Типы буровых растворов и условия их применения в опросы для изучения

• Название: Типы буровых растворов и условия их применения в опросы для изучения
• Дата: 25.10.2022
• Размер: 330.5 Kb.
• Имя файла: file.2008-10-15 (6).doc
• Тип: Документы; #753424
• страница: 4 из 4

Свойства раствора плотность 1080 кг/м³; условная вязкость, 30 – 40 сек; пластическая вязкость 8 – 12 сПз; ДНС, 50 – 100 дПа; СНС_0/10 = 10 - 20/20 – 50, дПа; водоотдача, (API) = 6 – 8 см³/30мин; рН = 9 - 10

Высокоингибирующий калиевый раствор на основе гуматов (ВИКР)

Этот раствор обладает тройным ингибирующим действием.

- Во-первых, хлорид калия как электролит при концентрации более 2% подавляет процессы набухания глин.

- Во-вторых, ионы калия, проникая в кристаллическую решетку, меняют природу глин, делая их водонечувствительными.

- В-третьих, особое ингибирующее действие в этой системе осуществляют гуматы, растворимость которых зависит от величины рН среды. Существуют критические значения рН (рН_кр), выше которых гуматы растворимы даже в минерализованном буровом растворе и активно действуют как в регулировании водоотдачи, так и структурно-механических свойств. При значениях рН ниже критического уровня, гуматы высаливаются и полностью теряют активность, раствор загустевает, водоотдача повышается. В калиевом растворе величина рН_кр колеблется от 8,5 до 9,5, поэтому для поддержания свойств этого раствора на заданном уровне ее поддерживают на 1-1,5 единицы выше, чем рН_кр.

Процесс ингибирования глин гуматами происходит следующим образом. Фильтрат калиевого раствора, содержащий большое количество растворимых гуматов, проникает в микротрещины глинистой породы, происходит их гидратация, и величина рН снижается до 7-7,4, что значительно ниже критического значения. В такой среде гуматы высаливаются из фильтрата (выпадают в осадок) и существенно повышают прочность сформированных ионами калия коагуляционных контактов между активными плоскостями в микротрещинах глин. В результате, устойчивость глин существенно повышается.

По некоторым данным ингибирующий эффект гуматов (индекс устойчивости) составляет 60-70% от общего ингибирующего действия данной системы ВИКР.

Регулировать величину рН_кр можно известью и KCl. С повышением концентрации этих электролитов повышается рН_кр.

Состав раствора ВИКР, кг/м³: бентонит 20 – 30; NaOH 2 – 3; ИКГУМ 40; KCl 50; ИКЛИГ-1 10; ИКДЕФОМ 0,3; ИКЛУБ 3 – 5.

Свойства раствора: плотность 1060 кг/м³, условная вязкость 25 - 30 сек, пластическая вязкость 10 - 15 сПз, ДНС 40 - 80 дПа, СНС_0/10 15 - 30/30 - 60 дПа, водоотдача (API) 6 - 8 см³/30мин, рН 10 – 11, рН 8,5 - 9,5.

Ингибирующий калиевый буровой раствор ИКСИЛ

Система ИКСИЛ является ингибирующим калиевым раствором повышенной активности. Этот раствор содержит два ингибитора глин - хлористый калий и органический ингибитор ИКМАК, который усиливает ингибирующее действие калиевого раствора на 20-40%. Кроме того, ИКМАК обладает универсальным действием: являясь активным ПАВ, этот реагент гидрофобизирует стенки каналов пласта и, следовательно, повышает качество вскрытия продуктивных пластов. ИКМАК является хорошей смазывающей добавкой.

ИКМАК обладает умеренным разжижающим действием и частично снижает водоотдачу буровых растворов. Эти свойства особенно проявляются при высоких температурах. В растворе, содержащем ИКМАК, значительно снижается наработка раствора при разбуривании глинистых пород.

В целом по эффективности воздействия на неустойчивые глины система ИКСИЛ приближается к растворам на нефтяной основе. При содержании реагента ИКМАК в калиевом растворе на уровне 10-20 кг/м³ можно получить ствол в неустойчивых глинах, диаметром близкий к номинальному.

