Борьба с прихватами инструмента при бурении скважин

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЫ

2 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О МЕХАНИЗМАХ ПРИХВАТОВ В СКВАЖИНЕ

3 РОЛЬ СМАЗОЧНЫХ ДОБАВОК В СОСТАВЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

3.1 Общие сведения о смазывающих добавках и их воздействие на функциональные свойства буровых жидкостей, применяемых в промышленности

3.2 Требования к растворам при бурении вертикальных,

наклонно-направленных скважин

3.3 Оценка смазочных добавок, используемых при бурении скважин

3.4 Требования к смазочным добавкам к буровым растворам при

проводке скважин

3.5 Анализ методов исследования смазочной способности

буровых растворов

3.6 Разработка смазочной добавки с улучшенной смазочной способностью

3.7 Направления дальнейших исследований и перспективы применения новых типов смазочных материалов

Выводы

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

ВВЕДЕНИЕ

Успешное развитие экономики Российской Федерации, невозможно без мощной минерально-сырьевой базы, для создания которой необходимо увеличение объемов и производительности основного вида геологоразведочных работ - бурение скважин.

Производственный цикл бурения скважин различного назначения состоит из большого количества трудоемких, энергоемких, сложных и дорогих процессов: разрушения горной породы на забое; удаление разрушенной породы из-под торца породоразрушающего инструмента и транспортировки ее на поверхность; поддержки стенок скважины в устойчивом состоянии; спуска и подъема бурового инструмента и др.

Анализ опыта бурения скважин показывает, что одной из основных причин, приводящих к низким технико-экономическим показателям, является зависание бурильной колонны на стенках скважины, вызванное заеданием скважинного инструмента, колонны труб и др. технологическое оборудование.

Прихват - это внезапное нарушение технологического процесса при бурении скважины, которое характеризуется потерей подвижности колонны и не может быть устранено при приложении допустимых нагрузок. Захват бурильных и обсадных колонн при бурении эксплуатационных и разведочных скважин - один из самых распространенных и тяжелых видов аварий [1].

К факторам возникновения прихватки может относиться значительная сила трения бурильной колонны о стенки промежуточной обсадной колонны или ствола скважины, в результате чего в некоторых случаях могут возникнуть такие условия, что процесс бурения просто станет невозможным.

Борьба с прихватами в значительной степени зависит от способа и режима циркуляции и свойств промывочных жидкостей, выбор которых определяется экологическими и технологическими требованиями к ним, а также горно-геологическими условиями бурения.

Анализ опыта бурения скважин различного назначения показал, что высокие технико-экономические показатели отдельных процессов и всего цикла в целом могут быть достигнуты только при создании методики выбора высококачественных промывочных жидкостей и усовершенствованной технологии их применения в сочетании с современным оборудованием и инструментом.

Технология создания и применения промывочных жидкостей при бурении скважин постоянно совершенствуется. С ростом глубин и усложнением горно-геологических условий при бурении скважин выдвигаются новые дополнительные требования к свойствам промывочных жидкостей, способа и режима их циркуляции.

В последнее время значительно увеличилось количество работ, посвященных использованию водных растворов поверхностно-активных веществ (ПАВ) при бурении скважин, как одного из наиболее перспективных научных направлений в этой области. Установлено, что ПАВ могут оказывать влияние на энергоемкость процесса разрушения горных пород, стойкость породоразрушающего инструмента, стенок скважины, реологические свойства дисперсных систем, и тому подобное.

Вместе с этим, в таком важном деле, как создание методики выбора состава промывочных жидкостей, технологии их приготовления и применения, которые обеспечивают повышение эффективности различных процессов при бурении скважин, преобладает эмпирический подход, то есть отсутствует научное обоснование комплексного подхода к решению этих задач.

Ассортимент дисперсных систем, применяемых в различных отраслях промышленности, в том числе и при бурении скважин, обуславливает необходимость проведения глубоких и всесторонних исследований по изучению физико-химических явлений, которые могут быть использованы при создании, приготовлении и применении промывочных жидкостей и их влияния как на отдельные процессы, так и на весь цикл бурения скважин.

Цель работы - установление сущности физико-химических явлений, которые происходят на поверхности горных пород и бурового инструмента при взаимодействии со смазывающими добавками, и обоснование их комплексного влияния на эффективность процессов при бурении скважин.

Для достижения цели в дипломной работе поставлены следующие задачи:

1. Разработать методику выбора компонентов смазочных добавок на поверхности горных пород и бурового инструмента;

2. Комплексно изучить и установить закономерности влияния буровых растворов на повышение эффективности разрушения горных пород, износостойкости бурового инструмента и устойчивости стенок скважин;

3. Провести теоретические и экспериментальные исследования влияния кинетических и термодинамических характеристик веществ из состава смазочных добавок на процессы при бурении скважин;

4. Провести теоретические и экспериментальные исследования для установления области эффективного применения в составе буровых растворов, применяемых при бурении скважин.

Объект исследования - процессы при бурении скважин.

Предмет исследования - механизм влияния смазочных добавок на ликвидацию прихватов при бурении скважин.

Методы исследований: для исследования и оптимизации влияния смазочных добавок на процессы при бурении скважин использовался метод анализа и обобщения научно-технических достижений. Теоретические исследования базируются на применении методов математического и физического моделирования, функционального анализа. численных методов решения. Влияние смазочных добавок на физико-механические свойства разрушения горных пород, изучался с использованием основных законов физики и химии, механики разрушения. Для оценки антикоррозионных и антифрикционных свойств смазочных добавок были использованы методы теории трения и коррозионных процессов. Экспериментальные исследования выполнены по методике полного факторного эксперимента, а обработка результатов - по методикам математической статистики с использованием ЭВМ.

Основная идея работы заключается в использовании основных положений физики твердого тела, механики разрушения и физико-химических поверхностных явлений при изучении механизма взаимодействия промывочных жидкостей с горными породами и буровым инструментом, которые позволяют расширить возможности смазочных добавок, а также ликвидировать возможность возникновения прихватов, для дальнейшего повышения технико-экономических показателей процессов при бурении скважин.

Обоснованность и достоверность научных положений, основных выводов и рекомендаций подтверждается большим количеством аналитических и экспериментальных работ по изучению влияния смазочных добавок на процессы при бурении скважин, которая базируется на фундаментальных положениях физики твердого тела, механики разрушения горных пород, физико-химиических поверхностных явлений и многофакторного корреляционного анализа с применением ЭВМ.

Научное значение работы заключается в том, что для условий бурения скважин различного назначения предложенный дальнейшее развитие положений механики разрушения горных пород и физико-химиических поверхностных явлений, в частности, уточнен механизм процессов, происходящих на границах раздела горная порода-промывочная жидкость и породоразрушающего инструмента - промывочная жидкость; установлен корреляционная связь между действующими факторами и свойствами горных пород и бурового инструмента; обоснован механизм влияния смазочных добавок на процесс разрушения горных пород, устойчивость бурового инструмента и устойчивость стенок скважин; определено влияние технологических факторов на характер этих механизмов.

Практическое значение работы состоит в разработке научно обоснованных рекомендаций по выбору и применению смазочных добавок, которые обеспечивают комплексное воздействие на процессы при бурении скважин (снижение энергоемкости процесса разрушения горных пород, повышения стойкости породоразрушающего инструмента и стенок скважины); в разработке на уровне изобретений новых рецептур смазочных добавок, внедрение которых обеспечило повышение технико-экономических показателей бурения скважин.

1 ОБЗОР ЛИТЕРАТУРНЫХ ИСТОЧНИКОВ И ПОСТАНОВКА ЗАДАЧИ ВЫПУСКНОЙ КВАЛИФИКАЦИОННОЙ РАБОТЫ

Практика бурения глубоких скважин в нашей стране и за рубежом показала, что с увеличением глубины производительность долот значительно снижается. Увеличивается количество осложнений скважин и аварий, что приводит к замедлению темпов бурения и удорожанию метра проходки.

Бурение скважин для разведки и разработки новых месторождений, а также для добычи нефти и газа всегда было и остается чрезвычайно трудоемким и капиталоемким процессом для горнодобывающих организаций. Получение высоких технико-экономических показателей бурения во многом зависит от своевременности преодоления проблем и аварий. В то же время риск аварий в условиях бурения нефтяных и газовых скважин (различные геологические зоны, глубина залегания, высокое давление, наличие неустойчивых пород, температурная и солевая агрессия, несовершенство конструкции и конфигурации скважин). очень высокий. Самый распространенный и трудоемкий вид аварий в процессе бурения - это заедание бурильной колонны, поэтому возникают вопросы. Прихватка - это непредвиденный процесс при строительстве скважин, связанный с потерей подвижности колонны труб или скважинных устройств при приложении к ним максимальных нагрузок с учетом запаса прочности труб и используемого оборудования [1]. Простое удаление при ликвидации приводит к большим финансовым потерям.

Одной из важнейших мер по увеличению скоростей бурения и снижению стоимости метра проходки является повышение износостойкости и долговечности узлов трения бурового оборудования и, прежде всего, породоразрушающего инструмента.

Эти вопросы успешно решаются за счет рационального проектирования узлов трения, выбора подходящих материалов, технологии их термической обработки, повышения качества моющих жидкостей, совершенствования технологии эксплуатации оборудования и обработки долота.

В то же время зарубежный и отечественный опыт бурения скважин с применением буровых растворов с улучшенными смазывающими свойствами показывает, что данное мероприятие оказывает в целом технологическое положительное влияние на работу и износ узлов трения оборудования и породоразрушающего инструмента, снижая осложнения скважин. Это достигается без значительных материальных затрат за счет введения в промывочные буровые растворы специальных смазочных присадок.

Суть мероприятия заключается в том, что промывочная жидкость, прокачиваемая через систему циркуляции, является хорошим средством доставки смазки к узлам трения долот, забойным двигателям и буровому оборудованию.

Вторая особенность мероприятия заключается в том, что смазочные добавки к буровому раствору должны обладать высокой адсорбционной способностью по отношению к металлу и гораздо меньше - к породе. Адсорбционные пленки должны иметь высокое сопротивление осевому схождению контактирующих поверхностей и обеспечивать легкость тангенциального скольжения в этих условиях.

Большое влияние в работе уделено вопросам исследования противоизносных свойств буровых растворов в режимах трения скольжения и качения, разработке новых смазочных добавок, а также их влияния на смазочные свойства промывочных жидкостей различного состава.

Промышленность Российской Федерации испытывает потребность в высококачественном угле, железной, марганцевой руде и, особенно, в нефти и газе. Обеспечить ее этими полезными ископаемыми можно за счет увеличения объемов бурения скважин с высокими технико-экономическими показателями. Для решения этой важной проблемы был осуществлен анализ лучшего отечественного и зарубежного опыта, который позволил сделать вывод о том, что промывочные жидкости, с участием которых протекают технологические процессы, которые составляют производственный цикл бурения скважин могут существенно влиять на значение механической и рейсовой скорости проходки на породоразрушающего инструмента, возникновения различного рода осложнений.

Исследования показывают, что затраты времени и средств в среднем на ликвидацию прихвата при бурении наклонно-направленных скважин существенно выше, чем в вертикальном бурении.

Так статистическое, распределение по видам прихватов показало:

В вертикальном бурении - перепад давления (42,1%), обвал стенок скважин(5,3%), заклинивание (39,5%), другие виды (13,1%);

В наклонно-направленном бурении-перепад давления (58,6%), обвал стенок скважин (3,5%), заклинивание (34,4%), другие виды (3,5%).

Для ликвидации прихватов чаще всего использовали установку нефтяных ванн, ударные механизмы, перебуривание ствола. Применяли также, но менее успешно, технологии ликвидации прихватов с помощью торпед, снижением уровня жидкости в скважине, с использованием устройств для снижения давления на зону прихвату и другие.

Более чем в 90% случаев при ликвидации прихватов использовалось несколько технологий.

Технология ликвидации прихватов указывает на низкую результативность таких простых и распространенных технологий, как установка нефтяных ванн (7%) и использование ударных механизмов (20%). Низкая эффективность применения ударных механизмов вызвана уменьшением их парка в буровом управлении, а также отсутствием обоснованных технологий использования ударных механизмов для обеспечения мощных динамических действий на прихваченный инструмент.

Опыт ликвидации прихватов на показывает, что перспективным направлением повышения результативности является использование комбинированных технологий воздействия на зону прихвату. Так одним из перспективных способов борьбы с прихватами является применение промывочных жидкостей.

Для выполнения большого количества функций в различных геолого-технических условиях промывочные жидкости должны иметь свойства, которые определяются их компонентным и частичным составом.

Значительный вклад в создание промывочных жидкостей и разработку технологий их приготовления и применения в различных геолого-технических условиях внесли ученые: Агабальянц Е.Г., Ангелопуло А.К., Баранов В.С., Городнов В.А., Грей Дж. Г., Дарли Г., Дедусенко Г.Я., Жигач К.Ф., Жуховицкий С.Ю., Зарипов С.С., Ивачов Л.М., Кистер .М., Круглицкий М.М., Кудряшов Б.Б., Липкес М.И., Марамзин А.В., Мариампольський Н.А., Мирзаджанзаде А.Х., Паус К.Ф., Ребиндер П.А., Резниченко И.М., Роджерс В.Ф., Рязанов Я.А., Шищенко Г.И, Эпштейн Я.Ф., Яковлев А.М., Ятров С.М. и др.

Вместе с тем существуют значительные трудности в решении этой проблемы, которые связаны в первую очередь с отсутствием научного обоснования комплексного подхода к выбору типа и состава промывных жидкостей, способов и режимов их циркуляции.

В работе рассмотрены существующие гипотетические модели и выполнен анализ влияния рабочих сред на разные производственные процессы (разрушения твердых тел, смазка и износ, коррозию и тому подобное) и возможность их применения при бурении скважин.

