ИСПОЛЬЗОВАНИЕ ЭМУЛЬСИОННЫХ РАСТВОРОВ ДЛЯ БУРЕНИЯ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ ЗАПАДНОЙ СИБИРИ

THE USE OF EMULSION SOLUTIONS FOR DRILLING IN THE FIELDS OF WESTERN SIBERIA

Mamaev Artyom Dmitrievich

student, Department of Oil and Gas Drilling, Tyumen Industrial University,

Russia, Tyumen

АННОТАЦИЯ

В разрабатываемом составе высокоингибированного бурового раствора основным ингибитором являются ионы калия, а ингибирование протекает по ионообменному механизму. Органический ингибитор на основе омыленного калиевого таллового масла (ОКТМ) за счет создания гидрофобного слоя на стенках скважины в сочетании с низким значением показателя фильтрации бурового раствора позволяет значительно замедлять адсорбционные процессы и проникновение фильтрата бурового раствора.

ABSTRACT

In the developed composition of highly inhibited drilling mud, potassium ions are the main inhibitor, and inhibition proceeds by an ion exchange mechanism. An organic inhibitor based on saponified potassium tall oil (OCTM) due to the creation of a hydrophobic layer on the walls of the well, combined with a low value of the drilling mud filtration index, significantly slows down the adsorption processes and the penetration of drilling mud filtrate.

Ключевые слова: Буровой раствор, эмульсия, глинистые породы.

Keywords: Drilling mud, emulsion, clay rocks.

При разработке высокоингибированного бурового раствора, предназначенного для бурения юрских отложений, условно был принят требуемый уровень ингибирования бурового раствора, обеспечивающий набухание глинистых образцов менее 10 % за 24 ч взаимодействия.

Поскольку содержание ОКТМ в буровом растворе может изменяться в процессе бурения в зависимости от горно-геологических условий (ГГУ) и возможной необходимости частичной либо полной замены ОКТМ на минеральное масло, исследованию также подвергались следующие составы:

– базовый БХКР (с содержанием хлорида калия 150 г/л) без органического ингибитора;

– базовый БХКР (с содержанием хлорида калия 150 г/л) с 20 % ОКТМ;

– базовый БХКР (с содержанием хлорида калия 150 г/л) с 10 % ОКТМ и 10 % минерального масла;

– базовый БХКР (с содержанием хлорида калия 150 г/л) с 5 % ОКТМ и 15 % минерального масла;

– базовый БХКР (с содержанием хлорида калия 150 г/л) с 20 % минерального масла.

По результатам исследований выбранных составов буровых растворов, определено, что совместное применение в буровых растворах большого количества калиевых солей жирных кислот (ОКТМ, ХБН, ХБН плюс и ФК-2000 плюс) с минеральным маслом, в том числе со смазочными добавками на основе минерального масла и нефтью, недопустимо при содержании минерального масла в растворе более 5 %.

Причиной данного ограничения является проявление эффекта эмульсионного загущения (обращения фаз, инверсии фаз) раствора при высоком содержании эмульгатора. Данный эффект возникает в результате проявления поверхностно-активных свойств калиевыми солями жирных кислот, составляющими основу реагентов ОКТМ, ХБН, ХБН плюс и ФК-2000 плюс. За счет поверхностно-активных свойств данные реагенты способны стабилизировать высокодисперсную эмульсию масла в воде, в результате чего, в растворе при интенсивном перемешивании или перемешивании при повышенных температурах происходит уменьшение размера частиц эмульсированного масла, а также их слипание за счет большого избытка солей жирных кислот и повышения стабильности обратной эмульсии (воды в масле), что в свою очередь уже приводит к увеличению структурно-реологических параметров раствора.

Эмульсионное загущение возникает при большом избытке эмульгатора и для 20 % раствора ОКТМ либо ХБН, ХБН плюс, ФК-2000 плюс становится заметным при содержании минерального масла в растворе более 5 %.

Органические ингибиторы ОКТМ, ХБН, ХБН плюс и ФК-2000 плюс значительно эффективнее, по сравнению с минеральным маслом, улучшают смазочную способность бурового раствора. Так, при добавлении 20 % ОКТМ или ХБН плюс, ФК-2000 плюс, значение коэффициента трения БХКР снижается на 30 % (с 0,158 до 0,110), когда как при добавлении в состав БХКР 20 % минерального масла коэффициент трения уменьшается лишь на 18% (до 0,130). В случае же применения 20 % ХБН коэффициент трения БХКР уменьшается еще значительнее – до 0,070, то есть более чем в 2 раза.

В результате исследования эмульсионной стабильности выбранных составов ВИБР, было установлено, что все исследуемые эмульсионные растворы не расслаиваются в течение 72 ч термостатирования при комнатной температуре в статическом состоянии и обладают необходимым уровнем эмульсионной стабильности.

Среди различных схем количественного описания способности ПАВ к стабилизации эмульсий наибольшее распространение получила полуэмпирическая характеристика гидрофильно-липофильного баланса (ГЛБ) молекул ПАВ.

Число ГЛБ отражает, прежде всего, соотношение (разность) гидрофобности углеводородной цепи и гидрофильности полярной группы молекул ПАВ. Большие значения ГЛБ соответствуют гидрофильным ПАВ – стабилизаторам прямых эмульсий; самые высокие – отвечают мицеллообразующим ПАВ. Наоборот, малые значения ГЛБ характерны для олеофильных ПАВ – стабилизаторов обратных эмульсий.

Существует ряд попыток охарактеризовать единым числом ГЛБ соотношение развитости полярной и неполярной частей молекул ПАВ, связать с помощью этой величины свойства молекул ПАВ и особенности стабилизируемых ими эмульсий [1, 2]. Значения ГЛБ для молекул ПАВ могут быть, в частности, определены по формуле 1 аддитивным сложением эмпирически найденных, так называемых, групповых чисел Вi всех групп, составляющих молекулу ПАВ.

Список литературы:

1. Попов, С. Г. Новый тип эмульсионных буровых растворов реверсивно-инвертируемый буровой раствор / С. Г. Попов, А. М. Нацепинская // Научные исследования и инновации. – 2011. – Т. 5, № 4. – С. 14-17.
2. Ахметзянов, Р. Р. Исследование кольматирующей способности эмульсионного бурового раствора / Р. Р. Ахметзянов, С. С. Сергеев // Нефтяное хозяйство. – 2022. – № 12. – С. 96-98. – DOI 10.24887/0028-2448-2022-12-96-98.