Телефоны: +7 499 236 04 16, +7 499 236 05 44, +7 499 236 08 73

 Бурение скважин в геологических разрезах с неустойчивыми, чувствительными к действию влаги, горными породами требует применения буровых растворов, подавляющих гидратацию и диспергирование гидрофильных глинистых минералов при их контакте с водной средой. Во избежание осложнений при бурении по глинам и глинистым сланцам обычно используют ингибирующие (или недиспергирующие) растворы на водной основе.

  Для снижения активности водной фазы бурового раствора и активности разбуривае­мой породы подбирают соответствующий данному геологическому разрезу (или интер­валу бурения) состав бурового раствора. В технической и патентной литературе приведено множество разнообразных рецептур ингибирующих и недисперги­рующих буровых растворов. Однако ни одна из систем бурового раствора на водной основе не может защитить горную породу от негативных последствий гидрата­ции так же надежно, как буровой раствор на неводной основе.

 При относительно небольшом объеме применения буровых растворов на неводной основе во многих случаях они незаменимы. В число таких случаев входит разбуривание неустойчивых хемогенных и терригенных пород, например, на площадях Восточносибирского региона, а также вскрытие заглинизованных продуктивных пластов с низкой природной проницаемостью (Западносибирский регион). Однако буровые растворы на углеводородной (нефтяной) основе традиционного состава не могут соответствовать современным требованиям санитарно-эпидемиологической и экологической безопасности бурения, особенно на морских и прибрежных месторождениях, а также в высокоширотных регионах.

 В практику промыслового бурения в экологически уязвимых зонах передовые сервисные компании внедряют новые системы буровых растворов на основе деароматизированных нефтяных углеводородов, а также синтетических гидрофобных жидкостей. В отличие от жидких нефтепродуктов, содержащих ароматические углеводороды (например, дизельного топлива), такие жидкости сравнительно безвредны для окружающей природной среды.

 Первые попытки промышленного использования буровых растворов на углеводород­ной основе (РУО) были предприняты в 1920-ых годах. Но начало системати­ческих исследований и расширения областей применения РУО относятся к 50-60-ым годам прошлого столетия. В после­дующие десятилетия технология РУО развивалась в двух направлениях: по пути разработки систем, в составе которых практически отсутствовала водная фаза, и по пути инвертно-эмульсион­ных систем, то есть дисперсных систем типа "вода в масле"[1-5].

 Второй путь оказался более перспективным как в эко­номическом, так и технологическом отношении. Поэтому современные РУО представ­лены, главным образом, инвертно-эмульсионными буровыми растворами (ИЭР), называе­мыми также гидрофобно-эмульсионными буровыми растворами (ГЭР). Большой вклад в разработку и промышленное внедрение РУО разных типов наряду с зарубежными специалистами внесли отечественные ученые и технологи.

 На протяжении полувекового развития технологии РУО их основу составляли и до сих пор в большинстве случаев составляют нефтепродукты (чаще всего дизельное топ­ливо). Однако сырая нефть, дизельное топливо, ряд других нефтепродуктов и химических реагентов, применяемых в составе РУО, обладают повышенной токсичностью и негатив­ными органолептическими свойствами, являются источниками пожарной и экологической опасности для окружающей среды. Поэтому, несмотря на технологические преимущества в ряде случаев таких РУО перед растворами на водной основе, возможности их широкого применения в промысловой практике ограничены. Преодоление этих ограничений становится все более проблематичным по мере ужесточе­ния экологического законодательства во всем мире, включая Россию и другие страны СНГ.

 Замена РУО на нефтяной основе менее токсичными и более безопасными сис­темами на неводной основе становится все более актуальной. Основой таких систем могут быть синтети­ческие или искусственные органические жидкости, не содержащие токсичных и биологи­чески "жестких" веществ. Сведения о разработке и практическом использовании ИЭР, не содержащих нефтяных углеводородов, в последние годы все чаще стали появляться в различных ис­точниках информации [6-17].

 Среди них можно выделить следующие группы систем по химической природе дисперсионной среды:

 - на основе синтетических жидких углеводородов, получаемых из α-олефинов и их производных (сюда можно отнести также системы на основе жидких парафинов) [7-12],

 - на основе кислородсодержащих высококипящих жидкостей типа полиатомных спиртов и их производных (полиалкиленгликолей, ацеталей и др.) [13-15],

 - на основе жирных кислот из натурального жирового сырья, их эфиров [16-19] и других производных.