Наиболее перспективным является предложение академика П.А. Ребиндера и его школы применять при бурении скважин способ адсорбционного снижения прочности твердых тел с использованием поверхностно-активных веществ (ПАВ), которые могут быть включены в состав промывочных жидкостей на водной основе. Механизм действия ПАВ заключается в том, что они при адсорбции на поверхности твердых тел уменьшают их поверхностную энергию, а значит и работу разрушения. Большую роль при этом играют термодинамические аспекты процесса, сущность которых состоит в том, что энергия межфазного взаимодействия твердого тела с рабочей средой должна быть того же порядка, как и энергия связи в самом твердом теле. Значительное влияние на разрушение твердых тел оказывают кинетические аспекты. Если процесс проходит в неактивной среде, то после устранения разрушающего усилия микротрещины зоны исчезают под действием сил капиллярного взаимодействия. При использовании активных сред при деформировании и разрушении, они проникают в микротрещины и образуют адсорбционные слои на их поверхностях, препятствуя смыканию, поэтому зона передразрушения остается. Это приводит к увеличению объема активации согласно термофлуктационный гипотезе С.М. Журкова. Для проявления влияния адсорбционных слоев необходимо, чтобы процесс разрушения периодически повторялся, и зона передразрушения имела возможность превращаться в зону разрушения.

Анализ научно-технических источников, в которых приведены результаты использования способа адсорбционного снижения прочности твердых тел, которому было дано название "эффект Ребиндера", в различных технологических процессах, в том числе и при бурении скважин, показал, что он может проявляться в различных формах с учетом условий: повышение хрупкости при снижении прочности; ускорение пластической деформации; уменьшение предела текучести и коэффициента деформационного упрочнения; уменьшение долговечности и другие. 

Исследователями установлено, что введение ПАВ способствовало увеличению механической скорости бурения на 25-30 %, проходки за рейс на 20-25%. 

Это дает основание считать, что адсорбционные процессы могут быть основными при изучении вопросов, связанных с разрушением горных пород, повышением износостойкости породоразрушающего инструмента и устойчивости стенок скважины, регулировкой геологических характеристик промывочных жидкостей и тому подобное. В то же время, в таком важном деле, как подбор и применение поверхностно-активных веществ в различных технологических процессах, в том числе и при бурении скважин, в основном используют эмпирический подход и отсутствуют научно обоснованные методики, которые бы учитывали термодинамические и кинетические аспекты этого явления.

Необходимо развить новые подходы углубленного изучения проблемы для понимания сущности процессов, возникающих при взаимодействии рабочей среды с вновь образованной поверхностью при деформировании и разрушении, с использованием современных методов и техники. Это позволит разработать научное обоснование комплексного влияния промывочных жидкостей на процессы при бурении скважин, научные и технические рекомендации по их эффективному использованию.

2 АНАЛИЗ СУЩЕСТВУЮЩИХ ПРЕДСТАВЛЕНИЙ О МЕХАНИЗМАХ ПРИХВАТОВ В СКВАЖИНЕ

Отраженные в литературных источниках точки зрения на природу возникновения прихвата различны.

Исходя из этого наибольший интерес должна представлять характеристика, выражающая сопротивление глинистой корки сдвигу, от величины которой при одинаковой толщине корки может зависеть вероятность вышеуказанных осложнений. В своих опытах В.С.Баранов исследовал кинетику изменения прочности и влажности фильтрационной корки в зоне сдвига и установил, что нижние слои корки (прилегающие к поверхности, на которой отлагается корка) обладают большей плотностью и прочностью, чем верхние. В нижних слоях корки непрерывное постепенное уплотнение и отжимание содержащейся в них воды обуславливает не только резкое уменьшение проницаемости при высоких перепадах давления и под действием фактора времени, но и увеличивает их сопротивление сдвигу. Верхняя же часть корки остается более обводненной, обладает весьма малой механической прочностью и меньшим сопротивлением сдвигу. Относительно малая связанность этого слоя создает благоприятные условия для его размыва при интенсивной циркуляции, способствуя, тем самым предотвращению прихватов инструмента.

На основании исследований осложнений при бурении в южных и западных нефтеносных районах страны был сделан вывод, что 80% прихваток возникает из-за прихвата инструмента при оставлении без движения и затягивания его в суженную часть ствола. хобот. Все остальные случаи грейферов, по их мнению, играют явно второстепенную роль, не представляют собой массового явления и вызваны в основном нарушениями элементарных технических правил бурения. Исходя из реальной поверхности, а также внешних факторов - температуры, давления, состава и концентрации электролитов, механических воздействий, трибополяризации и других. Наложение электрического поля на коллоидную систему (буровой раствор) вызывает асимметричное расположение DES, в результате чего возникают дополнительные силы, которые вызывают ориентацию и движение частиц в направлении поля и их адгезию к заряженной поверхности (горные породы, бурильные трубы). Таким образом, электрическое поле может вызвать образование корки на практически непроницаемых породах (из-за адгезии частиц к породе), способствует увеличению толщины уже сформированной фильтрационной корки (на проницаемых породах) и является одним из причины возникновения или усиления прихватки в результате действия сил межмолекулярного притяжения и электростатических сил отталкивания, вызванных сближением заряженных поверхностей бурильных труб, коллоидных частиц, горных пород под действием внешних сил.

Поскольку адгезия разнородных поверхностей из-за образования двойного электрического слоя на границе контакта сводится к ориентированной адсорбции полярных групп на границе раздела, можно влиять на состояние возникновения липкости путем добавления определенных веществ. к решению, влияющему на изменение DES.

За рубежом одной из наиболее частых причин возникновения коряг при бурении скважин считается нарушение устойчивости горных пород, обусловленное, помимо механического воздействия бурового инструмента на стенки скважины и недостаточного гидростатического давления, физического и химическое воздействие на породу бурового раствора и его фильтрата. С геологической точки зрения считается, что неоднородность (деформация) горных пород в основном является результатом неравномерного всестороннего сжатия, сдвига и возникающих в результате температурных напряжений. В совокупности эти процессы в определенный момент времени под воздействием того или иного технологического фактора бурения выводят стенки скважины из равновесия. При этом немаловажную роль играет фактор времени.

Нарушение устойчивости горных пород, помимо непосредственного вызова неожиданного или мгновенного прихвата (например, при сильных осыпях, обвалах, вытекания горных пород), может косвенно способствовать прихвату инструмента, вызывая, с течением времени, набухание или сужение ствола, осыпи, образование каверн и т.д. Незначительные, труднофиксируемые осыпи пород при недостаточной очистке бурового раствора могут приводить к его загрязнению, а плохие реологические свойства - к ухудшению очистки ствола и забоя скважины, что опосредованно увеличивает вероятность возникновения и силу прихвата, особенно в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах. Поэтому вопросу качественной очистки скважин от шлама и предупреждения, тем самым, осложнений и прихватов бурильных труб и инструмента уделяется большое внимание.

Многие исследователи возникновение прихвата связывают с перепадом давления, обусловленным разностью между гидростатическим давлением столба бурового раствора и пластовым давлением в интервалах залегания проницаемых пород. В некоторых работах высказывается мнение, что прихваты возникают путем воздействия на трубы полной величины гидростатического давления при их полном контакте со стенками скважины (явление, подобное прижатию подводной лодки ко дну океана).

Путем постановки экспериментов на специально сконструированных и изготовленных установках оценивалось влияние на силу сопротивления страгиванию модели бурильной трубы относительно фильтрационной корки (силу прихвата) создаваемого перепада давления, а также действие ряда дополнительных факторов: времени формирования фильтрационной корки, ее физико-механических свойств, продолжительности неподвижного контакта пары труба-корка, соотношения диаметров скважины и трубы, циркуляции раствора и др. Ниже приведены выводы, сделанные на основании этих исследований.

Большое влияние влияние на вероятность возникновения прихвата под действием перепада давления оказывает характеристика соприкасающихся поверхностей, особенно наиболее подверженных различным изменениям фильтрационных корок, поэтому анализ их свойств представляет практический интерес.

Контакт колонны трубы с фильтрационной коркой вызывает ее деформацию с течением времени под действием прижимающих сил, возникающих от нормальной составляющей веса колонны к плоскости контакта, и, особенно, перепада давления. Деформация корки также будет происходить из-за увеличения абсолютного значения гидростатического давления в скважине. Это означает, что начальная плотность корок, отложившихся на большей глубине, будет выше.

Степень деформации фильтрационной корки, согласно экспериментальным данным, закономерно меняется в зависимости от нагрузки и времени. Наибольшая деформация корки происходит в первые 15-20 минут контакта с трубой. В дальнейшем интенсивность деформации снижается и максимальное вдавливание достигается уже через 60 минут контакта. Повышение DR до 5 МПа и более существенно не укрепляет структуру корки. Следовательно, в этой области перепадов давления достигается близкое к предельному уплотнению корки [21].

Фильтрующую корку можно уплотнить либо путем сжатия самих частиц глины, либо за счет уменьшения пространства между частицами. Поскольку модуль упругости частиц глины равен 360, что значительно превышает удельные нагрузки, использованные в экспериментах, то, следовательно, уплотнение корки возможно только за счет уменьшения порового пространства (или влажности). Схождение частиц происходит при более или менее интенсивном удалении воды из зоны контакта и уплотнении адсорбционного водного слоя частиц глины. Прежде всего удаляется свободная и непрочно связанная вода, которая частично может служить смазкой между фильтрационной коркой и сверлом и которая содержит самое высокое содержание смазочной добавки, введенной в раствор. С увеличением продолжительности контакта увеличивается плотность корки и требуются большие нагрузки для вытеснения влаги из ее пор, так как пленка водной среды, остающаяся на частицах глины, имеет повышенную вязкость, эластичность и более сильные силы связывания, что означает большее напряжение сдвига. Затвердевание корки приводит к увеличению сопротивления фильтрации водной фазы раствора через нее; при определенном значении DR (согласно 4-8 МПа) проницаемость коры становится практически постоянной.

Верхние (малоплотные) слои фильтрационной корки в основном подвергаются деформации, и из-за значительной разницы в плотности между нижним и верхним слоями деформация распространяется не сразу на всю толщину, а от слоя к слою. Плотность корки под прижатой к ней трубой изменяется по длине контактной дуги: она уменьшается от середины к крайним точкам контакта трубы с коркой.

Таким образом, величина объемной деформации фильтрационной корки возрастает с увеличением перепада давления, периода формирования корки (до контакта) и диаметра труб при неизменном диаметре скважины. Величина линейной деформации корки, при прочих равных условиях, будет больше при меньшем диаметре трубы. Но поскольку при этом величина возможной площади контакта трубы с коркой будет все же значительно меньше, чем при контакте с коркой трубы большего диаметра, то при возникновении прихвата усилие страгивания будет тем больше, чем больше диаметр трубы.

Рост площади номинального контакта трубы с коркой в течении первых 20 минут обусловлен в основном деформацией корки, а в дальнейшем - увеличением ее толщины за пределами первоначального соприкосновения. Причем, интенсивность роста этой площади, помимо прочего, тем выше, чем больше начальная площадь контакта. Исследования показали, что при наличии тонкой плотной корки и образовании в зоне контакта трубы с коркой жидкостного слоя типа эмульсии (за счет ввода в раствор смазочных и других химических реагентов), сопротивление сдвигу в контакте (или вероятность возникновения прихвата) резко уменьшается или практически не возрастает во времени. В таком случае трение в рассматриваемой паре обусловливается в большей степени внутренним трением этого слоя.

Существенным фактором, влияющим на прихват инструмента, является продолжительность неподвижного контакта его с фильтрационной коркой или проницаемыми стенками скважины. Результаты экспериментов показывают, что между силой сопротивления страгиванию (силой трения) и продолжительностью котакта существует параболическая зависимость. В первые 60 минут контакта наблюдается почти пропорциональный рост сил трения (при неизменном ΔР), и интенсивность роста сил трения увеличивается с ростом давления. Природа прихвата труб под действием перепада давления, как считается, имеет много общего с природой статического трения (что впрочем подтверждают эксперименты и данные практики), которое описывается двучленным законом трения:

F = m·(N + No), Н (2.1)

где N - внешняя нормальная нагрузка;

No - равнодействующая сила молекулярных притяжении между обоими телами;

m - коэффициент трения.

Следовательно, согласно этой теории, существует молекулярный и механический эффект между двумя поверхностями, например, бурильной трубой и фильтрационной коркой, которые находятся в контакте. Тогда сила сопротивления растяжению на прихватке вызывается преодолением механических сопротивлений (fj) и молекулярных (адгезионных, когезионных) связей, возникающих от сил прижатия труб к стенкам колодца, т.е.F = fj + f0. Величина f0 определяется, согласно взглядам Б.В. Дерягина, атомно-молекулярным взаимодействием соприкасающихся тел, которые являются результатом действия электрических сил отталкивания и притяжения. На проявление этих сил существенно влияет расстояние между контактирующими поверхностями: считается, что адгезия проявляется в виде сцепления двух тел только в точках истинного контакта. Следовательно, силы сцепления более выражены, когда площади контакта между контактирующими поверхностями велики, а расстояние между ними минимально. Соотношение сил, вызывающих молекулярно-механическое взаимодействие на прихватках под действием перепада давления, будет следующим. Наибольшее влияние адгезионных сил на силу сопротивления растяжению, по сравнению с действием механических сил, наблюдается при малых значениях перепада давления (до 5 МПа). При DR = 5 МПа и более механические силы взаимодействия значительно превышают силы сцепления. Это подтверждают и экспериментальные данные, где отмечено, что силы адгезионного взаимодействия увеличиваются с увеличением перепада давления до 3 ... 4 МПа (когда достигается максимальное уплотнение и твердение корок), после чего увеличивается практически перестает.

