Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Разработка смазочных добавок с повышенными антиприхватными свойствами для бурения и ликвидации прихватов при строительстве скважин

ВАК РФ 25.00.15, Технология бурения и освоения скважин

Автореферат диссертации по теме "Разработка смазочных добавок с повышенными антиприхватными свойствами для бурения и ликвидации прихватов при строительстве скважин"

На правах рукописи

БАРМОТИН КОНСТАНТИН СЕРГЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА СМАЗОЧНЫХ ДОБАВОК С ПОВЫШЕННЫМИ АНТИПРНХВАТНЫМИ СВОЙСТВАМИ ДЛЯ БУРЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

СКВАЖИН

Специальность 25 00 15 - «Технология бурения и освоения скважин»

АВТОРЕФЕРАТ

диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Краснодар - 2007

003069630

Работа выполнена в Открытом Акционерном Обществе «Научно-производственное объединение «Бурение» (ОАО « НПО «Бурение»)

Научный руководитель - кандидат химических наук, с.н.с

Мойса Юрий Николаевич

Официальные оппоненты — доктор технических наук, профессор

Самотой Анатолий Куприянович

кандидат технических наук Лышко Георгий Николаевич

Ведущее предприятие - ООО «РН -Краснодарнефтегаз»

Защита состоится «23» мая 2007 года в 10-00 часов на заседании диссертационного Совета Д 222 019.01 при ОАО «НПО «Бурение» по адресу. 350624, г Краснодар, ул Мира, 34

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ОАО «НПО «Бурение».

Автореферат диссертации разослан «_»_2007 года

Ваши отзывы в двух экземплярах, заверенные гербовой печатью организации, просим направлять по указанному адресу на имя ученого секретаря диссертационного совета

Ученый секретарь

диссертационного совета, д.т н (¡Ж&С Л И. Рябова

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ Актуальность проблемы.

При бурении наклонно-направленных нефтяных и газовых скважин и скважин с горизонтальным участком ствола возникают осложнения и аварии, связанные с прихватами бурового инструмента и колонн бурильных труб. По данным ОАО «Юганскнефтегаз» из 82 нефтяных скважин 34 скважины (41,5 %) пробурены с осложнениями ствола скважин, на ликвидацию которых затрачено около 1000 часов. Доля наклонно-направленных скважин со смещением от вертикали более 1500 м, при строительстве которых необходимо применение буровых растворов с улучшенными фильтрационными, структурно-реологическими и смазочными свойствами, составляет 37,8 % В то же время при ликвидации осложнений и прихватов в качестве агента жидкостных ванн в большинстве случаев применяется технологическая нефть, которая негативно влияет на окружающую среду.

В связи с этим разработка экологически безопасных смазочных добавок с повышенными антиприхватными свойствами, обеспечивающих проводку скважины без осложнений и аварий, позволяющих использовать их для установки жидкостных ванн при ликвидации прихватов труб и не загрязняющих окружающую среду является актуальной задачей бурения скважин в экологически уязвимых регионах России, в том числе в Приобской низменности Западной Сибири.

Цель работы.

Разработка экологически безопасных смазочных добавок с повышенными антиприхватными свойствами для бурения, предупреждения и ликвидации дифференциальных прихватов бурильного инструмента с целью повышения технико-экономической эффективности строительства скважин.

Основные задачи исследований.

1. Анализ современного состояния работ и выбор направления исследований, связанных с разработкой смазочных, антиприхватных добавок к буровым растворам, агентов для установки жидкостных ванн при ликвидации прихватов и осложнений при строительстве скважин в Западной Сибири

2 Разработка методики и стендовой установки моделирующей

скважинные условия при ликвидации прихвата и определении анти-прихватных свойств жидкостных ванн по коэффициенту дифференциального прихвата (Кп) и времени освобождения от прихвата

3. Исследование, разработка состава и выпуск экологически безопасных смазочных добавок с повышенными антиприхватными и поверхностно-активными свойствами для обработки буровых растворов и ликвидации дифференциальных прихватов при строительстве скважин.

4. Апробация разработанных смазочных добавок с повышенными антиприхватными и поверхностно-активными свойствами в различных системах буровых растворов при бурении наклонно-направленных скважин в Приобье

5. Разработка нормативных документов и практическая реализация разработок при строительстве скважин в Западной Сибири

Научная новизна

1 Проведены исследования влияния молекулярного строения азотсодержащих компонентов, входящих в состав смазочных добавок на основе растительных жиров на триботехнические (коэффициенты трения, дифференциального прихвата), поверхностно-активные свойства Установлено, что в рассмотренном ряду азотсодержащих компонентов наибольшей эффективностью по антиприхватным и поверхностно-активным свойствам обладают аммонийные соли жирных кислот Сю-26 в сочетании с жирными кислотами триглицеридов С14.24

2 Впервые разработана методика оценки эффективности установки жидкостных ванн при освобождении от дифференциального прихвата на границе «глинистая корка - труба» и стендовая установка моделирующая дифференциальный прихват при давлении 3,34 МПа

3 Разработаны и запатентованы новые экологически безопасные смазочные добавки Лубри-М с повышенными антиприхватными и поверхностно-активными свойствами для буровых растворов и установки жидкостных ванн при освобождении от прихватов (патенты РФ №№ 2230769, 2278889).

Практическая значимость работы и реализация результатов

1. Разработана техническая документация (ТУ 9146-224-001470012000, токсикологический паспорт, санитарно - эпидемиологическое заключение № 23.КК 05 570 П 013983.11.04 от 29 11 2004 г) и выпущены опытно-промышленные партии смазочной добавки Лубри-М.

2 Разработан руководящий документ (РД) на применение антипри-хватной смазочной добавки Лубри-М при бурении и установке ванн для ликвидации дифференциальных прихватов в условиях строительства скважин на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз».

3 Разработанная техдокументация включена в техпроекты на строительство скважин в условиях Приобской низменности Западной Сибири

4. Внедрение на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» экологичной антиприхватной смазочной добавки Лубри-М позволило обеспечить снижение в 1,2 - 1,5 раза осложнений и прихватов при строительстве наклонно-направленных скважин, полностью исключить применение технологической нефти при ликвидации прихватов, повысить технико-экономические показатели строительства скважин и получить экономический эффект более 2,6 млн руб

Апробация работы.

Основные положения диссертационной работы докладывались и обсуждались:

- на семинарах ОАО «НПО «Бурение» по проблемам «Заканчи-вание скважин с низкопроницаемыми коллекторами на месторождениях Западной Сибири» 12 апреля 2001 г ;

- на VIII- XVIII межотраслевых научно - практических конференциях (г. Анапа),

- на семинаре для специалистов буровых и проектных организаций по теме «Новые технологии, технические средства и материалы, рекомендуемые к включению в проект на строительство нефтегазовых скважин» 18-21 февраля 2002 г (г.Краснодар),

В полном объеме диссертационная работа докладывалась и обсуждалась на семинаре лаборатории технологии и физико-химии реагентов ОАО НПО «Бурение».

Публикации.

По теме диссертации опубликовано 17 печатных работ, в том числе 2 патента РФ.

Объем работы.

Работа состоит из введения, 5 глав, основных выводов и рекомендаций, списка использованной литературы, включающего 63 наименования, приложений в виде документов о внедрении, изложена на 132 страницах машинописного текста, содержит 49 рисунков, 26

таблиц и 36 страниц приложений.

В первой главе рассмотрены геолого-физические особенности разреза Приобского месторождения с неустойчивыми глинистыми отложениями, характерными для Березовской и Алымской свит Проанализированы причины возникновения прихватов при бурении скважин на Приобском месторождении, а также опыт бурения и за-канчивания скважин при вскрытии низкопроницаемых коллекторов, осуществлена оценка влияния применяемых буровых растворов на смазочные, антиприхватные свойства, продуктивность нефтяных пластов, выполнен анализ технических средств и материалов, используемых при бурении скважин. Проведен анализ отечественной и зарубежной информации, а также патентной литературы по вопросам разработки и тенденций развития в области смазочных и антипри-хватных добавок к буровым растворам.

