Освоение новых нефтегазовых месторождений, характеризующихся сложными геолого-техническими и природно-климатическими условиями, предъявляет все более высокие требования к эффективности проведения буровых работ в целом и к используемым при этом буровым растворам в частности. В связи с чем, в отечественной и зарубежной практике все более широкое распространение при бурении и особенно при заканчивании скважин получают растворы на углеводородной основе (РУО). Отличительным признаком РУО является то, что непрерывная фаза в них представлена неполярной (углеводородной) жидкостью. В настоящее время наиболее востребованной является группа гидрофобно-эмульсионных буровых растворов (ГЭБР) на основе инвертных эмульсий или эмульсий типа «вода в масле».
Выполнено сравнительное исследование свойств ГЭБР, стабилизированных продуктами конденсации жирных и смоляных кислот таллового масла с этаноламинами. Показано, что химическая природа эмульгатора принципиально по разному влияет на свойства ГЭБР. Буровые растворы, содержащие в качестве эмульгатора диэтаноламиды жирных кислот или эфиры триэтаноламина, в диапазоне концентраций эмульгатора 4-40 г/дм3 обладают близкими реологическими и фильтрационными характеристиками. При этом растворы на основе диэтаноламидов в области средних и высоких концентраций эмульгатора имеют более высокие показатели электростабильности, достигающие 450-480 В. Напротив, моноэтаноламиды жирных кислот образуют ГЭБР с существенно более высокими структурно-механическими свойствами: при практически одинаковой пластической вязкости динамического и статического напряжения сдвига таких растворо в 2-3 раза превышают аналогичные показатели растворов, стабилизированных диэтаноламидами или эфирами триэтаноламина. Природа исследуемых эмульгаторов также обусловливает кардинальные различия в фильтрационных свойствах ГЭБР. Фильтрация растворов на основе диэтаноламидов и эфиров триэтаноламина в среднем составляет 4-6 см3 (за 30 мин) и имеет тенденцию к плавному снижению при увеличении концентрации эмульгатора. Аналогичные буровые растворы, содержащие моноэтаноламиды, наоборот, демонстрируют увеличение потерь фильтрата – вплоть до 15-22 см3, которое наблюдается в области высоких концентраций эмульгатора.
Список литературы
1. Глущенко В.Н. Обратные эмульсии и суспензии в нефтегазовой промышленности. – М.: Интерконтакт Наука, 2008. – 725 с.
2. Опыт моделирования рецептуры утяжеленного бурового раствора на углеводородной основе с заданными технологическими параметрами / М.В. Кравчук, В.Ю. Близнюков, Н.М. Уляшева, Ю.Л. Логачев // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. – 2016. – № 2. – С. 19–23.
3. Вскрытие гидрофобных коллекторов c использованием буровых растворов на углеводородной основе / А.Р. Арсланбеков, А.А. Лутфуллин, А.В. Меденцев [и др.] // Бурение и нефть. – 2014. – № 9. – С. 29–32.
4. Разработка рецептуры РУО UNIDRIL для бурения скважин с АВПД в Ямало-Ненецком автономном округе / М.С. Григорьев, Д.Н. Сидоров, Е.Н. Власов [и др.] // Бурение и нефть. – 2017. – № 3. – С. 46–48.
5. Конесев В.Г., Хомутов А.Ю. Результаты применения растворов на углеводородной основе при вскрытии продуктивных пластов на месторождениях ОАО «Газпромнефть-Ноябрьскнефтегаз» // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 5. – С. 44–45.
6. Буровые растворы на неводной основе. Проблемы, перспективы развития и область применения / С.Н. Шишков, В.Н. Кошелев, В.С. Шишков, В.Л. Заворотный // Бурение и нефть. – 2008. – № 3. – С. 26–29.
7. 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.
8. Эмульсионные буровые растворы – тенденции развития технологии / С.Е. Ильясов, С.Г. Попов, О.В. Окромелидзе [и др.] // Территория Нефтегаз. – 2011. – № 11. – С. 14–17.
9. 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.
10. 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.
11. Research of inverted emulsions properties on the base of new emulsifiers / K. Minaev, A. Epikhin, D. Novoseltsev [et al.] // IOP Conf. Ser. Earth Environ. – 2014. – V. 21. – P. 1–6.
12. Thermal and Catalytic Amidation of Stearic Acid with Ethanolamine for Production of Pharmaceuticals and Surfactants / P. Mäki-Arvela1, A. Tkacheva, I. Dosmagambetova [et al.] // Topics in Catalysis. – 2016. – V. 59. – P. 1151–1164.
13. 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.
14. Kroll H., Nadeau H. The Chemistry of Lauric Acid-Diethanolamine Condensation Products // Journal of the American Oil Chemists’ Society. – 1957. – V. 34. – № 6. – P. 323–326.
15. Hermoso J., Martinez-Boza F., Gallegos C. Influence of aqueous phase volume fraction, organoclay concentration and pressure on invert-emulsion oil muds rheology // Journal of Industrial and Engineering Chemistry. – 2015. – V. 22. – P. 341–349.