Состав раствора, кг/м³:Бентонит 30 – 40; NaOH – 1; Na₂CO₃ – 1; KCl 50; ИКМАК 10 – 20; ЭКОПАК R – 2; ЭКОПАК SL – 8; ИКДЕФОМ - 0,3; ИККАРБ-75/150 – 50.

Свойства раствора: плотность 1080 – 1100 кг/м³; условная вязкость 30 - 40 сек; пластическая вязкость 10 - 18 сПз; ДНС 60 - 100 дПа; СНС_0/10 10 - 30/20 - 60 дПа; водоотдача 6 – 8 см³/30мин (API); рН 9,5 – 10

Раствор может быть приготовлен и с применением других основных реагентов, например на основе комбинации лигносульфонатного реагента ИКЛИГ-2 (30-40 кг/м³) с ЭКОПАКом (3-5 кг/м³). Вместо бентонита в этой системе можно использовать ХВ-Полимер в количестве 2-3 кг/м³.

Высокоингибирующий буровой раствор ИКГЛИК

Буровой раствор ИКГЛИК - это новый, современный калиевый раствор на водной основе с добавлением гликолей, которые при сравнительно невысокой стоимости существенно меняют технологические свойства буровых растворов на водной основе. Наименование раствора и реагента одинаково - ИКГЛИК. Система ИКГЛИК обладает высокой степенью ингибирования водочувствительных неустойчивых глин. По эффективности эта система приближается к растворам на нефтяной основе со сбалансированной активностью водной фазы.

Система ИКГЛИК предназначена: для бурения в неустойчивых глинах, качественного вскрытия продуктивных пластов, бурения наклонных и горизонтальных стволов большой протяженности.

Благодаря применению раствора ИКГЛИК в неустойчивых глинах можно получать ствол скважины практически номинального диаметра. Для этих целей используются специально модифицированные гликоли. В обычных условиях эти соединения полностью растворимы в водной фазе любых растворов. Обладая особой химической структурой, молекулы модифицированных гликолей адсорбируются на активных участках поверхности глин. В результате особого экранирования этих участков происходит подавление процессов гидратации и набухания глинистых минералов.

Особенно эффективно ингибирующее действие гликолей в сочетании с ионами калия, когда происходит и электростатическая нейтрализация глин. При таком комбинированном воздействии активные поверхности глины слипаются, образуя устойчивые коагуляционные структуры. Вот почему гликоли чаще всего используются в системе KCl/ИКСТАБ, в которой капсулирующий агент ИКСТАБ замедляет проникновение фильтрата в микротрещины глин.

В итоге система ИКГЛИК позволяет полностью предупредить осыпи и обвалы неустойчивых глин.

Состав раствора ИКГЛИГ, кг/м³: ХВ – полимер 2 – 4; ИКГЛИК 20 – 50; KCl 50 -100; КОН (NаОН) 1 – 2; ИКСТАБ 0,2 – 2; ИКР 10 – 15; ЭКОПАК - R(SL) 2 – 4; ИКФАК - 1; ИКБАК - 1; ИКДЕФОМ - 0,2; ИККАРБ-75/150 - 50.

Свойства раствора: плотность 1030 - 1100 и более кг/м³, условная вязкость 30 - 50 сек, пластическая вязкость10 - 20 сПз, ДНС = 40 - 100 дПа, СНС_0/10 =10 - 20/30 – 60 дПа, Водоотдача 4 – 6 см³/30мин (API), рН 9 – 10.

Содержание гликоля в растворе зависит от физико-химической активности разбуриваемых глин и темпа углубления скважины в этих отложениях.

Система ИКГЛИК совместима с большинством реагентов и материалов, применяемых в буровых растворах на водной основе.

Гликоли несколько улучшают контроль водоотдачи.

В отличие от растворов на нефтяной основе, ИКГЛИК является экологически чистой системой. Входящие в состав раствора гликоли и другие компоненты нетоксичны.

