Буровые промывочные жидкости

ВВЕДЕНИЕ

В результате бурения скважины на нефтегазоносных площадях должен быть создан долговечный, прочный изолированный канал, связывающий продуктивный горизонт с дневной поверхностью. Решающее значение при проводке скважины имеют буровые промывочные растворы. От их способности выполнять свои функции в различных геолого-технических условиях зависит не только эффективность буровых работ, но и срок службы скважины.

Тяжелые осложнения в процессе бурения, а в некоторых случаях и ликвидация скважин, нарушение режима эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, связанные со значительным ущербом народному хозяйству, могут быть обусловлены низким качеством буровых растворов, отсутствием надежных методов и средств управления ими. Все это и обусловливает целесообразность затрат на повышение качества этих систем.

Успех бурения скважин в значительной степени зависит от состава и свойств буровых растворов, которые должны обеспечивать безопасность и безаварийность ведения работ при высокой скорости бурения и качественном вскрытии продуктивного пласта. Применение буровых растворов с регулируемыми свойствами оправданно требует значительных средств с целью экономии затрат времени на работы, связанные с авариями, осложнениями, проработками и промывками, длительностью и результатами освоения.

Целью настоящей работы является изучение буровых промывочных жидкостей, их состава, свойств, методов приготовления, очистки и химической обработки.

1 НАЗНАЧЕНИЕ ПРОМЫВОЧНОЙ  ЖИДКОСТИ И ТРЕБОВАНИЯ К НЕЙ

На первом этапе развития вращательного бурения основной функцией промывочной жидкости было непрерывное удаление из забоя и из ствола скважины обломков разбуриваемых пород. В дальнейшем функции ее постепенно расширились, а требования к составу и свойствам возросли.

При бурении промывочная жидкость должна:

1) обеспечивать эффективную  и полную очистку забоя от  выбуренных частиц и вынос  их на дневную поверхность;

2) удерживать выбуренные  частицы во взвешенном состоянии  и предотвращать осаждение их  на забой при прекращении промывки;

3) способствовать повышению  устойчивости горных пород, слагающих  стенки скважины;

4) создавать на стенки  скважины противодавление, достаточное  для предотвращения притоков пластовых жидкостей и газов. Это давление, однако, не должно быто чрезмерно высоким во избежание резкого снижения эффективности бурения, а также гидравлического разрыва пород или раскрытия естественных микротрещин  и поглощения промывочной жидкости;

5) хорошо охлаждать трущиеся  поверхности, прежде всего долота;

6) обеспечивать хорошую  смазку трущихся поверхностей, особенно  опор долота, даже при высоких  контактных давлениях между ними;

7) не ухудшать коллекторские свойства продуктивных горизонтов;

8) обладать закупоривающими  свойствами, т.е. создавать в порах  и микротрещинах стенок скважины  толстую, плотную малопроницаемую  корку, достаточно прочно связанную  с горными породами и препятствующую  проникновению в них  не только  самой промывочной жидкости, но  и ее фильтрата;

9) иметь высокую термостойкость  при проходке высокотемпературных  скважин и низкую температуру  замерзания, а также небольшую  теплопроводность при бурении  в многолетнемерзлых породах;

10) быть достаточно инертной  к воздействию обломков выбуренных  пород и минерализованных пластовых  вод, но относительно легко поддаваясь химической обработке при регулировании ее свойств;

11) облегчать и не затруднять  разрушения породы забоя долотом;

12) не содержать, по возможности, компонентов, способных оказывать  сильное абразивное воздействие  на оборудование;

13) защищать буровое оборудование  и инструмент от коррозии;

14) достаточно легко перекачиваться  буровыми насосами;

15) состоять с основном  из дешевых и недефицитных  материалов.

Промывочная жидкость передает энергию от буровых насосов, установленных на поверхности, забойному двигателю при турбинном бурении, а также на забой, особенно при применении гидромониторных долот.

Требование к составу и качеству бурового раствора в зависимости от геологических условий и технических особенностей проходки скважины обусловили применение буровых растворов нескольких типов.

