§ 9. Эмульсионные промывочные жидкости

Эмульсионные промывочные жидкости применяются двух типов:

1. Эмульсии I рода, или типа «масло в воде», в которых диспер­сионной (внешней) средой является вода, а нефть или нефтепродукт — дисперсной фазой, равномерно распределенной в объеме раствора в виде тончайших глобул. Хорошими считаются эмульсии, в которых капельки нефти стабилизированы и имеют диаметр от 0,1 до 0,6 мм. Промывочные жидкости этого типа обычно называют нефтеэмульсионными.

2. Эмульсии II рода, или обращенные, типа «вода в масле»; в них внешней средой является нефть или нефтепродукт, а вода диспергирована в виде тончайших глобул и равномерно распреде­лена в объеме раствора.

На поверхности контакта нефтепродукта с водой существует высокое поверхностное натяжение. Если смесь из двух таких взаимно нерастворяющихся жидкостей интенсивно перемешать, образуется эмульсия: жидкость с более высоким поверхностным натяжением будет диспергирована в виде тонких глобул в другой жидкости. Так как на поверхности раздела двух фаз существует высокое поверх­ностное натяжение, свободная поверхностная энергия диспергиро­ванных глобул весьма велика. Но всякая система стремится к умень­шению свободной поверхностной энергии, поэтому, если такую эмуль­сию оставить в покое, диспергированные глобулы, входя в контакт друг с другом, будут сливаться, и эмульсия разрушится, расслоится на две самостоятельные фазы. Чтобы эмульсия была стабильной, необходимо ввести третью фазу — эмульгатор.

Эмульгатор — это сложное химическое соединение, одна часть молекулы которого хорошо растворима в воде, а другая — в нефте­продукте. Благодаря этому эмульгатор концентрируется на поверх­ности раздела фаз, уменьшает поверхностное натяжение на этой границе и тем самым препятствует слиянию глобул в отдельные крупные капли при контактировании; кроме того, вокруг каждой глобулы образуется тонкая, но плотная механическая пленка, которая стабилизирует глобулу. Стабилизация глобул возможна также за счет адсорбции на их поверхности ионов из дисперсионной среди. И розульгате адсорбции глобулы приобретают электрический заряд, а одноименно заряженные частицы всегда взаимно отталки­ваю тог.

Выбор эмульгатора предопределяет тип эмульсии. Если поверх­ностное натяжение на границе контакта вода—эмульгатор оказы­вается меньше, чем на контакте нефтепродукт—эмульгатор, обра­зуется эмульсия I рода; если же больше — эмульсия II рода.

Нефтеэмульсионные растворы широко применяют при бурении скважин. Их приготовляют путем добавления к обычной промывоч­ной жидкости 5—30% (по объему) нефти или нефтепродукта (обычно дизельного топлива) и прокачивания через циркуляционную систему скважины в точение двух-трех циклов. Чаще всего концентрация нефти составляет 8—15%. Если исходная промывочная жидкость была хорошо стабилизирована понизителями водоотдачи и вязкости, последние, а также топкодиспоргиропанные глинистые частицы выполинют обычно функции эмульгатора, и специального ПАВ для стабилизации эмульсии вводить не требуется. В высокоминерализованнмх и высококальциевых растворах содержащиеся в водной среде электролиты могут нейтрализовать заряд на эмульгированных глобулах, что способствует слиянию их в крупные капли. Для ста­билизации таких эмульсий необходимо либо увеличить концентра­цию понизителя водоотдачи (например, крахмала или КМЦ), а нередко и понизителя вязкости, либо ввести специальный ПАВ — эмульгатор. В качестве эмульгаторов используют различные кон­такты (НЧК, газойлевый), сульфонол и др. Лучшими являются, по-видимому, неионогенные ПАВ.

При добавлении нефти к водной промывочной жидкости резко уменьшаются липкость фильтрационных корок и, следовательно, момент, потребный для вращения бурильной колонны, сила трения труб о стенки скважины при осевых перемещениях колонны и зави­сание последней на стенках скважины; существенно снижается опас­ность образования сальников из обломков выбуренных пород на долоте и выступающих наружу элементах бурильной колонны; сни­жается водоотдача раствора; заметно возрастают механическая ско­рость проходки и нередко проходка за рейс долота.

Следует иметь в виду, что добавка нефти не может существенно изменить структурно-механические свойства раствора. Поэтому в эмульсии превращать следует только хорошо стабилизированные промывочные жидкости с удовлетворительными свойствами. Свой­ства нефтеэмульсионных растворов регулируют так же как и дру­гих промывочных жидкостей на водной основе. Из хорошо стабили­зированного нефтеэмульсионного раствора отфильтровывается только дисперсионная среда — вода. Появление в фильтрате нефти свиде­тельствует о недостаточной стабилизации раствора.

Использование солевых нефтеэмульсионных промывочных рас­творов при разбуривании хемогенных (сульфатно-солевых) отложе­ний позволяет значительно сэкономить расход барита и реагентов и снизить общую стоимость промывочной жидкости.

Обращенные эмульсионные растворы. Созданы обращенные эмуль­сионные растворы, содержащие до 80% воды. В качестве эмульгато­ров в них используются кальциевые мыла жирных кислот, особенно водорастворимые с окисью этилена, аминов, амидов, сульфонатровые соли и другие ПАВ. Такие эмульсии, как и все другие растворы на нефтяной основе, не затвердевают при высоких температурах, не изменяются под действием солей и сульфатных пород, инертны в отношении глин и аргиллитов. Из хорошо стабилизированной эмульсии II рода в качестве фильтрата выделяется лишь небольшое количество нефтепродукта; появление в составе фильтрата воды является признаком недостаточной концентрации эмульгатора или неправильного выбора его.

Одним из основных недостатков эмульсий II рода является их стремление к обращению фаз и превращению в нефтеэмульсионный раствор при увеличении температуры выше 50° С или повышении содержания твердой фазы для увеличения плотности выше 1400 кг/м³. Устранению этого недостатка значительно способствует применение гидрофобных аминосоединеиий, которые способны адсорбироваться на поверхности глинистых частиц.

Свойства обращенных эмульсий (фильтрацию, вязкость, стати­ческое напряжение сдвига) регулируют подбором типа эмульга­тора и его концентрации, введением обработанных аминами глин, способствующих структурообразованию, изменением соотношения нефть : вода, фракционного состава и концентрации частиц твердой фазы либо комбинацией этих факторов.

Поскольку в обращенном эмульсионном растворе на долю жидких нефтепродуктов приходится не более 20—30% (по объему), стоимость его значительно ниже, чем прочих растворов на нефтяной основе, где доля жидких нефтепродуктов достигает 50%.

При применении растворов на нефтяной основе, в том числе и обращенных эмульсий, возникают трудности с измерением электри­ческого сопротивления пластов, так как из-за большого удельного электрического сопротивления самой промывочной жидкости не­возможны электрокаротаж и микрозондирование. Тем не менее достаточно обширную геофизическую информацию о вскрытых сква­жиной породах можно получить с помощью индукционного, ней­тронного, акустического, температурного, гамма- и гамма-гамма- каротажей, ядерного магнитного резонанса. Часто можно ограни­читься индукционным, нейтронным и гамма-гамма-методами.