Добавки гликолей к раствору на водной основе повышают качество вскрытия продуктивных пластов. Загрязнение пласта уменьшается за счет подавления процессов набухания глинистых частиц в пласте и уменьшения толщины гидратной оболочки на стенках каналов пласта вследствие адсорбции на них молекул гликоля.

По имеющимся данным система ИКГЛИК может обезвоживать увлажненные глины, например, межсолевые галопилиты и сократить, или предупредить осложнения, связанные с пластическим течением этих пород.

Установлено, что ингибирующее действие системы ИКГЛИК усиливается с повышением температуры в скважине.

Адсорбируясь на поверхности металла, молекулы гликоля предупреждают сальникообразование и повышают смазывающие свойства бурового раствора.

С применением системы ИКГЛИК снижаются затраты времени и средств на решение следующих проблем: проработки, затяжки и прихваты из-за осыпей и обвалов глинистых пород; предупреждение сальникообразований, затяжек и репрессий при подъеме инструмента; приготовление и обработка раствора; технологические промывки скважины; при высокой степени очистки снижается темп разбавления раствора, а, следовательно, сокращается расход реагентов и материалов; при эффективной очистке и низком содержании твердой фазы повышаются показатели работы долот; в стволе номинального диаметра сокращается расход цемента; при отсутствии каверн повышается качество разобщения пластов; значительно сокращаются затраты времени на освоение скважины; по сравнению с растворами на нефтяной основе значительно снижаются затраты на решение экологических проблем.
6.4.6.8 Растворы, обработанные солями трехвалентных металлов

С увеличением валентности обменных катионов снижаются гидратация и набухаемость глинистых сланцев, повышается их устойчивость.

Ионы алюминия, хрома и железа адсорбируются на глинистых минералах более прочными связями, чем другие обменные катионы, при этом общая обменная емкость глинистых минералов снижается. Однако все названные выше катионы существуют только в кислой среде (рН < 4). При повышении щелочности соли алюминия, хрома и железа переходят в не­растворимые в воде гидроксиды соответствующих металлов.

Буровые растворы имеют рН = 7, поэтому добавляемые в раствор соли переходят в гидроксиды, а при высоких значениях рН - в растворимые соединения, в которых трехвалентные металлы находятся в виде анионов.

Алюминизированный раствор содержит в качестве ингибирующей добавки соли алюминия, переходящие в растворе в гидроксид алюминия. Термостойкость раствора достигает 200 °С и выше.

Для приготовления раствора используют высококоллоидальную и комовую глины, сернокислый или хлористый алюминий, гидроксид натрия. В качестве разжижителя применяют модифицированные хромлигносульфонаты (окзил, ОССБ и др.). Снижение фильтрации достигается вводом полимерного реагента — КМЦ, метаса, М-14, гипана и др.

На приготовление 1 м³ раствора требуется (в кг): глины 60—150; соли алюминия 3 — 5; КМЦ (или метас, М-14, гипан) 3-5; NaOH 1-3; хромпика 0,5-1; воды 970-935; окзила 10-30; утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.

Оптимальные значения рН бурового раствора, обработанного солями алюминия, находятся в пределах 8,5 — 9,5.

Алюмокалиевый раствор содержит в качестве ингибирующей добавки алюмокалиевые квасцы, гидроксид калия и бихромат натрия; рН таких растворов поддерживается близким к нейтральному. Ингибирующее действие этого раствора выше, чем алюминизированного. Он может использоваться и для разбуривания увлажненных глинистых отложений. Раствор готовят аналогично алюминизированному.

На приготовление 1 м³ раствора требуется (в кг): глины 60-150; KA1(SO₄)₂ 3-5; КОН 1-3, К₂Сr₂О₇ 0,3-0,5; воду 960-920; окзила 20-30; метаса (или М-14) 3-5; утяжелителя — до получения раствора требуемой плотности.
6.4.6.9 Силикатные растворы

Силикатные растворы содержат в качестве ингибирующей добавки силикат натрия. Они применяются для повышения устойчивости ствола скважины при разбуривании осыпающихся пород. Принцип упрочнения сланцев основан на легком проникновении жидкого стекла в трещины и поры стенок скважины, быстром выделении геля кремниевой кислоты, цементирующей поверхность ствола.

