Современные тенденции применения ингибирующих смазочных добавок для утяжеленных буровых растворов кубани

MODERN TRENDS IN THE USE OF INHIBITING LUBRICANT ADDITIVES FOR WEIGHTED DRILLING FLUIDS OF THE KUBAN

MARUSOV M.A.1,
MOISA Yu.N.2
1 «Service Prom Komplektatsiya» LLC,
Krasnodar, 350049,
Russian Federation
2 «NPO Himburneft» LLC
Krasnodar, 350065,
Russian Federation

История бурения нефтяных скважин в России насчитывает несколько столетий и стала промышленно развиваться с началом буровых работ на Таманском и Апшеронском полуостровах Кавказа. Первая нефтяная скважина в России была пробурена методом ударного бурения с приводом от паровой машины в 1864 г. на Кубани под руководством А.Н. Новосильцева.

The history of oil drilling in Russia goes back several centuries and began to develop industrially with the beginning of drilling operations on the Taman and Apsheron peninsulas of the Caucasus. The first oil well in Russia was drilled by percussion drilling with a steam engine in 1864 in the Kuban under the leadership of A.N. Novosiltsev.

На нефтяной вышке (обелиске) около села Киевского Крымского района приведены слова Д.И. Менделеева: «Имя первого бурильщика Кубанского края А.Н. Новосильцева, надо думать, не забудется в России» и И.М. Губкина: «Долина реки Кудако является колыбелью нефтяной промышленности России»[1].
С тех времен техника и технологии изменились, но по-прежнему наибольший интерес у специалистов вызывает позитивный промысловый опыт строительства разведочных и эксплуатационных нефтегазовых скважин в сложных горно-геологических условиях Кубани. Этот опыт не случаен, и, как показывает анализ, опирается на последовательно проводимую политику в таких компаниях: заказчиках, буровых подрядчиках по повышению эффективности разработки нефтегазовых месторождений, снижению рисков и аварийности при бурении, оптимизации составов и компонентов буровых растворов на водной основе (РВО) и наконец, и в частности свойств смазочных компонентов, добавок к буровым растворам.
Задача повышения эффективности разработки нефтегазовых месторождений при наличии широких зон несовместимых условий бурения и АВПД, снижения рисков при бурении Майкопской свиты технико-технологически опирается на оптимизацию рецептур высокоингибирующих РВО. Диспергирование майкопских глин в буровом растворе при бурении является причиной увеличенного по показателю МВТ содержания коллоидной глинистой фазы, эффектов загущения и интенсивного структурообразования раствора при длительных ГИС, СПО и технико-технологических остановках. В таких горно-геологических условиях бурения Майкопской свиты нефтегазовых скважин на Кубани часто происходят осложнения геологического характера: сальникообразование, желобообразование, прихваты бурового инструмента. Опыт строительства силами бурового подрядчика ООО «Сервис Пром Комплектация» (ООО «СПК») позволяет (при прочих равных условиях) выделить и обозначить главные современные тенденции в применении смазывающих добавок к РВО при бурении скважин:
1. (главное) применение экологически безопасных многофункциональных универсальных смазочных добавок для РВО, исключающих применение нефти;
2. обеспечивающих достижение низких значений крутящего момента;
3. минимальных коэффициентов трения «металл-металл», «корка-металл» (особенно в зонах набора углов);
4. обладающих явными ингибирующими свойствами по отношению к глинам (с количественной оценкой по По);
5. улучшению поверхностно-активных свойств фильтратов РВО для целей сохранения коллекторских свойств в зоне продуктивных горизонтов.

Задача повышения эффективности разработки нефтегазовых месторождений при наличии широких зон несовместимых условий бурения и АВПД, снижения рисков при бурении Майкопской свиты технико–технологически опирается на оптимизацию рецептур высокоингибирующих РВО. Диспергирование майкопских глин в буровом растворе при бурении является причиной увеличенного по показателю МВТ содержания коллоидной глинистой фазы, эффектов загущения и интенсивного структурообразования раствора при длительных ГИС, СПО и технико–технологических остановках.