Таким образом, рост механических сил взаимодействия происходит с увеличением перепада давления и времени стационарного контакта, тогда как рост сил сцепления наблюдается только с увеличением продолжительности контакта.

В принципе, первоначальный прихват труб обусловлен как одной, так и другой силами взаимодействия, но при движении инструмента в стволе сдвиговые деформации играют значительно большую роль, чем отрыв.

Считается, что при прочих равных условиях, возникновение прихвата более вероятно в интервалах бурения с высокими геотермическими градиентами, чем в интервалах обычных температур. Это объясняется интенсификацией с увеличением температуры коркообразующих, фильтрационных и диффузионных процессов, а также уменьшением толщины адсорбционных слоев на контактных поверхностях, что приводит к упрочнению корки и усилению ее фрикционной связи с металлом.

Наиболее частые прихваты инструмента (более 50%) вызваны прилипанием инструмента к стенкам колодца после остановки его движения. Показано, что на этот процесс в основном влияют два фактора: липкость глинистой корки и гидростатическое давление в зоне липкости [3]. Среди методов предотвращения прихватов на месторождениях со скважинами с горизонтальным концом наибольшее распространение получили физико-химические (химические) и механические методы. При использовании физико-химических (химических) методов используются растворы, которым придают ингибирующие, гидрофобные и поверхностно-активные свойства. Они могут представлять собой композицию неионных и катионных поверхностно-активных веществ. Комплексное ПАВ сочетается практически со всеми реагентами, используемыми в регионе.

По мнению некоторых авторов, на возникновение прихваты влияют:

1. Кривизна ствола скважины

2. Тип смазочной добавки.

3. Тип бурового раствора.

4. Соблюдение технических норм и правил.

5. Жесткость низа бурильной колонны.

6. Площадь контактной поверхности

7. Коэффициент трения в зоне контакта.

8. Время контакта неподвижной колонны трубы со стенкой колодца.

9. Величина перепада давления в скважине ДР.

10. Физико-механические свойства бурового раствора.

11. Температура (t ° C) в зоне прихвата.

12. Абсолютное значение гидростатического давления P

13. Проницаемость горных пород в прихватной зоне.

14. Тип пластовой жидкости.

15. Физико-механические свойства фильтрационных корок.

16. Пористость породы.

17. Скорость вверх по потоку

18. Количество смазочной добавки.

Существующие виды прихватов были сгруппированы в три категории в зависимости от единообразия вероятных причин и обстоятельств их возникновения:

I - прихват под действием перепада давления;

II - заклинивание инструмента при движении в скважине;

III-прихват из-за сужения ствола скважины при отстаивании ила, утяжелителя, обрушении горных пород и сальникообровании.

Таким образом, считается, что приступ является результатом действия совокупности факторов, некоторые из которых в определенных случаях могут иметь преимущественное влияние на его возникновение. Буровой раствор играет важную роль в предотвращении появления клещей. Выбор типа раствора, типа и качества вводимых в него химических добавок (включая смазочные материалы) будет зависеть от его физико-механических свойств и, в определенной степени, свойств фильтрационных корок, а также физических и механические и физико-химические явления на границах раздела, в том числе в зоне контакта фильтрационной корки с металлической поверхностью труб. По мнению ряда исследователей, в зависимости от того, какая корка образуется на породах, при прочих равных, уменьшается проницаемость пород, степень деформации сжатия коры и, как следствие, площадь контакта и определяется тяговое усилие бурильных труб в случае их статического контакта со стенками скважины.

Таким образом, анализ способов снижения прихватки бурового инструмента при бурении скважин показывает, что:

- для решения этой проблемы используется широкий спектр методов, в том числе физико-химические, механические методы снижения коэффициента трения и другие подходы;

- к недостаткам упомянутых выше методов можно отнести неполный учет характеристик горных пород, что не позволяет более детально понять причины образования прихваток как последствий воздействия бурового инструмента на грунт.

Также перспективны исследования, направленные на расширение знаний о свойствах горных пород-песчаников, супесей, суглинков и глин - с точки зрения изучения их поведения в условиях вибрационного воздействия, а также пространственной деформационной неустойчивости грунтов. Породы и почвы чрезвычайно разнообразны по своему генезису, составу, строению, физико-техническим характеристикам, поэтому их очень сложно систематизировать и моделировать. В связи с этим актуальны исследования, направленные на создание более детальных и детальных классификаций горных пород, на основе которых можно будет целенаправленно создавать методы и технологии предотвращения прихватывания.

3 РОЛЬ СМАЗОЧНЫХ ДОБАВОК В СОСТАВЕ БУРОВЫХ РАСТВОРОВ

3.1 Общие сведения о смазывающих добавках и их воздействие на функциональные свойства буровых жидкостей, применяемых в промышленности

На протяжении многих лет в неблагоприятных условиях бурения предпочтение отдавали буровым растворам на углеводородной основе. Их свойства, реология и фильтрационная способность являются устойчивыми даже при повышенных температурах, то есть применяя эти растворы нетрудно поддерживать заданные характеристики бурения. Устойчивость ствола скважины повышается при использовании бурового раствора на углеводородной основе, особенно если активность водной фазы может быть отрегулирована в соответствии с активностью связанной воды в разбуриваемых горных породах. По сравнению с водными буровыми растворами системы на углеводородной основе характеризуются более высокой смазывающей способностью, за счет чего замедляется износ долота, что вращается, уменьшается момент и сопротивление продольному перемещению труб [4].

У склонных к набуханию глинистых сланцах скорость прохождения обычно повышается при использовании буровых растворов на углеводородной основе, что объясняется существенно недостаточным взаимодействием долота, глинистых сланцев и бурового раствора, причем последний действует как смазка. При использовании буровых растворов на углеводородной основе или инвертноэмульсионнх систем происходит гидрофобизация поверхности долота, шлама и пород.

Нефтяная пленка препятствует образованию связей между долотом, глинами, а, следовательно, налипанию глин на долото, что приводит к повышению скорости бурения. Глины прилипают к долоту и утяжеленным бурильным трубам, если между ними установится тесный контакт под действием веса бурильной колонны.

Механизм прилипания в этом случае обусловлен образованием водородных связей между двумя имеющимися диффузионными слоями воды: на поверхности глин, и адсорбционного на поверхности долота. В качестве смазочных добавок к буровым жидкостям часто применяют нефть, дизельное топливо или композиции на их основе.

В состав сырой нефти входят неполярные и малополярные углеводороды: жидкие, твердые или газообразные алканы (метан и его производные), нафтеновые, ароматические и т. Д. Помимо этих углеводородов, большинство нефтей содержат полярные компоненты в различных количествах, которые в основном определяют их поверхностно-активные и эмульгирующие свойства. К ним относятся кислородсодержащие (жирные и нафтеновые кислоты), серосодержащие (тиоалканы, тиофаны и др.), Азотистые соединения, а также высокомолекулярные асфальто-смолистые вещества.

К высокомолекулярным веществам масла относится та его часть, которая характеризуется молекулярной массой более 400 и которая содержит остатки после перегонки фракций до 350-400 С. В светлых нефтепродуктах эта доля составляет 30-35%, в тяжелых маслах с высоким содержанием смол - 60% и более. В нефти различных месторождений массовое содержание серы 0,1-5%, азота 0,33-0,55%, кислорода 0,1-8%, асфальтобетонных веществ до 20% и более. Суммарное содержание полярных компонентов достигает 40% и выше [7].

Углеводородные компоненты - это наиболее легкая часть нефти с молекулярной массой предпочтительно в пределах 400 - 800. К неуглеводным компонентам нефти относятся смолы и асфальтены. Содержание смолистоасфальтеновых веществ в нефтях колеблется от 2-5% до 20% и выше. Смолы и асфальтены характеризуются сложностью структуры, низкой стабильностью, высокой реакционной способностью, полярностью и поверхностной активностью, в целом является характерным для гетероциклических соединений.

Нафтеновые кислоты относятся к естественным поверхностно-активным веществ (ПАВ) нефти. Их содержание в нефтях колеблется от 0,1% до 2% и более. Нафтеновые кислоты концентрируются в легких и средних масляных фракциях. Химический состав нафтеновых кислот является разнообразным. В легких фракциях содержатся нафтеновые кислоты с числом углеводородных атомов 6-12.

Среди кислот, выделенных из керосиновой фракции, имеющиеся соединения с конденсированными нафтеновими кольцами. Нефтяные кислоты масляных фракций содержат 13-15 и более атомов углерода. В основном, нафтеновые кислоты являются гомологами циклопентана. С увеличением молекулярной массы нафтеновых кислот уменьшается их растворимость в воде, зато увеличивается их растворимость в нефтепродуктах и поверхностная активность.

В щелочной среде высшие жирные и нафтеновые кислоты, которые содержатся в нефти, омыляются, образуя соли, которые хорошо растворяются в воде. Природные поверхностно-активные вещества (ПАВ) и эмульгаторы нефти играют важную роль во всех технологических процессах добычи, транспортировки и переработки нефти.

Благодаря наличию в своем составе природных ПАФ, сырая нефть может использоваться как смазывающая добавка к буровым жидкостям. На сегодня сырая нефть подвергается модифицированию для устранения ароматических компонентов, что делает ее более безопасной для применения в буровых растворах. Дизельное топливо некоторое время было также распространенной смазывающей добавкой к буровым жидкостям, однако из-за высоких экологических требований на сегодня его использование с этой целью является ограниченным.

Как видно, по своему назначению сырая нефть и дизельное топливо являются близкими, однако нефть является более эффективной. Дизельное топливо и сырая нефть обеспечивают примерно одинаковое улучшение смазочных свойств буровых растворов, но лишь в случае, когда они вводятся постоянно, то есть по мере прохождения на глубину.

На протяжении последних лет использование буровых растворов на углеводородной основе сокращалось в связи с экологическими ограничениями. Эта тенденция коснулась даже буровых растворов с низким содержанием ароматических углеводородов.

В США буровые растворы на углеводородной основе могут использоваться, но без сброса сработавших растворов в море или воды внутренних водоемов. На суше необходимость очистки сработанных буровых растворов на углеводородной основе может привести к увеличению затрат и стать причиной ответственности за экологический ущерб. Высокая стоимость и негативное отношение общественности к розливу буровых растворов на углеводородной основе на суше и в прибрежных водах являются важными факторами во время выбора промывочной жидкости [3].

Экологические проблемы, связанные с использованием таких буровых растворов, получили всеобщее признание. Поэтому перед промышленностью возникла задача разработки альтернативы буровым растворам на углеводородной основе. Компанией Milpark Drilling Fiuids разработанные промывочные системы MDF – 1402 System на водной основе, которые обеспечивают покрытие долота и бурильной колонны «не углеводородной» гидрофобной пленкой. В результате возникает возможность предотвратить развитие прочных связей гидрофильных глин со смачиваемой водой поверхностью долота, что является необходимым условием для образования на долоте сальников. За счет недопущения образования сальников на долоте повышается скорость прохождения, и, в то же время гидрофобизирующее покрытие действует как смазочный материал.

В состав этой системы входят сополимер винила и сульфонат (AMPS-AM), углеводы целлюлозы и бентонит; от 1% до 5% объема полигликолевого компонента, который эмульгируется в этой системе.

Кроме того, промышленные исследования показали, что промывочная система на основе сополимера (AMPS-АМ) с добавкой полигликоля (объемная доля 1-3, 5%) является эффективной для предотвращения образования сальников на породоразрушающем инструменте и увеличения скорости прохождения при использовании долот с поликристаллическими алмазными вставками.

Значение скорости прохождения и степень износа долот во время использования этой системы являются такими же, как во время бурения с использованием бурового раствора на углеводородной основе. Однако, по сравнению с углеводородными буровыми растворами, эта полигликолевая эмульсия является экологически безопасной системой. Для замены дизтоплива использовались различные добавки, в частности такие, как мыла, жирные кислоты, спирты, асфальтены, графит и др.

Эффективность действия этих смазывающих добавок зависит от состава самих буровых растворов. Ряд исследований посвящен изучению влияния различных компонентов на смазывающие свойства промывочных жидкостей, в основном влияют на износ породоразрушающего инструмента. Так, указано, что высокие смазывающие свойства имеют высокомолекулярные карбоновые кислоты, полиоксикислоты и их эстеры и смеси этих веществ. Особенностью этих продуктов, в отличие от других ПАВ, является ограниченная растворимость в воде в сочетании с высокими значениями физической и химической активности по отношению к поверхностям трения. Так, насыщенные синтетические жирные кислоты (СЖК), которые содержат восемь и более атомов углерода в молекуле, в воде практически не растворимы, даже при относительно высокой температуре.

Аналогичные показатели растворимости в воде присущи также высокомолекулярным ненасыщенным кислотам. По литературным данным наиболее эффективными добавками к водным промывочным жидкостям являются СЖК с числом атомов углерода не менее 8.

Широкое применения нашли побочные продукты производства масел, основой которых являются карбоновые кислоты. Это, в первую очередь, неочищенные жирные кислоты как отходы глицеринового производства.

Растительные и животные продукты, в отличие от нефтяных, характеризуются наличием ненасыщенных карбоновых соединений химически более активных. Их высокие смазывающие свойства связаны с повышенной скоростью образования мил в зоне трения.

Наиболее перспективным в плане широкого применения в технике является рапсовое и подсолнечное масла, поскольку эти растения успешно культивируются во многих областях России. Основным преимуществом растительных масел является их экологическая чистота: после попадание в окружающую среду они подвергаются сравнительно быстрому естественному расписанию (в течение 5 суток).

Именно поэтому ведутся интенсивные исследования по применению растительных масел в качестве рабочих жидкостей. Исследованиями установлены достаточно высокие трибологические свойства растительных масел - быстрое взаимодействие с металлами, высокая смазывающая способность, коррозионная защита, нейтральное отношение к уплотнениям.