 Неводная фаза (дисперсионная среда) в последней группе систем представляет собой смесь эфиров жирных кислот (ЭЖК), полученных из технических растительных масел. Она способна практически полностью разлагаться или ассимилироваться природной средой и поэтому экологически не опасна.К дополнительнымпреимуществам систем на основе ЭЖК относятся – устойчивая сырьевая база, простая технология приготовления и применения в промысловых условиях, стабильность основных технологических свойств.

 Промышленное производство и поставку потребителям гидрофобных жидкостей на основе ЭЖК осуществляет бельгийская фирма «Олеон». Все остальные материалы и реагенты, необходимые для приготовления экологичных ИЭР, производят как зарубежные, так и российские предприятия.

 Замена в ИЭР жидкого нефтепродукта на безопасную синтетическую гидрофобную жидкость сопряжена с необходимостью пересматривать и оптимизировать рецептуру системы по основным технологическим параметрам.

 Современный комплекс реагентов, стабилизирующих и регулирующих технологические свойства ИЭР, обычно включает органоминеральный регулятор реологических свойств (органобентонит) и неионогенный эмульгатор. Водная дисперсная фаза системы может быть неминерализованной или представлять собой раствор электролита (хлорида натрия, хлорида кальция, смеси солей разного состава). ИЭР с минерализованной дисперсной фазой имеют большее практическое значение, и стабилизировать их сложнее, чем неминерализованные системы. Поэтому экспериментальные проработки ИЭР целесообразно вести с системами, в которых внутренней (дисперсной) фазой являлся высококонцентрированный солевой раствор.

 Как эмульгаторы в составе ИЭР могут быть использованы Эмультал, Синол ЭМ (ЭМИ), Оленол, ряд других растворимых или диспергируемых в неводной среде поверхностно-активных веществ. Особую роль в инвертно-эмульсионной системе играет органобентонит. Наряду с функцией структурообразователя он действует как соэмульгатор, понизитель фильтрации, термостабилизатор. В составе ИЭР этому комплексодействующему реагенту трудно найти эквивалентную замену. Отечественный органобентонит, выпускаемый ООО «Консит-А» [20, 21], производится из высококачественного импортного сырья и по технологическим характеристикам не уступает более дорогостоящим зарубежным аналогам.

            В таблице 1приведены состав и свойства некоторых ИЭР, основой которых является гидрофобная синтетическая жидкость сложноэфирного типа, а дисперсной фазой – насыщенный раствор хлористого натрия.

Таблица 1. Свойства ИЭР на основе синтетической гидрофобной жидкости.

№ пп

Состав ИЭР

Свойства ИЭР***

Соотношение фаз М:В*,

об. %

Концентр.

ингред-ов**, кг/м3

U,

В

ρ, кг/м3

ηэ,

мПа·с

ηп, мПа·с

τо,

дПа

θ1,

дПа

θ10, дПа

Ф, см3

Э

ОБ

1

50:50

10

20

340

1032

>150

-

-

293

317

1,5

2

60:40

8

16

400

1008

110

62

384

149

153

3,9

3

65:35

7

14

460

980

79

51

269

96

96

5,8

4

65:35

15

20

>600

989

74

58

153

67

67

5,4

5

50:50

10

20

200

1020

125

88

355

158

168

3,0

6

60:40

8

16

320

985

72

55

168

72

72

4,8

7

65:35

7

14

540

968

58

42

158

67

67

6,3

8

65:35

20

20

>600

975

68

44

225

86

86

5,1

9

60:40

11

15

460

1004

130

72

561

220

220

1,5

10

80:20

15

20

>600

937

44

38

53

29

29

4,8

  

   * М – гидрофобная жидкость (ЭЖК), В – водный 26%-ный раствор NaCl.

** Э – эмульгатор (Эмультал №№1-4, Оленол №№5-8, Синол ЭМИ №9 и №10);

       ОБ – органобентонит.

