CC BY
15
УДК 622.24.063
https://doi.org/10.24412/2226-2296-2022-4-16-20
Разработка и совершенствование инструментальных методов исследований основных параметров промывочных жидкостей
Логинова М.Е., Четвертнева И.А., Ахтямов Э.К., Чуйко Е.В., Тивас Н.С.
Уфимский государственный нефтяной технический университет, 450062, г. Уфа, Россия ORCID: http://orcid.org/0000-0001-7077-8705, E-mail: ufamel@yandex.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6798-0205, E-mail: chetvrtnevaia@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0002-7267-1351, E-mail: eldarmm@yahoo.com ORCID: https://orcid.org/0000-0002-4167-4509, E-mail: erik-ah@mail.ru E-mail: chuikoegor1997@yandex.ru
ORCID: http://orcid.org/000-0003-3451-7748 , E-mail: tivas.n.s@gmail.com
Резюме: Приведены сведения об истории разработки технических средств инструментального исследования буровых промывочных жидкостей. Рассмотрены основные параметры управления свойствами буровых растворов, физические способы регулирования их параметров. Отдельное внимание уделено истории основных производителей приборов для исследования свойств параметров промывочных жидкостей.
Ключевые слова: буровые растворы, методы измерений, реагенты, параметры буровых растворов, приборы для измерений. Для цитирования: Логинова М.Е., Четвертнева И.А., Ахтямов Э.К., Чуйко Е.В., Тивас Н.С. Разработка и совершенствование инструментальных методов исследований основных параметров промывочных жидкостей // История и педагогика естествознания. 2022. № 4. С. 16-20. DOI:10.24412/2226-2296-2022-4-16-20
Благодарность: Исследование выполнено при финансовой поддержке РФФИ в рамках научного проекта по гранту № 19-29-07471 мк.
DEVELOPMENT AND IMPROVEMENT OF INSTRUMENTAL METHODS FOR THE STUDY OF THE MAIN PARAMETERS OF DETERGENTS Loginova Marianna E., Chetvertneva Irina A., Akhtyamov Erik K., Chuyko Egor V., Tivas Nataliya S.
Ufa State Petroleum Technological University, 450062, Ufa, Russia ORCID: http://orcid.org/0000-0001-7077-8705, E-mail: ufamel@yandex.ru ORCID: https://orcid.org/0000-0002-6798-0205, E-mail: chetvrtnevaia@mail.ru ORCID: http://orcid.org/0000-0002-7267-1351, E-mail: eldarmm@yahoo.com ORCID: https://orcid.org/0000-0002-4167-4509, E-mail: erik-ah@mail.ru E-mail: chuikoegor1997@yandex.ru
ORCID: http://orcid.org/000-0003-3451-7748 , E-mail: tivas.n.s@gmail.com
Abstract: Information about the history of the development of technical means of instrumental research of drilling washing fluids is given. The main parameters of the control of the properties of drilling fluids, physical methods of regulating their parameters are considered. Special attention is paid to the history of the main manufacturers of devices for studying the properties and parameters of detergents. Keywords: drilling fluids, measurement methods, reagents, parameters of drilling fluids, measuring instruments. For citation: Loginova M.E., Chetvertneva I.A., Akhtyamov E.K., Chuyko E.V., Tivas N.S. DEVELOPMENT AND IMPROVEMENT OF INSTRUMENTAL METHODS FOR THE STUDY OF THE MAIN PARAMETERS OF DETERGENTS. History and Pedagogy of Natural Science. 2022, no. 4, pp. 16-20.
DOI:10.24412/2226-2296-2022-4-16-20
Acknowledgments: The reported study was funded by RFBR according to the research project No 19-29-07471 mk.
Первые упоминания о применении бурения для поисков нефти относятся к 30-м годам XIX века. Многие страны связывают рождение своей нефтяной промышленности с бурением первой скважины, давшей промышленную нефть. В России в 1846 году на Биби-Эйбате была пробурена скважина, в которой найдена нефть. Это была первая нефтяная скважина в мире! Так, в Румынии отсчет ведется с 1857 года, в Канаде - с 1858 года, первая нефтяная скважина
I
16)
в США была пробурена в 1859 году, в Венесуэле - в 1863 году.