К основным недостаткам масел относятся интенсивное загущування за снижение температуры ниже минус 15С (полная кристаллизация – минус 280С), относительно быстрое старение во время эксплуатации, что проявляется в необратимом повышении вязкости, а также склонность к гидролизу под воздействием воды.

Для борьбы с указанными недостатками формулируется задача создания добавок с соответствующими свойствами к рапсового масла с учетом требований экологической безопасности. Широко применяются кубовые остатки (гудроны) масложировых предприятий, которые образуются в результате дистилляции жирных кислот из коапстоків масел (подсолнечного, соевого, льняного, рапсового, хлопкового) или животных жиров и их смесей.

В основном гудроны состоят из высокомолекулярных ненасыщенных и насыщенных жировых соединений. Кроме того, в их составе имеются стерины и их эфиры, некоторые витамины, госсипол (пигмент) и другие высокомолекулярные соединения. Уходом производства растительных масел являются также фузы.

Фузы содержат в своем составе высокомолекулярные насыщенные и ненасыщенные жирные кислоты, глицериды, а также фосфатиды, белки, лактоны и некоторые другие вещества. Кислотное число фузов – в пределах 58-84 мг КОН/г, число омыления – 169-195 мг КОН/г. Как сырье для получения смазочных добавок используют канифоль и таловое масло, которые получают из смолы и продуктов переработки древесины (преимущественно хвойных пород) [7].

В качестве смазывающих добавок исследовались отходы производства рыбного жира - жиропеномассы и было установлено, что эти отходы могут быть основой для производства экологически чистых смазывающих добавок к буровым растворам. Так, известна смазочная добавка к буровым растворам, содержащим фосфатидные концентраты масла, аммиак в водном растворе и карбамид.

Зарубежными фирмами предлагается ряд смазочных добавок к буровым растворам на основе натурального сырья. Так фирмой Phillips Petroleurn Со. (США) разработано смазочную добавку на основе соли сульфированной смолы талового масла. Ее добавление в количестве 3-57 кг/м3 к буровому раствору значительно повышает смазывающие свойства раствора и уменьшает фильтрацию. Фирма Хенкель (ФРГ) разработала ряд перспективных эстерных масел к буровым растворам. Их основой являются эфиры одноатомных спиртов с атомами углерода от 2 до 12 и ненасыщенных монокарбоновых кислот с атомами углерода от 16 до 24.

Одним из современных направлений совершенствования смазочных добавок для бурения является разработка универсальных, многофункциональных смазочных материалов, которые одновременно улучшают технологические свойства промывочных жидкостей, их фильтрационные и структурные свойства, а в некоторых случаях - коллекторские свойства нефтяных залежей, которые разрабатываются.

Известны химические реагенты такого типа – лубриканты, например, смазывающие добавки СПРИНТ 33, ФК-2000, разработанные в ОАО НПО “Бурение” (Россия), добавка ЗГВ производства АОА „Завод горного воска” (Республика Беларусь), продукт BIODRILL фирмы MILPARK (США), змащувальна добавка SUPERLUB фирмы PSPW Sp. z.o.o. (Польша), смазывающие добавки серий GLO EP фирмы Global Drilling Fluids & Chemicals (Индия).

Эффективность показателей зарубежных смазок обычно оценивают по стандарту Американского нефтяного института (API) на машине трения компании Baroid Mud и Lubriciti Tester (США) путем определения коэффициента трения пары металл-металл. в среде воды и буровых растворов при различных нагрузках на металлическую призму, контактирующую с крутящим моментом вала, в том числе при стандартной нагрузке, составляет 1,02 МПа, а скорость вращения вала составляет 60 мин.

Анализ научно-технической и патентной литературы дает основания для выводов относительно современного уровня требований к смазочным добавкам к буровым жидкостям для бурения нефтегазовых скважин.

Смазывающие добавки должны быть реагентами комплексного действия и отвечать следующим требованиям:

– иметь высокие смазывающие свойства;

– хорошо совмещаться со всеми реагентами, которые применяются во время обработки буровых растворов;

– способствовать снижению показателя фильтрации буровых растворов и повышению их удельного электрического сопротивления;

– эффективно функционировать в сложных геологических условиях, которые характеризуются высокими температурой и давлением, полиминеральной и сероводородной агрессией и тому подобное;

– предоставлять буровым растворам антикоррозийная свойств и способности гидрофобизировать пористая среда коллектора, что, в свою очередь, должно способствовать повышению проникновения для нефти;

– быть устойчивыми к действию микроорганизмов;

– не содержать вредных, токсичных веществ, легко подвергаться биологическому расщеплению, т. е. быть экологически чистыми [12].

3.2 Требования к растворам при бурении вертикальных,

наклонно-направленных скважин

Требования к буровому раствору, его составу и рабочим параметрам промывки скважины определяются путем получения наилучших технико-экономических показателей бурения. Часто эти требования противоречивы, и на практике стараются максимально снизить нежелательное влияние бурового раствора на процесс бурения и выбрать наиболее экономичное сочетание компонентов используемого бурового раствора и технологических параметров бурового раствора. промывка скважины в каждом конкретном случае.

За рубежом считается, что в решении проблемы предотвращения осложнений и, в частности, заедов труб, буровому раствору и качеству промывки скважин следует уделять первостепенное внимание. Поэтому стоимость подготовки и обработки промывочных жидкостей, например, в США составляет 15-18% (в нашей стране - 5-8%) от общей стоимости скважины. Хорошая система бурового раствора может снизить общую стоимость скважины как за счет сокращения времени механического бурения, так и за счет сокращения потерь времени на устранение ряда осложнений при бурении и разработке пластов, а также их последствий, в зависимости от геологические условия разводки скважин и взаимодействия раствора со стенками скважины и илом.

Для предотвращения прилипания при бурении скважин в буровом растворе в первую очередь должны быть обеспечены:

1. Создание тонкой, малопроницаемой фильтрационной корки на стенках скважины с одновременным снижением проницаемости ствола скважины и предотвращением набухания пород, слагающих стенки скважины, или нарушения их устойчивости.

2. Эффективная очистка забоя и ствола скважины, предотвращающая отложение шлама и общее загрязнение раствора, образование масляных уплотнений на долоте, прилипание шлама и твердой фазы раствора к стенке и т. Д.

Давайте рассмотрим эти требования более подробно.

Свойства фильтрационной корки в большей или меньшей степени определяют физико-механические явления, возникающие при ее контакте с поверхностью труб, и, при прочих равных условиях, степень ее деформации при сжатии, которая в конечном итоге определяет площадь контакта и деформирующие силы бурильных труб в их статическом контакте со стенками скважины. Фрикционные и адгезионные свойства фильтрационной корки определяются смазывающей способностью бурового раствора и зависят от типа раствора, его химической обработки, количества и качества содержащейся в нем твердой фазы. Улучшение смазывающей способности бурового раствора и, как следствие, снижение крутящего момента вращения и деформации бурильных труб относительно фильтрационной корки способствует: использованию высококоллоидных глин при приготовлении бурового раствора и снижению содержания твердая фаза в нем; использование смазочных материалов; добавление некоторых полимеров. Содержание полимера в растворе модифицирует дисперсную фазу раствора, способствует созданию эластичной, малопроницаемой фильтрационной корки небольшой толщины, увеличивает вязкость фильтрата и замедляет взаимодействие между бурильными трубами и скважиной. стена. Тонкая, практически непроницаемая фильтрационная корка снижает проницаемость ствола скважины, которая зависит от свойств дисперсионной среды раствора и от его взаимодействия с пластовым флюидом. Так, если дисперсионная среда представляет собой эмульсию воды с нефтепродуктом (обычно это смазочная добавка), то вместе с уменьшением проницаемости горных пород уменьшается гидропроводность коры и скорость перераспределения давления в ней.

Повышение устойчивости пород в призабойной зоне скважины, предотвращение их набухания, ползучести и, как следствие, «выпадения ствола» из-за его сужения также является одним из способов предотвращения затяжек, посадок и захватов инструмента в скважине. Что ж. Разрушение горных пород в приствольной зоне при бурении, особенно на участках кривизны ствола и в горизонтальных выработках, зависит от характера напряженного состояния горных пород (интенсивности действующих напряжений), механического воздействия на стенки скважины, а также физическое и химическое воздействие бурового раствора, которое, наряду с указанными выше факторами, вызывает образование предельной области (т.е. области, в которой породы переходят в предельное состояние). Поэтому усилия должны быть направлены на предотвращение образования этой зоны мероприятиями, способствующими образованию стволов деревьев в зоне защитной оболочки - зоне динамического равновесия за счет регулирования плотности и физико-химического воздействия бурового раствора, использования управляемая грязь и др.

Таким образом, чтобы снизить риск прихваток при проведении скважин, буровой раствор должен отвечать следующим требованиям:

- не допускать набухания горных пород, составляющих стенки колодца, или нарушения их устойчивости;

- обеспечивать необходимые реологические характеристики и скорость восходящего потока, т.е. иметь такие свойства, которые способствовали бы созданию турбулентного потока жидкости и размыванию осадка на дне, структурного потока с повышенной транспортной способностью в кольцевое пространство;

- обладают высокой смазывающей способностью;

-обеспечить создание тонкой эластичной малопроницаемой фильтрационной корки с низкими фрикционными и адгезионными свойствами на стенках скважины с минимальной скоростью фильтрации.

3.3 Оценка смазочных добавок, используемых при бурении скважин

Повышение смазывающей способности бурового раствора обеспечивается введением в него смазочных присадок.

Одной из первых смазочных присадок для предотвращения и устранения липкости и, пожалуй, самой распространенной до недавнего времени является масло. Введение 5 ... 10% нефти в необработанный буровой раствор снижает силу трения между поверхностью металла и глинистой коркой на 20 ... 30%. Содержание нефти в растворе способствует снижению скорости увеличения толщины глинистой корки, что, по всей видимости, связано с уменьшением проницаемости ствола скважины из-за появления смеси нефтепродуктов. и фильтрат в нем. Кроме того, масло за счет содержащихся в нем природных ПАВ адсорбируется на твердых частицах корки и вскрываемых слоев, ослабляет силы когезионного взаимодействия между ними и адгезионного взаимодействия при соприкосновении бурового инструмента. с корочкой. В результате сила сопротивления деформации инструмента относительно корки уменьшается.

Помимо предотвращения прихватывания бурового инструмента, введение нефти в глинистый раствор увеличивает производительность долот за счет гидрофобизации пробуренной породы: улучшение очистки скважины от нее, эффект ранней турбулизации; увеличение гидравлической мощности, подаваемой на забой, и др. Рациональное содержание масла в растворе в зависимости от его плотности и температуры окружающей среды колеблется в пределах 8 ... 15%. Считается, что лучше использовать масло более высокой плотности, поскольку оно содержит более тяжелые углеводороды, чем легкие, а также больше акцизных смол и природных поверхностно-активных веществ, определяющих его смазывающую способность.

Когда графит вводится в масло, возникает синергетический эффект улучшения смазывающих свойств, поскольку активность графита значительно возрастает в олеофильных средах. Добавление в раствор только графита в количестве 0,6% снижает количество прихваток, сокращает время их устранения в 1,5 ... 5 раз и увеличивает проницаемость на 5 ... 10%. Смазывающий эффект графита обусловлен его слоистой структурой. Графит образует смазочные слои за счет механического проникновения шероховатостей на металлических поверхностях трения, а также за счет адгезионного взаимодействия. Отдельные кристаллические слои графита слабо связаны между собой, а плоскости основания его кристаллитов практически параллельны направлению скольжения, что обеспечивает легкое перемещение их относительно друг друга, особенно в масле.

Однако противоизносные свойства масла или графита, а также композиций на их основе невысоки. Это связано с низкой прочностью адсорбционного слоя на стальных поверхностях, образованного вышеуказанными материалами, который выдавливается из пар трения.

Из-за необходимости поддерживать относительно высокую концентрацию масла в буровом растворе и на практике из-за доступности и низкой стоимости потребление масла в качестве смазочной добавки является высоким. Потери нефти при бурении скважин глубиной более 3500 метров значительно увеличиваются из-за больших объемов раствора, интенсификации испарения, фильтрации, образования корки и адсорбции на все более измельчаемом иле. Эффективность его использования снижается с повышением температуры. В случае растворов с добавкой масла интерпретация данных газового каротажа и электрометрических работ усложняется; Характерны пожарная опасность и высокая загрязняющая способность. Поэтому с учетом действующих экологических требований, запрещающих использование токсичных и загрязняющих технологий, а также существующей нехватки нефти как ценного химического и стратегического сырья, следует полностью исключить ее использование для технологических нужд бурения скважин, или ограничены определенными концентрациями, которые не представляют опасности для окружающей среды или которые могут быть впоследствии уничтожены под действием бактерий.

соответствии с рекомендациями СибНИИНП гидрофобизирующие кремнийорганические жидкости - ГКЖ-10 или ГКЖ-11 - применялись в качестве смазочных материалов при бурении скважин в Западной Сибири. Это водно-спиртовые растворы этилсиликата натрия. Оптимальная дозировка в буровом растворе составляла 0,6 ... 0,8%. На основании исследований он считает наиболее эффективным использование смазочного состава - смеси 6 ... 8% масла с 1% ГКЖ-10. В последние годы ХГЧ используется в небольших объемах, что связано с его жидкой коммерческой формой и отсутствием емкостей для приема реагентов.

В качестве смазочных добавок к раствору предложены реагенты Т-66 и Т-80, относящиеся к классу 1,3-диоксанов. Реагенты обладают высокой термостойкостью и низкой температурой застывания, хорошо совместимы с минерализованными растворами, устойчивы к сероводородной агрессии, кроме того, обладают способностью нейтрализовать, химически связывать сероводород: полученный продукт проявляет ингибирующие свойства. Оптимальное содержание реагента Т-80 в растворе 2 ... 3%. В то же время в среде минерализованного бурового раствора коэффициент трения снижается более интенсивно, чем в среде свежего бурового раствора.

