WWW.DISSERS.RU

БЕСПЛАТНАЯ ЭЛЕКТРОННАЯ БИБЛИОТЕКА

загрузка...
   Добро пожаловать!

Pages:     | 1 | 2 ||

Опытно–промысловые испытания смазывающей добавки на основе соевого масла проведены при бурении сеноманских наклонно направленных скважин 16381, 16382, 16150 Песцового ГКМ в составе полимер-глинистого раствора. Угол наклона ствола 45 градусов. Параметры бурового раствора составляли: плотность 1070-1100 кг/м3, условная вязкость 20-35 с, водоотдача 3,5-6,0 см3/30 мин. Основные компоненты бурового раствора: КМЦ, Унифлок, ОТП. Концентрация смазки в буровом растворе при бурении эксплуатационной колонны составила 0,5-1 %. После обработки бурового раствора липкость глинистой корки снизилась с 0,22-0,25 до 0,15-0,16, а коэффициент трения в 1,5-2,0 раза. Опытно-промысловые испытания смазки «Микан-40С» проведены при строительстве валанжинских наклонно-направленных скважин № 5470, 5468, 5471 Уренгойского ГКМ в процессе проработки ствола перед спуском эксплуатационной колонны и фильтра-хвостовика. Угол наклона ствола 35 градусов. Анализ результатов промысловых работ показывает, что обработка раствора Микан-40С в количестве 0,8 % уменьшила липкость глинистой корки в 2,5 раза. Коэффициент трения на контакте стальных образцов уменьшился с 0,120 до 0,116. Эти испытания были продолжены на скважинах № 1531.1; 1532.2; 1540.1; 1540.2 Северо-Уренгойского месторождения с углом наклона ствола 80-85 градусов и протяженностью ствола 210–240 м. При спуске обсадной колонны посадок и «зависаний» не отмечалось, что было обусловлено снижением фрикционных свойств фильтрационной корки.

В 2004 году смазочные добавки на основе растительных масел в соответствии с планом внедрения новой техники ООО «Бургаз» использовались при строительстве более 90 скважин на месторождениях Надым-Пур-Тазовского региона (Северо-Уренгойском, Песцовом, Заполярном, Анерьяхинском ГКМ). Фактический экономический эффект составил 3625 тысяч рублей. Технология применения разработанных смазочных реагентов в составе буровых растворов регламентирована следующими нормативными документами: НД 00158758-265-2003 «Регламент по технологии бурения и крепления газовых скважин на Песцовом месторождении»; НД 000158758-267-2003 «Рекомендации по использованию новых высокомолекулярных реагентов и материалов для приготовления и обработки буровых растворов».

Практика применения смазочных реагентов для строительства наклонно- направленных скважин с горизонтальным окончанием свидетельствует о необходимости входного контроля их качества. В соответствии с “Концепцией технического регулирования в ОАО «Газпром»” защите буровых предприятий от поставок низкокачественной продукции придается особое внимание.

В практике буровых работ реализуются мероприятия, связанные с добровольной сертификацией потребляемой продукции. В связи с этим возникла необходимость разработки корпоративных технических требований для сертификационных испытаний и входного контроля смазочных компонентов буровых растворов.

Технические требования к смазкам условно классифицированы по их назначению: смазки для обработки бурового раствора в процессе проводки ствола (бурения) и смазки, которые применяются в процессе подготовки ствола к спуску обсадных колонн. Технические требования к качеству смазок для подготовки ствола к спуску обсадных колонн регламентированы следующими показателями: условный коэффициент скольжения не более 0,6; условный коэффициент трения не более 0,5; влажность не более 6,0 %. Основные технические требования к смазывающим реагентам для обработки буровых растворов в процессе бурения приведены в таблице 1.