Растворы не пригодны при разбуривании мощных отложений гипсов и ангидритов.

Силикатный раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка, в который вводят УЩР, КМЦ, силикат натрия.

Для приготовления 1 м³ силикатного раствора требуется (в кг): глины 80-100; воды 935-900; УЩР 30-50; Na₂Si0₃ 20-40; КМЦ (или М-14) 5-10; утяжелителя -.до получения раствора требуемой плотности.

Показатели раствора: плотность 1050-2000 кг/м³ УВ= 20-40 с; Ф=4-8 см³/30 мин; СНС₁ = 9-45 дПа, рН = 8,5-9,5. Оптимальное значение рН, при котором раствор считается термостойким, находится в пределах 8,5-9,5. Повышение структурно-механических ха­рактеристик достигается вводом пасты, приготовленной из бентонитового глинопорошка с добавкой УЩР.
6.4.6.10 Гидрофобизирующие растворы [2]

Гидрофобизирующие растворы содержат в качестве ингибирующих добавок вещества, вызывающие гидрофобизацию глинистых пород, кремнийорганические соединения или соли высших жирных или нафтеновых кислот. Эти соединения адсорбируются на глинистых минералах, создавая гидрофобный барьер, препятствуют контакту глин с дисперсионной средой (водой).

Существует ряд разновидностей растворов гидрофобизирующего действия.

Растворы с кремнийорганическими соединениями - содержат в качестве ингибирующей добавки кремнийорганические соединения (например, ГКЖ-10, ГКЖ-11). В состав раствора кроме ГКЖ входят вода, глина и полимерный реагент — понизитель фильтрации, в качестве которого используют КМЦ, КССБ, ПАА и др. Защитные реагенты КМЦ, КССБ, полиакриламид в сочетании с кремнийорганической жидкостью проявляют высокое стабилизирующее действие на коллоидную фазу бурового раствора.

Растворы, обработанные защитными реагентами и ГКЖ, являются термостойкими.

Раствор готовят непосредственно в процессе бурения при циркуляции технической воды через скважину. При исполь­зовании ПАА предварительно, за 1 - 2 сут до начала бурения, готовят комплексный реагент, в котором ПАА и ГКЖ берутся в соотношении 1:20 (в пересчете на 6 %-ный ПАА марки АМФ это составляет 1:6, а на товарный ПАА:ГС составляет 1:10).

Состав реагента (в кг): ПАА (в пересчете на сухое вещество) 2-3; кремнийорганическая жидкость (ГКЖ-10, ГКЖ-11) 40-60; вода 958-937.

Для приготовления реагента в расчетное количество воды добавляют ГКЖ и полученную смесь перемешивают до одно­родного состояния.

При использовании ГКЖ в сочетании с КМЦ или КССБ раствор обрабатывают путем раздельного ввода реагентов. Вначале в воду добавляют 0,3 — 0,35 % ГКЖ, а затем по мере обогащения воды глинистой фазой раствор стабилизируют КМЦ или КССБ.

Свойства раствора: плотность 1000 - 1240 кг/м³, УВ= 25-30 с, Ф= 5-8 см³/30 мин, СНС₁ = 12-60 дПа, СНС₁₀ – 27-90 дПа, рН = 8-9.

Раствор, обработанный мылами жирных кислот, содержит в качестве добавок алюминиевые мыла высших жирных и нафтеновых кислот, обеспечивающих ингибирование и гидрофобизацию.

При взаимодействии щелочных мыл с катионами трехвалентных металлов (железа, алюминия) образуются нерастворимые в воде, но химически активные мыла, которые в зависимости от рН среды могут быть одно-, двух- и трехзамещенные.

Готовят раствор из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка. Полученную суспензию обраба­тывают полимерным реагентом, вводя смесь нафтената алюминия с нефтью.

Для приготовления 1 м³ глинистого раствора требуется (в кг): глины 30-80; полимерного реагента (КМЦ, глина, метас, М-14) 3-5; ОП-10 10-7 (при необходимости утяжеления), воды 875-888, смеси СНАН (мылонафт, квасцы, нефть в соотношениях 2:0, 6:1) 100-70.

