Руководство для обучения инженеров по буровым растворам - часть 56

 

381 

 

 Таблица 1. 

Химическая обработка 

F

W

 = фракционный % воды из реторты 

ф./барр избыток извести = 26(Р

m

- 

Р

f

 F

W

) 

 
 
 

ГЛАВА 10. 

Буровые растворы на нефтяной основе. 

Почти  50  лет  назад  была  установлена  необходимость  разработки  специальных 

растворов  для  использования  в  период  между  проникновением  в  продуктивный  пласт  и 
пуском  скважины  в  эксплуатацию.  С  тех  пор  промысловики  и  инженеры  по  буровым 
растворам  неоднократно  убеждались  в  превосходстве  раствора  на  нефтяной  основе  в 
качестве  жидкости  для  заканчивания  скважины.  Такое  положение  основывается  на 
допущении,  что  поскольку  нефть  свойственна  (присуща)  продуктивному  пласту,  она  не 
окажет  вредного  воздействия  на  глины  или  растворимые  твёрдые  вещества  в  пласте,  не 
нарушит пласт, если проникнет в продуктивную зону в виде фильтрата. Такая идея ведет к 
использованию сырой нефти для “вбуривания в” скважины. 

Примесь 
 

Загрязняющий 
ион 
 

Обработка 
 

Концентрация, 
фунт/барр 
 

кальцинированная сода для 
сохранения или повышения рН 

 
мг/л х  F

W

0,000928 

ф./бар 

SАРР для сохранения или 
снижения рН 

мг/л х F

W

0,000971. 

ф./бар 

Гипс или 
ангидрит 
 

Кальций (Са





 ) 

 

бикарбонат натрия для 

мг/л х F

W

0,000735 

вода, бикарбонат натрия. 

избыток извести 

SAPP





, TANNATHIN



,  

SPERSENE



 

х 1,135 ф./барр 

Известь или 
цемент 
 

Гидроксил (ОН)



 

 

для снижения Р

m

 

 

х 1,150 ф./барр 

Жёсткая вода 

Кальций (Са





 ) 

и 
Магний (Mg





) 

 

каустическая сода 

 

мг/л х 0,00116 
ф./барр 

 

Сероводород 
 

Сульфит (S



) 

 

поддерживать рН выше 10 и 
добавить SULF-X



 

 

мг/л х 0,00091  
ф./барр 
 

гипс для сохранения или 
снижения рН  
известь для подъёма рН 

мг/л х 0,00100 
ф./барр х F

W

 

мг/л х F

W

х 

0,000432 ф./барр 

известь для подъёма рН 

мг/л х F

W

х 

0,000424 ф./барр 

Двуокись 
углерода 
 

Карбонат 
(СО

2

)



 

Бикарбонатная 
(НСО

3

)



 

Общие 
растворимые 
карбонаты 
(СО

3

)



 

 

-??- 

мг/л  (Garrett      Gas 
Train  ) х  F

W

 

х 1,289 ф./барр 

 

382 

Сырая нефть с такой целью использовалась задолго до разработки истинно растворов 

на нефтяной основе в современном понятии. Несмотря на это, выявлены четыре серьёзных 
недостатка при использовании этого раствора в качестве промывочной жидкости. 

1.  Раствор  не  характеризуется  гелевой  структурой  и  не  поддаётся  взвешиванию. 

Плотность ограничивается плотностью имеющихся нефтей. 

2.  Вязкость также  ограничивается  вязкостью  имеющихся  нефтей,  хотя  нефти  могут 

быть в удовлетворительных пределах. 

3. Скорость фильтрации высока. 
4. Сырая нефть часто содержит летучие фракции, которые обеспечивают ей низкую 

точку  воспламенения  и  создают  серьёзную  пожароопасность.  Они  могут  образовывать 
сложные ароматические соединения, разрушающие резиновые изделия. 