Таблица 1 – Технические требования к смазочным компонентам буровых растворов Нормируемые значения показателей Технические показатели качества буровых растворов малогли- утяжелён- минераликачества нистый ный зованный 1 Условный коэффициент трения, не более 0,4 0,5 0,2 Условный коэффициент скольжения, не более 0,6 0,6 0,3 Пенообразующая активность, кг/м3, не более 20 5 4 Эмульгируемость в глинистом растворе, %, не менее 95 95 Температура затвердевания °С, минус минус минус 20 10 ниже Разработаны методы испытаний для оценки технических показателей качества смазок. Для проведения испытаний регламентирован состав глинистой суспензии из «стандартного» бентонитового глинопорошка без полимерной модификации с выходом 12 м3/т и содержанием монтмориллонита не менее 90 % (например, «Бентокон–Основа» по ТУ 5751–002–58156178– 02). "Стандартная" глинистая суспензия готовится из расчёта обеспечения её условной вязкости в пределах 19–20 с. Смешение проводится при комнатной температуре (20±2 °С) в лабораторной мешалке со скоростью тыс. об/мин. Эта суспензия используется для оценки качества смазок, предназначенных для обработки «малоглинистых» растворов. Для проведения испытаний смазок в составе «утяжелённого» раствора готовится 2 % глинистая суспензия "стандартного" глинопорошка и утяжеляется баритом до плотности 1800 кг/м3, стабилизируется КМЦ-700 (0,3 %). При исследовании смазок в «минерализованных» растворах используется глинистая суспензия "засолённая" 20 % хлористого натрия и 2 % хлористого кальция. Раствор стабилизируется КМЦ-700. Для определения пенообразующей активности смазывающего реагента "стандартная" глинистая суспензия с концентрацией смазки 0,5 % перемешивается в высокоскоростной мешалке (11 тыс.

об/мин) в течение 5 минут при комнатной температуре. С помощью пикнометра определяется плотность этой суспензии. Разница плотностей «стандартной» глинистой суспензии и суспензии со смазкой является показателем пенообразующей активности смазочного реагента. Условный коэффициент трения глинистой суспензии и условный коэффициент скольжения (липкости) фильтрационной корки являются относительными величинами.

С уменьшением величины «условного коэффициента» смазывающие свойства реагента увеличиваются, а прихватоопасность бурового раствора снижается.

На основе комплекса экспериментальных исследований разработан СТО Газпром РД 2.1-146-2005 «Смазочные компоненты буровых растворов.

Технические требования». Нормативный документ после экспертизы в буровых предприятиях и научных организациях введен в действие распоряжением ОАО «Газпром». Корпоративные требования использованы в практике работ СЦ «Тюменгазпромсерт» при сертификации смазочных реагентов, в ООО «Бургаз» при входном контроле смазок и ООО «ТюменНИИгипрогаз» при проектировании строительства скважин на месторождениях Крайнего Севера.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕКОМЕНДАЦИИ 1. Определены перспективные направления совершенствования состава и технологии применения смазочных реагентов при строительстве наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием. Обосновано применение жирных кислот растительных масел в том числе соевого масла.

2. Разработаны, аттестованы и внедрены в практику буровых работ ОАО «Газпром» методики выполнения измерений смазочных свойств бурового раствора и фильтрационной корки: НД 00158758-252-2003 «Буровые растворы. Методика выполнения измерений коэффициента трения и предельного давления прочности смазочной плёнки на тестере предельного давления и смазывающей способности 111-00 «OFITE» (США)»; СТО Газпром РД 2.3-2-011-2005 «Методика выполнения измерений скорости износа и коэффициента трения на машине трения МТ-2»; СТО Газпром РД 2.3-2012-2005 «Методика выполнения измерений коэффициента сдвига (липкости) глинистой корки на приборе ФСК-4».

3. Экспериментально доказано, что при низких значениях показателя трения на контакте «сталь-сталь» (машина трения ОFITE модели № 111) в диапазоне от 0,001 до 0,02 погрешность измерений составляет 41,7 %. С увеличением коэффициента трения от 0,02–0,10 до 0,10–0,30 погрешность снижается с (17,9 до 8,6) %. Доказано, что с уменьшением нагрузки с 12–МПа до 4–8 МПа на контакте двух стальных образцов (машина трения МТ2) в среде бурового раствора погрешность определения коэффициента трения возрастает более чем в три раза. С уменьшением коэффициента трения на контакте «сталь–фильтрационная корка» (прибор ФСК-4) от 0,5–0,6 до 0,1–0,15 погрешность увеличивается с (16,5 до 23,0) %.

4. Усовершенствована конструкция прибора (типа ФСК) для определения смазочных свойств фильтрационной корки (патент № 42319). Разработана конструкторская документация, инструкция по эксплуатации и технические условия на изготовление (ТУ 4318-061-00158758-2004 «Прибор для исследования фрикционных свойств глинистых корок ФСК-4»).