*** Обозначения: U- электростабильность, ρ – плотность, ηэ и ηп –эффективная и пластическая вязкость, соответственно, τо,- динамическое напряжение сдвига, θ1 и θ10 – предельное статическое напряжение сдвига при выдержке 1 и 10 мин., соответственно, Ф – показатель фильтрации.

 ИЭР без органобентонита, содержащий в своем составе Эмультал (приблизительно 1%) имеет высокое значение показателя фильтрации – более 20 см3. Однако введение в систему 2% органобентонита резко повышает ее устойчивость, реологические параметры и, как видно из таблицы 1, снижает показатель фильтрации до 1,5 см3. Разбавление ИЭР гидрофобной жидкостью, приводящее к снижению содержания водной фазы с 50 до 35 об.% и соответствующему снижению концентрации эмульгатора и органобентонита приводит к некоторому изменению параметров системы, сохраняя ее технологическое качество и работоспособность.

 Уменьшение объемной доли водной фазы в системе и концентрации растворенных в ней солей облегчает ИЭР, снижает его реологические параметры и повышает электростабильность. Концентрация эмульгатора в исследованных системах варьирует от 0,7 до 2%, органобентонита – от 1,4 до 2%. Устойчивость таких систем достаточно велика (сопоставима с системами на основе нефтепродуктов), о чем свидетельствуют высокие показатели электростабильности – 400-600 В и более. О том же говорит отсутствие расслоения системы на макрофазы при фильтрации через бумажный фильтр; фильтрат представляет собой однородную высокодисперсную агрегативно устойчивую эмульсию.

 Олеонол несколько «слабее» Эмультала как эмульгатор. При концентрациях органобентонита и эмульгатора соответственно 1,0-1,5% и 0,7-1,0% растворы с Оленолом имеют более низкие реологические параметры и более высокие показатели фильтрации. Однако с увеличением концентрации эмульгатора до 2% в присутствии 2% органобентонита показатели свойств ИЭР с разными эмульгаторами выравниваются.

 В таблице 1 приведены также свойства ИЭР, стабилизированных эмульгатором «Синол» марка ЭМИ со свойствами ингибитора коррозии. Этот эмульгатор в сочетании с органобентонитом также может обеспечить стабилизацию и необходимые технологические свойства ИЭР на основе ЭЖК. Концентрация эмульгатора должна быть в пределах 1,0-1,5%, а органобентонита – 1,5-2%; при более низких концентрациях указанных ингредиентов технологические показатели ИЭР, особенно показатели фильтрации и электростабильности могут оказаться недостаточными.

Таблица 2. Свойства ИЭР на основе индустриального масла.

№ пп

Состав ИЭР

Свойства ИЭР***

Соотношение

фаз М:В*,

об. %

Концентр.

Ингред-ов**, кг/м3

U,

В

ρ, кг/м3

ηэ,

мПа·с

ηп, мПа·с

τо,

дПа

θ1,

дПа

θ10, дПа

Ф, см3

Эм

ОБ

1

60:40

15

12

>600

985

98

79

182

50

53

5,7

2

65:35

16

13

>600

927

78

62

158

48

48

4,3

   * М – индустриальное масло И-12, В – водный 25%-ный раствор CaCl2.

** Эм – Эмультал, ОБ – Органобентонит.

*** Условные обозначения см. в примечании к таблице 1.

В таблице 2 приведены для примера состав и свойства ИЭР на основе индустриального масла, практически не содержащего ароматических углеводородов. Водная фаза – 25%-ный раствор хлористого кальция с плотностью (1228 кг/м3) близкой к плотности (1206 кг/м3) насыщенного при 20°С раствора хлористого натрия. Низковязкие индустриальные масла массового потребления биологически «более жесткие» в сравнении с синтетическими гидрофобными жидкостями типа ЭЖК, но и их применение в ряде случаев оправдано как с экономической, так и с экологической точки зрения.

Следует отметить, что отсутствие в системе органофильной дисперсной фазы (органобентонита) приводит к сравнительно низким показателям электростабильности ИЭР даже при достаточно высоких значениях его структурно-механических параметров. Это подтверждает полифункциональную роль органобентонита в составе ИЭР. Кроме того, участвуя в формировании пограничного слоя на поверхности контакта твердого тела (фильтрующей среды) с жидкой фазой, он регулирует фильтрационные свойства бурового раствора.