Выбирать тип бурового раствора для бурения в каждом районе следует на основе внимательного и всестороннего изучения геологических условий залегания всего комплекса горных пород, подлежащих разбуриванию, с учетом технических особенностей проходки скважины.

2 КЛАССИФИКАЦИЯ ПРОМЫВОЧНЫХ  ЖИДКОСТЕЙ

Различные требования к составу и качеству промывочной жидкости, предъявляемые в конкретных условиях разбуривания объекта, многообразие геологических условий, наличие подходящего сырья обусловили появление промывочных жидкостей нескольких типов. Все промывочные жидкости можно разделить на следующие основные группы.

I. Промывочные жидкости  на водной основе:

а) вода (пресная, морская, рассолы);

б) глинистые суспензии;

в) естественные суспензии, образующиеся при разбуривании неглинистых пород и аргиллитов;

г) суспензии на базе гидрогелей;

д) эмульсии типа «масло в воде».

II. Промывочные жидкости  на неводной основе:

а) дегазированная нефть и нефтепродукты;

б) многокомпонентные растворы на углеводородной основе;

в) обращенные эмульсии типа «вода в масле».

III. Газообразные рабочие агенты (воздух, природные газы, выхлопные газы двигателей внутреннего сгорания).

IV. Аэрированные промывочные жидкости и пены.

При бурении скважин наиболее широко используют жидкости на водной основе; за ними следуют газообразные агенты и аэрированные жидкости. Промывочные жидкости на неводной основе применяют чаще всего для решения специальных задач, а также при разбуривании пород, склонных к пластическому течению (бишофит, карналит, сильно засоленные глинистые породы), и глубокозалегающих аргиллитов в скважинах с высокими забойными температурами.

2.1 Промывочные жидкости  на водной основе

Вода. Во многих районах наиболее доступной и дешевой природной жидкостью является пресная или минерализованная вода. Поэтому именно вода была использована для промывки скважин еще на первом этапе вращательного бурения.

Вода лучше, чем другие жидкости, охлаждает долото и трущиеся поверхности бурильного вала. При достаточно высокой скорости течения она может вполне успешно удалять выбуренные частицы породы с забоя и из ствола скважины. От обломков выбуренной породы вода удовлетворительно очищается даже в сравнительно простых очистных устройствах, так как она не обладает тиксотропными свойствами. Гидростатическое давление столба воды в скважине достаточно для предотвращения притока пластовых жидкостей и газов.

Как наиболее легкая из жидкостей рассматриваемой группы, вода оказывает меньшее давление на забой. Молекулы ее свободно проникают в поры и микротрещины породы, препятствуя смыканию последних и, таким образом, облегчая разрушение забоя долотом. Поэтому скорость разрушения породы долотом при промывке водой всегда выше, чем при промывке другими жидкостями рассматриваемой группы.

Поскольку вода имеет небольшие вязкость и плотность, затраты мощности на промывку скважины меньше, чем при применении других жидкостей данной группы. Это позволяет значительно большую часть мощности использовать для механического разрушения породы. Благодаря малой вязкости воды режим течения ее всегда турбулентный, что способствует лучшему удалению обломков из скважины и уменьшает возможность образования рыхлой корки из выбуренных частиц на проницаемых участках стенок скважины. Кроме того, при использовании воды улучшаются условия труда буровой бригады, так как нет необходимости готовить многие сотни кубометров промывочной жидкости.

Но вода не универсальная промывочная жидкость. Ряд существенных недостатков ограничивает область ее применения. Небольшая вязкость воды облегчает проникновение ее даже в самые тонкие поры неустойчивых пород и ускоряет процесс деформирования и обваливания последних. При промывке водой на проницаемых стенках скважины не образуется плотная корка из тонких частиц твердой фазы, способная создавать большое сопротивление фильтрации промывочной жидкости в окружающие породы. Даже при небольшом перепаде давлений вода легко фильтруется через мелкие поры пород. При разбуривании же сильнопористых и особенно трещиноватых пород с коэффициентом аномальности меньше единицы вода может поглощаться с большой скоростью. Опыт показывает, что в среднем объемный расход воды в 6-8 раз превышает расход других жидкостей рассматриваемой группы. Это, несомненно, должно учитываться при выборе промывочной жидкости, так как увеличение расхода может привести к росту стоимости скважины. Интенсивное поглощение воды приводит также к ухудшению очистки скважины от обломков выбуренных пород.