5. Доказано, что смазочные реагенты на основе синтетического сложноэфирного масла, полиненасыщенного масла, полимера полиалкиленгликоля усиливает гидратацию глинистых минералов и увеличивают интенсивность набухания монмориллонитсодержащей глины в 1,2–1,3 раза (в сравнении с водой). Смазки на основе жирных кислот природных масел, в т. ч.

растительного происхождения снижают гидратацию более чем на 30 %.

6. Разработаны составы смазочных реагентов на основе соевого масла.

Экспериментально обоснована эффективность морозоустойчивого смазочного реагента (отработанное соевое масло +дисолван +диэтиленгликоль +оксидат натрия или триполифосфат) для обработки бурового раствора в процессе бурения набухающих пород. Доказано, что созданная смазка дополнительно выполняет функцию ингибитора монтмориллонитовых глин.

7. Разработаны составы смазочного реагента на основе слюды (мусковит, флогопит) и соевого масла с торговым названием «Микан». Установлено, что обработка буровых растворов «Миканом» обеспечивает спуск обсадных труб в горизонтальном стволе скважины за счёт улучшения антифрикционных свойств создаваемого им кольматационного экрана. Производство порошкообразной смазки «Микан-40С» (ТУ 5725-005-56864391-2005) организовано в ЗАО «НПК Спецбурматериалы».

8. Проведены опытно-промысловые испытания и разработана технология обработки буровых растворов новыми смазочными реагентами. Технология регламентирована нормативными документами (НД 00158758-2652003 и НД 00158758-267-2003) и применяется при проектировании и строительстве скважин на Крайнем Севере. В 2004 году фактический экономический эффект от применения смазок составил 3,6 млн. рублей.

9. Для входного контроля качества закупаемых смазок, в том числе импортного производства и проведения их сертификационных испытаний, разработан и введен в действие СТО Газпром 2.1-146-2005 «Смазочные компоненты буровых растворов. Технические требования».

Основные положения диссертационной работы нашли отражение в следующих печатных работах:

1. Стадухин А.В. Особенности химической обработки буровых растворов при строительстве эксплуатационных скважин на месторождениях полуострова Ямал (на примере Харасовейского ГКМ) / О.В. Шумилкина, А.В. Стадухин, // Проблемы развития ТЭК Западной Сибири на современном этапе: Междунар. науч.-техн. конф., посвящённой 40-летию Тюменского государственного нефтегазового университета.- Тюмень, ТюмГНГУ 2003. –Т.1.– С. 98-100.

2. Стадухин А.В. Экспериментальные исследования и промысловые испытания модифицированного глинопорошка и смазывающей добавки при бурении газовых скважин на Песцовом ГКМ // Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири: Сб. тез. докл. ХIII науч.-практ. конф.

молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаза.- Тюмень: ООО «ТюменНИИгипрогаз», 2004. – С. 174-176.

3. Стадухин А.В. Сравнительный анализ и оптимизация использования лубрикантов при строительстве скважин на месторождениях Крайнего Севера //Технологии ТЭК. Нефть и капитал. – 2005. - № 5(24). - С. 26-29.

4. Ноздря В.И. Разработка, производство и применение нового кольматирующего лубриканта для обработки буровых растворов / В.И. Ноздря, С.В. Плеханов, А.В. Стадухин, Р.В. Плаксин // Повышения качества строительства скважин - Уфа, 2005. – С. 88-91.

5. А.V. Stadukhin The optimisation of lubrication application during the construction of wells in the Extreme North fields. –M.: Oil & Capital, 2005 – Р.

55-57.

6. Патент на полезную модель № 42319. Прибор для исследования фрикционных свойств глинистых корок / Г.В. Крылов, В.Ф. Штоль, Н.Г.

Кашкаров, А.В. Стадухин, А.М. Кириенко, Ю.М. Печуркин, А.А. Шаховской – № 2004120340; Заявлено 09.07.2004; Опубл. 27.11.2004, Бюл. № 33.

Соискатель А.В. Стадухин Подписано к печати 13.03.2006 г. Формат бумаги 6084 1/16.

Печ. листов 1. Заказ № 125. Тираж 100 экз.

ООО «ТюменНИИгипрогаз», ООВ.

625019, г. Тюмень, Воровского,

Pages:     | 1 | 2 ||






© 2011 www.dissers.ru - «Бесплатная электронная библиотека»