Комплексное решение обозначенных тенденций силами ООО «Химбурнефть» было сосредоточено на оптимизации многокомпонентной экологически безопасной системы смазочных добавок и материалов природного происхождения для утяжеленных РВО с плотностями 1750–2200 кг/м3.

Опыт строительства силами бурового подрядчика ООО «Сервис Пром Комплектация» (ООО «СПК») позволяет (при прочих равных условиях) выделить и обозначить главные современные тенденции в применении смазывающих добавок к РВО при бурении скважин.

Для решения поставленной задачи на утяжеленных РВО для различных месторождений ООО «РН-Краснодарнефтегаз» проведена оптимизация применения различных экологически безопасных систем смазочных добавок: модификатора трения буровых растворов «MEX-LUBE» – композиции из продуктов переработки натуральных жиров и масел (ЗАО «Агрохимспецжир» ТУ 2458-047-51444626-2013) и композиции «ФК-СПК» в виде сочетания 70 % ФК-2000+30 % ФК-Н (ФК-М). Система «ФК-СПК» состоит из двух различных по механизму действия смазочных добавок: на основе эфиров и масел жирных кислот подсолнечного масла серии ФК и ингибирующей смазочной добавки на основе калиевых солей, растительных жирных кислот и фосфатидных концентратов серии ФК-2000 (ООО «НПО «Химбурнефть» ТУ 2458-001-49472578-2009 и ТУ 2458-003-49472578-2007) [2].
Физико-химический анализ химреагентов и утяжеленных буровых растворов выполнен по международным методикам на стандартном оборудовании в лаборатории ООО «НПО «Химбурнефть», согласно и ГОСТ Р 56946–2016 (ИСО 13500:2008) [3].

Для решения поставленной задачи на утяжеленных РВО для различных месторождений ООО «РН–Краснодарнефтегаз» проведена оптимизация применения различных экологически безопасных систем смазочных добавок.

Оценку эффективности смазочного действия экологически безопасных композиций «MEX-LUBE» и «ФК-СПК» проводили по международному стандарту Американского нефтяного института (АPI) на машине трения EP / Lubricity Tester (США) путем определения коэффициента трения (Ктр) пары «металл-металл» в среде утяжеленного РВО при различных удельных давлениях прижатия металлической призмы к вращающемуся валу, в том числе при стандартной нагрузке 16,95 Н*м (150 фунтов-силы х дюйм) и частоте вращения 60 об/мин.
Испытание показателя ингибирующих свойств различных смазочных композиций в утяжеленных полимерглинистых буровых растворах плотностью 1750 кг/м3 проводили на столбиках эталонных активных глин по скорости увлажнения По (см/час) в соответствии с методикой РД 39-00147001-773-2004 Приложение 8. «Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов» [4].
Испытание системы «ФК-СПК» проводилось при различных концентрациях на реальных утяжеленных до 1750 кг/м3 полимерглинистых РВО Западно-Морозовского месторождения (забой 2263,8 м), а также на утяжеленных до плотности 2050,0 кг/м3 полимерглинистых РВО Западно-Морозовского месторождения (забой 2645м). Установлено, что для утяжеленного РВО Западно–Морозовского месторождения плотностью 1750 кг/м3 при введении 4,0 % об. (2,3 % масс.) системы смазочных добавок «ФК-СПК» достигается коэффициент трения в среде бурового раствора пары «металл-металл» по ГОСТ Р 56946-2016 равный Ктр=0,19, и величина липкости (К трения) фильтрационной глинистой корки до 2–3 градусов по прибору КТК-2. Наряду с высокими смазочными свойствами на этом растворе получены улучшенные на 15,5 % ингибирующие свойства утяжеленного баритом бурового раствора. При содержании 2,3 % масс. композиции «ФК-СПК» ингибирующие свойства бурового раствора по величине По=1,42 см/час против величины По=1,68 см/час для исходного утяжеленного бурового раствора Западно-Морозовского месторождения.
Для утяжеленных полимерглинистых РВО следующего интервала бурения при плотности 2050 кг/м3 (2,05 г/см3) Западно-Морозовского месторождения и обработке в количестве 2,0 % об. (1 % масс.); 4,0 % об. (2 % масс.); 6,0 % об. (3,0 % мас.); 8,0 % об. (4,0 % масс.) экологически безопасной системы «ФК-СПК» были получены стабильные результаты по снижению Ктр от исходного Ктр=0,325 до Ктр=0,25; Ктр=0,20, Ктр=0,14 и Ктр=0,05 для соответствующих концентраций системы «ФК-СПК» (рис. 1).