При бурении первых скважин до 20-30-х годов ХХ века применяли для промывки и подъема выбуренной породы на поверхность техническую воду, которая по мере углубления скважин и прохождения глинистых пород превращалась в грязевый глинистый раствор, позволяющий при небольших глубинах удерживать стволы скважин в устойчивом поло-
История и педагогика естествознания 4 • 2022
жении [1, 2]. По мере увеличения глубины нефтяных скважин (в начале ХХ века она составляла до 1000 м) возникли проблемы с прохождением неустойчивых и набухающих горных пород (осыпи и обвалы, сужение стволов скважин, отсутствие свободного хождения бурильного инструмента). Снижению рисков перечисленных осложнений способствовала обработка применяемых глинистых растворов реагентами-стабилизаторами, в качестве которых начали применять доступный и недорогой продукт - нативный крахмал, а также производные целлюлозы - карбоксиметилцеллюло-зу (КМЦ). Эти реагенты-стабилизаторы регулировали фильтрационные и реологические свойства растворов. В связи с изменением свойств глинистых растворов потребовалось новое оборудование и возникла необходимость в методах исследования промывочных жидкостей, то есть для безаварийного ведения буровых работ необходимо было иметь представление о физических и химических свойствах применяемых глинистых растворов [3, 4].
В понятие основных технологических свойств буровых промывочных жидкостей (БПЖ) входят реологические, фильтрационные, коркообразующие, электрохимические, триботехнические, ингибирующие, гидрофобизирующие, поверхностно-активные свойства, количественно характеризующиеся параметрами, измерение которых можно проводить как в промысловых (полевых) условиях, так и в стационарных научно-исследовательских лабораториях [2, 4, 6]:
- плотность;
- условная вязкость;
- показатель фильтрации;
- пластическая вязкость;
- динамическое напряжение сдвига;
- статическое напряжение сдвига;
- коэффициенты нелинейности и консистенции;
- толщина и липкость корки;
- рН раствора и фильтрата;
- содержание «песка»;
- содержание твердой фазы;
- содержание коллоидной фракции;
- электростабильность для растворов на углеводородной основе (РУО);
- содержание ионов (Са2+, Мд2+, К+, С1-) и др.
Одной из первых мировых компаний, занимающихся разработкой и производством приборов для определения свойств промывочных жидкостей, является американская компания Fann, история которой начинается с 20-х годов ХХ века [1]. Компания разработала «мобильную лабораторию», представляющую возможность тестировать промывочные жидкости в полевых условиях, современный вид которой представлен на фото 1.
Первые большие работы были направлены прежде всего на создание приборов для определения вязкости раствора и показателя фильтрации. Практически первым промысловым прибором для определения вязкости была воронка, предложенная Х.Н. Маршем в 1930 году (фото 2). Исходя из технических соображений Марш признавал, что буровые растворы по характеру течения ближе к бингамовским вязким пластическим, чем к ньютоновским жидкостям.
Вязкость ньютоновских жидкостей может быть определена при измерении истечения количества жидкости во времени, то есть объема относительно времени. Если растворы подчинялись закономерностям по Ньютону, то воронка Марша могла быть оттарирована по жидкости с известной вязкостью, и эта градуировка использовалась для пересчета времени истечения раствора из воронки в единицы вязкости.
В 1937 году сотрудник американской сервисной компании Вагс^ Дж. Д. Фанн запатентовал прибор для измерения
4■ 2022 История и педагогика естествознания
вязкости на основе ротационного вискозиметра Куэтта. Линейка оборудования развивалась, завязалось также тесное сотрудничество с сервисной компанией Halliburton Energy Services, которая с 1919 года занимались цементированием скважин и проведением геофизических исследований при бурении скважин. Совместно компаниями Fann Instrument и Halliburton Energy Services были разработаны патенты на приборы для тестирования параметров тампонажных растворов.
Буровые растворы как вязкие пластические жидкости характеризуются следующими параметрами: предельным динамическим напряжением сдвига и структурной вязкостью [4, 5]. Значение этих параметров не определяются воронкой Марша. В то же время, когда воронка стала внедряться на промыслах, инженерно-технический персонал стал применять для определения вязкости вискозиметр Стормера.
Преимущество этого вискозиметра заключалось в возможности определения тиксотропных свойств и кажущейся вязкости раствора. Для стандартного измерения вязкости промывочных растворов на вискозиметре Стормера в 1931 году рекомендовалась скорость вращения 600 об/мин, и в настоящее время эта скорость стандартизирована. Тиксо-тропные свойства раствора по Стормеру выявляются в результате измерения предельного статического напряжения сдвига при нуле и затем через 10 минут.
Стремление оценить истинные свойства течения раствора, то есть предельное динамическое напряжение сдвига и структурную вязкость привело в 1935 году Ф.Х. Джонса и Р. Бебсона к решению рассмотреть для применения в этих целях вискозиметр Макмишеля. Однако этот вискозиметр не был приспособлен для замеров параметров таких жидкостей, как промывочные растворы, вследствие чего для научных исследований были разработаны другие многоскоростные вращающиеся приборы.
