CC BY
178
УДК 622.244.442
DOI 10.21285/0130-108Х-2016-56-3-86-94
ВЛИЯНИЕ СМАЗОЧНЫХ ДОБАВОК НА ХАРАКТЕРИСТИКИ БУРОВОГО РАСТВОРА, ПРИМЕНЯЕМОГО ПРИ БУРЕНИИ СКВАЖИН В ВОСТОЧНОЙ СИБИРИ
© Э.В. Шакирова1, Е.В. Аверкина2, Т.Р. Сабиров3
1-3Иркутский национальный исследовательский технический университет, 664074, Россия, г. Иркутск, ул. Лермонтова, 83.
В последнее время на месторождения в больших объемах поставляются отечественные и зарубежные смазывающие добавки для буровых растворов. Смазывающие добавки необходимы для повышения технико-экономических показателей строительства наклонно-направленных скважин. В данной статье протестированы различные смазочные добавки, изучено, какое влияние они оказывают на основные свойства соленасыщенного полисахаридного бурового раствора, применяемого на Ярактинском нефтегахоконден-сатном месторождении. Анализировались следующие реагенты: Бурфлюб, Биолуб LVL, Bau DF Lube, Бурфлюб-БТ, ST-Slide DW. Приведены результаты тестирования на предмет соответствия требованиям технических условий и лабораторных экспериментов по определению их растворимости в различных технологических средах.
Представлены опыты по выявлению подробного изучения липкости глинистых корок, созданных из искусственных и естественных растворов. Все вышеперечисленные реагенты обладают смазочными свойствами и могут применяться без пеногасителей. Следует отметить что, при обработке бурового раствора реагентами ST-Slide DW и Бурфлюб в концентрации 3 и 5% незначительно увеличивается уровень рН. При добавлении реагентов ST-Slide DW и Bau DF Lube увеличиваются значения показателя фильтрации в 1%-й концентрации, затем снижаются с ее увеличением. Старение бурового раствора наглядно демонстрирует воздействие тепла на структурно-механические и реологические свойства бурового раствора. У всех растворов после термостатирования наблюдается снижение условной вязкости, снижение показателей пластической вязкости, статического и динамического напряжений сдвига. В процессе бурения скважины это может привести к снижению крутящего момента (при вращении бурового инструмента) и гидравлических сопротивлений при циркуляции бурового раствора. Окончательное решение о возможности применения данных добавок на Ярактинском нефтегахоконденсатном месторождении следует принимать после проведения промышленных испытаний, на данном же этапе по результатам тестирования смазочных добавок в соленасыщенном полисахаридном буровом растворе к применению может быть рекомендована смазочная добавка Бурфлюб-БТ.
Ключевые слова: смазочная добавка, буровой раствор, коэффициент трения, полисахаридный буровой раствор, поверхностное натяжение, реологические показатели.
Формат цитирования: Шакирова Э.В., Аверкина Е.В., Сабиров Т.Р. Исследование смазочных добавок на характеристики бурового раствора, применяемого при бурении скважин в Восточной Сибири // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных наук. Геология, поиски и разведка рудных месторождений. 2016. № 3 (56). С. 86-94. DOI 10.21285/0130-108Х-2016-56-3-86-94.
THE EFFECT OF LUBRICATING ADDITIVES ON CHARACTERISTICS OF THE MUD USED IN WELL-DRILLING IN EASTERN SIBERIA
E.V. Shakirova, E.V. Averkina, T.R. Sabirov
Irkutsk National Research Technical University, 83, Lermontov St., Irkutsk, 664074, Russia.
1Шакирова Эльвира Венеровна, доцент кафедры нефтегазового дела, e-mail: viva160@mail.ru Shakirova Elvira, Associate Professor of the Department of Oil and Gas Business, e-mail: viva160@mail.ru
2Аверкина Елена Владимировна, старший преподаватель кафедры нефтегазового дела, e-mail: averkina@istu.edu
Averkina Elena, Senior Lecturer of the Department of Oil and Gas Business, e-mail: averkina@istu.edu
3Сабиров Тимур Ришатович, студент, e-mail: satimri@yandex.ru Sabirov Timur, Student, e-mail: satimri@yandex.ru
These days oil and gas fields are supplied with large volumes of domestic and foreign lubricants for drilling muds. The lubricating additives are required to increase technical and economic indicators of controlled directional wells construction. This article tests various lubricating additives, studies their effect on the basic properties of the salt saturated polysaccharide drilling mud applied at the Yaraktinsky oil and gas condensate field. The following reagents have been analyzed: Burflyub, Biolub LVL, Bau DF Lube, Burflyub-BT, ST-Slide DW. The results of testing their compliance to the requirements of specifications and laboratory experiments on their solubility determination in various technological environments are provided.
