СМАЗОЧНЫЕ ДОБАВКИ
К числу эффективных способов предупреждения прихватов относится применение смазочных добавок к буровым растворам. По свидетельству В. Ф. Роджерса [63], Ван-Дайком и Вейхартом получен снимок эмульсионного раствора под микроскопом с 900-кратным увеличением. Для образования эмульсии к водному раствору добавляли нефть, смесь тщательно перемешивали и вводили эмульгатор. Нефть диспергировалась, образовав эмульсию, диаметр наибольших капель которой равнялся примерно 0,0025 мм, что соответствовало стабилизированному эмульсионному раствору хорошего качества с размером частиц 0,005—■ 0,0001 мм. Введение эмульгатора снижает поверхностное натяжение на поверхности раздела нефть — вода, а также предотвращает соприкосновение диспергированных капель и соединение их в крупные капли, которые могут быть стабилизированы при адсорбции ионов из раствора. Поэтому в химически обработанных буровых растворах процессы эмульгирования и диспергирования протекают более активно, чем в необработанных.
Нефть — широко распространенная смазочная добавка, причем исследования показывают, что лучшей смазывающей способностью обладает нефть большей плотности.
Критериями эффективности использования смазочной добавки могут служить момент трения пар при наличии смазки в зоне контакта, а также величина их износа.
По результатам исследований на стандартной машине трения МИ-1М с применением вращающегося диска из стали 20ХН-ЗА и колодочки из ст. 3 в качестве элементов трения [69] установили, что момент трения для всех смазочных веществ при нагрузке 75 кгс за время первых 9 тыс. циклов (20 мин) уменьшается, а затем стабилизируется. Наименьшие значения момента трения (рис. 9, а) отмечены в случаях использования в качестве смазок синтетических жирных кислот, окисленного петролатума, тяжелой нефти, дизельного масла. Эти же вещества обладают наилучшими антифрикционными свойствами, что подтверждается величиной износа колодочек при трении (рис. 9,6).
Существенный показатель смазки — изменение ее вязкости с повышением температуры. Исследования зависимости изменения вязкости вещества при повышении температуры, проведенные с применением пластометра ВСН-2 конструкции
ВНИИКАнефтегаз, показали (рис. 9, в), что при росте температуры в диапазоне 100—160° С смазочные вещества располагаются в такой последовательности (в порядке снижения вязкости): омыленные жирные кислоты (ОЖК), синтетические жирные кислоты (ЖК), дизельное масло, окисленный петролатум, тяжелая нефть, легкая нефть, дизельное топливо.
|
в |
|
Рис. 9. Графики смазочной способности продуктов: а — изменение моментов трения; б — антифрикционная способность смазок; в — изменение структурной вязкости в зависимости от температуры; 1 — ЖК; 2 — окисленный петролатум; 3 — тяжелая нефть; 4 — дизельное масло; 5 — НЧК; 6 — моторное топливо; 7 — легкая нефть; 8 — дизельное топливо; 9 — ОЖКМ; 10 — ОЖК; 11 — дизельное масла |
Характеризуя исследованные продукты, необходимо отметить следующее.
1. ЖК производства Невинномысского химкомбината — жирные кислоты высшего ряда (С14 и выше). В чистом виде ЖК недостаточно диспергируют в глинистом растворе. После омыления жирных кислот 10%-ным раствором каустической соды по схеме
С„Н2П+1СООН + NaOH -> C„H2n+1COONa + Н20 (28)
получают мыла, хорошо диспергирующие в растворе (ОЖК) и более термостойкие, чем, например, нефть. Жирные кислоты, входящие в состав мыла, образуют на поверхности стальных труб собственные мыла, способствуя снижению коэффициента трения в паре сталь — корка.
2. Окисленный петролатум — продукт окисления технического петролатума. В обычно применяемом окисленном петро — латуме содержатся синтетические кислоты С45Н90О4 (дитрикар — боновые) со значительным включением свободных гидроксильных и эфирных групп и их сложных эфиров с высокомолекулярными спиртами. Несмотря на высокую молекулярную массу, кислоты, содержащиеся в окисленном петролатуме, образуют легкорастворимые в воде мыла, снижающие коэффициент трения.