Установлено, что для повышения качества строительства и деби-тов наклонно-направленных скважин в горно-геологических условиях Западной Сибири необходимо разработать и внедрить экологически безопасную смазочную добавку с повышенными антиприхват-ными и поверхностно-активными свойствами для.

а) успешного прохождения неустойчивых глинистых отложений и прихватоопасных интервалов;

б) исключения применения углеводородов, нефти, дизтоплива при установке жидкостных ванн для ликвидации дифференциальных прихватов;

в) вскрытия низкопроницаемых коллекторов с максимально возможным сохранением продуктивности

На основе анализа литературных, патентных и промысловых данных рассмотрены причины возникновения прихватов бурильного инструмента и колонн бурильных труб (КЕТ), а также сил, действующих на прихваченный инструмент на границе «металл - глинистая корка». Этой проблеме посвящены многие работы А К Самотоя, С А Рябоконь, А.И Пенькова, В С Баранова, Н.А Сидорова, Г А Ковтунова, Н М Шерстнева, А.А Григоряна, В.С Федорова, М М Александрова и др.

Рассмотрены основные положения и теоретические представления молекулярно-механической теории трения и износа Дан анализ методик и приборов для оценки триботехнических свойств буровых растворов, смазочных и антиприхватных добавок. Изучены методики и приборы для определения сил взаимодействия металла с глинистой

коркой.

Установлено, что применяемые приборы не полностью моделируют скважинные условия образования прихвата, отсутствуют методики установки нефтяных ванн при освобождении от прихвата моделирующие скважинные условия.

На основании вышесказанного сформулирована постановка основных задач исследования

Во второй главе изложены способы и методики экспериментальных исследований, представленных в диссертационной работе при разработке антиприхватных смазочных добавок

Для исследования смазочной способности нами использовался стандартный прибор «ЕР/Lubricity Tester» фирмы NL Baroid, модель 212, на котором определялся коэффициент трения (Ктр) на паре «металл - металл» при нагрузке 1,03 МПа, принятой для определения смазочных свойств промывочной жидкости в мировой практике бурения скважин С помощью тестера можно получить полное представление о поведении буровых растворов в условиях постоянно возрастающей нагрузки от 0,34 до 4,13 МПа с фиксацией для каждого образца бурового раствора предельной нагрузки \¥мах, при которой достигается максимальная сила трения Также был использован показатель эффективности смазочного действия (ЭСД), который одновременно учитывает Ктр и WMax. ЭДС=КтрЛ^мах.

Третья глава посвящена исследованиям смазочных, антиприхватных, поверхностно-активных свойств различных химреагентов, композиций в водных, минерализованных растворах и различных системах буровых растворов применяемых при бурении наклонно-направленных скважин на месторождениях в Западной Сибири.

Исследованиями показано, что для решения поставленных задач наиболее эффективным направлением является использование в качестве экологически безопасной основы природных растительных жиров - триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24 (подсолнечного, кукурузного, соевого, рапсового и других) омыленных гидроксидами натрия или калия и модифицированных азотсодержащими ингредиентами.

На основе растительных жирных кислот триглицеридов с числом углеродных атомов от 14 до 24 и нейтрализующих агентов автором были приготовлены композиции серии Луб, которые отличались азотсоединениями и имели следующие составы- Луб-1 - жирные кислоты триглицеридов СН-24 с моноэтаноламином, Луб-2 - жирные ки-

слоты триглицеридов Ci4.24 с диэтаноламином; Луб-3 - жирные кислоты триглицеридов С14.24 с замещенными аммонийными солями жирных кислот С10-2б; Луб-4 - жирные кислоты триглицеридов С14.24 с триэтаноламином

Рассмотренный ряд влияния молекулярного строения азотсодержащих ингредиентов на коэффициент трения показал, что наилучшим составом является состав Луб-3 - жирные кислоты триглицеридов Ci4_24 с замещенными аммонийными солями жирных кислот С10-2б (табл 1)

Аналогичные данные по эффективности действия в рассмотренном ряду Луб-1 - Луб-4 получены при лабораторных исследованиях влияния строения ингредиентов на коэффициент потенциального прихвата и на величину межфазного натяжения на границе водных растворов и фильтратов с углеводородом.

Антиприхватные композиции серии Луб исследовали на смазочную способность в водных и минерализованных растворах по стандарту АНИ (см. табл 1, 2). Установлено, что смазочные добавки серии Луб в концентрации 0,5-2,0 % масс, улучшают коэффициент трения на 64,7-85,3 %, в то время как образцы импортных смазочных добавок в этих же концентрациях на 58,8-88,2 % По результатам исследований можно сказать, что смазочная добавка Луб-3 наиболее эффективнее в минерализованных растворах соли NaCI В концентрации 2 % масс она улучшает коэффициенты трения растворов NaCI с плотностью 1050-1160 кг/м3 на 71,4-81,8 % В дальнейшем композиция Луб-3 была принята базовой с названием «Лубри-М».

Для сравнительной оценки Лубри-М с отечественными и зарубежными смазочными добавками был приготовлен ряд буровых растворов с различной плотностью и минерализацией Состав и основные технологические параметры модельных буровых растворов приведены в табл 3

Результаты испытаний показывают, что в различных системах модельных буровых растворов (р = 1076-1190 кг/м3) эффективность смазочного действия разрабатываемой добавки Лубри-М при концентрации 2 % масс составляет 37-88 %, при добавке 4 % масс - 39-92 %, что соответствует лучшим зарубежным аналогам (DRILL-FREE) и превосходит отечественные образцы (рис. 1).

Таблица 1

Влияние концентрации водных растворов смазочных добавок на коэффи-_циент трения пары «металл-металл» по стандарту АНИ_

Смазочная добавка Конц , % мае. Ктр ДКтр Wiviax, МПа ЭСД 10"2, 1/МПа

Техническая вода 0,00 0,34 - 1,72 19,80

Сырая нефть 0,25 0,29 15,3 3,26 8,83

0,50 0,22 35,3 1,89 11,65

1,00 0,15 55,9 1,89 7,94

2,00 0,14 58,8 1,89 7,41

ФК-2000 Плюс (Россия) 0,05 0,25 26,5 1,89 13,24

0,10 0,20 41,2 2,58 7,77

0,25 0,12 64,7 3,61 3,33

0,50 0,09 74,4 4,64 1,88

1,00 0,08 77,6 5,32 1,43

2,00 0,06 81,2 4,98 1,29

Луб-1 0,25 0,18 47,1 2,75 6,55

0,50 0,10 70,6 3,09 3,24

1,00 0,07 79,4 3,61 1,94

2,00 0,07 79,4 4,12 1,70

Луб-2 0,25 0,20 41,2 2,75 7,28

0,50 0,12 64,7 3,09 3,88

1,00 0,09 73,5 3,61 2,50

2,00 0,08 76,5 4,12 1,94

Луб-3 0,25 0,12 64,7 3,43 3,49

0,50 0,07 79,4 3,95 1,77

1,00 0,06 82,4 4,98 1,21

2,00 0,05 85,3 5,15 0,97

Луб-4 0,25 0,14 58,8 3,26 4,29

0,50 0,09 733 4,12 2,18

1,00 0,07 79,4 4,46 1,57

2,00 0,06 82,4 4,64 1,29

AQUA MAGIC (США) 0,25 033 2,9 1,72 19,22

0,50 0,30 11,8 1,89 15,89

1,00 0,27 20,6 1,89 14,30

2,00 0,22 35,3 2,23 9,86

DRILL-FREE (США) 0,25 0,10 70,6 3,26 3,07

0,50 0,07 79,7 3,78 1,83

1,00 0,06 82,4 4,12 1,46

2,00 0,05 853 4,81 1,04

Таблица 2

Сравнительная эффективность смазочного действия композиции Лубри-М и ФК-2000 Плюс в минерализованных растворах различной плотности

