CC BY
126
Лютиков К.В. ©
Аспирант, кафедра бурения, Ухтинский государственный технический университет
ЗАВИСИМОСТЬ АДГЕЗИОННЫХ И СМАЗОЧНЫХ СВОЙСТВ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ ОТ
ИХ КОМПОНЕНТНОГО СОСТАВА
Аннотация
Данная работа посвящена исследованию адгезионных и смазочных свойств буровых растворов, а также компонентам бурового раствора, так или иначе влияющим на эти свойства. Приведены 3 таблицы с результатами лабораторных исследований, 2 рисунка.
Ключевые слова: смазочные свойства, адгезия, граничный слой, смазочная добавка. Keywords: lubricity, adhesion, boundary layer, lubricant.
Одним из основных свойств бурового раствора является обеспечение смазывающего эффекта в процессе бурения. При этом действие смазочных добавок распространяется на смазку долота, снижение фазовой проницаемости фильтрата через корку и проницаемости приствольного участка, а, следовательно, ведет к уменьшению коэффициента сопротивления страгиванию бурильной колонны по корке и фрикционного взаимодействия трущихся пар. К тому же, при помощи введения в буровой раствор смазочных веществ проводится регулирование адгезионных свойств фильтрационных корок и снижение прилипания бурильных труб к стенке скважины [2, 153]. Это происходит вследствие того, что смазочные и нефтяные добавки создают на поверхностях раздела труб с коркой или породой жидкостные прослойки (точнее граничные слои) и обеспечивают гидравлическую связь между ними и заполняющим скважину буровым раствором. Это приводит к значительному выравниванию действующего в зоне контакта перепада давлений, прижимающего трубы к стенке скважины, и к резкому уменьшению усилий отрыва и сдвига [3, 128].
В настоящее время нет общепризнанной точки зрения на толщину граничного слоя. Некоторые исследователи считают, что она близка к радиусу действия мономолекулярного слоя. По-видимому, толщина таких граничных слоев неодинакова у различных веществ и зависит от их физико-химического состояния. Образование же сравнительно толстых поверхностных слоев можно объяснить, допуская, что влияние поверхности передается через прилежащие к ней молекулы, в результате чего 2—3 ряда молекул ориентируются непосредственно соседней фазой и индуцируют ориентацию остальных молекул поверхностного слоя. Физические свойства граничных слоев или пленок существенно отличаются от свойств объемных образцов из того же вещества, что связано с влиянием, как свободной поверхности, так и границы между пленкой и подложкой на процесс формирования пленки. Поверхностные и граничные слои часто характеризуются дальним порядком расположения ориентированных молекул, что ведет к образованию ориентированных макроструктур.
Механические свойства граничных слоев тесно связаны с адсорбированными молекулами. Если они практически отсутствуют, то специфическая поверхностная вязкость не имеет места или простирается на слои толщиной только в несколько молекул. Б. В. Дерягин и Е. Ф. Пичугин предполагают, что повышение вязкости в граничных слоях по сравнению с объемом имеет место в тех случаях, когда молекулы ориентированы перпендикулярно к поверхности, а снижение вязкости -когда они ориентированы параллельно поверхности [6, 56].
Смазочные материалы в таких тонких слоях под двусторонним влиянием поверхностей трущихся металлов обнаруживают исключительные антифрикционные свойства. Молекулы смазочных веществ в граничных слоях обеспечивают достаточно большую прочность на сжатие и легкость сдвигов в горизонтальном направлении [5, 275]. Этим и объясняются небольшие коэффициенты трения при скольжении смазанных поверхностей.
В лаборатории кафедры бурения был проведен комплекс исследований буровых растворов на водной основе с низким содержанием коллоидной фазы на их смазочные, адгезионные и фрикционные свойства. В качестве основы использовался полимер-бентонитовый раствор, имеющий следующие параметры: плотность - 1340 кг/м3, условная вязкость (по воронке ВБР-1) - 46 с, СНС -45/76 дПа, МВТ - 30 кг/м3.