Т-80 подавляет акцепторные свойства твердой фазы по отношению к стали долота, что увеличивает контактную выносливость последней в среде буровых глинистых растворов. Противоизносные свойства Т-80 улучшены за счет легирования его фосфорорганической добавкой.

Имеется некоторый опыт использования поверхностно-активных веществ (поверхностно-активных веществ), которые снижают поверхностное натяжение на границе раздела двух фаз для улучшения смазывающих свойств раствора. Все основные виды наиболее эффективных ПАВ получаются или могут быть получены в результате химической обработки нефти.

Неионные поверхностно-активные вещества. К ним относятся алкилфенолы: ОП-7, ОП-10, УФЭ-8, шкопау, превоцель. Эти вещества хорошо растворимы в пресных и пластовых водах. Объемные доли вводимого реагента 0,1 ... 0,2% (до 1%).

Из анионактивных поверхностно-активных веществ сульфанол является наиболее распространенным. Его добавки в буровой раствор в количестве 0,01 ... 0,03% вызывают снижение коэффициента трения между металлом и фильтрационной коркой примерно на 15%. По поверхностной активности анионактивный ПАВ увеличивает производительность долота при промывке водой, которая практически не уступает сульфанолу и шкопау. Его использование при бурении по глиняным растворам ограничено из-за вспенивания.

Работа исследователей показала, что химические соединения на основе маргинальных и ненасыщенных карбоновых (жирных) кислот, а также их производных могут использоваться в качестве добавок к буровым растворам. Представителями смазочных материалов этого класса являются также СМАД-1, разработанные на основе продуктов нефтеперерабатывающей промышленности во ВНИИБТ, частично омыленных жирных кислот (OФА), омыленных жирных кислот с медью ОЖКМ, SPRINT и др.

СМАД-1 представляет собой окисленный вазелин, содержащий карбоновые, окси- и эфирные кислоты в смеси с дизельным топливом. Рациональное содержание СМАД-1 в буровом растворе нормальной плотности составляет 1 ... 2%, в утяжеленном растворе - 2 ... 4%. Использование СМАД-1 позволяет увеличить проходку на долото на 25 ... 40%, увеличить механическую скорость проходки на 20 ... 25%, значительно снизить количество захватов и затраты на их устранение. По смазывающему эффекту присадка 2 ... 3% СМАД-1 эквивалентна присадке 10 ... 15% масла. Эффективность использования СМАД - 1 повышается при добавлении графита за счет снижения коэффициента трения, разупрочнения корки и уменьшения прочности сцепления.

Использование СМАД-1 ограничено высокой температурой затвердевания реагента, низкой устойчивостью к солевой агрессии и щелочностью раствора (при pH = 10 и выше раствор вспенивается с добавкой реагента).

Присадка к смазочным материалам SPRINT разработана ВНИИКРНЕФТЬ на основе натриевых солей жирных карбоновых кислот и неногенных поверхностно-активных веществ. Оптимальная добавка

0,6. ..1% от объема раствора. Добавка имеет твердую гранулированную форму и хорошо растворяется в воде. При массовой доле смазочной добавки в буровом растворе 0,3 ... 0,5% снижение коэффициента сдвига корки составило -60 ... 80%, а коэффициента трения -50 ... 60%. . Недостатками смазочной добавки являются снижение плотности бурового раствора из-за пенообразования и необходимость использования пеногасителей, а также снижение эффективности ее действия при полиминеральной и сероводородной агрессии.

Вышеуказанные смазочные материалы представляют собой присадки на углеводородной основе. Их использование, наряду с присущими каждому реагенту ограничениями, связано с экологическими трудностями, то есть загрязнением окружающей среды и ила углеводородами. Следовательно, если мы осознаем необходимость использования таких смазочных добавок, необходимо решить проблему очистки от шлама и снижения процентного содержания вводимой добавки до экологически приемлемого уровня содержания углеводородной фазы. Уместнее было бы использовать альтернативные, но более экономичные и экологически чистые смазочные материалы.

На сегодняшний день известен ряд смазок, полученных на основе продуктов растительного и животного происхождения и прошедших полевые испытания: светлое сало, жир рыбий жир (РЖС), соапсток дегтя растительных или животных жиров, а также их смеси (СГ), РАМБС, СДЭБ.

Легкое талловое масло (ЛТМ) получают путем смешивания головного погона после ректификации таллового масла с компонентом GUC, который используется для омыления жирных кислот (в основном олеиновой и линолевой), содержащихся в талловом масле - побочном продукте лесохимическая промышленность. Согласно ЛТМ, это хорошая смазывающая добавка, снижает липкость фильтрационной корки, а также повышает противоизносные свойства раствора. Добавка имеет низкую температуру застывания (минус 25 ... 30 ° C), пожаробезопасна (температура вспышки -231 ° C), малотоксична (ПДК 0,1 мг / л) и биологически хорошо разлагается.

Деготь или кубические остатки масложировых предприятий - это побочные продукты, образующиеся в результате перегонки жирных кислот из соапстоков растительных масел, животных жиров или их смесей. Самыми известными являются деготь соапстока из хлопкового масла или госсиполовая смола. Смола госсипола содержит 40-50% продуктов конденсации, полимеризации и других реакций госсипола, 50-60% жирных кислот и их производных. Использование буровых растворов в качестве присадки к смазочным материалам затруднено из-за высокой вязкости. Конесев, М.Ю. Матякубова и др. Были проведены исследования по снижению вязкости смолы путем введения в нее различных разбавителей (нефть, дизельное топливо, газовый конденсат, Т-80). Оптимальный вариант получен при использовании реагента Т - 80 в соотношении 1: 1 и 3: 2. Этот состав был обозначен авторами Т-80 ГС. Введение Т-80 ГС в глинистый раствор в концентрациях до 1% улучшает его противоизносные свойства в 2 раза.

Смазочные материалы на основе отходов производства рыбы и жира были разработаны путем полной или частичной нейтрализации жирных кислот, содержащихся в отходах, с одновременным введением пеногасителя в реакционную смесь. По содержанию смазочной добавки в буровом растворе 0,3 ... 1,0% обеспечивает снижение коэффициента трения на 30 ... 50% по сравнению с исходным глинистым раствором, что соответствует значениям коэффициента трения. при содержании в растворе 5 ... 17% масла. Использование РЖС в сочетании с графитом (1: 1, снижает расход РЖС на 30 ... 50%. РЖС выпускается в жидком и порошкообразном виде. Порошкообразный РЖС наиболее полно отвечает условиям бурения в Западной Сибири с высокой эффективностью). технологичность, хорошая водорастворимость и удобная товарная форма. Разработаны и прошли полевые испытания по направлениям смазочных присадок SDEB (экологически чистая присадка к смазочным материалам) и RAMBS (боросиликатное растительное масло). Обе добавки содержат растительные жиры, эмульгатор и воду и приготовлены на основе использованного подсолнечного масла. Оптимальная величина ввода обеих добавок 0,5 ... 1% от объема бурового раствора. Эффективность 1% СДЭБ-2 (или РАМБС-3) сопоставима с 8 ... 10% масла. Испытания в Тюменской области показали возможность снижения коэффициентов трения в 1,5 ... 2 раза при добавлении 0,7 ... 1% РАМБС-3 в раствор.

Смазочные добавки в виде частично омедненных жирных кислот (LFA), которые являются побочным продуктом производства себациновой кислоты из касторового масла. Введение 3% ДМС позволяет снизить коэффициент трения в 2,5 раза. Повышение ингибирующих свойств добавки было получено за счет ее нитрования и меднения. Недостатком LFA с медным покрытием является возможность коррозии стали, поскольку в присутствии полярных сред (вода и др.) И высоких температур медь действует как катализатор электрохимической коррозии стали.

Как следует из вышеизложенного, эффективность существующего ассортимента смазок для буровых растворов ограничена недостатками, присущими каждому реагенту. Таким образом, остается актуальной разработка новых или улучшение существующих смазочных материалов. В то же время перспективно создание смазок комплексного действия, отвечающих, помимо своего целевого назначения, требованиям, указанным в следующем абзаце работы.

Большинство доступных смазок, включая те, которые упомянуты в этом параграфе, содержат жирные карбоновые кислоты (как природные, так и синтетические) или их производные, которые способствуют образованию пограничных слоев с низким сопротивлением сдвигу в парах трения. Следовательно, использование таких реагентов остается целесообразным и может быть реализовано за счет использования в качестве основы добавок отходов или побочных продуктов производства, содержащих маргинальные и ненасыщенные жирные кислоты и характеризующихся недефицитом и низкой стоимостью. Возможность вспенивания, характерная для данного типа добавок, может сыграть положительную роль при очистке скважинного ила (при условии, что такая система способна самоуничтожиться при последующей очистке раствора).

При использовании таких смазочных присадок необходимо стремиться к оптимизации процента их введения в раствор и поддержанию высоких смазочных и триботехнических свойств раствора. В определенной степени это может быть достигнуто за счет улучшения присадок с помощью различных добавок.

3.4 Требования к смазочным добавкам к буровым растворам при

проводке скважин

Можно сформулировать следующие требования к смазочным присадкам:

1. Многофункциональный принцип работы.

Это означает, что смазочные добавки должны быть совместимы с компонентами бурового раствора, положительно влиять на технологические параметры раствора или, по крайней мере, не ухудшать их.

2. Термостойкость.

Смазочные добавки должны сохранять свои основные свойства во всем температурном диапазоне, в котором используется стиральная машина.

3. Устойчивость к полиминеральной и сероводородной агрессии. Смазочные материалы не должны подвергаться гидролизу или разложению в водной среде, в том числе в среде, насыщенной минеральными солями.

4. Растворимость в воде.

Смазочные добавки должны быть совместимы с дисперсионной средой бурового раствора и хорошо распределены в его объеме.

5. Адаптивность в практическом применении.

Смазочная добавка должна иметь удобную коммерческую форму и низкую температуру застывания. Известно, что ряд смазочных реагентов из-за несоблюдения этого требования не получил широкого распространения, например, СМАД-1, остаточные продукты масложировой промышленности (ТМО, МГО,) и др.

6. Нетоксичен для окружающей среды.

Предельно допустимая концентрация смазки в почве не должна оказывать прямого или косвенного отрицательного воздействия на окружающую среду при контакте с почвой и здоровьем человека, а также на самоочищающуюся способность почвы.

7. Биоразлагаемость.

В целях утилизации смазочный материал должен разлагаться в естественных или искусственных условиях.

8. Выполнять свое основное предназначение, что в конечном итоге позволяет повысить технико-экономические показатели бурения:

а) предотвращение липкоопасных ситуаций в скважине за счет снижения липкости фильтрационных корок;

б) повышение производительности породоразрушающего инструмента. Это возможно за счет адсорбции смазочных присадок на металле и пластификации поверхностей трения за счет образования мягкого модифицированного слоя, что приводит к локализации напряжений в самых тонких объемах поверхности.

9. Снижение прочности горных пород за счет быстрой адсорбции активных компонентов смазочной добавки на вновь образованных поверхностях в зоне предварительного разрушения под забой во время разработки этих поверхностей, тем самым способствуя повышению эффективности разрушение горных пород.

10. Пожарная безопасность.

11. Недефицитность, экономичность.

3.5 Анализ методов исследования смазочной способности

буровых растворов

В технологии бурения используется комплекс исследовательских методов для изучения смазывающей способности буровых растворов, неотъемлемой частью которых является изучение контактных взаимодействий при трении в системе металл - среда - металл и в системе металл - среда - порода. Эти системы отличаются друг от друга механизмами взаимодействия, поэтому мы рассмотрим их отдельно.

Традиционный термин «смазывающая способность» в технической литературе относится к способности окружающей среды вызывать низкое сопротивление контактирующих поверхностей касательным силам сдвига и высокое сопротивление их схождению под действием нормальных нагрузок. Этот термин широко используется в отношении граничного трения, при котором работает подавляющее большинство трущихся деталей, и характеризует взаимодействия, в частности, в системе металл-среда-металл. При бурении скважин по данной схеме работают опоры бурового инструмента, некоторых забойных гидравлических двигателей, элементы гидравлической части буровых насосов (втулки, клапаны). Смазывающая способность буровых растворов в данной системе оценивается по их триботехническим свойствам: противоизносным, противодавленческим и антифрикционным и характеризуется следующими показателями: коэффициент трения, износостойкость пары трения и критическая значения нагрузок разрушения смазочной пленки. При этом скорость изнашивания материалов наименее износостойких опорных элементов используется в качестве основного параметра оптимизации в исследованиях, а критическая нагрузка и коэффициент трения принимаются в качестве предельных или определяющих параметров.

Таким образом, смазывающая способность бурового раствора в данном случае проявляется в снижении коэффициента трения и способности защищать твердые поверхности от прямого контакта и предотвращать их быстрый износ.

При моделировании работы реальных узлов трения бурового оборудования в лабораторных условиях важно обеспечить воспроизведение свойств взаимодействующих тел, условий взаимодействия, механизма и характера их изнашивания. Это достигается за счет использования материалов, идентичных тем, которые используются в полевом бурении для пар трения, а также путем моделирования характера их взаимодействия с соответствующей энергетической нагрузкой.

Исследования триботехнических свойств буровых растворов проводятся на машинах трения или специальных установках.