Вода не обладает тиксотропными свойствами и потому не может удерживать твердые частицы во взвешенном состоянии в покое. После прекращения промывки выбуренные обломки частично зависают на выступах стенок скважины, а частично осаждаются на забой. Скопившийся вблизи забоя осадок из выбуренных обломков, уплотняясь, способен прихватить бурильную колонну, особенно если среди этих обломков имеются глинистые частицы. При спуске нового долота и перед подъемом с забоя изношенного приходится более тщательно промывать скважину, иначе долото и забойный двигатель могут быть зашламлены осадком.

Вода легко растворяет многие хемогенные породы и насыщается солями. Поэтому ее коррозионное воздействие на бурильные трубы и оборудование может быть весьма серьезным фактором. Для защиты оборудования от коррозии к воде приходится добавлять ингибиторы (вещества, которые замедляют или предотвращают окислительные химические реакции). Она, как правило, неблагоприятно влияет на коллекторские свойства продуктивных горизонтов.

Таким образом, в качестве промывочной жидкости воду целесообразно использовать при разбуривании устойчивых, достаточно прочных пород непродуктивных горизонтов, механические свойства которых практически не изменяются при увлажнении, а водный рассол NaCl - для разбуривания отложений галита при наличии обильных источников водоснабжения, т. е. когда недостатки воды и рассола не могут существенно повлиять на успешность и стоимость проходки скважины, а использование других промывочных жидкостей может вызвать снижение эффективности бурения.

Глинистые растворы.

Требования, которые предъявляются к промывочным жидкостям в сложных геологических условиях, могут быть удовлетворены лишь при применении многокомпонентной системы с регулируемыми составом и свойствами. В геологических условиях, когда требуется промывочная жидкость с плотностью 1000 кг/м3 и более, такая система должна состоять из следующих компонентов:

а) недефицитной и возможно более дешевой жидкой среды - основы;

б) небольшой массы коллоидных частиц, достаточной для обеспечения седиментационной устойчивости системы в покое при превращении ее в гель и способности к закупорке пор и тонких трещин в породах;

в) минимального количества тонкомолотых тяжелых минералов для обеспечения заданной плотности системы;

г) небольшого количества химических реагентов для регулирования физико-механических и химических свойств системы и защиты последней от неблагоприятного воздействия внешней среды (пластовых жидкостей и газов, выбуренной породы, температуры и др.).

Такие многокомпонентные системы в бурении принято называть растворами.

В природе наиболее распространенным и дешевым источником получения коллоидного материала являются некоторые сорта глин. Многокомпонентные промывочные жидкости, в которых в качестве коллоидной фракции используются такие глины, получили название глинистых растворов.

В земной коре существует большое количество глинистых минералов, имеющих за редким исключением кристаллическое строение. Эти минералы различаются как химическим составом, так и строением кристаллической решетки. По своему составу глинистые минералы являются алюмосиликатами.

Кристаллические глинистые минералы подразделяются на двухслойные, трехслойные, правильные смешаннослоистые и с цепочечной структурой. Важнейшими для приготовления промывочных растворов являются трехслойные минералы группы монтмориллонита и с цепочечной структурой группы палыгорскита. Основным структурным элементом кристаллической решетки минералов монтмориллонитовой группы является пирофиллит - водный алюмосиликат, химический состав которого А12O3*4SiO2 * Н2O.