Сама  сырая  нефть  несовершенная  буровая  жидкость,  и  предпринимаются  уси  л  и  я 

разработки буровых растворов на нефтяной основе с соответствуюшими свойствами. 

 

Применение 

Растворы  на  нефтяной  основе  (или  обращенные)  как  и  другие  буровые  растворы 

должны  оправдывать  свое  применение.  Учитывается  начальная  добавочная  стоимость, 
ежедневные расходы на обслуживание, осложнения в стволе и полученная продукция. 

Растворы  на  нефтяной  основе  имеют  экономические  преимущества  при 

использовании для: 

1. разбуривания осложненных сланцев; 
2. разбуривания глубоких горячих скважин 
3. разбуривания и отбора керна из продуктивной зоны; 
4. разбуривания соляных, антигидритовых, карнналитовых калиевых зон; 
5. при наклонно-напревленном бурении; 
6. при бурении скважин малого диаметра; 
7.разбуривания  пластов,  содержащих  сероводород  (

Н

2

S) 

  и  двуокись  углерода 

(СО

2

); 

8. перфорации и заканчивания; 
9. в качестве разгрузочной жидкости для освобождения прихваченной трубы; 
10. в качестве пакерной жидкости; 
11. при ремонтных работах; 
12. контроля за коррозией; 
13. в качестве жидкости, уплотняющей обсадную трубу. 
Термин “Нефтеэмульсионный буровой раствор” относится только к системе воде, в 

которой  капельки  нефти  равномерно    диспергированы  в  непрерывной  водяной  фазе. 
Эмульсия  вода  в  нефти  отличается  от  эмульсии  нефть  в  воде  тем,  что  в  нефти 
диспергированы капельки воды (рис. 1). 

Нефть  является  наружной  или  дисперсионной  фазой,  а  вода  –внутренней    или 

дискретной фазой. 

Некоторые  моменты  становятся  более  понятными  в  результате  глубокого  обзора 

технологии эмульсий. Обращенная система может содержать до 50% воды по объёму. Эта 
вода разбивается на небольшие капельки и равномерно распределяются в нефтяной фазе. 
Чем  больше  воды  в  эмульсии,  тем  большая  вероятность  соединения  капелек  и  их 
слипания. 

На рис. 2 и З сравниваются две эмульсии с разным %-ным содержанием воды. 

 

383 

 

Рис.1. Дисперсия капелек воды в нефти. 

 

Рис.2. Эмульсия, вода в нефти с                                Рис.3. Эмульсия, вода в нефти с  
           25% воды по объему.                                                   50% воды по объему. 

При  условии,  что  размер  капель  одинаков,  система    с  меньшим  содержанием  воды 

будет  более  устойчивой.  Расстояние  между  капельками  увеличивается  и  снижает 
вероятность слипания. 

 

384 

Из  рис.  2  и  3  видно,  что  контактная  поверхность  между  нефтью  и  водой  (граница 

раздела  нефти  и  воды)  резко  увеличивается  по  мере  разделения  воды  на  более  мелкие 
капельки. Например, представим, что рис.2 и 2 - это сосуды размером 2,72 см х 2,72 см и 
заключённый в них объём чуть больше 20 см.  Если добавить 10 мс воды и 10 см нефти, 
граница раздела составит  7,4 см. При условии полного разбивания воды на сферические 
капельки  с  радиусом  0,1  микрон  значительно  увеличивается  поверхность.  Можно 
рассчитать  объём  каждой  капли  и  их  количество,  образующихся  из  10  см  воды  (2,387  х 
10

15

 капель). Рассчитывается площадь поверхности каждой капли. Помножив это число на 

количество  капель  получим  900  м  или  около  3200  фут

2

.  Сравнение  этой  величины  с 

первоначальной  поверхностью  раздела  1,15  дюйм

2

(7,4  см

2

)    указывает  на  громадное 

увеличение. 