В 1952 году М.П. Воларович и Ф.Н. Шведов описали ротационный вискозиметр, который мог быть использован для
1. Современный набор полевой лаборатории компании Fann
замера структурной вязкости, предельных динамического и статического напряжений сдвига и других реологических параметров раствора.
Ротационные вискозиметры начали изготавливаться с несколькими скоростями сдвиговых нагрузок, в ручных версиях предусматривались две скорости сдвига (300 и 600 об/мин). В дальнейшем были разработаны ротационные вискозиметры с большим набором скоростей начиная от 0,03 об/мин (вискозиметр Брукфильда) (фото 3).
В настоящее время эти вискозиметры любых диапозо-нов сдвиговых нагрузок широко применяются для определения свойств потока различных систем буровых растворов в полевых и лабораторных условиях.
Ф.Х. Джонс и Р. Бебсон в 1935 году разработали приборы, на которых исследовали, как движется раствор в столбике пористого песчаника в условиях повышенных температур и давлений. Результаты их исследований показывают, что растворы с плохими тиксотропными свойствами, то есть с низким содержанием коллоидных фракций откладывают на стенке толстую корку при значительной фильтрации воды в пласт, в то время как растворы с высоким содержанием коллоидных фракций обладают низкой фильтрацией и откладывают на стенках более тонкую фильтрационную корку. Также они показали, что растворы с низким содержанием коллоидных фракций и высокой водоотдачей могут приводить в процессе бурения к образованию обвалов в стволе скважины [6, 7].
Эти приборы были очень сложны для промысловых условий, но работа по изучению значений результатов предыдущих исследований послужила толчком, и в 1937 году Ф.Х. Джонс разработал промысловую модель прибора для определения водоотдачи в статических условиях (фото 4). Этот прибор получил широкое применение и в настоящее время известен как фильтр-пресс низкого давления и температуры (LPLT) - прибор для определения значения водоотдачи за 30 минут при комнатной температуре и давлении 100 psi (7 кг/см2). В дальнейшем были созданы приборы для определения водоотдачи в условиях высоких температур (до 149 °С) и давлений (до 500 psi), а также в условиях, моделирующих фильтрацию бурового раствора в проницаемые породы при промывке скважины, - динамический фильтр-пресс (фото 5).
Поскольку бурение первой в мире нефтяной скважины было произведено в 1846 году инженером Василием Семе-
3. Ротационные вискозиметры: а - двухскоростной; б - Брукфильда
новым в поселке Биби-Эйбат близ Баку, то логично, что и начало развития российского производства оборудования для исследования свойств промывочных жидкостей, применяемых при бурении скважин, получило начало в 40-х годах ХХ века на Бакинском приборостроительном заводе. Разработанный российскими производителями комплект для исследования свойств промывочных жидкостей в полевых условиях представлен на фото 6.
Для измерения условной вязкости промывочных жидкостей был разработан прибор ВБР-2 (фото 7).
Для измерения пластической вязкости и динамического напряжения сдвига был разработан ротационный вискозиметр ВСН, а для измерения статического напряжения сдвига - прибор СНС-2 (фото 8).
Для определения показателя фильтрации буровых растворов изготавливались приборы ВМ-6, широко применяемые в стационарных и полевых лабораториях. Данный прибор моделировал фильтрацию бурового раствора за 30 минут при комнатной температуре через фильтровальную бумагу под давлением 1 кг/см2 (фото 9).
На указанные параметры буровых промывочных жидкостей, контролируемые в полевых условиях, в России был
б
а
6. Комплект полевой лаборатории российского производства
7. Прибор ВБР-2
разработан РД 39-00147001-773-2004 Методика контроля параметров буровых растворов, а для оценки ингибирую-щей способности БПЖ - РД 39-2-813-82 Методика оценки ингибирующей способности буровых растворов по результатам увлажнения образцов глин и др.
Сервисные услуги по буровым растворам уже давно перешагнули этап простого ситуативного сопровождения работ техниками-лаборантами. Современные требования обязывают сервисные компании по буровым растворам обеспечивать тотальный входной контроль применяемых химических реагентов, использовать инженерные программные продукты, цифровое лабораторное оборудование, сертифицированные реактивы и материалы для испытаний [8, 9].
Данные требования и высокая планка уровня работ были заданы иностранными сервисными компаниями, которые пришли на рынок российского нефтесервиса в 90-х годах ХХ века с солидным багажом технологий и стандартов, установленных Американским институтом нефти (American Petroleum Institute) АНИ/АР1.
