное вещество на основе полигликолевых эфиров жирных кислот или спиртов с гидрофильно-липофильным балансом не более 10. Олеиновая кислота выполняет роль поляризатора среды, за счет которого происходит смещение равновесия в сторону обратной эмульсии. Углеводородная фаза (УВФ) увеличивает концентрацию дисперсионной среды в образующейся обратной эмульсии, что также смещает равновесие в сторону обратной эмульсии.
9-12
3
3
Практическим результатом описанного выше механизма является значительное снижение реологических показателей, особенно пластической вязкости, снижение электростабильности (ЭС) и удельного электрического сопротивления (УС) при переводе инвертно-эмульсионного бурового раствора (ИЭР) в буровой раствор - прямую эмульсию. Снижение пластической вязкости приведет к снижению гидравлических нагрузок на наземное оборудование и повышению срока его службы. Снижение ЭС и УС позволит беспрепятственно проводит геофизические исследования, связанные с электрическими методами каротажа. Наличие гидрофильных ПАВ (Неонол АФ) в составе бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию (введенного через инвертор 1-го типа), позволит удалить гидрофобную эмульсионную пленку с поверхности скважины, сформированную за время бурения с использованием обратной эмульсии, и повысить в последующем адгезию цементного камня к породе и обсадной колонне. Фильтрация получаемого бурового раствора, представляющего собой прямую эмульсию типа М/В, не превышает 3 см и преимущественно составляет 0,5-1,5 см, при этом до 50% фильтрата составляет УВФ. Столь низкие значения фильтрации и малое содержание водной фазы в фильтрате способствуют сохранению коллекторских свойств продуктивного пласта. Буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа М/В, оптимально подходит для бурения скважин с зенитным углом до 70° и для вскрытия продуктивного пласта в устойчивых карбонатных отложениях (в том числе и при зенитных углах более 70°).
9-4
После прибавления к указанному буровому раствору инвертора 2-го типа происходит инверсия фаз в обратном направлении, т.е. переход от бурового раствора (прямой эмульсии) к реверсивно-инвертному буровому раствору (РИБР), представляющему собой обратную эмульсию типа В/М. Одним из компонентов инвертора 2-го типа является гидрофобный ПАВ (Неонол АФ, или Oxetal ID 104, или Mulsifan RT), кроме того, органобентонит, входящий в состав инвертора 2-го типа, оказывает влияние на структурно-реологические параметры получаемого после инверсии РИБР. Углеводородная фаза необходима для увеличения концентрации дисперсионной среды в момент протекания инверсии фаз и смещения равновесия в сторону обратной эмульсии, т.е. в сторону получения РИБР - эмульсии 2-го типа.
3
Практическим результатом действия инвертора 2-го типа является увеличение ЭС, УС, ввиду чего РИБР приобретает гидрофобные свойств. Фильтрация указанного бурового раствора менее или равна 3 см, преимущественно 0, причем фильтрат не содержит водной фазы. Кроме этого происходит увеличение тиксотропной структуры бурового раствора, представляющего собой обратную эмульсию типа В/М (т.е. значений вязкости при низких скоростях сдвига, и показаний прочности геля - за 10 секунд и 10 минут). За счет низких значений фильтрации, высокой ингибирующей способности, оптимальных тиксотропных свойств раствор РИБР оптимален для бурения скважин с зенитным углом более 70°, в том числе и в неустойчивых терригенных отложениях.
В качестве ИЭР в предлагаемом способе можно использовать, например, смесь углеводородной жидкости (дизельное топливо, минеральное и синтетическое масло различных составов, α олефины, нефть, газоконденсат и др. подобные компоненты) с эмульгатором обратной эмульсии и водным раствором хлорида кальция. Соответственно можно использовать ИЭР следующего состава, мас.%:
эмульгатор обратной эмульсии
5-20
углеводородный реагент
20-88
органобентонит
1-10
вода пресная или минерализованная
остальное.
Этот состав ИЭР не ограничивает всего объема притязаний предлагаемого изобретения. В качестве него можно использовать рецептуры ИЭР, описанные в патентах РФ №2196798, 2336291, 138774, 1371036 и других.