Наиболее известны фрикционные машины четырехшарикового типа «Амслер», М-22М, МИ-1М, «Тимкен», «Фалекс», «Бароид», ИС-1п, ИС-LC, АИ-3, АИ-4, «Экспресс», которые различаются геометрическим характером контакта исследуемых образцов и степенью их нагружения. Испытания на четырехшариковой машине трения обычно проводят в режиме преобладающего трения скольжения, но возможен и режим преобладающего трения качения с определенной величиной скольжения. Узел трения в таких машинах представляет собой четыре шара, расположенных в виде тетраэдра. В преобладающем режиме скольжения верхний шар тетраэдра скользит по трем неподвижным шарам, а в преобладающем режиме качения три нижних шара вращаются свободно. В некоторых установках этого типа исследования смазывающей способности моющих жидкостей могут проводиться при создании высоких давлений (до 100 МПа) и температур (до 200 ° С). Помимо простоты конструкции и хорошей воспроизводимости результатов, четырехшариковые машины не моделируют трение и износ подшипников опор шаровых долот, в частности, не реализуют схему и частоту взаимодействия наиболее энергетически напряженный роликовый подшипник.

В машинах трения Амслера (МИ-1М, М-22М) контактная цепь представляет собой вал - вкладыш. Отличительной особенностью данной схемы является постоянство площади контакта в процессе эксперимента. Износ образцов осуществляется ступенчатым нагружением пары трения до наступления установившегося износа, который определяется с помощью электрического самописца.

Принцип работы фрикционных машин типа «Тимкен», «Фалекс», «Бароид» заключается в износе прутка из стальной долота, прижатого к испытательному кольцу или манжете. Оценка смазочных свойств проводится в режиме трения скольжения в среде исследуемой жидкости. В этом случае коэффициент трения коррелирует с силой тока и чем ниже его значение, тем лучше смазочные свойства жидкости.

Агрегаты ИС-lp и ИС-lc, созданные на базе машины трения СМЦ-l, работают по схеме скользящей прокатки. Испытательный образец представляет собой пару трения диск - ролик. Установка IC-lp отличается от установки ИС-lc тем, что имеет рабочую камеру определенных размеров и особую конструкцию, в которую в процессе испытания подается тестовый раствор. Процесс трения во время экспериментов контролируется электронными регистраторами. По ряду важных критериев подобия пара взаимодействия узлов ИС-1 соответствует роликоподшипнику.

Схема взаимодействия металл - среда - порода характерна для использования шаровых долот при бурении скважин, а также для бурильных труб (муфт, замковые соединения), непосредственно контактирующих с горной породой в неустановившейся стволе. Смазывающая способность бурового раствора в данном случае рассматривается как один из факторов повышения износостойкости буровых долот и снижения износа бурильных труб, интенсивность которого высока, особенно при роторном способе вращения бурового инструмента. породоразрушающий инструмент. Использование буровых растворов с высокой смазывающей способностью с данной системой взаимодействия позволяет снизить силы сопротивления при перемещении бурового инструмента в скважине при спуско-подъемных операциях, проведении геофизических работ, а также снижает вероятность зацепления бурильной колонны.

Установки первого типа (например, АИ-3) предназначены для исследования триботехнических свойств моющих жидкостей, применяемых при износе плеч шаровых долот и замков бурильных труб.

На установке АИ-3 (условное название АИ-3 означает: абразивный износ - третий вариант) взаимодействие натурных образцов горных пород и материалов для долот, замков и бурильных труб обеспечивается по схеме диск - порода. .

Планируется замена тестового образца на диско-роликовую схему. Момент трения диска о скалу непрерывно записывается на диаграмму ленте электронного регистратора. Специальная камера обеспечивает полное погружение металлического образца в исследуемую жидкость на протяжении всего эксперимента, а широкий диапазон изменения скорости его скольжения позволяет получать разные скорости обтекания металлической поверхности. Отличительные особенности установки АИ-3 по сравнению с предыдущими моделями - большая мощность привода и мощность. В широком диапазоне нагрузок на стальные образцы с помощью пневмосистемы, которая обеспечивает удельные нагрузки, которые по интенсивности в 1,5 ... 2 раза превышают максимальные нагрузки на шаровые долота при разрушении горных пород. Таким образом, описанные выше установки позволяют оценить смазывающую способность среды, в основном, с точки зрения улучшения характеристик вооружения шаровой коронки.

Установки второго типа, также реализующие схему взаимодействия металл - среда - порода, оценивают смазочную способность бурового раствора как один из способов предотвращения потерь мощности на холостом ходу колонны, а также осложнений, связанных с затяжками, прихваты и прихваты бурового инструмента при бурении скважин.

Такие установки обычно представляют собой пару трения, имитирующую взаимодействие породы с бурильной трубой, помещенной в камеру высокого давления, в которую закачивают буровой раствор с помощью системы давления. Конструкция установки допускает образование фильтрационной корки на модели коллектора, взаимодействие модели бурильной трубы с ней и возможность смещения (или отсоединения) модели бурильной трубы относительно фильтрационной корки. Таким образом, сделана попытка смоделировать процесс прихватки в скважине. Смазывающая способность бурового раствора в этом случае характеризуется следующими показателями: величиной силы трения или крутящего момента при деформации, коэффициентом трения.

Пара трения на некоторых установках представлена ​​металлическим плоским диском, имитирующим трубу, и пористым шлифовальным камнем, имитирующим проницаемый слой. В других установках в качестве модели резервуара используется цилиндрическая труба. С целью расширения круга испытаний в некоторых узлах трения планируется заменить модели пластов (испытательные модели с разной проницаемостью, пористостью, диаметром и т. Д.) И труб (испытательные модели из разных материалов и с разным диаметром). Рабочие модели резервуара и трубы устанавливаются параллельно друг другу. Исследования могут проводиться при горизонтальном положении пары трения или под разными углами наклона относительно горизонтали. В некоторых устройствах скала моделируется цилиндром с перфорированными стенками. Фильтровальная бумага помещается внутрь цилиндра в зоне возможной фильтрации.

Система откачки установок иногда допускает циркуляцию промывной жидкости и, соответственно, в этих условиях проводит эксперименты.

Экспериментальные установки, как правило, имеют электрооборудование, электрическая схема которого позволяет измерять толщину фильтрационной корки, образовавшейся на модели пласта, величину ее деформации при контакте с трубой, а также площадь контакта. во время эксперимента. Кроме того, агрегаты оснащены полуавтоматическим устройством, которое позволяет измерять в одном случае величину крутящего момента, необходимого для вращения диска, прикрепленного к модели резервуара, а в другом - поперечное усилие модели трубы. относительно фильтрационной корки, а также силы, соответствующей моменту отрыва трубы от корки после заданного времени их стационарного контакта. В последнем случае это:

<Object: word/embeddings/oleObject1.bin>Н (3.1)

где <Object: word/embeddings/oleObject2.bin>– сила трения, Н;

<Object: word/embeddings/oleObject3.bin>– коэффициент трения;

<Object: word/embeddings/oleObject4.bin>– сила нормального давления, Н.

Представляем силу трения и силу нормального давления как функцию силы веса в виде:

<Object: word/embeddings/oleObject5.bin>,Н (3.2)

<Object: word/embeddings/oleObject6.bin>,Н (3.3)

и подставляем в вышеприведенное уравнение (4.1).

Получим <Object: word/embeddings/oleObject7.bin> Н

или <Object: word/embeddings/oleObject8.bin>

Следовательно, движение тела по наклонной плоскости без приложения посторонней силы определяется тангенсом угла наклона плоскости, относительно горизонтали.

Если в нашем случае на плоскости закрепить глинистую корку и рассматривать ее как смазку или липкий слой, то коэффициент трения <Object: word/embeddings/oleObject9.bin> будет определять степень взаимодействия металла с глинистой коркой.

Таким образом, параметр <Object: word/embeddings/oleObject10.bin> характеризует с учетом физико-химических свойств всех компонентов бурового раствора такое его качество, как прихватообразующая способность и дает возможность сравнительной оценки буровых растворов по прихватоопасности в скважине.

Принципиальная схема КТК приведена на рисунке 3.1.

1 – столик основание; 2 – регулировочные винты; 3 – подвижная плита; 4 - подъемный винт; 5 – ложе; 6 – груз; 7 – шкала; 8 – стрелка для определения угла плоскости; 9 – ножки столика основания.

Рисунок 3.1 – Прибор для определения коэффициента трения фильтрационной корки буровой промывочной жидкости (КТК)

Количественной характеристикой прочности клеевого соединения является удельная сила разрыва клеевого соединения, которая определяется стандартными методами испытаний, принятыми для клеевых и других клеевых соединений.

Одна из принятых схем испытаний - равномерное разделение. Термин «равномерное разделение» подразумевает симметричное приложение сил, перпендикулярных плоскости контакта, и отсутствие изгибающего момента.

Применительно к технологии бурения по этой схеме работают устройства, определяющие сцепление по силе отрыва стального диска (или цилиндра) от поверхности фильтрационной корки, полученной на модели пласта на ВМ-6.

При бурении скважин вид разрушения связи в системе взаимодействия бурильная колонна - фильтрационная корка, который обычно воспринимается как адгезионный, в действительности представляет собой смешанное разрушение. При этом, если и не по всей площади контакта, то, во всяком случае, на его отдельных участках фильтрационная корка может полностью отделиться от бурильной колонны, а местами возможно разрушение контакта по внутренним слоям корки, вплоть до полного ее отрыва от массива горной породы.

б)

а)

G

в)

г)

а) - система; б) – адгезионное; в) – когезионное; г) – смешанное; 1 – адгезив; 2– субстрат.

Рисунок 3.2 – Виды разрушений адгезион

Количественной характеристикой прочности клеевого соединения является удельная работа по разрыву клеевого соединения, которая определяется стандартными методами испытаний, принятыми для клеевых и других клеевых соединений.

Одна из принятых схем испытаний - равномерное разделение. Термин «равномерный отрыв» подразумевает симметричное приложение сил, перпендикулярных плоскости контакта, и отсутствие изгибающего момента.

Применительно к технологии бурения по этой схеме работают устройства, определяющие адгезию по силе отрыва стального диска (или цилиндра) от поверхности фильтрационной корки, полученной на модели пласта на ВМ-6.

Испытания можно проводить как при атмосферном давлении, так и при создании перепада давления, как для поверхностных, так и для различных слоев фильтрационной корки. Величина адгезионной составляющей при этом характеризуется силой, отнесенной к единице площади контакта и измеряется в Н/см2.

Экспериментальная оценка сил адгезионного взаимодействия фильтрационной корки служит характеристикой смазочной способности бурового раствора, поскольку степень адгезии глинистых частиц к поверхности металла и прочность связи взаимодействующих пар во многом зависят от смазочных свойств раствора [21].

Таким образом, был сделан вывод о возможности изучения влияния промывочных жидкостей на механические свойства и разрушение горных пород при бурении скважин с точки зрения механики разрушения и физико-химии поверхностных явлений. Подтверждено, что процесс механического разрушения горных пород, всегда предшествует этап действия сосредоточенных нагрузок, при заданном характере распределения внутренних напряжений и связанных с этим деформаций, можно описать известными соотношениями теории упругости. Анализ полученных результатов позволил сделать вывод о том, что вещества. которые избирательно хемосорбуются на твердых телах влияют на распределение напряжений в твердом теле при нагрузке. Адсорбционный эффект, в этом случае следует отнести к "внешнему" эффекту, что приводит к пластификации твердого тела, снижению предела текучести и твердости.

Таким образом, вещества, которые избирательно адсорбируются на горных породах, обеспечивающих снижение их прочностных свойств горных пород.

Наиболее важным показателем процесса разрушения горных пород при бурении скважин является энергоемкость, которая характеризует затраты работы на единицу объема разрушенной породы. 

3.6 Разработка смазочной добавки с улучшенной смазочной

способностью

Тип бурового раствора выбирается в первую очередь из условия обеспечения устойчивости стенок скважины, определяемой физико-химическими свойствами слагающих пород и содержащихся в них флюидов и газов, пластового и горного давления, а также забойной температуры. Критерием оптимальности типа используемого бурового раствора является время и деньги, потраченные на устранение осложнений, связанных с типом бурового раствора: обрушений, затяжек и захватов бурильных колонн, потока и растворения хемогенных пород, оттаивания вечная мерзлота и др.

Буровые растворы на основе полигликолей получили достаточное распространение в связи с меняющимся отношением к экологической безопасности, охране труда и технологии бурения нефтяных и газовых скважин. При правильном сочетании компонентов буровые растворы на основе полигликолей достаточно стабильны. Эффективность контроля твердой фазы бурового раствора, процентного содержания извлеченного ила к общему объему ила, попадающего в систему бурового раствора во время бурения, является одним из перспективных направлений повышения эффективности бурения в целом и устойчивость открытого ствола скважины и целостность бурового шлама, осуществляемая буровым раствором. В то же время полигликоли могут улучшать фильтрационные характеристики бурового раствора, их адсорбция на глине гидрофобизирует его поверхность, способствует снижению межфазного натяжения фильтрата на границе раздела порода - углеводородная фаза пласта, что существенно влияет на коэффициент восстановления проницаемости керна. Механизм действия полигликолей основан на их влиянии на количество свободной воды и снижении ее активности.

Для этого был взят полигликолевый буровой раствор, представляющий собой водную суспензию, в которой вода находится в максимально связанном состоянии и мнимо допустимое содержание мономеров воды, содержание твердой фазы (глиняный порошок) около 5%.

В качестве дополнительных компонентов целесообразно использовать традиционно используемые химические реагенты для обработки буровых растворов. Это ЦМК, Т-66, мел.

Полигликоль (полиэтиленгликоль) - ингибирующая добавка (ТУ2422-071-05766575-98);

Карбоксиметилцеллюлоза (КМЦ-700) - стабилизатор (ТУ2231-001-3519378-96);

Порошкообразующая дисперсная фаза бентонитовой глины (ТУ39-147101-105-93);

Диоксановая жидкость (Т-66) - комплексная реагентно-смазочная добавка, пеногаситель, нейтрализатор сероводорода (ТУ2452-029-05766801-98).