The article presents the experiments on the identification and detailed study of stickiness of mud cakes derived from artificial and natural solutions. All reagents mentioned above have lubricating properties and can be used without defoaming agents. It should be noted that, drilling mud treatment with ST-Slide DW and Burflyub reagents in the concentration of 3% and 5% slightly increases the pH level. Addition of ST-Slide DW and Bau DF Lube reagents increases the filtering values in 1% concentration. Then filtering values decrease as concentration increases. Drilling mud aging clearly demonstrates the effect of heat on structural-mechanical and rheological properties of a drilling mud. After the thermostatic control all solutions feature decrease in conditional viscosity, reduced indicators of plastic viscosity, static and dynamic tension of shift. When drilling a well it can decrease the torque (under boring tool rotation) and hydraulic resistances in drilling mud circulation. The final decision on the application feasibility of these additives at the Yaraktinsky oil and gas condensate field should be made after industrial testing. At this stage, according to the results of testing lubricating additives in the salt saturated poly-saccharide drilling mud Burflyub-BT lubricant can be recommended for the application at the Yaraktinsky oil and gas condensate field.
Keywords: lubricant (lubricating additive), drilling mud, coefficient of friction, polysaccharide drilling mud, surface tension, rheological performances
For citation: Shakirova E.V., Averkina E.V., Sabirov T.R. The effect of lubricating additives on characteristics of the mud used in well-drilling in Eastern Siberia. Proceedings of the Siberian Department of the Section of Earth Sciences, Russian Academy of Natural Sciences. Geology, Prospecting and Exploration of Ore Deposits. 2016. No. 3 (56). Pp. 86-94. DOI 10.21285/0130-108X-2016-56-3-86-94.
Нефтегазовый промысловый комплекс играет важную роль в современной национальной экономике Российской Федерации. Нефть и газ являются стратегическим сырьем, не только важным для отечественной индустрии, но и идущим и на экспорт.
Необходимость быстрейшего развития экономики нашей страны ставит перед работниками нефтяной промышленности задачу повышения эффективности и улучшения качества бурения, которая включает в себя как количественный рост, то есть увеличение скоростных показателей бурения, так и повышение качества самих буровых работ.
Тенденции развития технологии в последнее время направлены на минимизацию вредного воздействия на продуктивный пласт во время бурения, качественное крепление и цементирование скважины, использование новых технологий для очистки бурового раствора, повышение износостойкости и долговечности узлов трения бурового оборудования и прежде всего породоразрушаю-щего инструмента, уменьшение вредного воздействия на окружающую среду во время бурения.
К решению этих задач привлечены крупные научно-исследовательские учреждения, а также научные кадры ведущих вузов нашей страны. В научно-исследовательских лабораториях и на производстве изыскиваются наиболее совершенные способы проводки скважин в различных условиях.
Восточно-Сибирский регион играет важную роль в развитии России. Перспективными на нефть и газ являются 3/4 общей площади Восточной Сибири (3,2 млн км2). В настоящее время наиболее перспективными считаются Байкитская (Юрубчено-Тохомская) и Непско-Ботуобинская (включая Ковык-тинский район) нефтегазоносные области.
Основные запасы газа связывают с такими газоконденсатными и нефтекон-денсатными месторождениями, как Ко-выктинское, Юрубченское, Собиновское и Ярактинское в южной и юго-восточной части региона, а также Пеляткинское и Дерябинское в Таймырском АО.
Ярактинское месторождение расположено в 140 км от города Усть-Кута, в северной части Усть-Кутского района и южной части Катангского района
Иркутской области. Нефтегазоносность связана с отложениями вендского и кембрийского возрастов - песчаниками ярактинского горизонта общей мощностью до 40 м.