3. Дизельное топливо (марки ДТ-1, ДТ-2, ДТ-3) —тяжелый остаточный продукт прямой перегонки нефти, имеет плотность 0,85 г/см3 и сравнительно высокую вязкость, отличается повышенным содержанием смол и ПАВ.
4. В тяжелой нефти содержатся более тяжелые углеводороды, чем в легкой, а также больше акцизных смол и ПАВ, определяющих смазочную способность.
Серьезный недостаток нефти как смазочной добавки—интенсивное снижение вязкости при увеличении температуры. В этих условиях смазочный материал выдавливается из пространства между находящимися в контакте поверхностями, чтобы избежать этого смазка должна образовывать прочную пленку, как при введении сульфидированных добавок. Для приготовления таких смазок применяют сульфированные соли щелочных металлов, тризамещенного оксиамина и ненасыщенных карбоновых кислот, содержащих 12 и более атомов углерода в молекуле, а также соли жирных кислот.
Сульфированные мыла хорошо диспергируются в воде и буровых растворах, имеют высокие показатели эмульгирующих свойств, что позволяет приготовлять стабильные эмульсии типа «вода в нефти». Для получения сульфированного мыла лучше всего использовать жирные кислоты (олеиновую, линолевую, рецинолевую, линоленовую), а также жировой пек, содержащий высокомолекулярные тяжелые соединения, которые усиливают смазывающие свойства сульфинированных мыл в воде. Жировой пек — остаточный продукт перегонки смесей жирных кислот, образующихся при расщеплении глицеридов. Источниками жирных кислот служат жирные глицериды (хлопковое, льняное, касторовое, пальмовое, соевое масла), а также талловое масло, содержащее 22—42% смоляной и 58—78% жирных кислот. Выпускаемый фирмой «Уэст Вирджиния Палп энд Пайнир» жировой пек таллового масла содержит 35—50% жирных кислот, 24—32%, смоляной кислоты, 22—32% стеаринов и высшие спирты.
Для омыления жирных кислот применяют гидраты окиси натрия, калия, лития. Наиболее эффективно использование сульфированных мыл тризамещенного оксиамина, позволяющих получать буровые растворы с повышенной смазочной способностью и термостойкостью, а также предотвращающих гидратацию глин. Из мыл тризамещенного оксиамина следует отметить три — этаноламин, трипропаноламин и триизопропаноламин. Так как реакция сульфирования проходит при температурах, несколько превышающих температуру плавления серы, омыливание обычно осуществляют при температуре 120—140° С, поскольку оно идет быстро даже при простом перемешивании (давление атмосферное). Необходимо учитывать, что при содержании в конечном продукте свободной щелочи смазывающие свойства продукта ухудшаются.
Наилучший способ получения сульфированных соединений — смешивание мыла карбоновой кислоты с мелко измельченной элементарной серой и нагрев смеси до температуры, превышающей температуру плавления серы. Время, необходимое для завершения сульфирования, зависит от количества серы, участвующей в реакции, но уже после 10 мин сульфирования продукт реакции обладает способностью придавать буровым растворам высокие смазывающие свойства. Количество серы, участвующей в реакции с мылом, должно быть максимальным, так как при избыточном содержании в растворе сера может вступить в реакцию с асфальтенами, входящими в состав углеводородного компонента, снижая его водоотдачу.
Сульфированные мыла добавляют к раствору в количествах, обеспечивающих получение желаемых смазывающих свойств среды. Добавка 0,25% сульфированного мыла придает водной среде хорошие смазывающие свойства. В зависимости от желаемых свойств среды добавки сульфированного мыла доходят до 10%. Для предотвращения пенообразования при обработке раствора мылами добавляют нефть в количестве до 10% от массы мыла.
В нефтеэмульсионные буровые растворы (содержащие 5— 40%, нефти) рекомендуется вводить сульфированное мыло в количестве 1—10% от объема бурового раствора.
Важное преимущество сульфированных мыл — хорошее диспергирование в воде. Мыло обычно вводят непосредственно в поток циркулирующего в скважине бурового раствора.