Оценку эффективности смазочного действия экологически безопасных композиций «MEX–LUBE» и «ФК–СПК» проводили по международному стандарту Американского нефтяного института (АPI) на машине трения EP / Lubricity Tester (США) путем определения коэффициента трения (Ктр) пары «металл–металл» в среде утяжеленного РВО при различных удельных давлениях прижатия металлической призмы к вращающемуся валу, в том числе при стандартной нагрузке 16,95 Н*м (150 фунтов–силы х дюйм) и частоте вращения 60 об/мин.

Применение в утяжеленных полимерглинистых буровых растворах (УБР) с плотностью 2050 кг/м3 Западно-Морозовского месторождения модификатора трения буровых растворов «MEX-LUBE» – композиции из продуктов переработки натуральных жиров и масел (ЗАО «Агрохимспецжир») позволило зафиксировать низкую эффективность натуральной композиции и установить, что при обработке в количестве 2,0 % об.;
5,0 % об. и 10,0% об. (5,0 % масс.) были получены соответственно значения по Ктр: 0,33; 0,32 и 0,29, т.е. максимальное снижение Ктр на 13,44 %. В то же время для этого утяжеленного бурового раствора с плотностью 2050 кг/м3 в идентичных условиях испытаний при обработке 8,0%об. (4,0 % масс.) системой «ФК-СПК» получен Ктр=0,05, который обеспечивает снижение крутящего момента и коэффициента трения на 84,85 % (рис. 2).
Дальнейшее совершенствование и повышение «экологичности» системы «ФК-СПК» на альтернативных источниках растительного сырья отражают данные для утяжеленных буровых растворов Абино-Украинского месторождения с применением «ФК-М» на основе эфиров и продуктов переработки таллового масла. Для утяжеленного бурового раствора плотностью 1780 кг/м3 с исходными значениями по Ктр =0,27 при введении дополнительно 1,5–2,0 % об. ФК-М нового состава достигнуто снижение коэффициента трения до величины Ктр=0,16–0,19. При этом на калибрующем буровом инструменте визуально наблюдался жирный защитный гидрофобный смазочный слой ингредиентов таллового масла, не допускающий крепкого связывания и налипания высоковязких глин разреза (рис. 3). Наличие защитного слоя с высокой адгезией к металлу повышает противосальниковые и коррозионно-защитные свойства подземного оборудования при бурении в условиях возможной полиминеральной и газовой агрессии.
Таким образом, утяжеленные баритом полимерглинистые РВО плотностями 1750–2150,0 кг/м3, применяемые на нефтегазовых месторождениях Кубани, характеризуются по ГОСТ Р 56946–2016 (ИСО 13500:2008) смазочными свойствами по коэффициенту трения Ктр на уровне 0,270–0,325. Эти значения Ктр являются высокими и недостаточными для безопасного бурения в сложных горно-геологических условиях. Для безопасного бурения скважин нами рекомендуется поддерживать коэффициент трения пары «металл-металл» на уровне Ктр=0,18, который может быть достигнут увеличением расходных показателей смазочных добавок до 4,0–6,0 % об. (объемных процентов) или по массовому соотношению к массе утяжеленного бурового раствора до уровня 3,5 % мас. (массовых процентов).
Применяемая в настоящее время сервисной буровой компанией ООО «СПК» экологически безопасная смазочная ингибирующая глины система «ФК-СПК» обладает высокой технологической и технической эффективностью и обеспечивает:
– полное внутриструктурное и межструктурное диспергирование в полимерглинистых утяжеленных баритом РВО и отсутствие фазового разделения (всплытия) смазочной добавки;
– гарантированное по всему стволу скважины снижение крутящего момента, коэффициента прихватоопасности и коэффициента трения бурового раствора при технологических остановках;
– достижение максимального эффекта по ингибированию глинистых отложений и пропластков при бурении ствола скважины и продуктивных горизонтов.