Разработка месторождения ведется наклонно-направленными и горизонтальными скважинами в сложных геолого-технических условиях, в связи с чем наметилась тенденция роста аварийности буровых работ при строительстве скважин, в которой основную роль занимают прихваты бурильного инструмента и обсадных труб [1].
Этот вид осложнений напрямую связан с триботехническими свойствами бурового раствора. Зарубежный и отечественный опыт бурения скважин буровых растворов с улучшенными смазочными свойствами показывает, что это мероприятие оказывает общетехнологическое положительное влияние на работу и износ узлов трения оборудования и породоразрушающего инструмента, снижение осложнений стволов скважин. Указанное достигается без существенных материальных затрат путем введения в буровые растворы специальных смазочных добавок.
Лубриканты снижают силы трения на всех поверхностях контакта, движущихся или перемещаемых элементов (деталей) бурового инструмента и оборудования между собой и с горной породой. При этом снижается износ, повышается длительность эксплуатации оборудования, уменьшается вероятность осложнений процесса бурения вследствие прихватов и посадок бурового инструмента, залипания колонны бурильных труб в желобах и на участках искривления скважины [2].
Трудности, обусловленные большим крутящим моментом и силами трения, особенно велики в наклонных скважинах с большими зенитными углами и в горизонтальных скважинах. Бурильная колонна лежит на нижней стенке скважины и имеет большую площадь контакта с породой и обсадной колонной. В таких условиях применение смазываю-
щей жидкости может дать существенные преимущества при условии, если другие свойства бурового раствора приемлемы и применяется оптимальная технология бурения [3].
Смазочные добавки должны удовлетворять следующим требованиям:
- адсорбироваться на металлических поверхностях с образованием реологически пластичного или полупластичного их состояния с высоким пределом текучести;
- сохранять свои основные свойства в минерализованной среде во всем диапазоне температур и pH, в которых находится буровой раствор;
- не растворяться в водной среде;
- не подвергаться гидролизу или реакциям разложения в водной среде, не оказывать отрицательного воздействия на параметры бурового раствора и проницаемость продуктивного пласта.
В настоящее время на рынке имеется большой ассортимент смазочных добавок для буровых растворов на водной основе. Выбор конкретной добавки зависит от характера действия, экологических соображений, типа раствора, его плотности, от температуры в скважине и от того, какой вид трения преобладает: сталь по стали или сталь по породе. При бурении длинных прямолинейных участков ствола большая часть ствола может быть необсаженной, и будет преобладать трение «сталь по породе» («сталь по фильтрационной корке»). Горизонтальный участок часто бурят после того, как вышележащий ствол перекрыт обсадной колонной. В таком случае будет преобладать трение «сталь по стали»
[4].
В учебно-исследовательской лаборатории буровых растворов и крепления скважин ИРНИТУ были проведены исследования влияния смазочных добавок на основные и смазочные свойства бурового раствора. Изучались следующие образцы смазочных добавок: Бурфлюб -ООО ПСК «Буртехнологии», Биолуб LVL - ООО «Промышленная химия», Bau DF Lube - ООО «Баулюкс»,
Бурфлюб-БТ - ООО ПСК «Буртехноло- Полученные данные исследования
гии», ST-Slide DW - ООО «Сервис ТЭК- растворимости реагентов в различных
бурение». Физико-химические свойства технологических жидкостях определяли
реагентов представлены в табл. 1. при смешении реагент - среда (в соотно-
шении 1:10) (табл. 2).