Минералы монтмориллонитовой группы отличаются от пирофиллита тем, что в состав кристаллической решетки их входят атомы магния, железа, хрома и других элементов. Эти атомы как бы заместили часть атомов алюминия и кремния, причем замещение, как правило, было эквивалентным. Однако часть трехвалентных атомов алюминия была замещена неэквивалентно, например двухвалентными атомами магния или железа, а часть четырехвалентных атомов кремния - трехвалентными атомами алюминия или других элементов. При таком неэквивалентном замещении чешуйка приобретает избыточные отрицательные заряды. Эти заряды компенсируются одно- или поливалентными катионами (натрия, калия, кальция и т. д.), которые, однако, не входят в состав кристаллической решетки, а располагаются у внешней поверхности силикатных слоев, но остаются связанными с ней (рис. 1, б и в) силой электрического взаимодействия.

Рис.1. Структура пирофиллита и минералов монтмориллонитовой группы: а - пирофиллит; б - монтмориллонит; в – бейделлит

Другим представителем трехслойных глинистых минералов являются гидрослюды. В состав кристаллической решетки их, помимо атомов алюминия и кремния, входят атомы железа и магния. По обменной способности некоторые гидрослюды приближаются к минералам группы монтмориллонита, другие - к минералам каолинитовой группы. Гидрослюды характеризуются высокой степенью дисперсности.

Типичным представителем двухслойных минералов является каолинит Al2O3*2SiO2*2H2O. Элементарная чешуйка его состоит из одного силикатного и одного алюминатного слоев. Неэквивалентное замещение атомов алюминия или кремния почти невозможно. Поэтому чешуйки каолинита нейтральны или имеют весьма малый заряд; обменная емкость такого минерала очень мала. Если комочек каолинита опустить в воду, то, в отличие от монтмориллонита, он при перемешивании не расщепляется до элементарных чешуек.

К группе минералов с цепочечной структурой относится палыгорскит. Он представляет собой водный алюмосиликат магния. Элементарная ячейка палыгорскита состоит из сдвоенных кремнекислородных цепей. Вследствие не вполне эквивалентного замещения частицы палыгорскита имеют избыточный отрицательный заряд.

Обменные емкости глинистых минералов существенно различны и находятся в пределах (в мг-экв/100 г):

Монтмориллонит                 80-150

Палыгорскят                        20-30

Гидрослюды                        10-40

Каолинит                              3-15

В природе глинистые минералы в чистом виде встречаются редко. Обычно они входят в состав горных пород, именуемых глинами. Природная глина состоит из смеси нескольких глинистых минералов и неглинистых примесей, например кварца, коллоидного кремнезема и других. Глины, в состав которых входят в основном монтмориллониты, называются бентонитовыми. Если в глине помимо монтмориллонитов содержится значительное количество гидрослюд или каолинитов, ее называют суббентонитовой. Глины, в которых преобладают каолиниты, называются каолиновыми.

При выборе сорта глины для приготовления глинистого раствора существенное значение имеют минерализация воды затворения и состав разбуриваемых пород.

При перемешивании глинистого раствора структура разрушается, и он вновь становится текучим. Способность растворов загустевать в покое в результате образования структуры и вновь становиться подвижным при перемешивании или встряхивании называется тиксотропией.

Слипание частиц может происходить двояким образом. Во-первых, частицы могут слипаться при столкновении вершинами и ребрами и образовывать сотовую структуру, в ячейках которой заключены свободная вода и инертные частицы твердой фазы; при этом на большей части поверхности частиц (и прежде всего, на гранях) сохраняются гидратные оболочки. Это явление называют гидрофильной коагуляцией.

Во-вторых, частицы под влиянием некоторых факторов могут потерять заряд и лишиться гидратных оболочек. В этом случае при столкновении даже гранями они будут слипаться и образовывать более крупные агрегаты, которые под действием силы тяжести осаждаются из раствора. Раствор расслаивается на две фазы. Такая коагуляция называется гидрофобной.

С увеличением степени минерализации промывочной жидкости коагуляционные явления усиливаются, стабильность ее ухудшается. Для поддержания заданных свойств глинистого раствора его обрабатывают химическими реагентами. Чем выше степень минерализации, тем труднее поддерживать свойства раствора стабильными, тем сложнее обработка, больше расход реагентов и, следовательно, дороже сама промывочная жидкость.