Способность обеспечивать высокую степень сохранности коллекторских свойств призабойной зоны продуктивного пласта при его вскрытии бурением с использованием ИЭР на основе жидких нефтепродуктов, хорошо известна. Эта способность сохраняется и для ИЭР на основе гидрофобной жидкости типа ЭЖК, что подтвердили специальные эксперименты. При фильтрации такого раствора через низкопроницаемый песчаник (5-7 мД) его проницаемость, определявшуюся по методике ВНИИБТ [22], удавалось сохранять на 70-90% .

Исходя из анализа имеющихся данных, рецептурный состав базовой системы ИЭР на основе гидрофобной жидкости типа ЭЖК можно представить следующим соотношением ингредиентов (в расчете на 1 м3 раствора):

Гидрофобная жидкость, м3 ……………………………………….

50-65

Водный раствор NaCl или CaCl2, м3 ……………………………..

35-50

Эмульгатор (Эмультал, Синол или Оленол), дм3 …………….....

20-30

Стабилизатор-структурообразователь (органобентонит), кг …...

15-25

- Марки гидрофобной жидкости указанного типа, различающиеся по вязкости и температуре застывания, можно варьировать в зависимости от климатических зон в которых осуществляются буровые работы. Возможен подбор альтернативной системы эмульгаторов «обратного» типа из числа поверхностно-активных веществ и композиций с низкими значениям показателя ГЛБ (гидрофильно-липофильного баланса). Органобентонит – обязательный и безальтернативный ингредиент системы. При необходимости в систему можно вводить дисперсный утяжелитель, предпочтительно карбонатный.

Система допускает регулирование реологических параметров в широком интервале значений путем изменения соотношения объемов жидких фаз и концентрации вспомогательных ингредиентов системы – эмульгатора и структурообразователя. В зависимости от конкретных требований к раствору, он может быть приготовлен в облегченном (с плотностью 980-1020 кг/м3) или в утяжеленном виде (с плотностью до 1900-2100 кг/м3). Оптимальные реологические свойства и высокая агрегативная устойчивость ИЭР позволяют вводить в него карбонатный или баритовый утяжелители.

Исследованные ИЭР на основе ЭЖК обладает высокими смазочными и антиприхватными свойствами. Химическая природа ингредиентов раствора предопределяет его работоспособность в термобарических условиях бурения до 140ºС и 50 МПа при значениях водородного показателя рН водной фазы не выше 9. При рН > 9 и повышенных температурах возможен гидролитический распад сложноэфирных соединений и снижение качественных характеристик бурового раствора.

РЕЗЮМЕ.

Гидрофобно-эмульсионные системы бурового раствора на основе эфиров жирных кислот, имеющие высокий уровень экологической безопасности и оптимальные технологические свойства, могут быть получены при использовании универсальной базовой композиции из двух реагентов: неионогенного органического эмульгатора и органоминерального структурообразователя. Органобентонит в среде гидрофобной жидкости типа ЭЖК, так же как в среде жидкого нефтяного углеводорода, проявляет свойства эффективного структурообразователя, соэмульгатора и стабилизатора инвертно-эмульсионной системы, а также регулятора параметров ее фильтрации в горную породу. Он совместим со всеми ингредиентами гидрофобно-эмульсионных растворов и не снижает их санитарно-эпидемиологических характеристик.

Литература

1. Грей Дж. Р., Дарли Г. С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидко­стей): пер. с англ. – М.: Недра, 1985. – С. 75-86.

2. Токунов В.И., Хейфец И.Б. Гидрофобно-эмульсионные буровые растворы. – М.: Недра, 1983. – 167 с.

3. Рожерс В.Ф. Состав и свойства промывочных жидкостей для бурения нефтяных сква­жин: пер. с англ. – М.: Недра, 1967. – С. 486-533.

4. Орлов Г.А., Кендис М.Ш.., Глущенко В.Н. Применение обратных эмульсий в нефтедо­быче. – М.: Недра, 1991. – 224 с.

5. Михеев В.Л. Технологические свойства буровых растворов. – М.: Недра, 1979. – С. 207-214.