Смазочная добавка Кон д., % мае. Ктр АКтр \Умах , МПа ЭСД 102, 1/МПа

КаС1, р = 1050 кг/м3 0,22 - 1,72 12,81

ФК-2000 Плюс 0,25 0,14 36,4 2,06 6,80

0,50 0,11 50,0 4,98 2,21

1,00 0,08 63,6 5,67 1,41

2,00 0,06 75,0 7,04 0,78

Лубрн-М 0,25 0,08 63,6 3,78 2,12

0,50 0,07 68,2 4,81 1,46

1,00 0,05 77,3 6,18 0,81

2,00 0,04 81,8 5,32 0,75

№С1, р = 1100 кг/м3 0,21 - 2,06 10,19

ФК-2000 Плюс 0,25 0,13 38,1 2,92 4,45

0,50 0,08 64,3 4,98 1,51

1,00 0,07 66,7 6,18 1,13

2,00 0,07 69,0 6,52 1,00

Лубри-М 0,25 0,09 57,1 4,29 2,10

0,50 0,08 61,9 5,49 1,46

1,00 0,07 66,7 5,49 1,27

2,00 0,06 71,4 5,49 1,09

N30, р= 1160 кг/м3 0,19 - 1,89 10,06

ФК-2000 Плюс 0,25 0,12 36,8 3,09 3,88

0,50 0,06 65,9 5,32 1,22

1,00 0,05 73,7 5,32 0,94

2,00 0,05 73,7 5,32 0,94

Лубри-М 0,25 0,07 63,2 4,81 1,66

0,50 0,06 68,4 4,46 1,34

1,00 0,05 73,7 4,98 1,00

2,00 0,04 78,9 5,32 0,75

Таблица 3

Основные технологические параметры модельных буровых растворов (пресных полимер-глинистых и ингибирующего)

Тип )* бурового раствора Основные технологические параметры

Плотность, р, кг/м' Условная вязкость, У 6700,500, С Водоотдача, Фзо. см3 рН СНСгло', дПа

БР - 1 1076 22 1 1,0 9,25 5/10

БР-2 1120 68 10,5 8,40 10/20

БР-3 1190 87 10,0 8,90 50/70

)* БР- i - 8-10 % бентопорошка ПБМВ + 0,2% КМЦ(85/600)

БР-2 - 15% бентопорошка ПБМВ+ 0,2 % Сайпана + 0,1 % DK-Dri!l + 4 % КС!

БР - 3 - 27 % бентопорошка ПБМВ + 0,2 % КМЦ (85/600)

£ а

0,45 0,40 О, .15 (по 0,-5 0,20 0,15 0,10 0,05 0,00

2,0

I

4,0

АО UЛ MACJ1C

ШШ

2,0 4.0

DRILL-FREE ПБР- ! О БР-2

¿I шШ Ш

яШШШл

2,0 I 4,0 Ф К-2000 II'ikx; аИ'-5

2,0 4,0

Лубри-М

Рис. ! Эффективность смазочного действия различных смазочных добавок в буровых растворах БР-1, БР-2, БР-3

Рассмотрены исследования межфазного натяжения на границе водных растворов и углеводорода смазочных добавок и фильтратов буровых растворов. В процессе вскрытия продуктивных пластов с промывкой скважины буровым раствором на водной основе уменьшается естественная проницаемость призабойной зоны в результате проникновения его фильтрата в нефтеносный пласт. При этом возни-

кают капиллярные давления, обусловленные образованием менисков на границе нефть-вода Капиллярное давление направлено от стенок скважины в глубь пласта, поскольку поверхность поровых каналов остается преимущественно гидрофильной В процессе бурения это способствует проникновению фильтрата в нефтяной пласт, а при освоении скважины создается дополнительное сопротивление вытеснению фильтрата из призабойной зоны За счет уменьшения межфазного натяжения и повышения краевого угла смачивания можно уменьшить сопротивление вытеснению фильтрата из призабойной зоны при освоении скважины

Для определения межфазного натяжения на границе раздела фаз «фильтрат бурового раствора - углеводород» нами использовалась разновидность сталагмометрического метода - метод наибольшего давления. Измерения проводили на приборе типа «Сталагмометр УФ НИИ».

Установлено, что эффективность поверхностно-активного действия снижения межфазного натяжения на границе «фильтрат бурового раствора - углеводород» добавки Лубри-М при концентрации 0,5 % масс, составляет 87,5 %, а при 2 % масс - 93,7 %, что значительно превосходит зарубежные аналоги AQUA-MAGIC (США) (49,9 % и 54,6 % соответственно) и DRILL-FREE (США) (63,3 % и 68,3 % соответственно) и отечественную смазочную добавку - ПАВ ФК-2000 Плюс (80,8 % и 88,1 % соответственно) (табл 4)

Лубри-М сравнивали с отечественными и зарубежными смазочными добавками в модельных полимер-глинистых буровых растворах различной плотности и минерализации: полимер-глинистом БР-1, БР-2, БР-3 по эффективности поверхностно-активного действия в фильтратах буровых растворов (рис. 2)

Результаты испытаний показывают, что Лубри-М эффективно снижает межфазное натяжение фильтратов буровых растворов на границе с углеводородом

При проведении исследований поверхностно-активных свойств фильтратов буровых растворов, содержащих смазочные добавки установлено, что значение величины межфазного натяжения фильтратов буровых растворов на границе с углеводородом выше, чем соответствующих образцов водных растворов (табл. 4)

40 35 30

25

я ?

Z Я 20

£ i

15

К> 5 (I

Щ

т

ШУ/

ч

у,

2,0

AQUA-MAGIC

1,0 ' 2,0 DRILL-PREE □ № - 1

= 33

II

Щ ¡I

■М

Щу.

1,0 2,0 ФК-2000 Плюс n;P-2 ЫЫ'-З

1,0

II

2,0

Лубрн-М

Рис. 2 Зависимость величины межфазного натяжении на границе «фильтрат бурового раствора - углеводород» растворов (БР-l, БР-2, ЬР-3) от концентрации (% масс) смазочных добавок.

Таблица 4

Эффективность поверхностно-активного действия водных pací воров отечественных и зарубежных смазочных добавок

№ п.п. Смазочная добавка Содержание, % масс. с, мН/м Да, %

1 Днстнллнровйнвая вода - 46,3 ■

2 ФК-2000 Плюс (Россия) 0,50 2,00 8,9 5,5 80,8 88,1

3 Лубри-М 0,50 2,00 5.8 2.9 Я7,5 93,7

4 AQUA-MAGtC (США) 0,50 2.00 23,2 21,0 49,9 54,6

5 DRILL-FREE (США) 0,50 2,00 17,0 14,7 63,3 68,3

Это повышение межфазного натяжения связано с дополнительной адсорбцией смазочной добавки на глинистой фазе. Поэтому для более эффективного снижения поверхностного натяжения необходимо увеличений концентрации смазочных добавок, что согласуется с

дополнительно проведенными исследованиями, представленными на рис. 3.

0121456789 10 И 12 Концентрация Лубри-М, %

Рис 3 Зависимость межфазного натяжения на границе «фильтрат бурового раствора - углеводород» от концентрации Лубри-М и плотности глинистых буровых растворов

1 БР р = 1020 кг/м3, 3 БР р = 1060 кг/м3, 4 БР р = 1080 кг/м3,

2 БР р = 1040 кг/м3, 5 БР р = 1100 кг/м3

Проведены исследования на антиприхватные свойства буровых растворов содержащих различные смазочные добавки Антиприхватные свойства буровых растворов определяли на приборе Sticking Tester OFI (США, рис. 4) по коэффициенту потенциального прихвата Кп на границе «глинистая корка-металл» при перепаде давления 3,34 МПа

На основании результатов выполненных исследований (рис. 5) установлено, что смазочная добавка с повышенными антиприхват-ными свойствами Лубри-М эффективно снижает коэффициент при-хватоопасности (Кп) в различных модельных буровых растворах и превосходит лучшие из исследованных отечественных и зарубежных аналогов. Например, эффективность антиприхватного действия для Лубри-М составляет 40-83 % в различных модельных буровых растворах, для ФК-2000 Плюс - 21-62 %, а для AQUA-MAGIC - 12-59 %

0,(160

Рис. 5 Сравнительная эффективность антипр их ватного действия нефти, AQUA-MAGIC, ФК-2000 Плюс, DRILL-FREE, Лубри-М при концентрациях 2,0% и 4.0 % в буровых растворах БР-1, БР-2, ЬР-3.