В связи с этим при опасности сильной минерализации промывочной жидкости целесообразно для приготовления ее в качестве источника коллоидной фракции использовать солестойкую палыгорскитовую глину. Растворы из палыгорскита приготовляют на пресной воде, так как в этом случае глина лучше распускается на элементарные чешуйки, а затем насыщают солью.

Промывочная жидкость на базе гидрогеля магния. При разбуривании хемогенных отложений в промывочную жидкость поступают водорастворимые частицы хлоридов натрия, калия, магния (галита, карналлита, бишофита, сильвина и др.), а также сульфатов кальция (гипс, ангидрит). Исследования показали, что концентрированные многосолевые рассолы с высоким содержанием магния можно превратить в седиментационно устойчивые системы, способные в покое удерживать частицы выбуренных пород во взвешенном состоянии. При обработке такого рассола щелочью NaOH или Са(ОН)2 образуется структурированная система, условно называемая гидрогелем магния, содержащая коллоидные частицы оксихлоридов магния, а также сульфатов и карбонатов кальция и другие соединения и обладающая тиксотропией. Такая промывочная жидкость с успехом может использоваться при разбуривании хемогенных толщ, межсолевых, а иногда и подсолевых отложений.

Естественные водные суспензии. При разбуривании неглинистых пород (карбонатных, сульфатных, алевролитов) и аргиллитов в промывочную жидкость поступает некоторое количество тонкодиспергированных твердых частиц и очень мало коллоидных частиц. Если в качестве промывочной жидкости используется вода, образующаяся водная суспензия выбуренных частиц оказывается седиментационно нестабильной; она не способна удерживать выбуренные частицы во взвешенном состоянии в покое. Положительным качеством такой суспензии является малая чувствительность дисперсной фазы к коагулирующему воздействию солей. Поэтому в ряде случаев стремятся стабилизировать естественно образующуюся водную суспензию тонкодисперсных частиц разбуриваемых пород введением в ее состав некоторых структурообразующих химических реагентов (крахмал, карбоксиметилцеллюлоза, углещелочной реагент, суль- фатцеллюлоза и др.), а иногда также небольшого количества высококачественной монтмориллонитовой глины.

2.2 Промывочные жидкости на неводной основе

Промывочные жидкости на неводной основе предназначены в основном для вскрытия продуктивных пластов, когда растворы на водной основе вредно влияют на продуктивность; для бурения с отбором керна, когда необходимо получить образцы пород, не загрязненные фильтратом (для определения истинной нефтенасыщенности, содержания погребенной воды, проницаемости); для разбуривания аргиллитов и сланцеватых глин, склонных к потере устойчивости и осыпанию (или обваливанию) под воздействием фильтрата водных растворов; для проходки скважин с высокой температурой и нередко высокими коэффициентами аномальности пластовых давлений, когда трудно поддержать промывочный раствор на водной основе в хорошем состоянии; для разбуривания хемогенных отложений (особенно при чередовании галита с калийно-магниевыми солями или пропластков калийно-магниевых солей), которые легко растворяются в водных промывочных жидкостях. Жидкости на неводной основе можно использовать также при капитальном ремонте скважин и для временной консервации последних.

Промывочные жидкости на неводной основе представляют собой сложную многокомпонентную коллоидно-химическую систему, дисперсионной средой в которой служат жидкие нефтепродукты, чаще всего дизельное топливо. Существует довольно много рецептур таких жидкостей, существенно отличающихся друг от друга.

Наиболее перспективными являются известково-битумные растворы (ИБР), в состав которых помимо дизельного топлива входят высокоокисленный битум, окись кальция высокой степени активности, стабилизирующее ПАВ и небольшое количество воды.

Свойства ИБР существенно зависят от химического состава дизельного топлива, прежде всего от соотношения в нем парафиновых и нафтеновых углеводородов, и от состава битума, являющегося дисперсной фазой растворов.

