Содержание к диссертации
Введение
1. Анализ существующих разработок и применяемых отечественных и зарубежных смазочных добавок для буровых растворов при бурении и заканчивании скважин 12
2. Методы исследования смазочных, противо-износных и противоприхватных свойств смазочных добавок для буровых растворов 29
2.1. Выбор методов и критериев оценки смазывающих и противоизносных свойств смазочных добавок для буровых растворов 29
2.2. Выбор критериев оценки смазывающих и противоизносных свойств смазочных добавок для буровых растворов 35
2.3. Выбор методики определения и критериев оценки противоприхватных свойств смазочных добавок для буровых растворов 36
2.4. Выбор критериев оценки противоприхватных свойств смазочных добавок для буровых растворов 39
2.5. Методика оценки дисперсного состава твердой глинистой суспензии 42
2.6. Методика определения реологических свойств буровых растворов на программируемом вискозиметре Brookfield DV-II + ...43
2.7. Методика определения изолирующих свойств граничных слоев, образующихся в узких зазорах горной породы 44
3. Исследование и разработка композиционных смазочных добавок многофункционального действия для различных систем буровых растворов 46
3.1. Теоретические предпосылки создания смазочных добавок нового поколения 46
3.2. Исследование и разработка новых составов смазочных добавок для буровых растворов 48
3.3. Экспериментальные исследования с целью разработки смазочной композиции на основе модифицированных кислот легких талловых масел (МЛТМ) и полиэтиленгликоля (ПЭГ) .57
3.4. Экспериментальные исследования с целью определения оптимального соотношения ингредиентов композиции модифицированных кислот легких талловых масел (МЛТМ) - диоксановых спиртов (оксаль-66) 65
3.5. Исследование состава композиции МЛТМ-оксаль-66-TC-l с учетом энергии гидрофобных взаимодействий 71
3.6. Исследование известных и исследуемых смазочных добавок сточки зрения адсорбционных взаимодействий 79
3.7. Влияние смазочной добавки Сонбур-1101 на технологические параметры буровых растворов 85
3.7.1. Исследование реологических свойств буровых растворов, содержащих смазочную добавку Сонбур-1101 105
3.8. Исследование взаимодействия с пористой средой и изолирующих свойств буровых растворов, содержащих смазочную добавку Сонбур-1101 112
4. Промышленное внедрение разработанных смазочных добавок к буровым растворам . 127
4.1. Промышленные испытания смазочной композиции ЛТМ/ПЭГ (ДСБ-4ТТП) при бурении глубокой скв. № 1 Леузинская 127
4.2. Промысловые испытания смазочной композиции ЛТМ/оксаль Сонбур-1101 при бурении скважин на месторождениях Башкортостана 131
4.3. Промышленные испытания смазочной добавки Сонбур-1101 при бурении скважин на месторождениях ОАО «Сибнефть-ННГ» (Западная Сибирь) 144
Основные выводы 147
Список использованных источников 148
Приложение 1 166
Приложение 2 ...170
Приложение 3 174
Приложение 4 182
- Анализ существующих разработок и применяемых отечественных и зарубежных смазочных добавок для буровых растворов при бурении и заканчивании скважин
- Выбор критериев оценки смазывающих и противоизносных свойств смазочных добавок для буровых растворов
- Исследование и разработка новых составов смазочных добавок для буровых растворов
- Промысловые испытания смазочной композиции ЛТМ/оксаль Сонбур-1101 при бурении скважин на месторождениях Башкортостана
Анализ существующих разработок и применяемых отечественных и зарубежных смазочных добавок для буровых растворов при бурении и заканчивании скважин
Современный уровень развития нефтедобывающей отрасли предъявляет повышенные требования к смазочным добавкам для буровых растворов. Они должны эффективно работать в сложных горно-геологических условиях, характеризующихся высокими температурой и давлением, полиминеральной и сероводородной агрессиями.
До последнего времени, когда проводилось массовое бурение вертикальных стволов, смазочные добавки являлись вспомогательными реагентами. В качестве смазочных добавок применялись в основном товарные продукты, разработанные и выпускаемые промышленностью для иных целей.