Таблица 1
Физико-химические свойства смазочных добавок
Наименование характеристики Добавка
Бурфлюб-БТ Bau DF Lube Бурфлюб Биолуб LVL 8Т-8Ше DW
Внешний вид Жидкость от светло-коричневого до темно-коричневого цвета Жидкость от светло-жёлтого до темно-коричневого цвета Жидкость от тёмно-коричневого цвета Жидкость от коричневого до темно-коричневого цвета Жидкость от светло-коричневого до темно-коричневого цвета
Плотность при 20°С, кг/м3 900-1000 900-1090 900-1000 900 900-1050
pH 1%-й дисперсии 7-11,5 7-11,5 7-11,5 7-11,5 7-11,5
Температура застывания, °С -20 -25 -20 -19 -21
Таблица 2
Растворимость смазочных добавок в различных технологических средах
Технологическая среда Раствор
KCl №01 СаС12 №а2СОз
Бурфлюб-БТ Мутная жидкость. В поверхностном слое реагент коричневого цвета. Эмульсия Эмульсия на поверхностном слое, реагент коричневого цвета, жидкость мутная Жидкость мутная (светло-коричневая). Поверхностный слой коричневого цвета Жидкость светло-коричневого цвета. Однородная
Bau DF Lube Жидкость прозрачная. В поверхностном слое реагент темно-коричневого цвета. Эмульсия Слой реагента на поверхности темно-коричневого цвета Слой реагента на поверхности. Раствор мутно-желтого цвета. Эмульсия Жидкость непрозрачная, мутного (светло-коричневого) цвета. Поверхностный слой темно-коричневого цвета
Бурфлюб Жидкость прозрачная. В поверхностном слое реагент коричневого цвета. Произошла коалесценция Слой реагента темно-коричневого цвета. Эмульсия, жидкость прозрачная Прозрачная жидкость. Поверхностный слой темно-коричневого цвета Мутная жидкость светло-коричневого цвета. Поверхностный слой коричневого цвета. На стенках пробирки часть эмульсии
Биолуб LVL Тонкий поверхностный слой желтого цвета. Мутная жидкость бежевого цвета Эмульсия. На поверхности слой реагента желтого цвета. Прозрачная жидкость Раствор бежевого цвета, однородный. На поверхности слой реагента желтого цвета. Мутная жидкость. Светло-желтого цвета. Большой поверхностный слой бежевого цвета.На стенках пробирки часть эмульсии
ST-Slide DW Эмульсия. Поверхностный слой ярко-желтого цвета. Произошла коалесценция. Жидкость прозрачного цвета Эмульсия. На поверхности слой реагента ярко-желтого цвета. Полупрозрачная жидкость. Эмульсия. На поверхности слой реагента ярко-желтого цвета. Произошла коалесценция. Жидкость полупрозрачная Непрозрачная жидкость. Поверхностный слой желтого цвета.
Испытание смазочных добавок проводилось на буровом растворе, применяемом при строительстве эксплуатационных скважин на Ярактинском нефтегахокондженсатном месторождении.
При бурении под техническую и эксплуатационную колонны приготавливается соленасыщенный полисахарид-ный буровой раствор (СПБР) с плотностью 1,22-1,25 г/см3. Состав СПБР: раствор хлорида натрия NaCl плотностью 1,175-1,18 г/см3, кальцинированная сода Na2CO3, крахмал «КРЭМ», биополимер «Биосин», полианионная целлюлоза высокой вязкости «ОснопакH-O».
При тестировании смазочная добавка в соленасыщенный полисахарид-ный буровой раствор вводилась в диапазоне концентраций от 0,1 до 5% в соответствии с рекомендациями производителей добавок.
Замер показателей буровых растворов осуществлялся в соответствии со стандартом API на следующих приборах: вискозиметр (модель 900 фирмы OFITE для измерения реологических показателей), тестер предельного давления для определения коэффициента трения, фильтр-пресс полной площади Fann для определения водоотдачи, прибор для определения коэффициента липкости КТК-2, ВБР-2 для определения условной вязкости, рычажные весы для определения плотности бурового раствора, pH-метр (фирма Oakton) для определения водородного показателя, 5-вальцовая печь (фирма OFITE) для определения воздействия температуры на буровой раствор.
Для определения воздействия забойной температуры на свойства бурового раствора и поведения смазочных добавок в этих условиях было проведено термостатирование при температуре 50°С в течение 24 ч. В геологическом разрезе Ярактинского месторождения максимальная температура на забое достигает 47°С.
Полученные данные лабораторных исследований влияния смазочных доба-
вок на свойства бурового раствора представлены в табл. 3, 4.
Из полученных данных (табл. 3, 4) следует, что по мере повышения концентрации смазочной добавки структурно-реологические и фильтрационные свойства бурового раствора практически не изменяются, плотность бурового раствора до и после термостарения остается постоянной, а именно 1,22 г/см3. Можно отметить, что при обработке бурового раствора реагентами ST-Slide DW и Бурфлюб в концентрации 3 и 5% незначительно увеличивается уровень рН. При добавлении реагентов ST-Slide DW и Bau DF Lube увеличиваются значения показателя фильтрации в 1%-й концентрации, затем снижаются с ее увеличением.