Свойства раствора: плотность 1060 - 1180 кг/м³, УВ = 18-20 с, показатель фильтрации 3-5 см³/30 мин, СНС₁ = 6-18 дПа, СНС₁₀ – 12-24 дПа, рН = 8-9.
6.5 Соленасыщенные растворы

Во избежание кавернообразований соли разбуривают с использованием соленасыщенных растворов. В зависимости от пластовых давлений, мощности и состава соленосные по­роды бурят с применением рассола, глинистого соленасыщенного раствора, не обработанного реагентами-понизите­лями фильтрации, и соленасыщенного глинистого раствора, стабилизированного реагентами.
6.5.1 Необработанный глинистый соленасыщенный раствор

В состав этого раствора входят глина, вода и соль. Для улучшения смазывающих свойств добавляют нефть, графит, а при необходимости получения высокой плотности — утяжелитель.

Такой раствор используют для раз бури в а ни я солей без пропластков терригенных отложений. Он может применяться при температуре до 160 °С.

Раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка (саригюхский бентонит, палыгорскит), а затем вводят кальцинированную и каустическую соду.

После приготовления глинистую суспензию обрабатывают нефтью в сочетании с графитом, добавляют соль до насыщения и при необходимости — утяжелитель.

Для приготовления 1 м³ раствора требуется (в кг): глины 100-200; NaCl 265-255; нефти 80-100; графита 5-10; NaOH 10-20; Na₂CO₃ 10-40; воды 700-710; утяжелителя - до получения раствора необходимой плотности.

Свойства раствора: плотность 1200 - 2000 кг/м³, УВ= 20-40 с, СНС₁ = 12-36 дПа, СНС₁₀ = 24-72 дПа, показатель фильтрации не регламентируется, рН = 7-8.
6.5.2 Стабилизированный соленасыщенный раствор

Помимо глины, воды, соли и нефтепродуктов, такой раствор содержит солестойкий полимерный реагент (крахмал, КМЦ и акриловый полимер). Он предназначен для бурения в солях с пропластками глинистых отложений. Термостойкость соленасыщенного стабилизированного раствора зависит от используемого полимерного реагента и может составлять 100; 140; 220 ⁰С.

Раствор готовят из предварительно гидратированного в пресной воде глинопорошка (бентонитовый, палыгорскитовый, гидрослюда). В приготовленную глинистую суспензию добавляют 10 - 20 кг кальцинированной соды. Затем вводят реагент - стабилизатор, лигносульфонатный реагент, нефть и в последнюю очередь добавляют соль до насыщения.

На приготовление 1 м³ глинистого раствора в зависимости от типа глины необходимо (в кг): глины 80, 100, 200; Na₂CO₃ 10, 20, 10; полимерного реагента (крахмал, КМЦ, полиакрилат) 20, 30, 20; лигносульфоната (ССБ, ФХЛС, КССБ) 10, 20, 10; NaOH 10, 20, 10; NaCl 260, 240, 250; нефти 80, 100, 80; воды 730, 68, 690; утяжелителя — до получения раствора необ­ходимой плотности.

Свойства раствора: плотность 1200 - 2000 кг/м³; УВ= 25-60 с; Ф= 3-5 см³/30 мин; СНС₁ = 24-90 дПа; СНС₁₀ = 36-135 дПа, рН = 7,5-8,5.
6.5.3 Раствор на основе гидрогеля магния [2]

Раствор состоит из воды и полимерного реагента. В каче­стве структурообразователя, ингибирующей добавки и насыщающих солей используют соли магния с оксидом (гидроксидом) щелочного металла, в результате чего образуется гидрогель магния.

Гидрогель магния применяют при разбуривании терригенных пород. Это вещество препятствует быстрому увлажнению глинистых минералов, повышает устойчивость ствола скважины. Раствор, насыщенный солями магния, используют для разбуривания соленосных пород: бишофита, карналлита.