Для приготовления ИБР используют высокоокисленный битум специальной марки с температурой размягчения не ниже 135-140 0С, а для высокотемпературных скважин - не ниже 145-150 0С.

Для регулирования структурно-механических свойств (статического напряжения сдвига, вязкости, фильтрации и частично плотности), устойчивости по отношению к воде и температуростойкости растворов на нефтяной основе используют высокоактивную окись кальция.

При необходимости получить ИБР с повышенной плотностью к нему добавляют утяжелитель, в качестве которого рекомендуется использовать барит с влажностью не более 5 6%. Барит предварительно обрабатывают сульфонатриевыми солями, получают пастообразную смесь, в которой твердая фаза тщательно диспергирована и гидрофобизована ПАВ. Перемешивая такую пасту с неутяжеленным ИБР, получают систему с заданной плотностью.

В зависимости от качества дизельного топлива и битума, температуры скважины и заданных свойств ИБР соотношение отдельных компонентов в нем колеблется примерно в таких пределах: дизельное топливо -  40-60% (по объему), битум – 12-25% (по массе от объема), известь негашеная с активностью не ниже 70%  - 12- 30% (по массе от объема), вода – 0-10% (по объему), сульфона- триевые соли – 1-5%. Чем выше заданная плотность ИБР, тем больше вводят барита и тем меньше требуется битума и извести. Чем выше температура, тем больше должна быть активность извести.

Известково-битумные растворы отличаются большой стабильностью, пока содержание воды в них не превысит примерно 20%, Для связывания воды, поступающей в ИБР в процессе бурения, добавляют известь и при необходимости ПАВ. Если при добавке извести раствор чрезмерно загустевает, вязкость снижают, разбавляя его свежим ИБР. Плотность ИБР можно регулировать в широком диапазоне от 900 до 2500 кг/м3.

Приготовление ИБР связано с некоторыми трудностями. При обычной температуре высокоокисленный битум плохо растворяется в дизельном топливе, поэтому последнее требуется подогревать примерно до 80° С. Обычно предварительно готовят концентрат битума в сравнительно небольшом объеме нагретого дизельного топлива, а затем уже на базе концентрата приготовляют ИБР. При взаимодействии СаО с водой выделяется некоторое количество тепла, способствующее лучшему распусканию битума.

Растворы на нефтяной основе являются, как правило, нефильтрующимися жидкостями: даже при высоком перепаде давлений дисперсионная среда из них либо совершенно не отфильтровывается в проницаемую породу, либо объем фильтрата не превышает 1-3 см3 за 30 мин. Частицы выбуренных пород, в том числе глинистых, не распускаются в таких растворах, а частицы хемогенных пород не влияют на качество растворов. Растворы на нефтяной основе не содержат веществ, которые могли бы ухудшить проницаемость коллекторов. Они чувствительны к температуре: с ростом температуры возрастает фильтрация, уменьшается вязкость, более заметно, чем у жидкостей на водной основе, уменьшается плотность, некоторые растворы при повышенных температурах утрачивают стабильность. Поэтому рецептуру раствора следует подбирать обязательно с учетом забойной геостатической температуры в скважине.

Стабильность растворов на нефтяной основе существенно зависит от содержания воды: некоторые растворы расслаиваются уже при попадании в них 8-10% воды, другие, например ИБР, остаются стабильными даже при поступлении 15% минерализованной воды. При бурении необходимо предотвращать поступление воды в растворы на нефтяной основе: хранить их в закрытых емкостях, применять закрытую (от атмосферных осадков и грунтовых вод) систему циркуляции и т. д. Следует также систематически контролировать содержание воды в растворе и при необходимости связывать ее негашеной известью.

Растворы на нефтяной основе приготовляют из сравнительно дорогих материалов. Стоимость 1 м3 такого раствора кратно выше стоимости 1 м3 промывочной жидкости на водной основе. Поскольку свойства растворов на нефтяной основе очень мало изменяются при бурении и длительном хранении, целесообразно один и тот же объем раствора использовать многократно, для промывки нескольких скважин. В этом случае стоимость раствора, приходящаяся на одну скважину, заметно сократится. Применение растворов на нефтяной основе может иногда увеличить стоимость собственно бурения скважины. Но экономия, которая получается благодаря резкому сокращению продолжительности освоения, а также вследствие высокого дебита освоенной скважины, может перекрыть дополнительные затраты на бурение.