Для определения смазывающих свойств веществ в США применяют ряд приборов, в частности машину трения Тимкина [89], в которой стальной испытательный блок прижимается к вращающемуся стальному испытательному кольцу. Контактное давление в системе блок — кольцо регулируют изменением нагрузки на плечо рычага. Перед и во время испытаний на блок и кольцо подают буровой раствор. Определенную нагрузку на плечо рычага медленно увеличивают в процессе опыта. В случае плавной работы машины испытание продолжается 10 мин, затем образец исследуют на задиры и заедания. Если поверхность блока не изменилась, увеличивают нагрузку до тех пор, пока не произойдет заедания или масса на рычаге не достигнет 45,36 кг.
При появлении шума, указывающего на заедание, испытания прекращают. Считается, что буровой раствор, который не предотвращает заедания металлических поверхностей при массе на плечо рычага 9,072 кг, обладает плохими смазывающими свойствами, а раствор, предотвращающий заедание при 45,36 кг, — хорошими. Максимальная масса, при которой не возникает заеданий, названа грузоподъемностью бурового раствора.
Как показали исследования, в результате применения сульфированного диизобутилена, содержащего до 40% серы, грузоподъемность бурового раствора увеличилась с 2,27 до 13,6 кг. Добавление к этому раствору (6%-ная бентонитовая суспензия) небольших количеств (0,6% по объему) олеиновой, линолевой,. рицинолевой, андекановой, пеларгоновой карбоновых кислот настолько улучшает смазывающие свойства этой суспензии, что можно создавать нагрузки в 25 и даже 45,36 кгс. В связи с дефицитностью карбоновых кислот в качестве добавки к буровым растворам можно с успехом использовать естественные масла и неочищенные жирные кислоты, позволяющие получать — грузоподъемность бурового раствора в 45,36 кг.
Для исследования смазывающих свойств веществ в США используют также прибор фирмы «Бароид», который представляет собой машину трения с контактной парой колодочка — диск, помещенной в сосуд с исследуемой жидкостью. Смазочная способность характеризуется коэффициентом трения в указанной паре (сталь — сталь).
Некоторое применение нашли четырехшариковые машины трения, обычно используемые для испытания смазок [88], а также приборы для измерения силы заедания шара, скользящего ш> кольцу, предложенные И. Бояриным и Г. Ямпольским.
Во ВНИИБТ реконструирована четырехшариковая машина трения [32], в которой узел трения выполнен в двух вариантах: со свободным вращением шаров и с тремя зажатыми нижними шарами. Прибор позволяет работать при высоких нагрузках на верхний шар (до 300 кгс), что соответствует удельным давлениям до 93 тыс. кгс/см2. Критерием износа служит время появления первой питтинговой трещины, фиксируемой по изменению звука и скачку давления.
Кроме нефти и графита, широко применяемых при бурении скважин в СССР, в качестве смазочных продуктов предложены полиоксиэтилированные алкилфенолы ОП-Ю [9], сульфонол [88], продукты на основе карбоновых кислот и их производных [29], окисленный петролатум, рецептура которого разработана во ВНИИБТ [31] (его использование в 10—12 раз увеличивает период до появления первой питтинговой трещины).
Обычно окисленный петролатум применяют в смеси с дизельным топливом в соотношении 1 : 1 (СМАД-1). Рациональное содержание СМАД-1 в неутяжеленном буровом растворе 1—2%. в утяжеленном—2—4%, расход на 1 м проходки — 5—20 кг. При кальциевой агрессии, которая не может быть устранена обработкой кальцинированной содой, и высокой щелочноста (pH = 10) применение СМАД-1 сопровождается вспениванием раствора. Высокая температура застывания затрудняет использование СМАД-1 в зимнее время. По смазочному действию добавка 2—3% СМАД-1 эквивалентна добавке 10—15% нефти. Широкое промышленное применение СМАД-1 позволяет на 25—40% увеличить проходку на долото и на 20—25% повысить
|
Динамическая вязкость продуктов
|
-механическую скорость проходки, заметно сократить число прихватов и затраты времени на их ликвидацию.