Традиционными и одними из первых смазочных добавок к буровым растворам на водной основе являются нефть, нефтепродукты и графит. Нефть, содержащаяся в эмульсии, смачивает поверхность долот, бурильных труб и тем самым снижает тенденцию забивания шламом промежутков между зубьями долота, а также возможность прихвата бурильного инструмента - способствует повышению гидравлической мощности, подводимой к забою, уменьшению силы трения между металлической поверхностью и глинистой коркой [7, 8, 4]. В качестве смазочных добавок употреблялись также нефтепродукты, такие как смола полиалкилбензолов или тяжелая пиролизная смола, дизельное топливо, представляющее собой тяжелый остаточный продукт прямой перегонки нефти, отходы нефтеперерабатывающих заводов в виде нефтяных шламов, отходы контактной очистки масел при их производстве на нефтеперерабатывающих заводах [9, 10, 11,12, 13, 14, 15, 16, 17].
Влияние графита на повышение смазочной способности бурового раствора можно объяснить явлением пластифицирования трущихся поверхностей с образованием более мягкого поверхностного слоя, способствующего устранению микрошероховатости, локализации трения и износа, а также снижению удельных нагрузок в зоне трения [18, 19, 20, 21]. Как известно, графит обладает высокой адсорбционной способностью, вследствие чего адсорбируемые вещества (пары воды, кислород, углеводороды, пары органических и неорганических веществ), внедряясь в межплоскостные пространства графита и увеличивая расстояние между плоскостями, снижают поверхностную энергию между ними и прочность адсорбционного слоя [19]. В практике бурения скважин для усиления адгезии частичек технического углерода к поверхности металла используют смеси графита с нефтью или нефтепродуктами [20, 22, 23]. Однако, и при применении такой технологии прочность адсорбционного слоя, имеющего физическую связь с поверхностью металла, низкая, вследствие чего он выдавливается из пар трения и не способен выдерживать высокие контактные нагрузки [24].
Необходимо отметить, что помимо вышеотмеченных, недостатками использования нефти в качестве смазочной добавки являются - ускорение износа резиновых деталей и узлов трения буровых насосов и забойных двигателей, искажение результатов геофизических исследований, не технологичность, токсичность, пожароопасность, загрязнение окружающей среды. Добавка к глинистому раствору нефти даже в количестве 10% недостаточно эффективна, так как в условиях высоких контактных напряжений, возникающих в опоре долота, нефть не создает на стальных поверхностях достаточно прочной хемосорбционной пленки [24, 25]. Кроме того, применение нефти приводит к безвозвратной потере ценного сырья, поэтому вопрос об исключении нефти как смазывающей добавки очень важен.
Широкое применение в 70-80 г.г. прошлого столетия в качестве смазочных добавок данного класса нашли СМАД-1 (окисленный петролатум в смеси с дизельным топливом), разработанный во ВНИИБТ [29] и гудрон соапстока (CF), предложенный УкрНИИПНД [30]. По смазочному действию добавка в буровой раствор 2-3% СМАД-1 эквивалентна добавке 10-15% нефти. Из литературных источников известно, что использование СМАД-1 позволяет за счет улучшения смазочных свойств на 25-40% увеличить проходку на долото и на 20-25% повысить механическую скорость проходки, снизить прихватоопасность [27, 28, 29, 30]. Максимальный смазочный эффект дает комбинирование СМАД-1 с графитом [24]. Однако при содержании в растворе ионов кальция более 0,4% происходит интенсивное образование водонерастворимых кальциевых мыл, в результате чего смазочные свойства СМАД-1 резко ухудшаются, а при высокой щелочности применение СМАД-1 сопровождается вспениванием бурового раствора. Другим недостатком этой смазочной добавки является высокий расход (оптимальная концентрация составляет 3-4%) и высокая температура застывания (около 0С), что создает трудности при использовании её в зимнее время [27, 2].
Смесь гудронов (СГ) является побочным продуктом (отходом) масложирового производства и образуется в результате дистилляции жирных кислот и соапстоков растительных масел (хлопкового, подсолнечного), животных жиров, а также их смесей. Активным смазочным веществом в СГ являются предельные и непредельные жирные кислоты и их сложные эфиры. Уровень проявления противоизносных и смазочных свойств смазочной добавки СГ существенно зависит от щелочности среды и наличия в ней катионов кальция и магния [4, 3 1, 5, 32]. В результате взаимодействия СГ с этими катионами, а также при рН 10,5 эффективность её как смазочной добавки резко ухудшается. СГ хорошо совместима как с нормальными, так и с утяжеленными буровыми растворами, но плохо совместима с нефтеэмульсионными. При концентрации нефти в растворе более 5% противоизносные свойства СГ резко ухудшаются.