Старение бурового раствора наглядно демонстрирует воздействие тепла на структурно-механические и реологические свойства бурового раствора. У всех растворов после термоста-тирования наблюдается снижение условной вязкости, снижение показателей пластической вязкости, статического и динамического напряжений сдвига. В процессе бурения скважины это может привести к снижению крутящего момента (при вращении бурового инструмента) и гидравлических сопротивлений при циркуляции бурового раствора [5].
Из табл. 3, 4 видно, что лучшей смазывающей способностью обладает реагент Бурфлюб-БТ, затем в равной степени влияют на коэффициент трения Бурфлюб, Биолуб LVL и ST-Slide DW.
Также можно заметить, что при 1%-й концентрации смазочных добавок показатели коэффициента трения являются оптимальными, и добавление в буровой раствор большей концентрации добавки нецелесообразно с экономической точки зрения [6].
У большинства детергентов с увеличением ее концентрации уменьшается коэффициент липкости. Но, к примеру, наименьшее значение коэффициента липкости при максимальной концентрации у добавки Биолуб LVL оказалось
Таблица 3
Лабораторные исследования смазочных добавок (Бурфлюб-БТ, 8Т-8Ме Б1, Биолуб ЬУЬ) на соленасыщенном полисахаридном буровом растворе
Состав раствора Условная вязкость УВ700/500, с Пластическая вязкость Ппл, сПз Динамическое напряжение сдвига ДНС, Па Статическое напряжение сдвига СНС10/10, Па Фильтрация Ф30, см3 Корка k, мм Коэф-фи-циент липкости k krnn Коэффициент трения k kmp Водородный показатель pн
Исх. СПБР 60,4 26,4 11,2 2,1/2,9 5,6 1 0,192 0,217 7,5
После т/с 42,16 21,0 9,5 1,6/2,1 5,6 1 0,230 0,192 8,44
Бурфлюб-БТ
1 Исх, +0,1% 50,12 23,5 9,8 1,7/2,5 6,4 1 0,212 0,285 8,8
2 Исх, +0,3% 49,64 23,6 10,2 1,9/2,7 6,4 1 0,324 0,303 7
3 Исх, +0,5% 51,04 23,9 10,2 1,8/2,7 5,8 1 0,230 0,169 7
После т/с 30,58 19,3 6,7 1,2/1,4 4,8 1 0,305 0,166 7
4 Исх, +1% 54,36 24,0 10,4 2,1/2,7 4,4 1 0,249 0,143 7,72
После т/с 32,96 18,3 6,5 1,4/1,8 5 1 0,221 0,149 7,8
5 Исх, +3% 51,12 24,6 10,9 2,2/2,8 6 1 0,158 0,121 7,46
После т/с 39,61 19,7 7,5 1,5/2,5 5,4 1 0,158 0,147 7,65
6 Исх, +5% 53,36 23,8 10,6 2,1/2,8 5,8 1 0,141 0,109 7,34
После т/с 46,24 24,3 10,4 1,9/2,4 5,2 1 0,158 0,129 7,56
ST-Slide DW
1 Исх, +0,1% 44,52 22,3 8,0 1,2/1,5 6,8 1 0,194 0,194 8
2 Исх, +0,3% 42 21,4 8,8 1,5/1,9 7,2 1 0,212 0,199 7,68
3 Исх, +0,5% 62 27,8 12,0 2,2/3,5 5,2 1 0,194 0,171 7
После т/с 31,68 21,1 7,6 1,4/1,7 9 1 0,305 0,186 7
4 Исх, +1% 49,24 25,4 10,1 2,1/2,8 7 1 0,158 0,212 8,86
После т/с 30,92 17,7 6,6 0,8/1,1 7,6 1 0,267 0,192 8,83
5 Исх, +3% 54,72 25,2 11,6 2,1/3,1 6 1 0,176 0,205 8,8
После т/с 33,68 18,4 7,0 0,9/1,1 6 1 0,194 0,193 8,55
6 Исх, +5% 61,24 26,3 12,5 2,3/3,4 6,4 1 0,268 0,191 8,8
После т/с 31,56 18,9 7,6 1,4/1,6 4,8 0,5 0,424 0,194 8,59
Биолуб LVL
1 Исх, +0,1% 39 21,4 8,4 1,3/1,7 7,5 1 0,305 0,202 8,61