Литература

1. Байбаков Н.К., Гарушев А.Р., Антониади Д.Г. Кубань— колыбель нефтегазовой промышленности России. Краснодар: Центр информ. и эконом. развития печати, телевидения и радио Краснодарского края, 1999. 308 с.
2. Марусов М.А., Мойса Ю.Н. Современные решения по применению смазывающих добавок при бурении и реконструкции скважин в условиях АВПД // Булатовские чтения. Материалы VI Международной научно-практической конференции (31 марта 2020 г.) / сборник статей. Краснодар: «Издательский Дом–Юг», Т. 3. С. 186–187.
3. ГОСТ Р 56946–2016. Нефтяная и газовая промышленность. Материалы буровых растворов. Технические условия и испытания (ИСО 13500:2008).
4. РД 39-2-813-82. Методика оценки ингибирующих свойств буровых растворов (Приложение 8). РД 39-2-813-82. Методика контроля параметров буровых растворов. ОАО «НПО «Бурение», г. Краснодар, 2004 г.

References

1. Baybakov N.K., Garushev A.R., Antoniadi D.G. Kuban' — kolybel' neftegazovoy promyshlennosti Rossii [Kuban - the cradle of the oil and gas industry in Russia] Krasnodar, «Tsentr inform. i ekonom. razvitiya pechati, televideniya i radio Krasnodarskogo kraya» Publ., 1999, 308 р. (In Russian).
2. Marusov M.A., Moysa Yu.N. Sovremennyye resheniya po primeneniyu smazyvayushchikh dobavok pri burenii i rekonstruktsii skvazhin v usloviyakh AVPD [Modern solutions for the use of lubricants in drilling and well workover under abnormal pressure] Bulatovskiye chteniya. Materialy VI Mezhdunarodnoy nauchno-prakticheskoy konferentsii (31 marta 2020 g.) Cbornik statey. [Bulatovskie readings. Materials of the VI International Scientific and Practical Conference (March 31, 2020) Collection of articles]. Krasnodar, «Izdatel'skiy Dom–Yug» Publ., Vol.3. (In Russian).
3. «Neftyanaya i gazovaya promyshlennost'. Materialy burovykh rastvorov. Tekhnicheskiye usloviya i ispytaniya» [Oil and gas industry. Drilling fluid materials. Specifications and tests]. GOST R 56946-2016 (ISO 13500:2008 ). (In Russian).
4. Metodika otsenki ingibiruyushchikh svoystv burovykh rastvorov. Prilozheniye 8 (RD 39-2-813-82). Metodika kontrolya parametrov burovykh rastvorov. RD 39-00147001-773 -2004. [Methodology for assessing the inhibiting properties of drilling fluids. Appendix 8 (RD 39-2-813-82). Methodology for monitoring the parameters of drilling fluids. RD 39-00147001-773-2004.]. NPO «Burenie» JSC Publ., Krasnodar, 2004. (In Russian).

Комментарии посетителей сайта

    Функция комментирования доступна только для зарегистрированных пользователей


    Авторизация


    регистрация

    Марусов М.А.

    Марусов М.А.

    к.х.н., начальник службы буровых растворов

    ООО «Сервис Пром Комплектация»

    Мойса Ю.Н.

    Мойса Ю.Н.

    к.х.н., директор

    ООО «НПО «Химбурнефть»

    Просмотров статьи: 899

    Рейтинг@Mail.ru

    admin@burneft.ru