В составе хлопкового соапстока содержатся жирные кислоты, нейтральный жир и госсипол, продукты его превращения, окисления, взаимодействия с белками, фосфатидами, жирными кислотами и нейтральным жиром. При дистилляции жирных кислот происходит весьма сложные процессы дальнейшего превращения производных госсипола, взаимодействия их между собой, с ненасыщенными кислотами и другими сопутствующими веществами. В результате этих процессов одновременно с отгонкой жирных кислот образуется госсиполовая смола [33, 34, 35]. По составу, структуре и свойствам госсипол относится к полифенолам, обладает свойствами высокоэффективного антиоксиданта, универсального стабилизатора комплексного действия и оказывает пластифицирующее и модифицирующее действие на поверхность трения [36]. Однако, несмотря на высокие смазочные свойства, использование госсипола в качестве смазочной добавки затруднено из-за её высокой вязкости при температурах 283К и ниже. Разжижение введением в её состав нефтепродуктов не получило распространение в связи с их дефицитностью.
Улучшение смазочной способности буровых растворов с добавками типа СМАД-1 и СГ при относительно небольших концентрациях щелочи может быть объяснено повышением степени их эмульгирования в растворе, а также пластифицирующей способностью образовавшихся натриевых мыл. Резкое ухудшение противоизносных свойств буровых растворов с этими смазочными добавками при повышенном содержании в них щелочи объясняется коллоидным растворением смазочной добавки и смыванием её с поверхности металла [37, 24]. Использование СМАД-1 и СГ в качестве смазочных добавок в буровом растворе затрудняет интерпретацию результатов электрометрических работ, отрицательно влияет на показания газового каротажа.
Выбор критериев оценки смазывающих и противоизносных свойств смазочных добавок для буровых растворов
Следует отметить, что представляется затруднительным при существующем многообразии лабораторных приборов и соответственно методик оценки смазочных свойств, сопоставить результаты исследований разных авторов. Фактором, объединяющим большинство исследований смазочных добавок, является то, что главное внимание уделяется определению коэффициента трения, как одному из самых чувствительных параметров определяющих смазочные свойства
Коэффициент трения (Ктр) между двумя твердыми телами определяется как отношение F/W, где F обозначает силу трения, a W нагрузку или силу перпендикулярную поверхностям. Применительно к прибору для исследования смазочных свойств, W - это сила, с которой блок прижимается к кольцу с помощью рукоятки крутящего момента. Сила F, необходимая для скольжения поверхностей блока и кольца относительно друг друга с заданной скоростью, измеряется по силе тока, потребляемой двигателем для вращения кольца, при заданном числе оборотов в минуту.
Испытания со сверхвысоким давлением предназначены для определения предельной (критической) величины нагрузки или давления, которую может выдержать данная смазочная добавка до того, как произойдет полный разрыв смазочной пленки. При разрыве смазочной пленки происходит соприкосновение металлических поверхностей, в результате чего происходит их истирание.
Одновременно учитывает и коэффициент трения,и предельную нагрузку прижатия показатель эффективности смазочного действия (ЭСД) [144]. Этот показатель представляет собой отношение Ктр/ Wmax и имеет смысл удельного коэффициента трения смазочной пленки. Показатель ЭСД является интегральной характеристикой, учитывающей все физико-химические факторы, влияющие на прочность образующегося смазочного слоя. Наряду с коэффициентом трения показатель ЭСД позволяет более строго и обоснованно дифференцировать по эффективности известные и вновь разрабатываемые смазочные добавки для буровых растворов.
Трение между бурильной колонной и стенкой скважины затрудняет отбор мощности при работе долота из-за зависания колонны, увеличивает машинное время и способствует затяжкам при подъеме инструмента, повышает вероятность прихватов, посадок инструмента при спуске в скважину и так далее. Аналогичные явления могут возникать при спуске в скважину обсадных колонн, геофизических приборов и других операциях. Эффективное средство уменьшения силы трения инструмента о стенки скважины - применение промывочных жидкостей, обладающих высокой смазочной способностью.