©© Лютиков К.В., 2012 г.
В качестве утяжелителя использовался барит, смазочные добавки не включены в базовый состав раствора.
Изменения концентрации веществ в базовом растворе варьировались на основании процессов, характерных для определенных интервалов бурения, в частности, при наработке твердой фазы (п. 2, 3 в таблице 1).
Исследования выполнялись с использованием приборов и методик для оценки адгезионного взаимодействия и смазочных свойств буровых растворов, при этом эксперимент был разделен на три части.
Первая часть лабораторных работ была посвящена определению адгезии буровых растворов по отношению к металлу. Методика оценки адгезии разработана на кафедре бурения Ахмадеевым Р.Г. и Куваевым И.В. [1, 5] и заключается в определении сил взаимодействия гладкого цилиндра с буровым раствором. По аналогии с определением прочности геля это взаимодействие оценивается по максимальному углу поворота цилиндра. Буровой раствор перед замером определенное время находится в состоянии покоя. Адгезия, определяемая сдвиговым напряжением, высчитывается
А=кф
- где к-константа нити; в проведенных опытах использовалась нить №3, для нее к=0,287 Па/град;
ф-угол поворота цилиндра, град.
Сравнительные исследования проводились со стальным и алюминиевым цилиндром. Результаты занесены в таблицу 1.
Таблица 1
Результаты адгезионных исследований._
Буровой раствор Время покоя, мин Адгезия, Па
Для стального цилиндра Для алюминиевого цилиндра
1. БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5г/л) 10 14,7 18,2
20 19,8 23,2
2. БР(МВТ=45кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л ) 10 26,7 42,1
20 28,7 47,6
3. БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 9 г/л ) 10 12,3 17,0
20 17,2 19,0
4. БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л + 2% Микан-40) 10 16,2 18,3
20 21,0 26,3
5. БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л + 4% Микан-40) 10 18,6 19,7
20 22,8 28,1
6. БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л +2% СМЭГ-5) 10 10,6 13,2
20 15,6 18,0
7. БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л + 4% СМЭГ-5) 10 9,2 10,9
20 14,1 16,8
8. БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л +2% Микан-40+ 2% СМЭГ-5) 10 10,4 13,0
20 15,6 18,1
9. БР(МВТ=26кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л ) Обработка водным раствором ФХЛС до УВ=35 10 12,8 16,2
20 16,8 19,1
Содержание смазочных добавок определялось на основании промысловых данных.
Как видно из таблицы, силы адгезии значительно увеличиваются с повышением содержания твердой фазы. Наличие линейных полимеров, таких как ПАЦ, увеличивает вязкость и адгезионное прилипание в результате повышения гидрофильного взаимодействия. Твердые смазочные добавки, как применяемый в данном случае Микан, увеличивают адгезию с металлом, что, скорее всего, является следствием того, что обработка миканом повышает содержание дисперсной фазы. Кроме того, как показали визуальные исследования, он способен «прилипать» к металлической поверхности, т.е. не обладает достаточной гидрофобностью и не снижает прочность контактирующего с поверхностью цилиндра слоя жидкости. Иначе влияют на силу взаимодействия жидкие смазочные добавки. Из таблицы 1 видно, что включение жидких гидрофобных смазочных добавок, таких как СМЭГ-5, более эффективно снижает адгезию в буровых растворах. Обработка водным раствором ФХЛС привела к снижению показателя адгезии в следствие понижения структурно-механических и реологических характеристик, а также некоторого уменьшения содержания твердой фазы. Однако можно предположить и о влиянии ФХЛС как вещества, обладающего свойствами ПАВ. Совместное использование жидких и твердых смазочных добавок дает приблизительно средний результат между использованием этих веществ по отдельности.