1. Плунжер:

2. Крышка;

3. Буровой раствор:

4. Корпус ячейки;

5. Перфорированное дно;

6. Фильтрационная лепешка;

7. Динамометрический ключ

Филы pai

Рйе. 4 Общий вид установки фирмы OFI Testing Equipment Int.

9,050

0,020

0,0111

□ БР-1 а Ы> - 2 В БР - 3

В четвертой главе представлены результаты разработки методики, стендовой установки и проведения испытаний по ликвидации дифференциальных прихватов путем установки жидкостных ванн.

Для проведения испытаний автором была использована рабочая камера прибора Sticking Tester OFI (см. рис 4), в которой после создания прихвата на модельном глинистом буровом растворе применяли различные жидкостные ванны и измеряли кинетику освобождения от прихвата по величине Кп

Время, мин

Рис б Эффективность применения Лубри-М в качестве жидкости ванны для освобождения от дифференциального прихвата

1 - БР № 4

2 - БР № 4 + 0,5 % ФК-2000 (контрольный опыт) перед установкой ванны

3 - БР № 4 + 0,5 % Лубри-М перед установкой ванны

4 - БР № 4 + 0,5 % ФК-2000 (контрольный опыт) прихвачен + ванна состава

100 % ФК-2000 (контрольный опыт)

5 — БР № 4 + 0,5 % Лубри-М прихвачен + ванна состава 100 % Лубри-М

Эффективность действия жидкостной ванны определяли по коэффициенту потенциального прихвата в зависимости от времени действия ванны. Жидкостную ванну устанавливали после создания прихвата плунжера к фильтрационной корке путем замены исходного

бурового раствора, не освобождаясь от прихвата. Параметры установки следующие: Объем исследуемого раствора - 200 см , давление испытания - 1-6 МПа, предел срыва по динамометру - 2*06 МПа.

В качестве жидкостей ванн для освобождения от дифференциального прихвата Использовали различные составы. В качестве модельного (исходного) бурового раствора был использован утяжеленный модельный буровой раствор БР - 4,содержащий 8-10 % масс. ПБМВ + 0,2 % масс. КМЦ 85/600 + 30 % масс, барита.

Из представленных на рис. 6 данных видно, что смазочная добавка Лубри-М может успешно применяться в качестве жидкости ванн для освобождения от дифференциального прихвата, который определялся в зависимости от времени т действия - продолжительности установки ванны. Полное освобождение от прихвата происходило после действия Лубри-М в качестве жидкости ванн в течение 60 минут (1 часа).

360

х X £

« 300

я* В х

g- 240

I-

о

| 180 а

!

Ч 120 в

g О

| S0 а> а ш

0

Рис. 7. Время освобождения ми жидкостями. Окспериме! !. Техническая вода

2. 100 % ФК-2000

3. 10% НТФ

4. Керосин

5. Сырая нефть

прихвата при установке ванн с различны-I проведены на стендовой установке.

6. 12,5 % водный раствор Лубри-М

7. 25 % водный раствор Лубри-М

8. 50 % водный раствор Лубри-М 9 100 % водный раствор Лубри-М

Установлено, что наилучший результат был получен при использовании водных 50 % концентрации растворов Лубри-М (рис 7). Дальнейшее снижение концентрации антиприхватной добавки Лубри-М приводит к снижению эффективности жидкостной ванны и увеличению времени освобождения от прихвата Для сравнения были установлены в идентичных условиях жидкостные ванны с использованием различных жидкостей (нефти, керосина, техводы, ФК - 2000, НТФ)

При организации производства и выпуске опытно-промышленных партий с использованием промышленного сырья был откорректирован состав смазочной добавки Лубри-М с улучшенными антиприхватными и поверхностно-активными свойствами, разработаны ТУ 9146-224-00147001-2000 с обоснованием показателей назначения и получением санитарно-эпидемиологического заключения по IV классу токсичности ГОСТа 12.1 007-76 «Малоопасное вещество» и выпущена опытно-промышленная партия в количестве 40 тонн.

Результаты проверки качества смазочной добавки Лубри-М на соответствие ТУ 9146-224-00147001-2000 приведены в табл 5

Таблица 5

Показатели качества антиприхватной смазочной добавки Лубри-М по ТУ 9146-224-00147001-2000

Наименование показателя Норма по ТУ По факту Методы анализа

1. Внешний вид Вязкая жидкость свет- по п. 4.1.

ло- коричневого цвета ТУ

2. Концентрация водородных ионов (рН) 8,0-10,0 9,25 по п. 4.2. ТУ

3. Снижение коэффициента тре-

ния по стандарту АНИ при добавке 1,0 %, не менее, % 70,0 79,4 по п. 4.3. ТУ

4. Снижение коэффициента по-

тенциального прихвата труб,

при добавке 2 % к буровому по п. 4.4.

раствору, не менее, % 50,0 62,8 ТУ

5. Снижение поверхностного на-

тяжения 0,5 % водного раство-

ра на границе с керосином, %, по п. 4.5.

не менее 60,0 73,6 ТУ

Пятая глава посвящена промысловым испытаниям смазочной добавки Лубри-М с повышенными антиприхватными свойствами на Приобском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз»

В соответствии с разработанной и утвержденной «Программой и методикой промысловых испытаний» на скважинах № 7769 куста 207 и № 8796 куста 208 Приобского месторождения ОАО «Юганскнефтегаз» проведены промысловые испытания смазочной добавки Лубри-М с повышенными антиприхватными и поверхностно-активными свойствами В качестве базы сравнения использованы скважины № 8362 куста 207 и № 8370 куста 208 пробуренные в идентичных условиях с применением смазочной добавки ФК-2000 и графита

Первичную обработку бурового раствора добавкой Лубри-М на первой опытной скважине № 7769 куста 207 проводили из-под кондуктора в количестве 0,4-0,5 % (400-500 кг) к объему бурового раствора. В дальнейшем обработку бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну смазочной добавкой Лубри-М проводили малыми дозами в количестве 0,05-0,07 % при каждом долблении по 50-70 кг за цикл циркуляции. При бурении второй скважины № 8796 куста 208 снизили первичное введение смазочной добавки Лубри-М до 0,08-0,10 % (80-100 кг) к объему бурового раствора

Смазочные и антиприхватные свойства буровых растворов, регулируемые небольшими дозами Лубри-М в процессе бурения, обеспечивали безаварийное осуществление всех технологических операций при проводке наклонно-направленных скважин со смещением от 680 до 1546 м Спуско-подъемные операции и геофизические исследования проходили без осложнений Буровые растворы, обработанные смазочной добавкой Лубри-М, имели стабильные значения технологических параметров, отвечающие требованиям ГТН проводки наклонно-направленных скважин

Общий расход добавки Лубри-М на опытной скважине № 7769 куста 207 составил 1470 кг (0,73 % к объему 200 м3 бурового раствора) или 0,52 кг/метр проходки, на скважине № 8796 куста 208 - 1280 кг (0,64 %) или 0,41 кг/метр проходки. Испытаниями установлено, что минимальная концентрация смазочной добавки Лубри-М для безопасного бурения с применением акриловых полимеров в буровых растворах составляет 0,3-0,5 % к объему раствора, однако, оптимальные добавки Лубри-М с учетом возможных осложнений, ростом содержания твердой фазы и большим смещением от вертикали должны составлять 0,6 - 0,8 %. Технологические параметры растворов при