2 Исх, +0,3% 40,4 21,6 8,4 1,4/1,8 6,2 1 0,249 0,195 8,54
3 Исх, +0,5% 55,12 24,3 11,2 2,4/3,5 5 1 0,230 0,201 8,28
После т/с 26,32 11,5 5,5 1,3/1,6 5,8 1 0,466 0,199 8,28
4 Исх, +1% 57 20,6 10,6 2,3/3,7 6 1 0,194 0,196 7,99
После т/с 32,2 14,5 6,1 1,6/1,9 6,4 1 0,194 0,169 7,99
5 Исх, +3% 58,84 23,7 11,6 2,5/4,1 5,2 1 0,212 0,206 6,74
После т/с 38,16 16,3 6,9 1,9/3,7 6,8 1 0,230 0,161 7,15
6 Исх, +5% 64,4 23,8 12,5 2,5/4,8 5,6 1 0,194 0,187 6,39
После т/с 39,2 17,6 8,4 2/3,8 5 1 0,158 0,160 6,61
Таблица 4
Лабораторные исследования смазочных добавок (Бурфлюб, Bau DF Lube, АСПМ) на соленасыщенном полисахаридном буровом растворе
Состав раствора Условная вязкость УВ 700/500, с Пластическая вязкость Ппл, сПз Динамическое напряжение сдвига ДНС, Па Статическое напряжение сдвига СНС10/10, Па Фильтрация Ф30, 3 см3 Корка k, мм Коэффициент липкости k клип Коэффициент трения k ктр Водородный показатель pH
Исх. СПБР 60,4 26,4 11,2 2,1/2,9 5,6 1 0,192 0,217 7,5
После т/с 42,16 21,0 9,5 1,6/2,1 5,6 1 0,230 0,192 8,44
Бурфлюб
Исх. +0,1% 49,76 21,4 10,4 2,3/2,8 7,4 1 0,212 0,212 7,96
Исх. +0,3% 47,72 20,9 10,3 2,1/2,8 6 1 0,176 0,190 7,48
Исх. +0,5% 54,56 22,1 10,4 2,3/3,5 6,6 1 0,122 0,199 6,67
После т/с 32,6 16,3 7,4 2,0/3,9 6,4 1 0,194 0,200 7,36
Исх. +1% 54,96 22,2 10,3 2,2/3,5 5,8 1 0,122 0,206 6,44
После т/с 34,12 16,3 7,4 2,1/3,7 6,4 1 0,122 0,202 7,24
Исх. +3% 58 23,2 11,5 2,3/3,2 6,4 1 0,249 0,207 11,08
После т/с 40,4 18,7 8,7 2,4/3,7 6 1 0,158 0,163 6,25
Исх. +5% 61,96 23,2 12,7 2,4/3,3 6,4 1 0,158 0,203 11,46
После т/с 40,88 18,5 8 2,3/3,6 6 1 0,176 0,190 6,07
Bau DF Lube
Исх. +0,1% 50,32 22,4 10,3 2,1/3 6 1 0,249 0,193 7,62
Исх. +0,3% 48,4 21,6 10 2,2/3,2 6,4 1 0,158 0,189 7,84
Исх. +0,5% 56,48 23,9 11 2,2/3,4 5,6 1 0,268 0,288 8,44
После т/с 36,16 18,6 8,0 1,9/2,2 5,2 1 0,255 8,40
Исх. +1% 63,12 24,1 12,2 2,4/3,7 7,4 1 0,105 0,208 8,49
После т/с 32,24 16,6 6,7 1,6/1,9 5,2 1 0,140 0,203 8,39
Исх. +3% 66,84 24,5 11,9 2,4/3,5 5,6 1 0,230 0,177 8,31
После т/с 36,36 17,8 7,2 1,7/2 4,8 1 0,230 0,138 8,19
Исх. +5% 67,64 24,9 12,5 2,4/3,6 5,4 1 0,194 0,192 8,13
После т/с 41,32 18,6 8 1,8/2,1 4,8 1 0,194 0,146 8,02
АСПМ
Исх. +0,1% 44,11 21,5 10 1,6/2,4 5,6 1 0,286 0,182 8,47
Исх. +0,3% 42,14 21,9 9,4 1,6/2,3 7,2 1 0,324 0,191 8,52
Исх. +0,5% 41,06 21,0 9,6 1,7/2,3 6,4 1 0,286 0,185 8,51
После т/с 42 21,5 8,8 1,7/2,2 5,2 1 0,267 0,291 8,29
Исх. +1% 45,38 23,0 10,4 2,1/2,4 6,4 1 0,194 0,206 8,55
После т/с 42,67 20,7 9,0 1,8/2,3 5,6 1 0,176 0,180 8,42
Исх. +3% 54,4 24,1 10,7 2,2/2,2 6,6 1 0,194 0,230 8,62
После т/с 43,23 21,6 9,6 1,8/2,3 6,2 1 0,207 0,201 8,41
Исх. +5% 68 28,6 13,2 2,5/2,9 6,2 1 0,230 0,206 8,71
После т/с 50,37 24,9 11,6 2,1/2,6 6,2 1 0,230 0,204 8,42
равным значению коэффициента липкости у добавки Бурфлюб при минимальной его концентрации. Это говорит о большей эффективности смазочной добавки Бурфлюб.