Условия работы бурильной колонны в скважине различны как по виду взаимодействий, так и по режиму трения в зависимости от характера вращения, изогнутости и выполняемых ею функций, кривизны и состояния ствола, геолого-технических условий бурения. Максимальные усилия прикладываются к колонне в момент страгивания ее при подъеме. Если силы сопротивления движению превышают максимально возможные усилия, прикладываемые к бурильной колонне для подъема, то колонна оказывается прихваченной и необходимо проводить комплекс дорогостоящих мероприятий для ее освобождения. Поэтому для предотвращения прихватов очень важно применять жидкости, образующие на стенках скважины пленки с низкими фрикционными свойствами. При бурении скважин, особенно глубоких, необходим периодический и тщательный контроль фрикционных свойств корок с целью своевременного принятия мер по снижению затяжек, посадок и предотвращения прихватов инструмента [5].
Наиболее точное представление о фрикционных свойствах стенок ствола скважины могут дать глубинные скважинные приборы. Однако оперативность информации результатов измерений этими приборами для решения технологических задач в процессе проводки скважин недостаточна.
При существующих видах реагентов для обработки буровых растворов, применяемых в большинстве случаев комплексно, а также исходных материалов для их приготовления, различающихся по качественным и количественным показателям, трудно, а порой совершенно невозможно оценить прихватоопасность бурового раствора.
Для измерения напряжения сдвига в фильтрационной корке применяется установка НК-1. Принцип её работы основан на измерении предельного статического напряжения сдвига поверхностных слоев корки по усилию сдвига помещенного на неё груза. Корка формируется под давлением, после чего её поднимают при помощи подъемного столика, и она входит в контакт с грузом, при этом определяют толщину корки и усилие сдвига [56].
В Уфимском государственном нефтяном техническом университете Г.В.Конесевым и др. сконструированы и изготовлены приборы ФСК-1 и более совершенная модель ФСК-2. На приборе ФСК-1 определялся коэффициент трения в момент страгивания, а на приборе ФСК-2 - при движении эталонного образца по фильтрационной корке. Результаты опытов представляются в виде графиков зависимости коэффициента трения от времени контакта цилиндра с коркой в покое [5].
В ИГИРНИГМ (г.Ташкент) разработан и изготовлен прибор для изучения влияния свойств фильтрационных корок, образующихся на стенках скважины против проницаемых пластов, и перепада давлений на степень прихватов. Этот прибор позволяет в условиях, приближенным к скважинным, оценивать прихватоопасность конкретного бурового раствора [145].
На кафедре бурения ИФИНТ (г.Львов) разработан прибор ПТ-2, который позволяет измерять момент трения при вращении глинистой корки, сформированной на приборе ВМ-6, относительно прижатого к ней сверху металлического диска [146].
Воспроизведение реальных величин перепада давления значительно усложняет конструкцию вышеупомянутых устройств и методик лабораторных исследований, так как сложно моделировать усилие прижатия колонны к стенке скважины, вызванное действием переменного перепада давления. Необходим прибор, который позволял бы достаточно просто, быстро и точно определять показатель фрикционных свойств корок.
Исследование и разработка новых составов смазочных добавок для буровых растворов
Теоретические предположения, касающиеся влияния различных компонентов в составе смазочной добавки на проявление ими в большей или меньшей степени смазочных свойств, определили основное направление наших экспериментальных работ, проводившихся совместно с институтом проблем нефтехимпереработки АН РБ (бывший БашнииНП) и опытным заводом ЗАО «Нефтехим» (г.Уфа): изучение известных продуктов в качестве смазочных добавок и разработка новых смазочных составов на базе природных высших жирных кислот (ВЖК). Природными ВЖК служили кислоты талловых масел («сырого», «легкого», «дистиллированного»). В качестве синтетических ВЖК были испытаны кубовые остатки фракций С20 - С26 (КО СЖК).
Действие «чистых» ВЖК в сочетании с высокими значениями физической и химической активности по отношению к трущимся поверхностям недостаточно эффективно из-за их ограниченной растворимости в водной фазе .глинистых буровых. При этом доставка молекул ВЖК к металлической поверхности осуществляется, главным образом, конвективно, что не обеспечивает необходимой равномерности смазочного слоя.
