В настоящее время при бурении скважин наиболее востребованными являются гидрофобно-эмульсионные буровые растворы (ГЭБР), основу которых составляет инвертная эмульсия, или эмульсия типа «вода в масле». Комплекс уникальных свойств ГЭБР обеспечивает им ряд неоспоримых преимуществ по сравнению с растворами на водной основе: минимальное влияние на коллекторские свойства продуктивных пластов; инертность к разбуриваемой горной породе; высокие триботехнические свойства и термостабильность. Кроме того, ГЭБР легко утяжеляются в широком диапазоне плотностей, устойчивы к загрязнениям и легко очищаются от шлама, в результате чего возможно их многократное применение. Благодаря своим свойствам ГЭБР получают все более широкое применение, особенно при бурении в сложных геолого-технических условиях. Эффективность ГЭБР во многом определяется строением и составом используемого эмульгатора.
В статье рассмотрено влияние параметров синтеза эмульгатора на стабильность, реологические и фильтрационные характеристики ГЭБР. Показано, что продолжительность и температура прямого амидирования жирных кислот диэтаноламином существенно влияют на состав получаемых продуктов и, как следствие, свойства стабилизируемых ими буровых растворов. Зависимости электростабильности буровых растворов от времени синтеза эмульгатора имеют максимумы, а аналогичные зависимости структурно-механических свойств – минимумы. При этом для каждой температуры синтеза положение максимума электростабильности соответствует положению минимумов динамического и статического напряжений сдвига. Повышение температуры синтеза способствует увеличению электростабильности бурового раствора и снижению его структурно-механических свойств. Для трех температур определены диапазоны оптимальной продолжительности процесса: 150 °С – 2-5 ч, 170 °С – 1-2 ч, 190 °С – 30-60 мин. Показано, что пластическая вязкость, тиксотропные и фильтрационные свойства бурового раствора не зависят от условий синтеза эмульгатора. Также сделан вывод, что степень конверсии жирных кислот и количество образующейся в ходе синтеза воды не могут служить критериями завершенности процесса.
Список литературы
1. Глущенко В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтегазовой промышленности. – М.: Интерконтакт Наука, 2008. – 725 с.
3. Разработка и внедрение утяжеленных растворов на углеводородной основе. РУО с «плоским» реологическим профилем для первичного вскрытия продуктивных горизонтов с АВПД / Е.В. Минаева, Е.С. Неделько, С.Н. Скотнов [и др.] // Нефть. Газ. Новации. – 2014. – № 9 (188). – С. 30–33.
5. Ибрагимов Н.Г., Мусабиров М.Х., Дмитриева А.Ю. Разработка рецептуры гидрофобной эмульсии для селективных кислотных обработок карбонатных трещиновато-кавернозных коллекторов // Нефтяное хозяйство. – 2017. – № 11. – С. 129–131.
6. Синтез и исследование свойств эмульгаторов обратных эмульсий на основе производных кислот дистиллята таллового масла и этаноламинов / В.А. Яновский, Р.А. Чуркин, М.О. Андропов, Н.И. Косова // Вестник Томского гос. университета. – 2013. – № 370. – С. 194–199.
7. Rheological properties of inverse emulsions stabilized by ethanolamides of tall oil fatty acids / V.A. Yanovsky, M.O. Andropov, R.S. Fakhrislamova [et al.] // MATEC Web Conf. –2016. – V. 85. – P. 1–7.
8. Maag H. Fatty Acid Derivatives: Important Surfactants for Household, Cosmetic and Industrial Purposes // Journal of the American Oil Chemists’ Society. – 1984. – V. 61. – № 2. – P. 259–267.