|
Антифрикционная способность и коэффициент трения смазочных продуктов. (Исследования проведены совмесно с С. А. Посташем) |
Сравнение эффективности отечественных продуктов СМАД-1 и ОЖК и зарубежных Нипол S-33 (Франция) и Нобалуб LBS-1 (Япония) показывает (табл. 17, 18), что при одинаковых концентрациях в исходном растворе отечественные ничем не уступают зарубежным, а по ряду показателей превосходят их.
|
Состав раствора |
Содержание смазочной добавки, % |
Относительная величина износа элементов трения |
Коэффициент трения |
|
1 |
2 |
3 |
4 |
|
Исходный (р= 1,18 г/см3; Т—29 с; СНС=2/5 мгс/см2; В=7 см3; П= = 1,3%) |
— |
1,0 |
0,15 |
|
Исходный + Нипол S-33 |
0,25 |
0,705 |
0,100 |
|
0,50 |
0,620 |
0,100 |
|
|
1,15 |
0,540 |
0,090 |
|
|
2,0 |
0,540 |
0,075 |
|
|
3,0 |
0,540 |
0,075 |
|
|
Исходный -(- Нобалуб LBS-1 |
0,25 |
0,655 |
0,10 |
|
0,75 |
0,560 |
0,10 |
|
|
1,0 |
0у510 |
0;,08 |
|
|
2,0 |
0,475 |
0,08 |
|
|
Исходный — f — СМАД-1 |
0,25 |
0,660 |
0,11 |
|
0,50 |
0,590 |
0,11 |
|
|
1,00 |
0,575 |
0,10 |
|
|
2,00 |
0,460 |
0,10 |
|
|
3,00 |
0,380 |
0,10 |
|
|
Исходный — f ОЖК |
0,25 |
0,556 |
0,11 |
|
0,50 |
0,475 |
0,10 |
|
|
1,00 |
0,330 |
0,09 |
|
|
2,00 |
0,330 |
0,09 |
|
|
3,00 |
0,310 |
0,09 |
|
Таблица 18 |
По темпу снижения вязкости с увеличением температуры лучшим продуктом среди сравниваемых является ОЖК.
Во ВНИИБТ провели сравнительные испытания смазочных веществ [32] и установили, что при значительных нагрузках эффективность применения импортных смазок (американской — битлуб, японской — майдойл) и некоторых отечественных смазок (АзНИИ-циатим-1, 13-6/9, ДФ-1) в 2—3 раза ниже, чем кубовых остатков жирных кислот или окисленного петролатума.
В 1973 г. в Нефтекумском УБР объединения Ставрополь — нефтегаз при бурении 17 скважин с использованием в качестве смазочной добавки омыленных жирных кислот средняя проходка на долото увеличилась в 1,16—1,90 раз. Наиболее эффективны добавки смеси ОЖК с гудроном, полученным из технического жира.
Первое промышленное опробование СМАД-1, проведенное в объединении Пермнефть [32], позволило увеличить проходку на долото на 27—40%, а механическую скорость проходки — на 2—27%, сократив число прихватов в 2 раза и в 10 раз уменьшив затраты времени на их ликвидацию. Эффективность использования СМАД-1 возрастает при добавлении графита в связи со снижением коэффициента трения, разупрочнением корки и уменьшением сил адгезии.
Рост коэффициента трения на границе труба — фильтрационная корка существенно зависит от увеличения содержания твердой фазы в буровом растворе. Оказывается [36], что для достижения одинаковых коэффициентов трения при использовании растворов с отличающейся плотностью необходимо различное содержание в них смазочных добавок.
Лабораторными и промысловыми исследованиями установлено, что рациональное содержание нефти в буровом растворе определяется зависимостью
пн = 7+12,5(р—1), (29)
где пи — рациональное содержание нефти в буровом растворе, %; р — плотность бурового раствора, г/см3.
Рациональное содержание нефти в буровом растворе необходимо поддерживать на одном уровне и регулярно контролировать. Чтобы найти содержание нефти по вытяжке керосином (метод АзНИИбурнефти), надо с точностью до третьего знака знать плотность нефти, введенной в раствор, что практически трудно, поскольку, добавляемая порциями, она имеет различную плотность.
Методика Дина — Старка, применяемая в лабораторных условиях, требует квалификации и длительного времени, однако точность ее невысока.