После термостатирования значения коэффициента трения и липкости для различных добавок относительно выравниваются, что говорит о существенном влиянии пластовых условий на смазочные способности добавок [7].
В качестве сравнительного эксперимента использовали вместо смазочной добавки АСПМ-алюмосиликатная стек-локристаллическая полая микросфера. Микросферы применяются в буровых
растворах при цементировании нефтяных скважин для локализации выбросов нефти.
Одной из основных характеристик смазывающей способности добавки кроме коэффициента трения и коэффициента липкости является значение коэффициента поверхностного натяжения [8].
Замеры производились методом счета капель, далее поверхностное натяжение рассчитывалось по формуле
0,072-№к.в
в = -,
№к.р
где Ык.в - количество капель дистиллированной воды; Ык.р - количество капель исследуемого раствора.
Полученные значения поверхностного натяжения у растворов с добавлением смазочной добавки приведены в табл. 5. Видно, что межфазное натяжение у растворов со смазочными добавками ST-Slide DW, Биолуб LVL, Бурфлюб, Bau DF Lube в различных концентрациях несколько выше, чем у Бурфлюб-БТ, что в очередной раз подтверждает эффективность данной смазочной добавки по сравнению с остальными.
рекомендована смазочная добавка Бурфлюб-БТ.
Применение рекомендуемых смазочных добавок к буровому раствору при бурении скважин позволит уменьшить время, затрачиваемое на ликвидацию осложнений и их последствий в процессе бурения, и увеличить тем самым технико-экономические показатели.
Также проведенный эксперимент показал, что смазочные добавки могут
Таблица 5
Лабораторное исследование поверхностного натяжения буровых растворов со смазочными добавками
Концентрация смазочной добавки С, % Поверхностное натяжение а, Н/м
Бурфлюб-БТ ST-Slide DW Биолуб LVL Бурфлюб Bau DF Lube
0,1 0,050 0,075 0,064 0,067 0,067
0,3 0,046 0,072 0,045 0,056 0,062
0,5 0,043 0,067 0,043 0,045 0,069
1 0,032 0,062 0,042 0,046 0,062
3 0,028 0,058 0,035 0,043 0,055
5 0,027 0,046 0,037 0,037 0,046
Окончательное решение о возможности применения данных добавок следует принимать после проведения промышленных испытаний, на данном же этапе по результатам тестирования смазочных добавок в соленасыщенном по-лисахаридном буровом растворе к применению на Ярактинском нефтегазокон-денсатном месторождении может быть
являться довольно активными компонентами бурового раствора и влияют не только на смазочные характеристики бурового раствора, но и на структурно-механические и фильтрационные свойства. Причиной данного явления является адсорбция компонентов смазочных добавок на поверхности твердых частиц в растворе.
Библиографический список
1. Булатов А.И., Макаренко П.П., Проселков Ю.М. Буровые промывочные и тампонажные растворы: учеб.пособие для вузов. М.: Недра, 1999. 424 с.