В России методы контроля регламентированы РД 39-2645-81 Методика контроля параметров буровых растворов, в США Американским нефтяным институтом разработаны нормы и правила API R.P. 10В и 39. Стандартные методики API в настоящее время получили широкое признание
8. Ротационный вискозиметр ВСН-3 (а) и прибор СНС-2 (б)
практически во всех странах, поэтому при использовании иностранных приборов для контроля состава и свойств буровых растворов следует учитывать особенности стандартных российских и американских методик, включая единицы измерений (табл. 1).
Из данных табл. 1 видно, что единицы измерений, согласно методикам АНИ (API), сильно отличаются от общепринятой системы измерений, применяемой в России, - системы СИ. Это вызывает сложность пересчета параметров с системы СИ на АНИ. Различие систем измерений в России и Америке является сильным недостатком при описании и понимании параметров свойств буровых растворов для широкого круга исследователей, не связанных с непосредственным измерением на импортных приборах.
Молодые российские сервисные компании, которые начали появляться в начале 2000-х годов, некоторое время пользовались методиками и исследованиями времен СССР, уступавшим стандартам АНИ, поэтому в настоящее время при строительстве нефтегазовых скважин в России определение параметров буровых растворов производится по стандартам в соответствии с рекомендованными практиками АНИ (API) 13В-1, 13В-2 (ISO 10414-1, IS010414-2), исходя из которых полевые лаборатории должны быть оснащены следующим лабораторным оборудованием:
- рычажные весы (FANN/ OFITE),
- рычажные весы под давлением (TrueWeigth) (FANN/OFITE),
- ротационный вискозиметр (FANN/OFITE),
- термостакан для вискозиметра (FANN/OFITE),
- реторта (FANN/OFITE),
- кальциметр,
- цилиндр стабильности ЦС-2,
- секундомер,
- таймер,
- штангенциркуль,
- термометр,
- прибор для определения содержания песка (FANN/OFITE),
- весы электронные,
- мешалка магнитная,
- плитка лабораторная. Дополнительно (для РВО):
9. Прибор ВМ-6
4■2022
История и педагогика естествознания
б
- воронка Марша (FANN/OFITE),
- фильтр-пресс LTLP (FANN/OFITE),
- прибор КТК-2,
- рН-метр.
Дополнительно (для РУО):
- высокоскоростной перемешива-тель Hamilton,
- фильтр-пресс HTHP (FANN/OFITE),
- тестер электростабильности 23D (FANN/OFITE).
Следует отметить, что принятое в свое время решение о применении американского лабораторного оборудования и методик АНИ (API) на территории России в современных реалиях затрудняется невозможностью обновления лабораторных приборов или замены вышедших из строя деталей. Данное обстоятельство приводит к необходимости применения аналогичного по устройству, но не по качественным характеристикам, лабораторного оборудова-
Таблица 1.
Единицы измерений параметров в системах СИ и АНИ (API)
Параметр Единица измерений в АНИ Единица измерений в СИ
Объем нефти баррель м3
Давление psi Па
Длина дюйм м
Плотность фунт/галлон, фунт/фут3 г/см3, кг/м3
Пластическая вязкость мПа-с мПа-с, сПз
ДНС, СНС фунт/100фут2 Па
ПФ мл/30 мин см3/30 мин
ния китайского производства. По мнению авторов, должны развиваться отечественные производства лабораторного оборудования для исследования свойств промывочных жидкостей согласно программам импортозамещения.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
Дж. Р. Грей, Г.С.Г. Дарли. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М.: Недра, 1985. 509 с.
Кошелев В.Н. Промывка нефтяных и газовых скважин для инженерно-технических работников буровых предприятий. М.: Недра, 2019. 687 с.
З.Булатов А.И., Проселков Ю.М., Рябченко В.И. Технология промывки скважин. М.: Недра, 1981. 303 с.
Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург: Летопись, 2005. 664 с.
Андресон Б.А., Шарипов А.У., Минхайров К.Л. Полимерные растворы за рубежом // Обзор. информ. ВНИИОЭНГ. Сер. Бурение. 1980. 68 с. Четвертнева И.А. Применение продуктов химической переработки природного сырья в качестве основы реагентов буровых растворов в решении вопросов нефтепромысловой химии. Уфа: Изд-во УГНТУ, 2021. 128 с.
Логинова М.Е., Хабибуллин Т.Р. Совершенствование буровых промывочных жидкостей исследованием реагентов на основе лигносульфонатов и гуматов // Современная школа России. Вопросы модернизации. 2021. № 4-2 (36). С. 187-191.