Для реализации предлагаемого способа использовали следующие компоненты:
Олеиновая кислота
МРТУ 6-09-3306-66;
Углеводородная фаза:
Дизельное топливо
ГОСТ Р 52368-2005;
Нефть
Минеральные масла:- индустриальное масло марки ИП-8)
ГОСТ 20799-88;
- трансформаторное масло
ТУ 38-401978-98;
Эмульгаторы обратных эмульсий:Инверол - смесь сложных эфиров жирных кислот и многоатомного спирта
ТУ 2458-060-40912231-2010;
НПАВ (Неонол АФ<sub>9-12</sub>) полиэтиленгликолевый эфир моноалкилфенолов с 12 молями окиси этилена, присоединенных к молю алкилфенола, ГЛБ=14,0
ТУ 2483-077-05766801-98;
НПАВ (Неонол АФ<sub>9-4</sub>) полиэтиленгликолевый эфир моноалкилфенолов с 4 молями окиси этилена, присоединенных к молю алкилфенола, ГЛБ=8,8
ТУ 2483-077-05766801-98;
Oxetal ID 104 - жиро-спирты с 4 этоксилированными молекулами; рН=6; содержание воды - 0,5%; ГЛБ-баланс - 10; плотность (20°С) - 0,96 г/см<sup>3</sup>;
производитель - ООО «Чиммер и Шварц» Россия, г.Шахты
Mulsifan RT - этоксилированный сорбитаимоноомат; эмульгатор для парафина; рН=5-9; доля воды - 3%; кислотное число 2 мг КОН/г; гидроксильное число 65080 мг КОН/г; число омыления - 45-55 мг КОН/г; ГЛБ 10;
производитель - ООО «Чиммер и Шварц» Россия, г.Шахты
Органобентонит
ТУ 952752-2000;
ТУ 2184-023-05778557-2005,
Хлорид кальция
ГОСТ 4568-95;
Бурамил БТ марки Г - крахмалсодержащий реагент
ТУ 9187-003-40912231-2003;
Оксиэтилцеллюлоза РЕОЦЕЛ марки В,
ТУ 2231-012-40912231-2003;
Ксантановая камедь Реоксан БТ марки Б
ТУ 9189-002-40912231-2003
Натр едкий технический
ГОСТ 2263-79;
Вода техническая или минерализованнаяплотностью 1000-1390 кг/м<sup>3</sup>.
Сущность предлагаемого изобретения поясняется следующим примером.
Пример 1. Вначале готовят инвертно-эмульсионный буровой раствор ИЭР. Для его приготовления в лабораторных условиях брали 430 г дизельного топлива. Затем при перемешивании на лабораторной мешалке при скорости 600 об/мин к нему прибавляли 30 г эмульгатора обратной эмульсии Инверол. Затем прибавляли 10 г органобентонита и оставляли перемешиваться на 30 мин. Спустя 30 мин стакан со смесью помещали под высокоскоростной миксер фирмы Hamilton Bich и при скорости вращения не менее 13000 об/мин медленно приливали 695 г 40%-ного раствора хлорида кальция. Полученную смесь оставляли для перемешивания на 15 мин. В готовом растворе ИЭР компоненты находились в следующих соотношениях, мас.%: Дизельное топливо - 36,9; Инверол - 2,7; органобентонит - 0,9; хлорид кальция - 23,8; вода пресная - 35,70.
9-12
9-4
9-12
9-4
Затем для перевода полученного ИЭР в буровой раствор, представляющий собой прямую эмульсию типа М/В, к 272,4 г ИЭР прибавляли инвертор 1-го типа в соотношении, мас%: 90,8:9,2 соответственно. Инвертор 1-го типа готовили следующим образом: к 19,54 г пресной воды при перемешивании на лабораторной мешалке при n=600 об/мин медленно добавляли 0,39 г РЕОЦЕЛ В. Полученную суспензию перемешивали в течение 30 мин. Затем при перемешивании прибавляли 4,80 г неонола АФ и 2,87 г неонола АФ. Получили инвертор 1-го типа следующего компонентного состава, мас %: неонол АФ - 17,4; неонол АФ - 10,4; РЕОЦЕЛ В - 1,4 и вода пресная - 70,8. Затем к полученному инвертору 1-го типа медленно начинали прибавлять 272,4 г ИЭР, перемешивали в течении 10 мин на мешалке и 15 минут на высокоскоростном миксере Hamilton Bich при скорости вращения не менее 13000 об/мин.
В остальных случаях при переводе ИЭР в прямую эмульсию растворы готовили аналогичным образом, отличались только концентрации компонентов инвертора 1-го типа и его массовое соотношение с ИЭР.
9-4
9-4
Для проведения реверсивной инверсии фаз в обратном направлении от бурового раствора, представляющего прямую эмульсию, к РИБР - обратной эмульсии, к первому добавляли инвертор 2-го типа, который готовили следующим образом: брали 20,69 г дизельного топлива и при перемешивании на лабораторной мешалке (скорость 600 об/мин) добавляли к нему 0,48 г органобентонита, 7,39 г неонола АФ и 1,98 г олеиновой кислоты, перемешивали 10 мин и получили инвертор 1-го типа следующего компонентного состава, мас %: дизельное топливо - 67,7; органобентонит - 1,6; неонол АФ - 24,2; олеиновая кислота - 6,5. Затем к инвертору 2-го типа медленно приливали 269,46 г бурового раствора, представляющего прямую эмульсию, перемешивали в течение 10 мин на мешалке и 15 минут на высокоскоростном миксере Hamilton Bich при скорости вращения не менее 13000 об/мин. При этом массовое соотношение инвертора 2-го типа к буровому раствору, представляющему прямую эмульсию, было равно 10,2:89,9.