2. Рязанов Я.А. Энциклопедия по буровым растворам. Оренбург: Летопись, 2005. 663 с.
3. Ламбин А.И., Иванишин В.М., Сираев Р.У., Аверкина Е.В., Шакирова Э.В., Коротков А.В. Исследование влияния состава эмульсионных буровых растворов на их показатели // Известия Сибирского отделения Секции наук о Земле Российской академии естественных
наук. Геология, поиски и разведка рудных месторождений. 2015. №№ 4. С. 58-66.
4. Sotnikov A.K., Chernokalov K.A., Akchurin R.K. More Productive Drilling as a key technology of deep horizontal boreholes drilling in basal carbonate crevice, urubcheno-tohomskoe oil-gas-condensate pool // GEOBAIKAL: 2nd Irkutsk International Conference. Irkutsk, 2012.
5. Вахромеев А.Г., Иванишин В.М., Сираев Р.У., Разяпов Р.К., Данилова Е.М., Сверкунов С.А. Геологические аспекты применения технологии
первичного вскрытия сложенных карбонатных коллекторов рифея на «управляемом давлении» // Бурение и нефть. 2013. № 11. С. 30-33.
6. Повалихин А.С., Калинин А.Г., Бастриков С.Н., Солодкий К.М. Бурение наклонных, горизонтальных и многоза-
бойных скважин. М.: ЛитНефтеГаз, 2011. 647 с.
7. Петров Н.А., Давыдова И.Н. Влияние лубрикантов на основные и смазочные свойства глинистых растворов // Нефтегазовое дело. 2012. Т. 10. № 3. С. 15-23.
References
1. Bulatov A.I., Makarenko P.P., Proselkov Ju.M. Burovye promyvochnye i tamponazhnye rastvory [Drilling fluids and cementing slurries]. Moscow, Nedra Publ., 1999. 424 p.
2. Rjazanov Ja.A. Jenciklopedija po burovym rastvoram [Encyclopedia of drilling muds]. Orenburg, Letopis' Publ., 2005. 663 p.
3. Lambin A.I., Ivanishin V.M., Si-raev R.U., Averkina E.V., Shakirova Je.V., Korotkov A.V. Issledovanie vlijanija sostavajemul'sionnyh burovyh rastvorov na ih pokazateli [Study of the effect of emulsion drilling mud composition on its performance]. Izvestija Sibirskogo otdelenija Sekcii nauk o Zemle Rossijskoj akademii estestvennyh nauk. Geologija, poiski i razvedka rudnyh mestorozhdenij [Proceedings of the Siberian Branch of the Section of Earth Sciences of the Russian Academy of Natural Sciences. Geology, Prospecting and Exploration of Ore Deposits], 2015, no. 4, pp. 58-66.
4. Sotnikov A.K., Chernokalov K.A., Akchurin R.K. More Productive Drilling as a key technology of deep horizontal
boreholes drilling in basal carbonate crevice, urubcheno-tohomskoe oil-gas-condensate pool. GEOBAIKAL: 2nd Irkutsk International Conference. Irkutsk, 2012.
5. Vahromeev A.G., Ivanishin V.M., Siraev R.U., Razjapov R.K., Danilova E.M., Sverkunov S.A. Geologicheskie aspekty primenenija tehnologii pervich-nogo vskrytija slozhennyh karbonatnyh kollektorov rifeja na «upravljaemom davlenii» [Geological aspects of technology using primary opening-up of Riphean complicated carbonate reservoirs with "controlled pressure"]. Burenie i neft' [Drilling and Oil], 2013, no. 11, рр. 30-33.
6. Povalihin A.S., Kalinin A.G., Bastrikov S.N., Solodkij K.M. Burenie naklonnyh, gorizontal'nyh i mnogozabojnyh skvazhin [Drilling of inclined, horizontal and branched wells]. Moscow, LitNefte-Gaz, 2011. 647 р.
7. Petrov N.A., Davydova I.N. Vlija-nie lubrikantov na osnovnye i smazochnye svojstva glinistyh rastvorov [Effect of lubricants on basic and lubricating properties of muds]. Neftegazovoe delo [Oil and Gas Business], 2012, V. 10, no. 3, рр. 15-23.
Статья поступила 25.06.2016 г.
Article received25.06.2016.