бурении опытных скважин на Приобском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» представлены в табл 6

Таблица 6

Технологические параметры буровых растворов при бурении опытных наклонно-направленных скважин с применением Лубри-М кустов 207 и 208 Приоб-

ского месторождения ОАО «Юганскнефтегаз»

Параметры бурового Скв. №7769 (опытная) Скв №8362 (базовая)

раствора

Забой,м 1200 1800 2800 1200 1800 2800

Плотность, р, кг/м3 1100 1130 1160 1080 1120 1160

Условная вязкость, УВ, с 23 _, 23 23 20 23 27

Фильтрация, Ф30, см3 7,0 5,5 4,5 8,5 5,0 4,5

Пластическая вязкость, Q 11 11 с 13 16

Л пл, мПас

Динамическое напряжение сдвига, т0, дПа 10 12 12 8 11 16

Статическое напряжение сдвига, Gels lO'VlO', дПа 2/36 3/24 2/16 1/9 2/15 3/25

Коэффициент трения по АНИ, Ктр 0,29 0,26 0,19 0,31 0,33 0,34

Коэффициент дифференциального прихвата, Кп 0,015 0,010 0,0 0,020 0,018 0,012

Скв №8796 (опытная) Скв №8370 (базовая)

Забой,м 1800 2800 3100 1800 2800 3000

Плотность, р, кг/м3 1150 1220 1200 1120 1160 1160

Условная вязкость, УВ, с 22 35 30 23 27 25

Фильтрация, Ф30, см3 4,5 4,5 4,8 5,5 5,0 5,0

Пластическая вязкость, f: 20 12 о 10 10

Л™, мПас

Динамическое напряжение сдвига, т0, дПа 4 20 25 10 15 10

Статическое напряжение сдвига, Gels lO'VIO , дПа 0/3 6/35 4/24 2/14 2/20 3/18

Коэффициент трения по АНИ, Ктр 0,24 0,17 0,13 0,33 0,32 0,33

Коэффициент дифференциального прихвата, Кп 0,0 0,0 0,0 0,024 0,020 0,015

Как видно из данных табл. 6, в результате применения смазочной добавки Лубри-М коэффициент трения бурового раствора при бурении скважины № 7769 куста 207 был снижен на 44 %, а при бурении

скважины № 8796 куста 208 - на 61 %, коэффициент дифференциального прихвата (Кп) бурового раствора на обеих скважинах был снижен до нулевых значений.

Проведенными испытаниями было установлено на реальных буровых растворах , что коэффициент межфазного натяжения фильтратов буровых растворов на границе с углеводородом был снижен до значений 19,3-22,2 мН/м, что соответствует снижению на 52-59 % по сравнению с межфазным натяжением на границе углеводород- вода (47,0 мН/м) Данные результаты свидетельствуют о хороших поверхностно-активных свойствах смазочной добавки Лубри-М, предотвращающих загрязнение продуктивных пластов фильтратом бурового раствора при первичном вскрытии

Технико-экономические показатели применения Лубри-М в буровых растворах на Приобском месторождении представлены в табл 7 Из результатов промыслового внедрения Лубри-М следует: исключено применение технологической нефти, исключены осложнения и дифференциальные прихваты, время бурения скважины и вывод скважины на режим сокращены на 56 и 36 часов соответственно, на трех скважинах получен по сравнению с базовыми скважинами суммарный экономический эффект более 2,6 млн.рублей

По результатам промысловых испытаний в целях совершенствования и повышения эффективности триботехнических (смазочных, антиприхватных, износостойких) свойств Лубри-М в утяжеленных и минерализованных буровых растворах нами были проведены дополнительные исследования по улучшению базовой рецептуры различными модификаторами По ранее отработанной методике испытаны четыре группы модификаторов и антифрикционных присадок (ме-таллокерамические материалы, полимерсодержащие вещества, антифрикционные кондиционеры металла, металлоплакирующие композиты). Наилучшие показатели технологических и триботехнических свойств были получены с применением олигоорганоалкоксисилокса-нов, которые относятся к антифрикционным кондиционерам металла. Проведенными исследованиями определены оптимальные соотношения ингредиентов для получения наибольшего эффекта по триботех-ническим показателям Новый состав антиприхватной смазочной добавки был защищен патентом РФ № 2278889 и успешно испытан на реальных минерализованных сверхтяжелых буровых растворах с плотностью 2230-2360 кг/м3 разведочной скв № 1 Правобережная Знаменского ГКМ Иркутской области.

Таблица 7

Технико-экономические показатели применения антиприхватной добавки __Лубри-М на Приобском месторождении__

Наименование показателей Базовые скважины № 8370, 8362, 8369 Опытные скважины № 7769, 8796, 8342

Расход нефти, кг/м 5,51 -

Расход Лубри-М, кг/м - 0,35

Общее количество прихватов 1 -

Расход нефти для ликвидации прихвата бурильной колонны, кг 9300 -

Время ликвидации прихвата, час 8 -

Стоимость одного часа работы бурильной бригады, тыс руб. 14,7 14,7

Стоимость платы за загрязнение окружающей среды при применении нефти, тыс. руб 50,34 -

Объем бурения, м 8580 8580

Стоимость нефти, руб./кг 1,67 -

Стоимость Лубри-М, руб./кг - 27,35

Затраты при обработке раствора нефтью, тыс руб. 129,29 -

Затраты при обработке раствора Лубри-М, тыс. руб - 82,13

Затраты на ликвидации прихвата, тыс руб 133,13 -

Среднее время сокращения бурения скважины, час - 56

Средний дебит скважины, т/сутки 60 80

Среднее время сокращения вывода скважины на режим, сутки - 1,50

Сокращение затрат при бурении, тыс. руб - 823,20

Дополнительно добытая нефть, т - 360

Стоимость дополнительно добытой нефти, тыс. руб - 123,42

Итого экономический эффект от применения Лубри-М на трех скважинах, тыс. руб. - 2593,03

В настоящее время добавка Лубри-М продолжает успешно применятся в полимер-глинистых, ингибирующих хлоркалиевых буро-

вых растворах, а также в высокоингибирующих биополимерных буровых растворах типа «ПОЛИБУР» при строительстве наклонно-направленных скважин с отходом от вертикали до 2500 м на месторождениях ОАО «Юганскнефтегаз» и ОАО «Славнефть-Мегионефтегаз»

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1 На основании анализа литературных данных и современного состояния применения смазочных, антиприхватных добавок к буровым растворам для предупреждения и ликвидации прихватов при бурении обоснована необходимость разработки экологически безопасной смазочной добавки с повышенными антиприхватными и поверхностно-активными свойствами при строительстве скважин в Западной Сибири

2 Впервые проведены исследования влияния молекулярного строения азотсодержащих ингредиентов смазочных добавок на основе растительных жиров на триботехнические (Ктр, Кп, ЭСД), поверхностно-активные (а) свойства и определен оптимальный состав добавки, обеспечивающий максимальный эффект по антиприхватным свойствам при обработке бурового раствора и освобождении от дифференциального прихвата.

3 Впервые разработаны методика и стендовая установка, моделирующая скважинные условия применения жидкостных ванн для ликвидации дифференциального прихвата (при давлении 3,34 МПа и создания прихвата на границе «глинистая корка-труба») и определения антиприхватных свойств жидкостных ванн по коэффициенту дифференциального прихвата и времени освобождения от прихвата Установлено, что без применения углеводородов (нефти, дизтоплива) освобождение от дифференциального прихвата может быть обеспечено применением экологически безопасных ванн водных 3050 % растворов Лубри-М, которые в дальнейшем используются в качестве смазочных и антиприхватных профилактических добавок к буровым растворам.