Для эмульгирования воды в нефти потребуется достаточное количество химического 

эмульгатора  для  формирования  полной  плёнки  вокруг  каждой  капли  (рис.4).  Если 
эмульгатора  недостаточно эмульсия-не устойчива. 

С точки зрения стабильности, чем меньше капля, тем стабильнее эмульсия. Большие 

капли  легче  слипаются  с  другом  (рис.5).  Слипание  слабо  эмульгированных  водяных 
капель. Одинаковый размер капель также стабилизирует эмульсию. Равномерный  размер 
капель  получается  в  результате  сдвигающего  усилия  с  помощью  струи,  устройство  для 
смешивания бурового раствора или центробежных насосов. 

Важность  размера  капель  и  его  влияние  на  стабильность  раствора  трудно 

переоценить.  Капли  воды  помогают  поддерживать  вес,  способствуют  снижению 
водоотдачи  в  обращенных  растворах,  регулируют  вязкости  и  предельное  статическое 
напряжение  сдвига. 

Добавление  нефти  (дисперсной  фазы)  увеличивает  стабильность  эмульсий,  т.к. 

расстояние между  каплями становится больше.  И наоборот: добавление воды уменьшает 
стабильность,  т.к.  расстояние  между  каплями  уменьшается.  Добавки  воды  или  нефти 
изменяют  вязкость.  Нефть  снижает  её,  а  вода  повышает.  Наилучшим  вариантом  для 
вязкости,  предельного  статического напряжения  сдвига  и  контроля  фильтрации  является 
равновесие воды и нефти. 

Включение  твердых  веществ  в  эмульсию  вода  в  нефти  может  иметь  и 

положительный и отрицательный эффект в зависимости от типа их смачивания. На рис.6 
приведены  5  основных  состояний  смачивания  в  трех-фазных  системах  (твёрдое 
вещество/жидкость/жидкость),  т.е.  в  растворе  на  нефтяной  основе.  Каждое  состояние 
зависит  от  угла  контакта,  образуемого  между  каждой  жидкостью  и  твёрдым  веществом. 
Если  угол  Θ,  образованный  жидкостью  и  твёрдым  веществом  меньше  90°,  это  вещество 
избирательно  смачивается  этой  жидкостью.  В  первом  примере,  рис.6,  угол  меньше  90°, 
следовательно, твердое вещество избирательно смачивается водой. Если контактный угол 
становится равным  0° твёрдое вещество полностью смачивается этой жидкостью В 4 и 5 
примерах (3)VERSAPORT. Разница между VERSADRIL



 и VERSACLEAN



 заключается 

в  базовой  нефти.  Системы  VERSADRIL



  используют  дизельное  топливо  или  сырую 

нефть  в  качестве  основы,  а  в  системе  VERSACLEAN



используется  менее  токсичное 

минеральное  масло.  Базовая  нефть  это  нефть  в  качестве  наружной  фазы.  В  нормальных 
система  водоотдача  низкая,  т.к.  в  них  применяются  мыла  с  кальциевой  основой  -  как 
первичные  эмульгаторы.  Эти  системы  плотно  эмульгированы  со  стабильной  высокой 
температурой.  Ослабленные  системы  -  системы  с  высокой  водоотдачей,    включающие 
ПАВ  в  качестве  первичных  эмульгаторов  и  обычно  не  содержат  добавки,   
контролирующие  фильтрацию.  Эти  системы  считаются  экономически  эффективными  и 
характеризуются  высокой  скоростью  проходки.    Ослабленную  систему  легко  обратить  в 
нормальную,  но  не  наоборот.  Система  VERSAPORT  -  это  нормальная  или  ослабленная 
система, в которой усовершенствован реологический профиль низкой скорости сдвига. В 
этой  системе  увеличена  вязкость  низкой  скорости  сдвига  с  минимальным  влиянием 
показана концепция полного смачивания твердого вещества жидкостью.