Для разбуривания солей готовят соленасыщенный раствор. При циркуляции через скважину добавляют 1,5-2 % оксида (гидроксида) щелочного металла в виде концентрированного раствора или "молока". Через 1-2 ч, в зависимости от интенсивности перемешивания и температуры, раствор приобретает гелеобразную консистенцию. После того как условная вязкость повысится до 30-40 с, а СНС, - до 20-30 дПа, в гидрогель добавляют реагент-понизитель фильтрации (КМЦ крахмал, КССБ, окзил).

В целях экономии щелочи в образовавшийся гидрогель можно добавить 5- 10 % оксида или гидроксида магния.

На приготовление 1 м³ раствора требуется (в кг): MgCI₂ (или MgSO₄) 300-280; NaOH 15-20; Mg(OH)₂ (или MgO) 50-100; КМЦ 20-25; КССБ-4 30-50; воды 850-800.

Свойства раствора: плотность 1200 – 2000 кг/м³, условная вязкость 20-40 с; показатель фильтрации 5-10 см³/30 мин и более; СНС₁ = 6-36 дПа, СНС₁₀ = 12-42 дПа; рН = 7,5-8,5.

6.6 Растворы на углеводородной основе (РУО)

Дисперсионная среда РУО: дизельное топливо; нефть; углеводородорастворимые ПАВ.

Дисперсная фаза РУО: высокоокисленный битум; гидроокись кальция (CaO); глина, в том числе органобентонит; барит (при необходимости утяжеления РУО); небольшое количество эмульгированной воды.

Первый отечественный РУО имел следующий состав: дизельное топливо – 80 %; высокоокисленный битум – 16 %; окисленный парафин – 3 %; каустическая сода (NaOH) – 1 %.

Несколько позже для структурирования РУО в него стали добавлять тонкоразмолотую негашеную известь – СаО. Такие растворы получили название известково-битумных растворов (ИБР).

В настоящее время наиболее распространены ИБР- 2 и ИБР- 4.

РУО по сравнению с буровыми растворами на водной основе имеют целый ряд преимуществ: обладают высокой стабильностью во времени (можно длительно хранить и многократно использовать); инертны в отношении глин и солей; обладают хорошими антикоррозионными и триботехническими свойствами (f = 0,14…0,22, тогда как у растворов на водной основе f = 0,2…0,4); могут утяжеляться любыми стандартными утяжелителями; обладают высокой термостойкостью (до 220…220 °С); почти не фильтруются в проницаемые пласты, а их фильтрат не оказывает вредного влияния на продуктивные нефтяные горизонты.

Недостатками, сдерживающими широкое применение РУО, являются: высокая стоимость (200…625 $/м3) и дефицитность основных компонентов; пожароопасность; трудность очистки от шлама; трудность проведения электрометрических работ; экологическая вредность.

Основная область применения РУО: вскрытие продуктивных нефтяных пластов с низким пластовым давлением. Кроме этого, РУО применяют при бурении скважин в условиях высоких положительных и отрицательных (бурение во льдах) забойных температур, а также для проходки соленосных толщ и высокопластичных глинистых пород.
6.6.1 Известково-битумный раствор

ИБР - раствор на нефтяной основе, дисперсионной средой которого служит дизельное топливо или нефть, а дисперсной фазой — высокоокисленный битум, гидроксид кальция, барит и небольшое количество эмульгированной воды. ИБР является раствором специального назначения. Применяется при разбуривании легко набухающих, склонных к обвалам глинистых пород, при разбуривании соленосных отложений, представленных высокорастворимыми солями (пре­имущественно поливалентных металлов), а также при вскрытии продуктивных пластов с низкими коллекторскими свойствами.

Благодаря хорошим смазочным свойствам ИБР повышает износостойкость долот. Раствор обладает высокой термостойкостью (200-220 °С).

В настоящее время промышленностью используются две рецептуры ИБР, разработанные ВНИИКРнефтью совместно с РУНГ им. И.М. Губкина: ИБР-2 и ИБР-4. ИБР-4 разработан специально для бурения в условиях высокой глинистости разреза, наличия солей и проявлений сероводорода.

Для ИБР характерны нулевая или близкая к ней фильтрация и содержание воды, не превышающее 2 - 3 %.