Однако, по данным, приведенным в таблице 1, можно отметить также и определенную зависимость сил адгезии от материала используемого цилиндра. В данном эксперименте использовались стальной и алюминиевый цилиндры и хорошо заметно, что показатель адгезии бурового раствора при взаимодействии с легкосплавным цилиндром значительно выше, чем со стальным. По-видимому, на это влияет ряд следующих свойств алюминиевого цилиндра:
- активность поверхности. Как известно алюминий является более активным металлом, чем сталь (железо), а, следовательно, поскольку силы адгезии имеют физико-химическую природу и, соответственно более подвержен адгезионному прилипанию;
- смачиваемость поверхности. Алюминий лучше чем сталь смачивается водой и буровыми растворами на водной основе, а значит раствор будет в большей степени прилипать к цилиндру;
- гладкость поверхности. Из-за большей чем у стали гладкости поверхности липкость цилиндра, увеличивается.
Вторая часть лабораторных исследований посвящена смазочным свойствам растворов. Она выполнялась на «Тестере предельного давления и смазывающей способности» фирмы OFITE. Проведенный тест заключался в оценке прочности поверхностых пленок, образуемых различными смазочными добавками. Стандартный тест на определение коэффициента смазывающей способности заключается в приложении усилия в 150 дюйм-фунтов на жидкость, находящуюся между стальным блоком и стальным кольцом, которое вращается со скоростью 60 об/мин. Внешний вид тестера представлен на рисунке 1.
1 - защитный кожух ремня; 2 - чашка; 3 - рукоятка установки крутящего момента; 4 - зажим удерживающего рычага; 5 - удерживающий рычаг.
Рисунок 1 Тестер предельного давления и смазывающей способности OFITE
В ходе выполнения лабораторных работ были исследованы растворы, применяемые в предыдущем опыте. Тест проводился по стандартной методике 0£Н;е. Результаты проведенного эксперимента занесены в таблицу 2.
Таблица 2
Результаты исследования смазочных свойств буровых растворов.
Буровой раствор Время работы Крутящий Коэффициент
тестера, мин момент трения
1.БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5г/л) 5 44,5 0,45
2.БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 9 г/л) 5 39,7 0,40
3.БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л + 4% Микан-40) 5 29,5 0,30
4.БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л + 4% СМЭГ-5) 5 28,7 0,29
5.БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л +2% Микан-40+ 2% СМЭГ-5) 5 28,3 0,28
6.БР(МВТ=26кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л) Обработка водным раствором ФХЛС до УВ=35 5 42,2 0,42
Если принять коэффициент трения «чистой» глинистой суспензии (без добавок) за стандартный показатель, то по полученным данным можно сделать ряд заключений. Добавление линейных полимеров несколько понижает коэффициент трения, однако при его включении, как уже было выяснено в ходе первой части исследований, увеличивается адгезия. Кроме того, понижение трения в этом случае не настолько значительно, чтобы воспринимать эфиры целлюлозы (ПАЦ и ему подобные полимеры) как эффективное средство противостояния силам трения. Гораздо лучший результат показали растворы, в состав которых входили различные смазочные добавки. Хорошо видно, насколько ниже коэффициент трения у растворов с добавлением микана или СМЭГа. Практически идентичные результаты показало совместное использование жидкой и твердой смазочной добавки. К тому же показатель адгезии в этом случае гораздо ниже, чем при использовании только твердой добавки, приближаясь к показателю при использовании жидкой добавки. Обработка разбавленным раствором ФХЛС практически не изменяет смазочную способность бурового раствора. Это можно объяснит низкой прочностью поверхностного слоя, состоящего из молекул ФХЛС, и снижением концентрации высокомолекулярных веществ, понижающих в определенной степени коэффициент трения. К рекомендациям по выбору смазочной добавки в таком случае можно отнести жидкую гидрофобную добавку, поскольку микан-40, как уже было сказано выше, будучи дисперсной фазой, может повышать адгезию бурового раствора к металлу. Либо применять одновременно и жидкую и твердую добавки, что позволит несколько выиграть в себестоимости раствора (твердая добавка обойдется дешевле), одновременно поддерживая его свойства на должном уровне.
Третья часть исследований была посвящена определению показателя липкости фильтрационной корки, образуемой данными буровыми растворами, и проводилась с использованием прибора КТК-2. Общий вид прибора показан на рисунке 2.