Для повышения растворимости ВЖК в состав смазочной добавки обычно вводят нейтрализующие агенты - неорганические или органические основания. При этом образуются хорошо совместимые с водой соли, молекулы которых под действием возникающего вследствие адсорбции концентрационного градиента быстро диффундируют к поверхности трения [152]. Действие эмульгатора сводится к стабилизации прямых жирнокислотных эмульсий в водной фазе бурового раствора. С другой стороны, смазочные добавки с эмульгатором представляют собой обратные эмульсии типа вода в масле. При введении такой добавки в буровой раствор обратная эмульсия переходит в прямую. Поэтому лучшими эмульгаторами являются НПАВ с ГЛБ = 6-8, являющиеся в равной степени стабилизаторами как прямых, так и обратных эмульсий. В молекуле эмульгатора имеется ярко выраженная массивная гидрофобная часть, экранированная гидрофильными полиоксиэтиленовыми цепочками, пропитанными слоем растворителя. На границе водного раствора эмульгатора с «масляной» каплей, содержащей ВЖК, реализуется слабое взаимодействие гидрофобной части молекулы НПАВ с неполярной фазой. Это обеспечивает затягивание в водную фазу части углеводородной цепи молекулы ВЖК, что способствует проявлению гидрофобных взаимодействий между молекулами в поверхностном слое, упрочняет его и эффективно препятствует коалесценции «масляных» капель. Мы предполагали, что такие органические основания как три- ди- или моноэтаноламин, могут быть теми вспомогательнымы компонентами, которые должны эффективно нейтрализовывать жирные кислоты. В результате проведенных экспериментальных исследований был выбран моноэтаноламин (МЭА), так как его присутствие в смазочной композиции способствует большему улучшению смазочных свойств бурового раствора, в отличие от диэтаноламина и не ведет к вспениванию бурового раствора, как в случае с триэтаноламином.
Таким образом, исследуемые нами смазочные составы на основе природных ВЖК модифицировались моноэтаноламином (МЭА). Поскольку формирующаяся в среде водного бурового раствора фильтрационная корка на стенках скважины гидрофильна, следует ожидать улучшения смазочных свойств и снижения проницаемости корки при увеличении гидрофобности внешнего слоя граничных пленок, образуемых хемосорбированными смазочными добавками на поверхности труб. Этого можно достичь, используя в качестве смазочных добавок функционально-содержащие органические вещества с большой гидрофобной частью.
Свободные ВЖК сами выступают в рассматриваемых смазочных добавках в качестве естественных гидрофобизаторов, но основную нагрузку по гидрофобизации выполняют такие реагенты, как диоксановые спирты. Они органично включаются в смазочную добавку в результате солюбилизации в углеводородных ядрах мицелл поверхностно-активных нейтрализованных ВЖК, что усиливает когезионное взаимодействие между гидрофобными элементами адсорбционных слоев поверхностно-активных веществ и обеспечивает буровым растворам низкий коэффициент трения.
Известно, что диоксановые спирты (оксаль) обладают хорошими смазочными [153], пеногасящими [154], сероводороднейтрализующими [155] свойствами, а а также стойкостью к полиминеральной агрессии [5]. Таким образом, смазочные добавки, использующие одновременно внутренний и внешний гидрофобизаторы, в нашем случае, ВЖК талловых масел и диоксановые спирты (оксаль), сочетают в себе положительные качества каждого компонента смазочной добавки.
Экспериментальные исследования смазочных составов, содержащих кислоты легких талловых масел в сочетании с диоксановыми спиртами разных марок - оксалем-66 и оксалем-92, показало, что лучшие смазочные и противоизносные свойства показала композиция кислот легких талловых масел с оксалем-66 (ТУ 2452-029-05766801-94).
Реагент оксаль-66 является побочным продуктом при производстве диметилдиоксана и состоит из смеси диоксановых спиртов и эфиров. Положительными свойствами оксаля-66 являются низкая температура замерзания (- 52С), в отличие от оксаля-92 (-30С), высокая стойкость против хлоркальциевой агрессии [5]. Последнее полезное качество оксаля-66 определялось как в пресной, так и минерализованной среде при температуре 20 С на приборе П.А. Ребиндера, позволяющем измерять поверхностное натяжение на границе воздух-жидкость по методу максимального давления воздушного пузырька [156]. Результаты экспериментов показали (таблица 3.1), что высокая степень минерализации не оказывает высаливающего действия на оксаль-66 при содержании его в количестве более 5 г/л. Высокая стабильность оксаля -66 имеет место и для других типов минеральных солей. Таким образом, установлено, что в высокоминерализованных средах реагент оксаль-66 не теряет своей активности, что особо ценно при создании различных систем буровых растворов.