Необходимое условие приготовления ИБР - возможность тщательного и интенсивного перемешивания исходных ком­понентов для равномерного распределения их в растворе, гидрофобизации твердой и эмульгирования водной фаз. Поэтому основное внимание уделяют равномерности ввода исходных компонентов, перемешиванию и нагреванию.
6.6.2 Инвертные эмульсионные растворы (ИЭР)

ИЭР представляют собой гидрофобно - эмульсионно -суспензионные системы.

Дисперсионная среда ИЭР: дизельное топливо марок «Л» или «З»; разгазированная нефть (с температурой вспышки > 70 °С).

Дисперсная фаза ИЭР: жидкая - минерализованная CaCl₂ (NaCl, MgCl₂) техническая или пластовая вода (содержание соли 180…240 кг/м³); твердая - молотая негашеная известь (гидроокись кальция - СаО), глинопорошок (ПББ, ПБВ), железный купорос, хлорное железо, мел (утяжелитель), барит (утяжелитель).

Для эмульгирования воды в углеводородной среде используют следующие ПАВ: эмультал; окисленный петролатум; СМАД - 1; украмин (или его аналог ИКБ - 2); высокоокисленный битум; АБДМ - хлорид.

ИЭР по свойствам и условиям применения близки к РУО, но выгодно отличаются от них тем, что содержат значительное количество воды, а следовательно существенно дешевле.

Соотношение водной и углеводородной фаз в ИЭР изменяется в диапазоне от 60 : 40 до 40 : 60. Содержание твердой фазы (без утяжелителя) составляет при этом 5…30 кг/м³.

Различают несколько видов ИЭР:

- ВИЭР (высококонцентрированный ИЭР);

- ТИЭР (термостойкий ИЭР);

- эмульжел (ИЭР, содержащий железный купорос);

- ГЭР (гидрофобно-эмульсионный раствор).

Перечисленные виды ИЭР отличаются между собой номенклатурой используемых ПАВ и активных твердых веществ.

Основным недостатком ИЭР (кроме общих недостатков с РУО) является их обратимость при повышенном содержании твердой фазы.

Оперативным показателем устойчивости ИЭР к фазовому обращению является величина глиноемкости, определяемая по количеству бентонитового глинопорошка (ПББ, ПБВ), которое может быть введено в ИЭР при перемешивании в течение 0,5 ч без снижения исходного значения электростабильности (U = 150…600 В).

Величина глиноемкости должна быть не ниже 22,5 % мас.
6.6.3 Буровой раствор на углеводородной основе ИКИНВЕРТ

Фильтрат раствора содержит нефтяную фазу, которая не влияет на проницаемость продуктивного пласта. В случае внедрения в нефтяной пласт эмульсии последняя разжижается нефтью и также не влияет на проницаемость. Раствор отличается низкой величиной фильтрации - 0,5 - 1 см³ API.

При проникновении фильтрата или эмульсии в водонасыщенный пласт происходят обратные явления. Фильтрат (раствор) в пласте загустевает за счет эмульгирования в углеводородной жидкости с эмульгаторами дополнительного количества воды. При таком воздействии следует ожидать частичного или полного разобщения нефтенасыщенного и водонасыщенного пластов и, следовательно, снижения количества воды в нефти при последующей эксплуатации скважин.

Раствор ИКИНВЕРТ характеризуется высокой стабильностью свойств во времени, не замерзает.

Состав раствора ИКИНВЕРТ, кг(л)/м³: вода 500; нефть 500; ИКМУЛ 30; ИКСОРФ 204; ИКТОН 5; СаСl₂ 50 – 200; известь 20.