Содержание нефти с достаточной для промысловых условий точностью может быть определено способом электроцентрифугирования [22]. С помощью этого способа М. А. Галимов во
ВНИИКРнефти исследовал изменение содержания нефти в буровом растворе плотностью 1,18—1,46 г/см3 на скважинах Армавирского УБР: скв. 1 Арешкинская; скв. 1 Кошехабльская; скв. 22 Соколовская, скв. 8 Алексеевская, скв. 8, 11 Ловлинская, скв. 3, 4 Малороссийская, которые бурили в интервалах 1600— 5150 м.
Изменение содержания нефти в буровом растворе qH рассчитывали (в м3 на 1 м3 выбуренной породы) по мере изменения глубины скважин Н. В результате исследований установили зависимость расхода нефти от глубины скважины: *
TOC o "1-5" h z для интервала 1600—3500 м ■
q =————— !——— • (30)
23 —6,М0~3Я ’
для интервала 3500—5200 м
qH — 0,254 •е5’510~4’я— 1. (31)
Расчеты по приведенным зависимостям показывают, что если на глубине 2000 м qH=0,093 м3/м3, то на глубине 3500 м qH— = 0,620 м3/м3. ‘
Увеличение расхода нефти с ростом глубины скважины связано с потерями нефти: совместно с выбуренной породой; с фильтратом, проникающим в пласты; вследствие вхождения в состав фильтрационных корок; испарения в процессе циркуляции; поглощения бурового раствора и др. Установлено, что особенно интенсивно увеличиваете^ расход нефти при разбури — вании проницаемых пород (песчаники, известняки).
Таким образом, содержание нефти в буровом растворе в процессе бурения существенно уменьшается, в связи с чем необходимо восполнять потери нефти и регулярно контролировать ее содержание. ‘
Анализ 370 случаев в объединении Ставропольнефтегаз при бурении скважин в интервале глубин 3000—5000 м с добавлением нефти показал, что в 60% случаев добавки нефти в 1,5— 2,0 раза меньше, чем потери (0,01—0,05 т/м) [67].
Необходимое количество нефти, добавляемой к раствору при бурении скважин в интервале L2— согласно1 методике [67], предусматривающей предупреждение прихватов обеспечением достаточной смазывающей способности бурового раствора, выражается зависимостью
QH — 32,5-10-3 (L2 — Z.,) [10-3 (I2 + Lx) — 1,42], (32)
где Li = 750 m; L2 — глубина скважины, м.
Результаты расчетов необходимого количества нефти QH для бурения в интервале L2 — Lx следующие:
L2, м 1000 1500 2000 2500 3000 3500 4000 4500 5000 5500 6000 6500 7000
<2Н» т 3 20 53 103 168 251 349 464 596 741 903 1090 1285
Пользуясь этими данными, можно определить необходимое количество нефти для бурения скважин в любом интервале глубин, а также нормировать расход нефти.
В АзНИИбурнефти провели оценку сравнительной эффективности применения смазочных и поверхностно-активных веществ:
|
Смазочная добавка — …. Нефть Нефть Госиполовая Соапсток Нефтяное
|
В объединении Укрнефть в качестве смазочной добавки широко применяется смесь гудронов (СГ), получаемая при дистилляции естественных жирных кислот с кислотным числом 50—60 мг КОН на 1 г продукта и температурой застывания 0° С. Активные составляющие СГ — предельные и непредельные жирные кислоты и их сложные эфиры. Расход СГ (в зависимости от диаметра скважины) составляет 7—25 кг на 1 м проходки, оптимальная концентрация этой добавки в буровом растворе — 1—2%.
Как показали исследования [89], высокая щелочность буровых растворов ограничивает эффективное применение смазочных добавок. Установлено, что при различных pH наиболее эффективно использовать следующие добавки
pH……………………………………………………….. <9,0 9,0—10,5 >10,5
Добавки СМАД-1; СГ СГ ЭПСГ
Видимо, при температуре выше 100° С отрицательное влияние кальциевой агрессии на смазочные добавки будет увеличиваться. В этом случае эффективность их применения может быть повышена использованием водорастворимых неионогенных ПАВ типа ДС-10, ОП и др.