2.3 Эмульсионные промывочные жидкости

Эмульсионные промывочные жидкости применяются двух типов:

1. Эмульсии I рода, или типа «масло в воде», в которых дисперсионной (внешней) средой является вода, а нефть или нефтепродукт - дисперсной фазой, равномерно распределенной в объеме раствора в виде тончайших глобул. Хорошими считаются эмульсии, в которых капельки нефти стабилизированы и имеют диаметр от 0,1 до 0,6 мм. Промывочные жидкости этого типа обычно называют нефтеэмульсионными.

2. Эмульсии II рода, или обращенные, типа «вода в масле»; в них  внешней средой является нефть  или нефтепродукт, а вода диспергирована  в виде тончайших глобул и  равномерно распределена в объеме  раствора.

На поверхности контакта нефтепродукта с водой существует высокое поверхностное натяжение. Если смесь из двух таких взаимно нерастворяющихся жидкостей интенсивно перемешать, образуется эмульсия: жидкость с более высоким поверхностным натяжением будет диспергирована в виде тонких глобул в другой жидкости. Так как на поверхности раздела двух фаз существует высокое поверхностное натяжение, свободная поверхностная энергия диспергированных глобул весьма велика. Но всякая система стремится к уменьшению свободной поверхностной энергии, поэтому, если такую эмульсию оставить в покое, диспергированные глобулы, входя в контакт друг с другом, будут сливаться, и эмульсия разрушится, расслоится на две самостоятельные фазы. Чтобы эмульсия была стабильной, необходимо ввести третью фазу - эмульгатор.

Эмульгатор - это сложное химическое соединение, одна часть молекулы которого хорошо растворима в воде, а другая - в нефтепродукте. Благодаря этому эмульгатор концентрируется на поверхности раздела фаз, уменьшает поверхностное натяжение на этой границе и тем самым препятствует слиянию глобул в отдельные крупные капли при контактировании; кроме того, вокруг каждой глобулы образуется тонкая, но плотная механическая пленка, которая стабилизирует глобулу. Стабилизация глобул возможна также за счет адсорбции на их поверхности ионов из дисперсионной среды. В результате адсорбции глобулы приобретают электрический заряд, а одноименно заряженные частицы всегда взаимно отталкиваются.

Выбор эмульгатора предопределяет тип эмульсии. Если поверхностное натяжение на границе контакта вода - эмульгатор оказывается меньше, чем на контакте нефтепродукт - эмульгатор, образуется эмульсия I рода; если же больше - эмульсия II рода.

Нефтеэмульсионные растворы широко применяют при бурении скважин. Их приготовляют путем добавления к обычной промывочной жидкости 5-30% (по объему) нефти или нефтепродукта (обычно дизельного топлива) и прокачивания через циркуляционную систему скважины в течение двух-трех циклов. Чаще всего концентрация нефти составляет 8-15%. Если исходная промывочная жидкость была хорошо стабилизирована понизителями водоотдачи и вязкости, последние, а также тонкодиспергированные глинистые частицы выполняют обычно функции эмульгатора, и специального ПАВ для стабилизации эмульсии вводить не требуется. В высокоминерализованных и высококальциевых растворах содержащиеся в водной среде электролиты могут нейтрализовать заряд на эмульгированных глобулах, что способствует слиянию их в крупные капли. Для стабилизации таких эмульсий необходимо либо увеличить концентрацию понизителя водоотдачи (например, крахмала или КМЦ), а нередко и понизителя вязкости, либо ввести специальный ПАВ - эмульгатор. В качестве эмульгаторов используют различные контакты (НЧК, газойлевый), сульфонол и др. Лучшими являются, по-видимому, неионогенные ПАВ.