Логинова М.Е., Четвертнева И.А. , Мовсумзаде Э.М., Тивас Н.С. Применение минерализованной воды в качестве основы для систем буровых растворов для Волго-Уральского региона / Мат. IX Междунар. (XVII Всероссийской) науч.-практ. конф. РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина «Нефтепромысловая химия». М.: Изд-во РГУ нефти и газа (НИУ) им. И.М. Губкина, 2022. С. 56-59.
Sharipov A.U., Antonov K.V., Chetvertneva I.A. Scientific and technological grounds for polymer muds application in deep drilling and well completion. Ufa: Tau, 2002. 46 p.
REFERENCES
Grey Dzh. R., Darii G.S.G. Sostavi svoystva burovykh agentov (promyvochnykh zhidkostey) [Composition and properties of drilling agents (flushing fluids)]. Moscow, Nedra Publ., 1985. 509 p.
Koshelev V.N. Promyvka neftyanykh igazovykh skvazhin dlya inzhenerno-tekhnicheskikh rabotnikovburovykh predpriyatiy [Washing of oil and gas wells for engineering and technical workers of drilling enterprises]. Moscow, Nedra Publ., 2019. 687 p.
Bulatov A.I., Proselkov YU.M., Ryabchenko V.I. Tekhnologiyapromyvkiskvazhin [Well flushing technology]. Moscow, Nedra Publ., 1981. 303 p. Ryazanov YA.A. Entsiklopediyapo burovym rastvoram [Encyclopedia of drilling fluids]. Orenburg, Letopis' Publ., 2005. 664 p. Andreson B.A., Sharipov A.U., Minkhayrov K.L. Polimernyye rastvoryza rubezhom [Polymer solutions abroad]. Moscow, VNIIOENG Publ., 1980. 68 p.
Chetvertneva I.A. Primeneniye produktovkhimicheskoy pererabotkiprirodnogo syr'ya vkachestve osnovy reagentovburovykh rastvorov vreshenii voprosov neftepromyslovoy khimii [The use of products of chemical processing of natural raw materials as the basis of reagents for drilling fluids in solving problems of oilfield chemistry]. Ufa, UGNTU Publ., 2021. 128 p.
Loginova M.YE., Khabibullin T.R. Improvement of drilling fluids by studying reagents based on lignosulfonates and humates. Sovremennaya shkola Rossii. Voprosy modernizatsii, 2021, no. 4-2 (36), pp. 187-191 (In Russian).
Loginova M.YE., Chetvertneva I.A. , Movsumzade E.M., Tivas N.S. Primeneniye mineralizovannoy vody v kachestve osnovy dlya sistem burovykh rastvorov dlya Volgo-Ural'skogo regiona [The use of mineralized water as a basis for drilling mud systems for the Volga-Ural region]. Trudy IX Mezhdunar. (XVII Vserossiyskoy) nauch.-prakt. konf. RGU nefti i gaza (NIU) im. I.M. Gubkina «Neftepromyslovaya khimiya» [Proc. of IX Intern. (XVII All-Russian) scientific and practical conf. of Russian State University of Oil and Gas (RSU) named after I.M. Gubkin "Oilfield Chemistry"]. Moscow, 2022, pp. 56-59.
Sharipov A.U., Antonov K.V., Chetvertneva I.A. Scientific and technological grounds for polymer muds application in deep drilling and well completion. Ufa, Tau Publ., 2002. 46 p.
ИНФОРМАЦИЯ ОБ АВТОРАХ / INFORMATION ABOUT THE AUTHORS
Логинова Марианна Евгеньевна, к.ф.-м.н., доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Четвертнева Ирина Амировна, к.т.н.,доцент кафедры бурения нефтяных и газовых скважин, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Ахтямов Эрик Касимович, помощник президента, Уфимский государственный нефтяной технический университет. Чуйко Егор Валерьевич, аспирант, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Тивас Наталия Сергеевна, аспирант, Уфимский государственный нефтяной технический университет.
Marianna E. Loginova, Cand. Sci. (Ph.-m.), Assoc. Prof. of the Department of Oil and Gas Well Drilling, Ufa State Petroleum Technological University. Irina A. Chetvertneva, Cand. Sci. (Tech.), Assoc. Prof. of the Department of Oil and Gas Well Drilling, Ufa State Petroleum Technological University. Erik K. Akhtyamov, President "s assistant, Ufa State Petroleum Technological University.
Egor V. Chuyko, Postgraduate Student, Ufa State Petroleum Technological University.
Nataliya S. Tivas, Postgraduate Student, Ufa State Petroleum Technological University.
История и педагогика естествознания
4•2022