4 Разработаны и запатентованы новые экологически безопасные смазочные добавки с повышенными антиприхватными свойствами серии Лубри-М для обработки буровых растворов и ликвидации дифференциальных прихватов при строительстве нефтяных и газовых скважин (патенты РФ № 2230769 и № 2278889). Разработаны нормативно-технические документы на производство антиприхват-

ной добавки Лубри-М (ТУ 9146-224-00147001-2000, токсикологический паспорт, санитарно - эпидемиологическое заключение № 23.КК.05.570.П.013983.11 04 от 29Л1 2004 г.) и выпущены опытно-промышленные партии смазочной добавки Лубри-М Разработан руководящий документ на применение антиприхватной смазочной добавки Лубри-М при бурении и установке ванн для ликвидации дифференциальных прихватов в условиях ОАО «Юганскнефтегаз» Разработанная техдокументация включена в техпроекты на строительство скважин в условиях Приобского месторождения 5. Промышленное внедрение на Приобском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» экологически безопасной антиприхватной смазочной добавки Лубри-М позволило исключить применение нефти и дизтоплива, обеспечить снижение в 1,2-1,5 раза осложнений и прихватов, повысить технико-экономические показатели строительства наклонно-направленных скважин и получить экономический эффект более 2,6 млн. руб

Основные положения диссертационной работы отражены в следующих печатных работах:

Статьи:

1 Мойса Ю Н , Бармотин К С , Фролова Н В., Бортов А В., Арслан-беков А Р. Антиприхватная смазочная добавка для бурения на месторождениях НК «ЮКОС-ЭП».- Новые технологии, технические средства и материалы в области промывки при бурении и ремонте нефтяных и газовых скважин // Сб научн тр / ОАО НПО «Бурение». -Краснодар, 2001.-Вып. 6 -С 152-161

2 Мойса Ю Н , Фролова Н.В., Бармотин К.С , Бортов А.В , Арслан-беков А.Р. Опыт применения смазочной добавки «Лубри-М» при бурении на Приобском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» - Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин // Сб.научн тр. / ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2002 -Вып 7 - С 103-110

3 Бармотин К С. Особенности применения антиприхватной добавки «Лубри-М» в глинистых буровых растворах, стабилизированных акриловыми полимерами.- Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин // Сб научн.тр / ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2002 -Вып. 7.-С. 191-197

4 Бармотин К.С., Мойса Ю Н , Фролова Н В Исследование смазочной добавки с повышенными антиприхватными свойствами на реальных буровых растворах - Основные принципы выбора технологии, технических средств и материалов при строительстве и ремонте скважин // Сб научн тр / ОАО НПО «Бурение» - Краснодар, 2002 -Вып. 1-С 277-282

5 Мойса Ю Н, Бармотин К.С. Разработка методики определения эффективности жидкостных ванн при освобождении от дифференциального прихвата - Техника и технология заканчивания и ремонта скважин в условиях АНПД // Сб научн.тр / ОАО НПО «Бурение». -Краснодар, 2002 - Вып. 8. - С 184-190

6 Смазочная добавка Лубри-М с улучшенными антиприхватными и поверхностно-активными свойствами для бурения на месторождениях НК «КЖОС-ЭП» /С А. Рябоконь, Ю Н Мойса, Н В Фролова, К.С Бармотин и др.// Нефтяное хозяйство. - 2002 - № 11 - С 44-46

7 Бармотин К.С, Мойса Ю.Н., Филиппов Е Ф Антиприхватные свойства отечественных и зарубежных добавок к буровым растворам для предотвращения дифференциального прихвата инструмента -Импортозамещающие технические средства и материалы //Сб научн.тр. / ОАО НПО «Бурение». - Краснодар, 2003. - Вып. 9. -С.51-57.

8 Мойса Ю Н , Бармотин К С , Фролова Н В., Назарько С.Б. Совершенствование качества антиприхватной добавки ЛУБРИ-М - Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин // Сб научн.тр. / ОАО «НПО «Бурение». - Краснодар, 2004 - Вып. 11 - С. 73-79.

9 Бармотин К С., Фролова Н В , Мойса Ю Н , Севастьянов В.В. Повышение антиприхватных свойств минерализованных сверхтяжелых буровых растворов.- Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин // Сб научн.тр. / ОАО «НПО «Бурение». - Краснодар, 2004. -Вып 11.-С. 250-255.

10 Бармотин К.С., Фролова Н В., Мойса Ю Н. Повышение противо-прихватных свойств смазочной добавки ЛУБРИ-М - Заканчивание и ремонт скважин в условиях депрессии на продуктивные пласты //Сб научн.тр. / ОАО НПО «Бурение» - Краснодар, 2004 -Вып 12.-С. 67-72.

11 Применение смазочной добавки с повышенными антиприхватными свойствами ЛУБРИ-М / К.С Бармотин, Н В Фролова, Ю Н Мойса//Нефтяное хозяйство -2005 -№4-С 30-31

12 Мойса Ю.Н., Бармотин К С., Фролова Н В , Купрацевич Э.В. Со-

временные тенденции развития антиприхватных добавок в бурении -Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России // Сб научн.тр. / ОАО НПО «Бурение» - Краснодар, 2005. - Вып 14 -С. 76-83.

13 Мойса Ю.Н., Камбулов Е Ю., Фролова Н В, Бармотин К.С Солестойкие смазочные и противоприхватные добавки к промывочным жидкостям при бурении - Разведочное бурение на суше и континентальном шельфе России // Сб научн тр. /ОАО НПО «Бурение». -Краснодар, 2005.-Вып. 14.-С 100-116.

14 Приоритетные направления работ в области разработки и производства антиприхватных добавок для буровых растворов /ЮН Мойса, Н В Фролова, К С. Бармотин, А М Бородин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море - 2007 - № 2 - С 31 -35

15 Современные тенденции развития смазочных добавок в бурении / Ю Н Мойса, Н В Фролова, К.С. Бармотин, А.М. Бородин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. - 2007 - № 3-С 10-14

Патенты:

1 Смазочная добавка для буровых растворов патент РФ № 2230769, МПК С 09 К 7/02/ С.А Рябоконь, Ю Н Мойса, Н В. Фролова, К.С. Бармотин, А.В Бортов, А Р. Арсланбеков- Опубл Б И, 2004, № 17.

2. Смазочная добавка для буровых растворов патент РФ № 2278889, МПК С 09 К 8/035/ Ю Н Мойса, Н.В Фролова, К.С. Бармотин, А В Бортов, А Р. Арсланбеков, Л.Г. Рафиков- Опубл. Б.И., 2006, № 18

БАРМОТИН КОНСТАНТИН СЕРГЕЕВИЧ

РАЗРАБОТКА СМАЗОЧНЫХ ДОБАВОК С ПОВЫШЕННЫМИ АНТИПРИХВАТНЫМИ СВОЙСТВАМИ ДЛЯ БУРЕНИЯ И ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ ПРИ СТРОИТЕЛЬСТВЕ

СКВАЖИН

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Подписано в печать Формат 60 х 84 7]6 Бумага офсетная Уел - печ л. 1,39 Тираж 100 экз Заказ №51

Тираж изготовлен в типографии ООО «редакция газеты «Всякая Всячина»

с оригинал - макета заказчика г Краснодар, ул Рашпилевская, 181 Тел.259-41-59

Содержание диссертации, кандидата технических наук, Бармотин, Константин Сергеевич

ВВЕДЕНИЕ

ГЛАВА 1. АНАЛИЗ ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОСОБЕННОСТЕЙ, ОСЛОЖНЕНИЙ И ПРИХВАТОВ ПРИ БУРЕНИИ НАКЛОННО-НАПРАВЛЕННЫХ СКВАЖИН И ТЕХНИКО-ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ РЕШЕНИЙ ПОВЫШЕНИЯ КАЧЕСТВА СТРОИТЕЛЬСТВА СКВАЖИН НА ПРИОБСКОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ.

1.1. Геологические особенности Приобского месторождения и связанные с ними осложнения при бурении.

