Седиментационная устойчивость обратных эмульсий

Высокая термозависимость дисперсионной среды приводит к неочевидным негативным последствиям, а именно: резкое снижение реологических показателей приводит к оседанию выбуренной породы и утяжелителя, снижение качества очистки ствола скважин, увеличению коэффициента трения, непредвиденному появлению затяжек и посадок приспособления, прихватам. На основании вышеизложенного, при бурении горизонтальных скважин значительной протяженности (ERD), в которых присутствует критическое давление пласта (КДП), необходио акцентировать внимание на седиментационной устойчивости эмульсионной системы.
Регулярный анализ процесса седиментации берет свое начало в конце 1980 –х годов. Тогда представители нефтедобывающей сферы США, нефтяники Хэнсон и Джефферсон выявили, что скорость седиментации в наклонных скважинах выше, чем в вертикальных (эффект Бойкотта). Проведя научные исследования, ученые доказали, что частицы с более низкой плотностью восходящим потоком поднимаются вверх, при этом твердая фаза высокой плотности оседает на стенках скважины. Такие явления приводят к неравномерному распределению давления по стволу скважины, а также к нарушениям агрегативной стабильности промывочной жидкости [69,89,90].
На сегодняшний день известно достаточное количество способов провести оценку седиментационной устойчивости буровых растворов. Рассмотрим подробнее некоторые из них:
1.Статический метод. Самый распространенный и простой метод. Проба бурового раствора погружается в роллерную печь, где подогревается до невысокой температуры, за конкретный промежуток времени [91]. Расчёт коэффициента оседания происходит на следующему выражению:
26987508255(3.13)
где ρ1, ρ2 – плотность раствора в нижней и верхней частях. Значения коэффициента 0,5 – оседание барита отсутствует, свыше 0,52 – испытываются трудности с поддержанием утяжелителя во взвешенном состоянии.
2.Метод «HAST» [104,108]. В лабораторных условиях проводят испытания оседания при большом угле наклона, так называемый тест «HAST». Стеклянная трубка (диаметр 3,81 см, длина 54,6 см) заполняется буровым раствором, затем ее помещают в специальное устройство для контроля оседания при заданном угле, давлении, температуре и частоте вращения, моделируя условия в наклонной скважине. В течение 16 часов, через каждые 10 минут, измеряется изменение положения центра масс. Испытания могут проводиться при температурах до 149 °C и углах от 20° до 90°.
Изменение положения центра масс во время оседания утяжелителя описывается как функция от времени:
227631310795
(3.14)
2553261101142200где А – максимальный сдвиг центра масс; В – время, за которое произошло оседание половины всей концентрации утяжелителя. Коэффициент оседания определяется по следующей формуле:
SC = (3.15)
Если значения коэффициента 0 - изменений в положении центра масс не наблюдается, буровые растворы с SC 10, имеют меньшую тенденцию к оседанию в наклонных и горизонтальных скважинах.
195845887720
Рисунок 3.13 – Устройство для проведения теста «HAST»
Кроме вышеперечисленных методов, существуют такие, как оптическая микроскопия, лазерная дифракция, электронная микроскопия, ядерно-магнитный резонанс, акустический и ультразвуковой метод

. В исследовании будем применять динамический метод «Dynamic Sag Shoe Test» (методика подробно описана в главе 2) [91,97].
Не для кого не секрет, что для полного исключения седиментации твердой фазы следует поддерживать реологические характеристики на должнос уровне. В эмульсионных системах это можно сделать двумя способами:
Посредством регулирования соотношения углеводородной и водной фаз;
Вводом реагента–модификаторареологии (органофильнаяглина, полиаминированная жирная кислота, смесь димерных и тримерных жирных кислот).