6. Саушин А.З., Токунов В.И., Поляков Г.А. и др. Гидрофобно-эмульсионные растворы на основе биологически активной дисперсионной среды. // Нефтяное хозяйство. – 2000. – №7. – С. 16-18.

7. Oil based synthetic hydrocarbon drilling fluid. Пат. США №5189012 / PatelA. D.и др; опубл. 23.02.93.

8. Буровой раствор на основе низковязких синтетических углеводоро­дов. Пат. США №5691281 / Ash­jianHenry и др.; опубл. 25.11.97.

9. Высококачественная экологически чистая буровая жидкость. Пат. США №6086690 / WittenbrinkRobertJay и др.; опубл. 11.08.00.

10. Применение нового экологически чистого бурового раствора в аквато­рии Северного моря // НТЖ. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. – М.: ВНИИОЭНГ, 1996. – №1. – С. 25.

11. Петров С. Синтетические буровые растворы // Petrol. Eng. Int. – 1996. – 69. – №12 – С. 11.

12. Нетоксичный недорогой синтетический буровой раствор. Пат. США №6255256 / VanSlykeDonaldC.; опубл. 03.08.01.

13. Разработка инвертных эмульсий на синтетической основе. Юнусов М. С., Шеремовец В. В. и др. Второй международный симпозиум «Наука и технология углеводородных дисперсных систем», Уфа, 2-5 окт. 2000. Научные труды, т. 1. – Уфа, 2000. – С. 79.

14. Буровая жидкость на основе масел. Пат. США №6218342 / PatelAvindD.; опубл. 17.04.01.

15. Масляная фаза инвертных промывочных буровых растворов, эмульсионных промывочных буровых растворов, моторных, трансмиссионных и смазочных масел, жидкостей для обработки металлов. Пат. РФ № 2067107 / Мартин Хилле, Хайнц Витткус и др. – Бюл. №27, 27.09.96.

16. Жидкая фаза инвертного бурового раствора типа вода в масле для освоения геологических месторождений. Пат. РФ №2044026. /Хайнц Мюллер, Клауз-Петер Херольд и др. – Бюл. №26, 20.09.95.

17. Новый буровой раствор не загрязняющий окружающую среду // За­щита от коррозии и охрана окружающей среды. – М.: ВНИИОЭНГ, 1994. – №10. – С. 32-33.

18. Finagreen BDMF. A biodegradable drilling mud fluid. – Belgium, Oelegem: TOTALFINA, 2000.

19. PETROFREE. Биологическидеградирующаясложноэфирнаяобращеннаяэмульсионнаясистема. – Houston: Halliburton Energy Services / Baroid, 1998.

20. Бродский Ю., Файнштейн А. Качественно вскрыть продуктивный пласт поможет РУО с органобентонитом. // Нефтегазовая вертикаль. – 2002. – №5. – С. 56-58.

21. Бродский Ю., Файнштейн А., Заворотный В. Буровые растворы на углеводородной основе с применением органобентонита. // Технологии ТЭК. Специальное приложение к журналу «Нефть и капитал». – 2002. – №12. – С.41-43.

22. Байдюк Б.В., Шиц Л.А. Экспресс-оценка фильтрационных свойств горной породы. // Бурение и нефть. 2005. - №4. - С.12-14.

 

Дополнительная информация

  • Автор: Шиц Л.А.,Бродский Ю.А.,Файнштейн А.М.

Каталог оборудования

Выставка POWX2016

Участие в POWX2016

Наша фирма приняла участие в международном симпозиуме "Сыпучие материалы и технологии их переработки"  POWX2016, который состоялся 12 мая 2016 в г.Москве.

Подробнее..

deklaraziyaSV

Разрешительная документация

Оформлена разрешительная документация: сертификат соответствия на тип и декларация о соответствии  на оборудование:
- сита вибрационные типа СВ;  сушилки вибрационные типа СВИК;  конвейеры ленточные карманные КЛК.
Подробнее ...

Линия шихты

Линия по изготовлению шихт

Проведены шеф-монтаж, пуско-наладочные работы и запуск в эксплуатацию линии по приготовлению фрикционных шихт (растарка, измельчение, рассев, дозирование и смешивание компонентов – 10 рецептур).  Подробнее ...

Go to top