1.2. Причины возникновения прихватов колонн бурильных труб (КБТ).

1.3. Теоретические представления механизма трения и износа пары « металл-металл».

1.4. Приборы для определения смазочных и антиприхватных свойств буровых растворов.

1.5. Материалы и химреагенты для предупреждения, ликвидации прихватов и повышения качества первичного вскрытия.

1.5.1. Смазочные добавки.

1.5.2. Антиприхватные составы, добавки и агенты для жидкостных ванн.

1.5.3. Поверхностно-активные вещества для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов

1.6. Постановка задачи исследования.

ГЛАВА 2. МЕТОДЫ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ИССЛЕДОВАНИЙ

ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА ЭКОЛОГИЧЕСКИ БЕЗОПАСНОЙ СМАЗОЧНОЙ ДОБАВКИ ДЛЯ БУРЕНИЯ, ВСКРЫТИЯ ПРОДУКТИВНЫХ ПЛАСТОВ И ЛИКВИДАЦИИ ПРИХВАТОВ В ПРЕСНЫХ И МИНЕРАЛИЗОВАННЫХ БУРОВЫХ РАСТВОРАХ.

3.1. Исследование смазочных свойств добавок и буровых растворов.

3.2. Исследование поверхностно-активных свойств добавок и фильтратов буровых растворов.

3.3. Исследование антиприхватных свойств буровых растворов.

ГЛАВА 4. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ, СТЕНДОВОЙ УСТАНОВКИ И ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ ПО ЛИКВИДАЦИИ ДИФФЕРЕНЦИАЛЬНЫХ ПРИХВАТОВ УСТАНОВКОЙ

ЖИДКОСТНЫХ ВАНН.

ГЛАВА 5. ПРОМЫСЛОВЫЕ ИСПЫТАНИЯ СМАЗОЧНОЙ ДОБАВКИ С ПОВЫШЕННЫМИ АНТИПРИХВАТНЫМИ

СВОЙСТВАМИ ЛУБРИ-М.

Введение Диссертация по наукам о земле, на тему "Разработка смазочных добавок с повышенными антиприхватными свойствами для бурения и ликвидации прихватов при строительстве скважин"

Перспективы роста добычи нефти и газа в России напрямую связаны с объемами и эффективностью буровых работ. Наиболее сложна проводка наклонно-направленных, горизонтальных нефтяных и газовых скважин в истощенных коллекторах при давлениях, близких и ниже гидростатического, а также скважин в условиях аномально - низких пластовых давлений (АНПД).

При бурении таких скважин неизбежны большие крутящие моменты и высокие силы трения бурового инструмента о стенки скважины. В условиях АНПД возможны поглощения промывочной жидкости, сопровождающиеся дифференциальными прихватами бурового инструмента. При ликвидации прихватов в большинстве случаев применяется нефть или дизельное топливо в качестве агента для установки жидкостных ванн, которые неблагоприятно влияют на окружающую среду.

Актуальной задачей современного строительства скважин на месторождениях Западной Сибири с низкопроницаемыми коллекторами является большая степень загрязнения компонентами технологических жидкостей, что приводит к значительному снижению потенциального дебита скважин.

В этих условиях перспективным направлением является разработка смазочных добавок с повышенными антиприхватными и поверхностно-активными свойствами, обеспечивающих безаварийное бурение и качественное первичное вскрытие низкопроницаемых и истощенных коллекторов, а также позволяющих использование их для жидкостных ванн и не загрязняющих окружающую среду в условиях АНПД.

Заключение Диссертация по теме "Технология бурения и освоения скважин", Бармотин, Константин Сергеевич

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ

1. На основании анализа литературных данных и современного состояния применения смазочных, антиприхватных добавок к буровым растворам для предупреждения и ликвидации прихватов при бурении обоснована необходимость разработки экологически безопасной смазочной добавки с повышенными антиприхватными и поверхностно-активными свойствами при строительстве скважин в Западной Сибири.

2. Впервые проведены исследования влияния молекулярного строения азотсодержащих ингредиентов смазочных добавок на основе растительных жиров на триботехнические (Ктр, Кп, ЭСД), поверхностно-активные (о) свойства и определен оптимальный состав добавки, обеспечивающий максимальный эффект по антиприхватным свойствам при обработке бурового раствора и освобождении от дифференциального прихвата.

3. Впервые разработаны методика и стендовая установка, моделирующая скважинные условия применения жидкостных ванн для ликвидации дифференциального прихвата (при давлении 3,34 МПа и создания прихвата на границе «глинистая корка-труба») и определения антиприхватных свойств жидкостных ванн по коэффициенту дифференциального прихвата и времени освобождения от прихвата.

Установлено, что без применения углеводородов (нефти, дизтоплива) освобождение от дифференциального прихвата может быть обеспечено применением экологически безопасных ванн водных 30-50 % растворов Лубри-М, которые в дальнейшем используются в качестве смазочных и антиприхватных профилактических добавок к буровым растворам.

4. Разработаны и запатентованы новые экологически безопасные смазочные добавки с повышенными антиприхватными свойствами серии Лубри-М для обработки буровых растворов и ликвидации дифференциальных прихватов при строительстве нефтяных и газовых скважин (патенты РФ № 2230769 и № 2278889). Разработаны нормативно-технические документы на производство антиприхватной добавки Лубри-М (ТУ 9146-22400147001-2000, токсикологический паспорт, санитарно - эпидемиологическое заключение № 23.КК.05.570.П.013983.11.04 от 29.11.2004 г.) и выпущены опытно-промышленные партии смазочной добавки Лубри-М. Разработан руководящий документ на применение антиприхватной смазочной добавки Лубри-М при бурении и установке ванн для ликвидации дифференциальных прихватов в условиях ОАО «Юганскнефтегаз». Разработанная техдокументация включена в техпроекты на строительство скважин в условиях Приобского месторождения.

5. Промышленное внедрение на Приобском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз» экологически безопасной антиприхватной смазочной добавки Лубри-М позволило исключить применение нефти и дизтоплива, обеспечить снижение в 1,2-1,5 раза осложнений и прихватов, повысить технико-экономические показатели строительства наклонно-направленных скважин и получить экономический эффект более 2,6 млн. руб.

Библиография Диссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Бармотин, Константин Сергеевич, Краснодар

1. Green D., Peterson Т.Е. Glycerol based mud system resolves hole sloughing problems //World Oil.- 1989.- Vol. 209. - № 3,- P. 50-51.

2. Абрамзон A.A., Бочкарев В.В., Гаевой Г.М. и др. Поверхностно-активные вещества. Справочник. Л.: Химия, 1979. - 367 с.

3. Агабальянц Э.Г. Промывочные жидкости для осложненных условий бурения. -М.: Недра, 1982. 184 с.

4. Арджеванидзе Г.Ш., Самотой А.К. Прихваты колонн труб при бурении скважин в тресте Грузнефть. Техника и технология промывки и крепления скважин. // Сб.научн.тр./ ВНИИКРНефть. - Краснодар, 1975. - С. 352-356.

5. Б.А. Пресс, Л.Я. Сушон Влияние качества промывочной жидкости на величину сил сопротивления движению инструмента в скважине // Сб.научн.тр./ Гипротюменнефтегаз. Тюмень, 1965. - Вып. 1. - С. 225-229.

6. Басарыгин Ю.М., Булатов А.И., Проселков Ю.М. Осложнения и аварии при бурении нефтяных и газовых скважин. М.: ООО Недра-Бизнесцентр, 2000. -649 с.

7. Бортов А.В. Исследование и разработка комплекса технико-технологических решений, обеспечивающих повышение качества строительства скважин (на примере месторождений ОАО «Юганскнефтегаз»).: Дисс. канд. техн. наук. Краснодар, 2002,113 с.

8. Булатов А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. М.: Недра. - 1985. т. 1. -110-129 с.

9. Булатов А.И., Пеньков А.И., Проселков Ю.М. Справочник по промывке скважин. М.: Недра. - 1984. - 317 с.