В доказательство вышеприведенным заключениям, была осуществлена третья часть лабораторных исследований. Главная цель – произвести анализ влияния изменения соотношения фаз и концентрации реагента – структурообразователя на седиментационную устойчивость РУО. Для эксперимента выберем эмульсионный раствор на основе минерального масла «ENVIROMUL» плотностью1400кг/м3,приммменяемыйприбуренииинтервалапод эксплуатационную колонну на Харьягинском, Кыртаельском, Салымском и других месторождениях. Изготовлено несколько опытных образцов с различным соотношением фаз – 50/50, 60/40, 70/30, 80/20, 90/10, каждая из которых тестировалась при трех различных концентрациях органофильной глины 5, 10, 15 кг/м3 (компонентный состав и концентрации реагентов представлены в таблице 3.8).
Таблица 3.8 – Компонентный состав и концентрации (кг/м3, л/м3) исследуемого эмульсионного раствора
Реагент
Функция Соотношение фаз
50/50 60/40 70/30 80/20 90/10
Минеральное масло «АКС 5/10» Дисперсионная среда 400 500 600 700 800
Вода Дисперсная фаза 400 300 300 200 100
Хлористый кальций Плотность и ингибирование 70
Известь Щелочность, источник Ca2+ 20
EZ-MUL Эмульгатор 20
DURATONE HT Понизитель фильтрации 10
GELTONE Структурообразователь 5 10 15
DRILTREAT Гидрофобизатор 5
Барит Утяжелитель 600 630 650 680 700
При приготовлении раствора на углеводородной основе, каждая рецептура подвергалась перемешиванию лабораторным миксером «Hamilton Beach» в течение нескольких часов (4 часа) (для полной стабилизации параметров). Затем по вышеупомянутым методикам (глава 2), осуществлялся замер реологических характеристик, плотности, электростабильности и седиментационной устойчивости образцов (температура раствора 50°С).
Данные, полученные по результатам тестирования, представлены в таблице 3.9. По ним построены соответствующие гистограммы (рисунки 3.14 – 3.16).
Свойства 50/50 60/40 70/30 80/20 90/10
5 10 15 5 10 15 5 10 15 5 10 15 5 10 15
Плотность, кг/м3 1400
200/100 92/66 124/88 151/102 61/44 75/55 94/67 39/27 45/31 56/39 25/16 30/19 32/21 16/10 19/12 20/12
6/3 25/22 36/22 45/41 17/14 24/20 29/25 8/7 11/10 14/13 4/3 6/5 6/5 3/2 4/3 4/3
ПВ, сПз 66 88 104 48 56 65 33 36 42 24 29 30 19 22 23
ДНС, фунт/100 футов2 50 69 85 30 41 55 19 23 30 12 12 16 6 6 7
СНС10сек/10мин, фунт/100 футов2 21/25 32/36 41/45 14/17 20/24 26/32 7/10 10/14 14/19 4/5 6/9 7/12 ¾ 4/5 4/5
Электростабильность, вольт 185 178 169 276 334 413 338 346 436 503 601 810 1080 1225 1461
Коэффициент «SAG» 0,095 0,055 0,035 0,245 0,15 0,08 0,28 0,1 0,14 0,52 0,495 0,435 0,81 0,72 0,7
600/300 182/116 245/157 293/189 126/78 153/97 185/120 85/52 95/59 114/72 60/36 70/41 76/46 44/25 50/28 53/30
Таблица 3.9 – Температурная зависимость масла «АКС 5/10»
502920100034
Рисунок 3.14 – Изменение коэффициента седиментации SAG при различном соотношении фаз и концентрации органобентонита 5 кг/м3
292100290195
Рисунок 3.15 – Изменение коэффициента седиментации SAG при различном соотношении фаз и концентрации органобентонита 10 кг/м3
320040281940
Рисунок 3.16 – Изменение коэффициента седиментации SAG при различном соотношении фаз и концентрации органобентонита 15 кг/м3
Прежде чем приступить к анализу построенных графиков, следует дать классификацию значений седиментационной устойчивости теста SAG:
0 – оседание барита отсутствует;
0,08 – 0,2 –проблемы с оседанием барита;
более 0,2– наблюдаетсятенденцияк расслоению.
При соотношении 50/50 и 60/40 обратная эмульсия обладает самой высокой седиментационной устойчивость, все показания находятся в диапазоне 0,035 – 0,245