Подбор компонентов для приготовления растворов и химических реагентов для

управление их свойствами осуществляется при условии, что они либо являются инертными наполнителями и не оказывают какого-либо воздействия на фауну, либо указаны в перечне рыбохозяйственных нормативов: предельно допустимые концентрации (ПДК) и приблизительно безопасные уровни воздействия вредных веществ для воды, водоемов рыбохозяйственного значения.

Все компоненты, используемые в составе полигликолиевого бурового раствора (ПГР), относятся к 4 классу опасности по ГОСТ 12.1.007-76, то есть практически нетоксичны, экологически чисты, не оказывают вредного воздействия на окружающую среду.

Для проведения экспериментов готовим ГРР по следующему рецепту:

Tech. вода + 20% PG + 5% бентонита + 0,4% CMC-700 + 1,25% T-66

В дальнейшем будет произведена оценка выбора смазочной присадки к ПГР.

Особенностью применения смазочных присадок к моющим жидкостям является согласованность их влияния на триботехнические и общетехнологические свойства жидкостей. Поэтому при условии эффективности смазочных присадок обязательно учитывается и анализируется их влияние на основные технологические параметры растворов. В сложных условиях наиболее эффективно использовать смазочные материалы, комплексно улучшающие триботехнические и общетехнологические свойства глинистых растворов, позволяющие предотвратить осложнения, заменить или снизить расход дефицитных и дорогостоящих материалов и химических реагентов.

А также необходимо руководствоваться следующими основными требованиями:

1) присадка к смазочной жидкости должна относиться к 4 классу опасности по ГОСТ12. 1. 007-76;

2) присадка к смазке не должна влиять на другие свойства (параметры) ПГР.

Первому требованию отвечает взятая смазочная присадка СОНБУР1101.

Эта смазка относится к растительным маслам, молекула которых, в отличие от масел минерального происхождения, имеет на конце цепи наличие активного радикала, тем самым нарушая симметрию структуры молекулярной цепи и распределение в ней зарядов. способ, которым один конец становится преимущественно положительным, а другой - преимущественно отрицательным.

Такая молекула называется полярной, а концы полярных молекул, содержащих радикалы, характеризуются сильным притяжением к металлическим поверхностям. Эти концы соединены с поверхностью, а свободные концы имеют тенденцию быть перпендикулярными поверхности. Способность к прилипанию называется свободной энергией прилипания.

При использовании минеральных масел ситуацию можно исправить, добавив небольшое количество (~ 1%) активного полярного радикала (например, олеиновой кислоты) [27].

Для экспериментов были приняты следующие условия:

1) время образования фильтрационной корки на приборе ВМ-6 30 минут;

2) время стационарного контакта цилиндрического пуансона с фильтрационной коркой 1, 5, 10, 15, 20, 25, 30 минут.

Исследование проводилось по методике запланированного эксперимента, в которую входят:

- разработка матрицы планируемого эксперимента;

- проведение лабораторных экспериментов;

- обработка результатов экспериментов.

Установлены пределы изменения концентрации реагентов (Xi). Нижний уровень - это минимальная концентрация, обозначенная -1; верхний уровень - максимальная концентрация, обозначенная +1 [16].

Основной уровень рассчитывается по следующей формуле:

<Object: word/embeddings/oleObject11.bin> <Object: word/embeddings/oleObject12.bin> (3.5)

Интервал варьирования рассчитывается по формуле:

<Object: word/embeddings/oleObject13.bin> (3.6)

Значения выбранных уровней (нижний и верхний уровни концентраций реагентов в растворе) варьируемых факторов даны в таблице 3.1

Таблица 3.1

Значения варьируемых факторов

Условия проведения экспериментов отражаются в матрице планирования, где строки соответствуют порядковому номеру опыта, а столбцы – значениям факторов.

Матрица планирования эксперимента с расчетными столбцами взаимодействия факторов представлена в таблице 3.2.

Таблица 3.2

Матрица планированного эксперимента

Результаты экспериментов представлены в табл. 3.3.

Таблица 3.3

Коэффициенты трения фильтрационной корки полученные при различных концентрациях вводимых химических реагентах

Результаты экспериментов обработаны с помощью программы STATGRAPHICS, получили следующую линейную модель:

КТ=0,118758–0,01821Х1+0,00389741Х2+0,00430625Х3

The R-Squared statistic indicates that the model as fitted explains 72,265%

Таким образом, были получены уравнения линейной регрессии, где X1, X2, X3 - уровни входных факторов, а точность описания или сила связи между выходным параметром и концентрациями компонентов промывочной жидкости характеризуется как процент.

Анализируя полученные модели, можно оценить влияние каждого компонента на коэффициент трения фильтрационной корки. Например: на коэффициент трения фильтрационной корки в основном влияют время (X3) и мел (X2), незначительно - Sonbur1101 (X1).

Для оценки влияния смазочной присадки Сонбур1101 в различных концентрациях на коэффициент трения фильтрационной корки, а также сам ПГР построим графики (рис. 4. 3).

<Object: word/embeddings/__________Microsoft_Excel.xls>

Рисунок 3.3 – Влияние смазочной добавки Сонбур1101 на коэффициент трения фильтрационной корки

Из полученных результатов видно, что IBR PG без смазочной добавки имеет низкое значение коэффициента трения (= 0,32 через 30 минут). Это можно объяснить тем, что сам полигликоль обладает смазывающим действием, а также наличием в составе ПГР реагента комплексного действия Т-66 (смазочная присадка, пеногаситель, нейтрализатор сероводорода). Смазочная добавка Sonbur1101 при концентрации 0,5% в ГПР значительно улучшает его смазывающую способность (примерно в 2 раза), дальнейшее увеличение концентрации приводит к снижению смазывающей способности ГПР. Как видите, влияние мела на коэффициент трения является приоритетным, в первую очередь это связано с тем, что

Для повышения смазывающей способности ПГР в исходную смазочную присадку Сонбур1101 вводили серную присадку ВНИИПН (при температуре 60-120oС). При этой температуре присадка равномерно распределяется по всему объему смазочного материала, также возникают химические связи с этим смазочным материалом. При температуре выше 120 ° C начинается разложение смазки.

В состав этой добавки входят несколько химически активных элементов: сера, фосфор и металл (барий, цинк), а также диалкилдифосфаты металлов, которые химически сорбируются на поверхностях и поэтому обладают противоизносными, антикоррозийными и антиокислительными свойствами. [5].

Механизм противоизносного (противозадирного) действия таких присадок, снижающих трение и износ, заключается в адсорбционной пластификации металла, то есть создании на поверхности металла при трении модифицированных слоев, имеющих более низкую сопротивление сдвигу и более низкая температура плавления, чем у чистых металлов, что предотвращает заклинивание и схватывание контактирующих поверхностей. Антикоррозийное действие таких слоев заключается в предотвращении прямого воздействия агрессивных веществ на металл.

Были введены следующие концентрации серной добавки: 1%, 3%, 10%.

Эксперименты с модифицированной смазкой проводились в тех же условиях, что и смазочная присадка Sonbur1101.

Результаты экспериментов представлены в таблицах 3.4, 3.5, 3.6.

Таблица 3.4

Влияние сернистой присадки на смазочную способность ПГР (при вводе сернистой присадки в состав Сонбур1101 – 1%)

Таблица 3.5

Влияние сернистой присадки на смазочную способность ПГР (при вводе

сернистой присадки в состав Сонбур1101 – 3%)

Таблица 3.6

Влияние сернистой присадки на смазочную способность ПГР (при вводе

сернистой присадки в состав Сонбур1101 – 10%)

Продолжение таблицы 3.6

На основе данных таблиц построим графики влияния различных концентраций сернистой присадки на смазочную способность ПГР.

Данные графики изображены на рисунках 3.4, 3.5, 3.6.

<Object: word/embeddings/__________Microsoft_Excel1.xls>

Рисунок 3.4 – Влияние сернистой присадки в составе Сонбур1101 (1%) на коэффициент трения фильтрационной корки ПГР

КТ=0,105346–0,0057Х1+0,00422931Х2+0,00276Х3

The R-Squared statistic indicates that the model as fitted explains 79,9681%

<Object: word/embeddings/__________Microsoft_Excel2.xls>

Рисунок 3.5 – Влияние сернистой присадки в составе Сонбур1101 (3%) на коэффициент трения корки ПГР

КТ=0,0328224–0,04875Х1+0,00495259Х2+0,00288875Х3

The R-Squared statistic indicates that the model as fitted explains 89,826%

<Object: word/embeddings/__________Microsoft_Excel3.xls>

Рисунок 3.6 – Влияние сернистой присадки в составе Сонбур1101 (10%) на коэффициент трения фильтрационной корки

КТ=0,0727247–0,01067Х1+0,00583534Х2+0,00764625Х3

The R-Squared statistic indicates that the model as fitted explains 84,5756%

Из графиков можно сделать вывод, что сернистая присадка уменьшает коэффициент трения фильтрационной корки при добавлении ее в исходную смазочную добавку Сонбур1101, значимыми концентрациями ввода сернистой присадки являются 2 – 10%.

Оптимальная концентрация модифицированной добавки Сонбур в составе ПГР составляет 0,5 – 2%, дальнейшее увеличение ведет к обратному эффекту или несущественно влияет на коэффициент трения фильтрационной корки.

Мел значительно увеличивает значение коэффициента трения, это вызвано тем, что присутствующие на фильтрационной корке относительно крупные частицы создают на ее поверхности дополнительные силы трения (процесс царапания поверхности металла).

Для оценки улучшения модифицированной смазочной добавки, сравним ее с имеющимися в наличии смазками:

Проводим эксперименты с добавлением данных смазок в ПГР с концентрацией 0,5% и строим графики влияния смазочных добавок на коэффициент трения фильтрационной корки ПГР (рисунок 3.7).<Object: word/embeddings/__________Microsoft_Excel4.xls>

Рисунок 3.7 – Влияние различных смазочных добавок на коэффициент трения фильтрационной корки ПГР

На основании проведенных лабораторных исследований установлено, что введение присадки приводит к улучшению смазывающих свойств раствора и практически не меняет его общие технологические параметры.

Эффективность обработки раствора смазочной присадкой, а также оптимальное количество ее ввода оценивали по фрикционным свойствам фильтрационных корок. Для этих целей использовалось устройство CPC. За критерий оценки смазывающей способности раствора был принят коэффициент трения пары сталь - корка, характеризующий силу сопротивления растяжению фильтрационной корки бурильной трубы при бурении и металлического штампа - в лабораторных условиях. и был принят как наиболее обобщенный индикатор липкой опасности бурового раствора;

Содержание модифицированной смазочной добавки в растворе полигликоля в объеме 0,5 ... 2,0% снижает коэффициент трения фильтрационной корки на 10 ... 30% по сравнению со смазками типа Smad, SBDT - 4TT, FC - 2000 и РЖС.

Поскольку на установке КТК невозможно создать скважинные условия, не полностью отражен процесс работы этой модифицированной добавки. Теоретически при трении металла о породу (трение бурильной колонны о стенки скважины, работа породоразрушающего инструмента на забое скважины) в зоне контакта выделяется тепло в результате воздействия При разложении активных элементов добавки и реагировании с металлом они образуют сульфиды металлов, что приводит к смягчению процесса заклинивания [25].

Таким образом, использование смазочных присадок, очищенных на этапе приготовления этими составами, улучшающих их противоизносные и антикоррозионные свойства, позволяет получить более высокие показатели смазочных и триботехнических свойств раствора при меньшем процентном содержании присадки. в растворе.

Смазочная добавка совместима с химическими реагентами, используемыми для обработки буровых растворов.

Результаты лабораторных исследований показали достаточно высокую эффективность предлагаемой присадки к маслу.

Применение смазочной добавки к раствору полигликоля при бурении скважин позволит сократить время, затрачиваемое на устранение осложнений и их последствий при бурении, тем самым повысив технико-экономические показатели.

3.7 Направления дальнейших исследований и перспективы применения новых типов смазочных материалов

Дальнейшие научные разработки в области смазочных присадок открывают возможности принципиально нового типа смазочно-адаптивных смазок с точки зрения повышения смазывающей способности буровых растворов.

Смазочные материалы, получившие название «адаптивные», реализуют одноименный специфический механизм действия, который предусматривает изменение структурной формы смазки в зависимости от условий, в которых она находится.

Этот процесс можно представить в следующей последовательности - от прямой микроэмульсии смазочного компонента в объеме бурового раствора до непрерывной углеводородной фазы в результате разложения этой эмульсии, когда смазочный компонент вытесняется из объема бурового раствора. отложения шлама или фильтрационной корки на нижней стенке скважины до поверхности контакта с бурильной колонной. Стабилизатор, выделяющийся при разрушении эмульсии, полимеризуется на поверхности твердой фазы бурового раствора, образуя мембрану в местах сужения каналов порового пространства фильтрационной корки или шламовых отложений, через которые проходит углеводородная смазка. компонент и задерживает водную фазу бурового раствора [6].

В результате данной модификации адаптивные смазочные материалы обеспечивают реализацию основного принципа противозадирного действия буровых смазок - автоматическое увеличение концентрации смазочного компонента в зоне контакта бурильной колонны с коркой, образованной раствор и осадок на стенке колодца.

Другими словами, при обработке бурового раствора смазочной добавкой на поверхности фильтрационной корки, полученной из этой жидкости, концентрация смазочного материала намного выше, чем в объеме раствора или в средней толщине фильтрационной корки.

В то же время большинство бытовых смазок локализованы в довольно тонком поверхностном слое корок и, таким образом, подвержены вымыванию потоком моющей жидкости. Сравнение коэффициентов липкости промытых и немытых фильтрационных корок показывает, что под действием потока бурового раствора эффективность смазочных добавок резко снижается, а опасность липкости глинистой суспензии, не обработанной смазочными добавками, увеличивается.