10. Буровой раствор: патент РФ № 1797617, МПК С 08 К 7/02/ Ю.Н. Мойса, Д.М. Пономарев, С.В. Васильченко, В.Н. Кошелев, Н.В. Фролова, А.И. Пеньков, А.П. Крезуб. Опубл. Б.И. 1993, № 7.

11. Влияние диаметра бурильного инструмента на прихват и возможные пути его предотвращения. / Н.М. Шерстнев, А.А. Григорян// Азербайджанское нефтяное хозяйство. 1967. - № 10 - С. 16-18.

12. Галимов М.А., Самотой А.К. Моделирование и методология экспериментального изучения механизма действия ванн. Техника и технология промывки и крепления скважин. // Сб.научн.тр./ ВНИИКРНефть. -Краснодар, 1975. - С. 219-225.

13. Гаркунов Д.Н. Износ и безызносность. М: Машиностроение, 2001.-616 с.

14. Городнов В.Д. Физико химические методы предупреждения осложнений в бурении. - М.: Недра, 1964. - 229 с.

15. Грей Дж. Р., Дарли Г. С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). -М.: Недра, 1985. 509 с.

16. Кистер Э.Г. Химическая обработка буровых растворов. М.: Недра, 1972.-392 с.

17. Кистер Э.Г., Михеев B.JI. Механические свойства фильтрационных корок. //Сб.научн.тр./ ВНИИБТ. Москва, Вып. 27. - С. 82-94.

18. Ковтунов Г.А. Методы борьбы с прихватами инструмента в буровых скважинах. Грозный: - Грозненское книжное издательство. - 1953. -39 с.

19. Конесев Г.В. Снижение фрикционных свойств корок и контроль за ними. //Сбнаучн.тр./ ЗапСибНИГНИ. Тюмень, 1977. - Вып. 36. -С. 30-32.

20. Конесев Г.В., Мавлютов М.П., Сливак А.И. Противоизносные и смазочные свойства буровых растворов. М.: Недра. - 1980. - 144 с.

21. Контроль и регулирование прихватоопасных свойств буровых растворов / В.Н. Ботвинкин, Д.В. Хуршудов, JI.B. Медведева// Нефтяное хозяйство,-2001.-№ 11 С. 12-16.

22. Методика и установки для исследования прихватоопасности фильтрационных корок глинистых растворов / Т.З. Измайлов// Известия ВУЗов. Нефть и газ. 1982. - № 1 - С. 18-24.

23. Михеев B.JI. Технологические свойства буровых растворов. -М.: Недра, 1979.-239 с.

24. Моделирование условий прихвата под действием перепада давления / Н.В. Степанов, М.А. Столяр// Нефтяное хозяйство. 1992. - № 2. -С. 11-13.

25. Мойса Ю.Н., Бармотин К.С., Фролова Н.В., Назарько С.Б. Совершенствование качества антиприхватной добавки ЛУБРИ-М.- Сервисное обеспечение бурения и ремонта скважин // Сб.научн.тр. / ОАО «НПО «Бурение». Краснодар, 2004. - Вып. 11. - С. 73-79.

26. О применении поверхностно-активных веществ для увеличения скорости бурения / Г.А. Бабалян, М.Ж. Дюсуше, Е.П. Семцова// Нефтяное хозяйство. 1967 - №3 - С. 22-27.

27. О применении поверхностно-активных веществ для увеличения скорости бурения / Г.А. Бабалян, М.Ж. Дюсуше, Е.П. Семцова// Нефтяное хозяйство. 1967. - №3 - С. 22-27.

28. Schutzschaltung fur eine transformatorlose Ausgangsstufe: Патент ФРГ № 3022267, DE000003022267C2/ Fujita, Osamu, Chigasaki. 14.02.1985.

29. Пеньков А.И., Панченко Г.Г. Влияние водоотдачи буровых растворов на возникновение прихватов //НТС сер. «Бурение»/ ВНИИО-ЭНГ. Москва, 1970. -Вып. 5, 6. - С. 6-8.

30. Применение смазочной добавки с повышенными антиприхватными свойствами ЛУБРИ-М / К.С. Бармотин, Н.В. Фролова, Ю.Н. Мойса// Нефтяное хозяйство. 2005. - № 4 - С. 30-31.

31. Рекламный проспект компании М. I. Driling Fluids

32. Рекламный проспект. MESSINA «Drilling, Workover and Completion Products, Systems and Services». 2000 r.

33. Самотой A.K. Предупреждение и ликвидация прихватов труб при бурении скважин. М.: Недра, 1979. - 182 с.

34. Самотой А.К. Прихваты колонн при бурении скважин. М.: Недра, 1984. - 205 с.

35. Самотой А.К., Галимов М.А. Некоторые причины прихватов колонн труб при разбуривании цементных мостов на площадях объединения Оренбургнефть. Техника и технология промывки и крепления скважин // Сб.научн.тр./ ВНИИКРНефть. - Краснодар, 1975. - С. 214-218.

36. Смазочная добавка для буровых растворов: Патент РФ № 2148608, МПК С1 С 09 К 7/02/ Ю.Н. Мойса, С.Г. Горлов, П.Н. Плотников, П.В. Касирум, А.А. Щербак. Опубл. Б.И. 2000, № 13.

37. Смазочная добавка для буровых растворов: патент РФ № 2230769, МПК С 09 К 7/02/ С.А. Рябоконь, Ю.Н. Мойса, Н.В. Фролова, К.С. Бармотин, А.В. Бортов, А.Р. Арсланбеков Опубл. Б.И., 2004, № 17.

38. Смазочная добавка для буровых растворов: патент РФ № 2278889, МПК С 09 К 8/035/ Ю.Н. Мойса, Н.В. Фролова, К.С. Бармотин, А.В. Бортов, А.Р. Арсланбеков, Л.Г. Рафиков Опубл. Б.И., 2006, № 18.

39. Смазочная добавка Лубри-М с улучшенными антиприхватными и поверхностно-активными свойствами для бурения на месторождениях НК «ЮКОС-ЭП» /С.А. Рябоконь, Ю.Н. Мойса, Н.В. Фролова, К.С. Бармотин и др.// Нефтяное хозяйство. 2002. - № 11 - С. 44-46.

40. Совершенствование методики оценки смазочных свойств буровых растворов. / А.И. Пеньков, Л.П. Вахрушев, Е.В. Беленко, А.И. Остря-гин// Нефтяное хозяйство. 1999. - № 9 - С. 26-29.

41. Современные тенденции развития смазочных добавок в бурении / Ю.Н. Мойса, Н.В. Фролова, К.С. Бармотин, A.M. Бородин // Строительство нефтяных и газовых скважин на суше и на море. 2007. - № 3 - С. 10-14.

42. Complex inhibitor drilling mud for drilling deep wells in complicated conditions /B.A.Andreson, A.F.Maas, A.I.Penkov et al. //Petroleum Engineer.- 1999.-№ 8 P. 51-57.

43. Шамсиев А.Л. Обвалы пород при бурении нефтяных и газовых скважин. Баку: Азернефтнешр, 1955. - 234 с.

44. Шерстнев Н.М. и др. Предупреждение и ликвидация осложнений в бурении. М.; Недра. 1979. -304 с.

45. Рациональная технология применения зарубежных акриловых полимеров при бурении скважин на месторождениях Среднего Приобья

46. К.Ш.Овчинский, В.Н.Артемова, Д.Л.Мухин и др. /Яр./ВНИИБТ.- 1989.-Вып. 67.- С. 89-95.

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

48. Яров А.Н., Жидовцев Н.А., Гильман. К.М., Кендис М.Ш. Смазочные добавки к буровым растворам. М.: ВНИИОЭНГ, 1975. - 85 с.

49. Ясов В.Г., Мыслюк М.А. Осложнения в бурении. Справочное пособие. М.: Недра, 1991. - 334 с.