@OilManBy support@oilman.by

Обращенные эмульсионные растворы

Обращенные эмульсионные растворы

В этих растворах дисперсионной средой служит органическая жидкость, а водная фаза в виде капель размером менее 1 мкм образует дисперсионную фазу.

В качестве дисперсионной среды таких растворов в настоящее время используют малотоксичные нефтепродукты. Тем не менее, обращенные эмульсионные растворы считаются экологически небезопасными. Малотоксичные нефтепродукты содержат меньше серы и ароматических углеводородов, что может затруднить начальное приготовление раствора. Однако эти малотоксичные нефтепродукты с пониженной вязкостью предпочтительнее в растворах с высокой плотностью и в условиях высоких забойных температур.

Водная фаза действует по принципу «сбалансированной активности» подобно водной фазе минерализованных глинистых растворов. Осмотический потенциал водной фазы эмульсии делают равным осмотическому потенциалу воды, присутствующей в порах породы. Разница в «активности» водной фазы и поровой жидкости может привести либо к осмотическому увлажнению глин, либо к их дегидратации. В последнем случае глины становятся хрупкими и осыпаются, образуя каверны. Поскольку влажность глинистых пород уменьшается с глубиной, концентрацию солей в водной фазе эмульсии обычно повышают для того, чтобы осмотический потенциал водной фазы соответствовал осмотическому потенциалу порового раствора в глинах.

В обращенных эмульсионных растворах обычно используют два эмульгатора:
· Основной эмульгатор, стабилизирующий эмульсию
· Вспомогательный эмульгатор, гидрофобизирующий поверхность частиц выбуренной породы

В буровых раствора на нефтяной основе водная фаза ведет себя как твердая фаза в растворах на водной основе. Увеличение концентрации водной фазы повышает пластическую вязкость. Глобулы водной фазы действует также, как понизитель фильтратоотдачи.

Чтобы достичь оптимального баланса между фильтратоотдачей, вязкостью и стабильностью обращенного эмульсионного раствора, необходимо подобрать определенное соотношение между содержанием водной и неводной фаз в эмульсии. Повышенное содержание водной фазы необходимо в случае агрессии H2S или СО2. Концентрация эмульгаторов в системе должна быть достаточной для эмульгирования посторонней воды, попадающей в раствор, и гидрофобизации обломков выбуренной породы.

При определенных обстоятельствах повышенная растворимость газа в углеводородной дисперсионной среде таких растворов может затруднить обнаружение газопроявлений. Растворимость газа сильно зависит от температуры и давления и попадания газа в раствор является серьезной проблемой в глубоких скважинах с аномально высокими пластовыми давлениями. По этой причине необходимо регулярно проверять расход бурового раствора, выходящего из скважины. Контроль следует вести при подъеме бурильной колонны. Весьма вероятно, что произошло газопроявление, и попавший в раствор газ может быстро расшириться вблизи поверхности после того, как он перейдет из растворенного в свободное состояние.

Чтобы уменьшить потери раствора на нефтяной основе и вред, наносимый им окружающей среде, необходимо модифицировать буровую: установить обратный клапан на ведущей трубе, приспособление для снятия пленки раствора с наружное поверхности бурильных труб, устроить стойки и поддоны для пролитого раствора.

Добавить комментарий

Будет полезно знать

Сугмутское месторождениеСугмутское месторождение

Сугмутское месторождение – одно из самых крупных месторождений Ловушкой Сибири. Месторождение открыто в 1987 году и введено в исследование в 1995 году. Индустриальная нефтеносность около месторождения полностью связана с пластом БС-9-2

Унтыгейское месторождениеУнтыгейское месторождение

Унтыгейское нефтяное месторождение — расположено в Сургутском участке Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской сфере деятельности. Входит в состав Вартовскогонефтегазоносного района Среднеобской нефтегазоносной сфере деятельности. Унтыгейское месторождение было открыто в 1995 году.

Варьеганское месторождениеВарьеганское месторождение

Варьеганское нефтегазовое месторождение, в России, на севере Тюменской обл. (Западно-Сибирская нефтегазоносная провинция). Было открыто в 1968 году.  Залежи содержатся на бездне 800-2500 м. Изначальный дебит нефти в скважинах до 290 т/сут,