Таким образом, становится очевидным, что даже при использовании очень эффективных смазочных материалов риск прихвата в скважине остается существенно высоким, например, в областях заданного угла при прохождении бурильной колонны от забоя к верхней стенке скважины во время подъема.

Кроме того, фильтрующая корка постоянно разрушается элементами бурильной колонны, из-за чего поверхностный слой смазки механически удаляется со стенок скважины. В результате, единственный способ сохранить свою эффективность для смазочной добавки, локализованной в поверхностном слое фильтрационной корки, - это прилипание смазки к материалу бурильной колонны, которое происходит непосредственно из объема бурового раствора [5].

Влияние коэффициента промывки тем значительнее, чем больше время контакта фильтрационной корки с потоком бурового раствора.

Транспортировка компонента, препятствующего захвату, к поверхности фильтрационной корки основана на гравитационном эффекте и эффекте вытеснения, под действием которых относительно крупные глобулы углеводорода плавают во время его образования, вытесняемые частицами твердой фазы подвеска. Зажатие смазочного компонента в порах фильтрационной корки в этом случае просто невозможно, так как размер частиц твердой фазы, определяющих размер пор, намного меньше углеводородных глобул смазки. Размер глобул смазочного компонента сопоставим с размером частиц твердой фазы суспензии, поэтому в процессе фильтрации смазка накапливается внутри пор корки и мигрирует на поверхность через клапаны молекулярная мембрана под действием давления уплотнения.

Таким образом, в случае улучшенного компонента по окончании фильтрации образуется уникальная ячеистая структура верхней части корки, каркас которой образован частицами твердой фазы суспензии, скрепленными между собой высокомолекулярный модификатор проницаемости, а пространство внутри ячеек заполнено подвижным низкомолекулярным антизахватывающим компонентом.

Рама, благодаря конформационной гибкости модификатора, достаточно деформируема и в то же время достаточно прочна, чтобы противостоять эрозии моющей жидкостью. Молекулярные мембраны в узлах каркаса препятствуют гравитационному перемещению компонента, препятствующего захвату, к поверхности, но не препятствуют его смещению под действием деформации каркаса. Эта структура корки является молекулярным аналогом композитного подшипника скольжения с чередованием твердой матрицы и мягкого материала оболочки.

Таким образом, адаптивная смазка многократно превосходит известные отечественные и импортные смазочные материалы как по условиям стирки, так и при ее отсутствии. При этом наибольшее превосходство адаптивной смазки над известными смазочными присадками имеет место в условиях стирки.

Особенно это заметно по сравнению с импортными смазочными материалами. Как упоминалось ранее, смазочные добавки, которые подвержены выщелачиванию с поверхности фильтрационной корки, могут сохранять свою эффективность при условии, что смазочный компонент адсорбируется металлом непосредственно из объема бурового раствора. Чтобы проверить соответствие смазочных присадок этому условию, исследователи провели экспериментальные исследования динамического коэффициента трения стали в глинистой суспензионной среде по методу API [2].

Формирование нанокристаллов усиливается с ужесточением режима трения, поэтому соответствующая зависимость коэффициента трения имеет тенденцию к уменьшению в области высоких нагрузок. В то же время существует проблема, связанная с образованием координационных комплексов, поскольку для этого молекула кристалла должна занимать желаемое пространственное положение, что затруднено при динамическом трении.

При этом стоимость адаптивного лубриканта не должна превышать стоимость известных отечественных лубрикантов с кратным более высоким КПД.

Выводы

Выпускная квалификационная работа является законченной научно-исследовательской работой, в которой дано теоретическое обобщение и решена актуальная научно-техническуя проблема, направленная на ликвидацию прихватов при бурении скважин, а также разработку и усовершенствование технологии применения смазочных добавок, внедрение которых обеспечивает значительный вклад в развитие научно-технического прогресса и повышения производительности работ, экономии материальных ресурсов, сокращения сроков и стоимости бурении скважин на твердые, жидкие и газообразные полезные ископаемые.

Основные научные и практические результаты, выводы и рекомендации выполненных исследований заключаются в следующем:

Был произведен обзор литературных источников и поставлена задачи выпускной квалификационной работы. Рассмотрены работы ученых, внесших значительный вклад в создание буровых растворов и разработку технологий их приготовления и применения в различных геолого-технических условиях. Показана очевидность необходимости развития новых подходов углубленного изучения проблемы для понимания сущности процессов, возникающих при взаимодействии рабочей среды с вновь образованной поверхностью при деформировании и разрушении, с использованием современных методов и техники.

Анализ существующих представлений о механизмах прихватов в скважине показал, что на основании исследований осложнений при бурении скважин в южных и западных нефтеносных районах, 80% прихватов происходят из-за прилипания инструмента при оставлении его без движения и затяжки его в суженную часть ствола. Существенным фактором, влияющим на прихват инструмента, является продолжительность неподвижного контакта его с фильтрационной коркой или проницаемыми стенками скважины. Также, актуальны исследования, направленные на создание более подробных и детализированных классификаций горных пород, на основании которых можно будет целенаправленно создавать методы и технологии предотвращения прихватов.

Так, общие сведения о смазывающих добавках и их воздействие на функциональные свойства буровых жидкостей, применяемых в промышленности показали, что смазывающие добавки должны быть реагентами комплексного действия и отвечать следующим требованиям:

– иметь высокие смазывающие свойства;

– хорошо совмещаться со всеми реагентами;

–способствовать снижению показателя фильтрации буровых растворов и повышению их удельного электрического сопротивления;

– эффективно функционировать в сложных геологических условиях, которые характеризуются высокими температурой и давлением, полиминеральной и сероводородной агрессией;

– предоставлять буровым растворам антикоррозийная свойств и способности гидрофобизировать пористая среда коллектора;

– быть устойчивыми к действию микроорганизмов;

– не содержать вредных, токсичных веществ, легко подвергаться биологическому расщеплению, т. е. быть экологически чистыми.

Требования к буровому раствору, его рецептуре и режимным параметрам промывки скважины обуславливаются получением наилучших технико-экономических показателей бурения. Часто эти требования оказываются противоречивыми, и на практике стремятся по возможности снизить нежелательное воздействие бурового раствора на процесс бурения и выбрать в каждом конкретном случае экономически наиболее выгодное сочетание компонентов применяемого бурового раствора и технологических параметров промывки скважины.

Проведенная оценка смазочных добавок, используемых при бурении скважин показала эффективность применения существующего на данное время ассортимента смазочных добавок к буровым растворам ограничивается присущими каждому реагенту недостатками. Поэтому сохраняется актуальность разработки новых или усовершенствования имеющихся смазочных добавок. При этом перспективным является создание смазочных добавок комплексного действия.

Анализ методов исследования смазочной способности буровых растворов показал, возможность изучения влияния промывочных жидкостей на механические свойства и разрушение горных пород при бурении скважин с точки зрения механики разрушения и физико-химических реакций поверхностных явлений. Подтверждено, что процесс механического разрушения горных пород, всегда предшествует этап действия сосредоточенных нагрузок, при заданном характере распределения внутренних напряжений и связанных с этим деформаций, можно описать известными соотношениями теории упругости. 

Была разработана смазочная добавка с улучшенной смазочной способностью. Содержание модифицированной смазочной добавки в полигликолевом растворе в объеме 0,5...2,0% обеспечивает снижение коэффициента трения фильтрационной корки на 10…30% по сравнению с такими смазками, как Смад, СБДТ – 4ТТ, ФК – 2000 и РЖС.

Применение смазочной добавки к полигликолевому раствору при бурении скважин, позволит уменьшить время затрачиваемое на ликвидацию осложнений и их последствий в процессе бурения, тем самым увеличивая технико – экономические показатели.

Были показаны перспективы использования адаптивлых супрамолекулярных технологий, основанных на органических нанокристаллах, для создания соле- и термоустойчивых лубрикантов, не имеющих аналогов по эффективности работы в абразивных средах, таких как буровые растворы.

СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННЫХ ИСТОЧНИКОВ

1. Соловьев А.Я. Разработка адаптивных смазочных до бавок для буровых растворов на водной основе. Нефте газовое дело, 2007, т.5, №7, с.52 -57.

2. СТО Газпром 2 -3.2 -012 -2005 Буровые растворы. Мето дика выполнения измерений коэффициента сдвига гли нистой корки на приборе ФСК -4 (взамен РД 00158758 -12 -98).

3. Аветисов, А.Г. Прогнозирование, предупреждение и ликвидация прихватов с использованием статистических методов / А.Г. Аветисов, М.М. Ахмадуллин, А.К. Самотой // Тематический научно-технический обзор. – М.: ВНИИОЭНГ, 1977. – С. 75–86.

4. Аветисов, А.Г. Методическое руководство по распознаванию, прогнозированию и предупреждению прихватов колонн труб методом последовательной диагностической процедуры / А.Г. Аветисов, М.М. Ахмадуллин, Н.Н. Кошелев. – Краснодар: ВНИИКРнефть, 1977. – 38 с.

5. Мирзаджанзаде, А.Х. Методическое руководство по применению методов распознавания образов при промывке и креплении скважин / А.Х. Мирзаджанзаде, А.И. Булатов, А.Г. Аветисов. – Краснодар, 1974. – 42 с.

6. Мирзаджанзаде, А.Х. Методические указания по применению статистических методов в бурении нефтяных и газовых скважин / А.Х. Мирзаджанзаде, А.Г. Аветисов, А.И. Булатов. – Краснодар, 1983. – 62 с.

7. Липатов, Е.Ю. Исследование и разработка технологии и технических средств для предупреждения и ликвидации прихвата бурильной колонны (на примере месторождений Среднего Приобья): моногр. / Е.Ю. Липатов. – Тюмень: ТюмГНГУ, 2015. – 128 с.

8. Конесев Г.В. Буровые промывочные жидкости. – Уфа: УНИ-1983. - 91 с.

9. Конесев Г.В., Мавлютов М.Р., Спивак А.И., Мулюков Р.А. Смазочное действие сред в буровой технологии. – М.: Недра, 1993, - 272 с.

10. Методика выбора комплекса мероприятий для предупреждения и ликвидаций осложнений, связанных с нарушением устойчивости пород в процессе бурения / РД 39-0147009-88. –Краснодар: Изд-во ВНИИКРнефть, 1988. - 97 с.

11. Методические указания к выполнению курсовой работы по дисциплине «Гидроаэромеханика бурения» для студентов специальности 0906 «Бурение нефтяных и газовых скважин». Расчет гидравлической программы проводки скважины. –Уфа: УНИ-1987.

12. Методические указания к выполнению раздела “Безопасность и экологичность проекта” к дипломному проектированию. –Уфа: УГНТУ-2000.

13. Методическое указание к выполнению курсовой работы по дисциплине «Заканчивание скважин» для студентов специальности 0908 «Бурение нефтяных и газовых скважин». – Уфа: УГНТУ – 1998.

14. Методические указания к практическим занятиям по дисциплине «Технология бурения нефтяных и газовых скважин» для студентов специальности 0908. Гидравлические расчеты в бурении.–Уфа: УНИ-1991.

15. Методические указания к расчету рабочих характеристик турбобура. – Уфа: УНИ- 1985.

16. Методическое пособие к выполнению курсовой работы по дисциплине «Буровые промывочные жидкости» для студентов специальности 0908 «Бурение нефтяных и газовых скважин». – Уфа: УГНТУ – 2000.

17. Мирзаджанзаде А.Х., Ширинзаде С.А. Повышение эффективности и качества бурения глубоких скважин. –М.: Недра, 1986. – 278 с.

18. Оптимизация процессов промывки и крепления скважин / Аветисов А.Г., Бондарев В.И., Булатов А.И., Сукуренко Е.И. –М.: Недра, 1980 - 221 с.

19. Перечень рыбохозяйственных нормативов предельно допустимых концентраций (ПДК) и ориентировочно безопасных уровней воздействия (ОБУВ) вредных веществ для воды, водных объектов, имеющих рыбохозяйственное значение. – Издательство ВНИРО. –М.: - 1999г.

20. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности: Утв. Гостехнадзором России 17.12.84.- М.: НПО ОБТ, 1993. - 134 с.

21. Соловьёв Е.М. Задачник по заканчиванию скважин – М.: Недра, 1978. - 178 с.

22. Соловьёв Е.М. Заканчивание скважин – М.: Недра, 1979. -241 с.

23. Сулейманов М.М., Газарян Г.С., Мангелян Э.Г. Охрана труда в нефтяной промышленности. – М.: Недра, - 1980. – 393 с.

24. Учебно-методическое пособие для выполнения «Курсовой работы побуровым растворам» –Уфа: УГНТУ-2000.

25. Яров А.Н., Жидовцев Н.А., Гильман К.М. Буровые растворы с улучшенными смазочными свойствами. – М.: Недра, - 1975. – 143 с.

26. Дихтярь Т.Д. Повышение смазочной способности буровых растворов для предупреждения прихватов и улучшение эффективности работы долот при проводке скважин: Дис. канд. техн. наук. – Уфа: УГНТУ, 1998. – 185 с.

27. Moor D.F. Основы применения трибоники University College, Dublin, Irelend (1978).

28. RP 13I, Standard Procedure for Laboratory Testing Drilling Fluids, fourth edition, API, Washington, D.C. (1990).

29. Abu-Abed, F.N. Development of Tools for the Analysis of Pre-Emergency Situations on the Drilling Rig Based on Neural Network Technologies // IIIrd International Innovative Mining Symposium. Environment Saving Mining Technologies. – 2018. – 41, 01025. – 8 p. DOI: 10.1051/e3sconf/20184101025