Указанный раствор с другим количественным соотношением компонентов готовили аналогичным образом.
В таблице 1 приведены данные об ингредиентном составе инверторов и приготовленных по предлагаемому способу буровых растворов и известного раствора по прототипу.
В таблице 2 приведены данные о свойствах приготовленных буровых растворов.
В лабораторных условиях исследовали следующие свойства указанных буровых растворов:
30
3
- показатель фильтрации (Ф, см) замеряли на фильтр-прессе фирмы OFITE по стандарту API при Р=0,7 МПа в течении 30 мин;
0
10c/10мин
- реологические свойства - пластическую вязкость (η, мПа·с), динамическое напряжение сдвига (τ, дПа), прочность геля (Gel дПа), замеряли на вискозиметре фирмы OFITE; вязкость при низкой скорости сдвига (ВНСС, мПа·с) замеряли на вискозиметре Брукфильда;
- коэффициент липкости корки определяли на тестере прихвата под действием перепада давления (Sticken Tester) фирмы OFITE, по известной методике;
- коэффициент трения определяли при помощи тестера предельного давления и смазывающей способности фирмы OFITE, по известной методике;
- показатель удельного электрического сопротивления определяли при помощи резистевиметра фирмы Farm модель 653 по известной методике;
- показатель электростабильности измеряли на анализаторе стабильности эмульсий фирмы OFITE по известной методике;
- эрозию шлама замеряли при помощи ячейки старения по известной методике;
- стабильность бурового раствора и показатель седиментации замеряли согласно РД 39-00114001-773-2004.
0
10c/10мин
Данные, приведенные в таблицах, показывают, что буровые растворы, приготовленные по заявленному способу, обладают более высокими значениями (в сравнении с прототипом) динамическое напряжение сдвига (τ, дПа) 92-253,4 дПа, и прочности геля (Gel, дПа), 25,6-86,9 дПа. Этот факт позволяет говорить о том, что заявляемое изобретение отвечает требованиям к буровым растворам для бурения горизонтальных и наклонно-направленных скважин с зенитными углами как менее, так и более 70°.
Данные, приведенные в таблице 2 показывают, что растворы, приготовленные заявляемым способом могут сохранять свойства прямой (опыт №№1, 10, 12) или обратной (опыт №№6, 11, 13) эмульсии при изменении температуры, кроме этого заявляемая разработка способна изменять тип эмульсии при постоянной температуре под действием добавок инверторов (опыт №№1-11), чего не удается достичь при использовании прототипа.
Растворы, полученные по заявляемому способу приготовления, обладают значениями фильтрации в диапазоне 0-1,6, кроме этого у эмульсий второго типа фильтрат представлен УВФ, а у эмульсий первого типа только 50% фильтрата составляет водная фаза, а остальное УВФ. Данные показатели позволяют добиться высоких значений ингибирующей и смазывающей способности для растворов, получаемых по заявленному способу приготовления, как для прямых, так и для обратных эмульсий. Указанные показатели необходимо учитывать при разработке буровых растворов для бурения наклонно-направленых и горизонтальных скважин.
Все полученные по заявляемому способу приготовления буровые растворы обладают высокой устойчивостью к седиментации (показатель седиментации = 0%) как в форме прямой, так и в форме обратной эмульсии (опыт №№1-3 и 6-13), чего не наблюдается в известных по прототипу многокомпонентных смесях (пример 14). В случае, когда ГЛБ инвертора первого типа выходит за оптимальный диапазон (11-13), эмульсии, полученные из обратных исходных эмульсионных буровых растворов могут быть седиментационно неустойчивы (опыт №№4,5). Инверторы второго типа подобраны таким образом, что ГЛБ их смеси не может превысить 10.
Таким образом, благодаря указанным преимуществам бурового раствора, приготовленного заявленным способом и способного к реверсивному переходу из ИЭР в раствор на водной основе и обратно, значительно расширяется спектр способов регулирования свойств и решаемых технологических задач, при использовании эмульсионных буровых растворов, появляется возможность при помощи одного типа раствора производить бурение скважин с зенитными углами как менее 70° в терригенной или карбонатной части, так и более 70° в терригенной или карбонатной части, проводить запись электрических методов каротажа и т.д.
Источники информации
1. Ильин Г.А. и др. Преобразование глинистого раствора в инвертную эмульсию. Экспресс-информация ВНИИЭГазпром, сер. Геология, бурение и разработка газовых месторождений, 1986, вып.16.
2. Патент РФ №2196798.
3. Ланге К.Р. Поверхностно-активные вещества: свойства, синтез, анализ, применение: пер. с англ. / К.Р.Ланге. - СПб.: Профессия, 2007.