Рисунок 2 - КТК-2.Общий вид.
Суть оценки показателя липкости фильтрационной корки на приборе КТК-2 заключается в определении взаимодействия фильтрационной корки с металлической поверхностью.
Показатель липкости, определяемый с помощью этого прибора может находиться в пределах
до 0,48.
Результаты проведенных исследований занесены в таблицу 3
Таблица 3
Результаты исследований липкости фильтрационной корки
Буровой раствор Показатель липкости
1. БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5г/л) 0,31
2. БР(МВТ=45кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л ) 0,36
3. БР(МВТ=30кг/м3 ;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 9 г/л ) 0,29
4. БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л + 2% Микан-40) 0,24
5. БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л + 4% Микан-40) 0,18
6. БР(МВТ=30кг/м3 ;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л +2% СМЭГ-5) 0,21
7. БР(МВТ=30кг/м3 ;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л + 4% СМЭГ-5) 0,14
8. БР(МВТ=30кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л +2% Микан-40+ 2% СМЭГ-5) 0,15
9. БР(МВТ=26кг/м3;содержание ПАЦ-В и ПАЦ-Н = 5 г/л ) Обработка водным раствором ФХЛС до УВ=35 0,27
По результатам, указанным в таблице видно, насколько понижается липкость фильтрационной корки при обработке смазочными добавками в достаточном объеме. Более эффективны жидкие гидрофобные смазки. При этом корка становилась менее липкой и при увеличении содержания полимеров в буровом растворе. Что интересно, но включение в состав раствора ФХЛС также понизило липкость корки, это возможно происходит в результате того, что адсорбируясь на глинистой корке, лигносульфонаты создают граничный поверхностный слой, который и понижает липкость. Также можно отметить, что при увеличении содержания твердой фазы корка получалась более толстая и рыхлая. Из чего следует сделать вывод о необходимости качественной очистки бурового раствора от выбуренной породы и одновременно поддержания количества коллоидной фазы на требуемом уровне.
Таким образом, основываясь на результате приведенных экспериментов, рассматривается положительное и отрицательное влияние ряда компонентов бурового раствора на его адгезионные и смазочные свойства, на липкость фильтрационной корки, а также доказывается важность включения смазочных добавок в состав буровых растворов с целью понижения коэффициента трения, а значит увеличения их смазочной способности.
Литература
1. Ахмадеев, Р.Г., Инструкция по оценке адгезионных свойств буровых растворов / Р.Г. Ахмадеев, И.В. Куваев. - Ухта, УИИ, 1998 г. - 5с.
2. Басарыгин, Ю.М., Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин / Ю.М. Басарыгин. -М., Недра, 2000. - 153с.
3. Буслаев, В.Ф. Строительство скважин на Севере / В.Ф. Буслаев, С.А. Кейн, Ю.Л. Логачев. - Ухта, 1986. -128 с.
4. Городнов, В.Д. Буровые растворы: учебное пособие / В.Д. Городнов. - М., Недра, 1985. - 131 с.
5. Грей, Дж.Р. Состав и свойства буровых агентов / Дж.Р. Грей, Г.С.Г. Дарли: пер. с английского. - М., Недра, 1985. - 275 с.
6. Измайлова В.Н. Поверхностные явления в белковых системах / В.Н. Измайлова, Г.П. Ямпольская, Б.Д.Сумм. - М., Химия, 1988. - 56с.
7. Михеев, В.Л. Технологические свойства буровых растворов [Текст] / В.Л. Михеев. - М., Недра, 1979.
8. Пустовойтенко, И.П. Предупреждение и ликвидация аварий в бурении [Текст] / И.П. Пустовойтенко. - М., Недра, 1988.
9. Самотой, А.К., Прихваты колонн при бурении скважин [Текст] / А.К. Самотой. - М., Недра, 1984.
10. Самотой, А.К. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин [Текст] / А.К. Самотой. - М., Недра, 1979.