Свойства раствора: плотность 900 - 1050 кг/м³, условная вязкость 40 – 60 сек, пластическая вязкость 20 – 30 сПз, ДНС 40 - 80 дПа, СНС_0/10, дПа; 10 - 20/20 – 40; водоотдача (API) 0,5 - 1,0 см³/30 мин, электростабильность, вольт 200 - 300

Назначение основных реагентов: ИКМУЛ - первичный эмульгатор; ИКСОРФ - вторичный эмульгатор; ИКТОН - олеофильный бентонит, структурообразователь; СаСl₂ - регулятор плотности и активности водной фазы раствора; известь - реагент для получения кальциевых мыл; В качестве основы для приготовления нефтяной фазы используется нефть, дизтопливо или специальные биологически разлагаемые углеводородные жидкости.
6.6.4 Термостойкий раствор на углеводородной основе

ИКИНВЕРТ-Т

Система ИКИНВЕРТ-Т отличается очень высокой термостойкостью. Свойства этого раствора после термообработки (даже при температуре 180^оС) практически не меняются.

Состав раствора, л(кг)/м³: Дизтопливо 490 л; ИКМУЛ-1 12 л;ИКМУЛ-2 4 л; ИКФЛЮИД 6 л; ИКСОРФ 6 л; ИКТОН 5 кг; ИКЛОС 10 кг; известь 15 кг; барит 1460 кг; водный рассол (50 – 400 г/л NaCl или CaCl₂) 120 л. Соотношение углеводородной фазы к водной = 82 : 18.

Назначение реагентов: ИКМУЛ-1, ИКМУЛ-2 - первичные эмульгаторы, ИКФЛЮИД - гидрофобизатор твердой фазы, ИКСОРФ - гидрофобизатор твердой фазы, разжижитель, ИКТОН - структурообразователь, олеофильный бентонит, ИКЛОС - понизитель водоотдачи при высоких температурах, олеофильный гумат.
6.6.5 Высококонцентрированный инвертный эмульсионный раствор [2]

ВИЭР разработан во ВНИИБТ и относится к системам на нефтяной основе, получаемым с помощью специального эмульгатора - эмультала. ВИЭР предназначен для применения при бурении скважин с забойной температурой, не превышающей 70 ⁰С. В указанных условиях ВИЭР устойчив при наличии большого количества выбуренной породы и отличается высокой стабильностью свойств.

Состав ВИЭР в расчете на 1 м³: дизельное топливо или нефть 450 л; водный раствор соли МgС1₂, СаС1₂ или NaCl₂ 450 л; СМАД 30-40 л; эмульгатор (эмультал) 15-20 л; бентонит 10-15 кг, барит - до получения необходимой плотности раствора.

Термостойкость ВИЭР на основе эмультала можно повысить введением в его состав окисленного битума в виде 15 - 20 %-ного битумного концентрата.

При температуре до 100 °С концентрация битума должна составлять 1 % (10 кг на 1 м³), при 100-120 °С – 2 % (20 кг на 1 м³), при более высокой температуре (140-150 °С) - 3 % (30 кг на 1 м³).
6.6.6 Термостойкий инвертно-эмульсионный раствор (ТИЭР)

Этот раствор разработан совместно ВНИИБТ и СевКав-НИПИнефтью. ТИЭР - инвертная эмульсия на основе мыльного олеогеля (наиболее жирных кислот окисленного петролатума), катионоактивных ПАВ (АБДМ-хлорида) и органофильных глин, получаемых путем модификации бентонита в среде базовой эмульсии. ТИЭР применяют при бурении скважин с забойной температурой до 200 ⁰С,

Преимущества ТИЭР заключаются в низкой эффективной вязкости, высоких сдвиговом разжижении и выносящей способности, обеспечиваемой быстрым восстановлением вязкости выше зоны забоя и большой скоростью набора прочности структуры.
6.6.7 Термостойкая инвертная эмульсия на основе ЭК-1

Эта эмульсия разработана во ВНИИКРнефти. Она обладает высокой устойчивостью к действию температур (до 200 °С) и солевой агрессии. Отсутствие в ее составе водорастворимых ПАВ обеспечивает стабильность ее свойств в процессе бурения.

В состав эмульсии входят так же жирные кислоты НЖК.

Содержание хлорида кальция в водной фазе инвертной эмульсии может быть увеличено до 20 - 25 %. Это обеспечи­вает повышенную устойчивость стенок скважины в глинистых разрезах.

Показатели свойств инвертной эмульсии могут изменяться в широких пределах.