Промысловые испытания смазочной композиции ЛТМ/оксаль Сонбур-1101 при бурении скважин на месторождениях Башкортостана
По результатам проведенных исследований смазочная добавка Сонбур-1101 была рекомендована для обработки пресных глинистых, малоглинистых, безглинистых и минерализованных буровых растворов при бурении и заканчивании разведочных, эксплуатационных, наклонно-направленных, горизонтальных скважин и боковых стволов, сложенных как крепкими устойчивыми, так и неустойчивыми (аргиллито-глинистыми) породами. В таблице 4.3 приведены данные о применении смазочной добавки Сонбур-1101 при бурении и заканчивании скважин на различных месторождениях Башкортостана. Из анализа данных таблицы 4.3 следует, что смазка Сонбур-1101 применялась для. обработки глинистых, полигликолевых, безглинистых полимер-солевых (БПСБР) и безглинистых полисахаридных гидрофобизирующих (БПГБР) буровых растворов при бурении основного и боковых стволов, при заканчивании горизонтальных скважин открытым забоем, а также при строительстве разведочных скважин. Обработка бурового раствора смазкой Сонбур-1101 производилась непосредственно на буровой из бочек. В приведенных в таблице 4.3 скважинах концентрация смазочной добавки в буровом растворе составила не более 0,5 %, за исключением скв. № 16 Барьязинская, где концентрация смазочной добавки в глинистом растворе составила 2,2 % с целью обеспечения сильного гидрофобизирующего воздействия на продуктивный пласт.
Во всех скважинах, где применялась смазка Сонбур-1101, не было отмечено фактов вспенивания бурового раствора. Более того, при бурении некоторых скважин было установлено, что Сонбур-1101 не только не вспенивает буровой раствор, а напротив - обладает свойством пеногашения. Так, для бурения разведочной скв. № 335 Таныпская был использован ранее применявшийся в других скважинах глинистый раствор, который хранился в емкостях Арланского глинозавода. Анализ показал, что до обработки Сонбуром, раствор имел следующие параметры: р = 1,Юг/см"5; УВ = 24 с; Ф = 20 см ; CHCi.io = 8/13 дПа; рН = 8,6; а = 7,6. Раствор был вспененным. Для кондиционирования раствора в соответствии с ГТН в него добавили 0,1 % Celpol SL и 1% реагента Сонбур-1101, после чего параметры раствора стали: р = 1,18 г/см3; УВ = 26 с; Ф = 6 см3; СНСU()= 10/16 дПа; рН = 8,8; а = 4,8 град. Таким образом, обработка реагентом Сонбур-1101 позволила устранить пенообразование в растворе без ввода пеногасителя и существенно снизить липкость глинистой корки (с 7,6 град, до 4,8 град.) за счет улучшения смазочных свойств.
Реанимированный путем обработки реагентами Celpol SL и Сонбур-1101 глинистый раствор был применен с глубины 1310 м. В процессе бурения не отмечалось каких-либо осложнений (проработок ствола, затяжек бурильного инструмента при подъеме). Не было также отмечено появления дополнительного фона, искажающего интерпретацию данных, полученных приборами газокаротажной службы контроля. При глубине 1460 м была проведена вторая обработка Сонбуром-1101 в массовых долях 0,5 %. Замеры липкости глинистой корки показали, что она была на уровне 4,5 град. Скважина успешно пробурена до проектной глубины 1910 м. Параметры раствора были: р= 1,25-1,26 г/сMJ; УВ = 27с; Ф = 9 CMJ; рН = 7; а=2 град. В скв. № 10243 Николо-Березовской площади также использовали хранившийся на заводе вспененный глинистый раствор. Параметры раствора до обработки Сонбуром-1101 были: р = 1,05-1,06 г/см3; УВ = 25с; Ф = 8CMJ; рН = 7,8; а = 6,6 град. Раствор обработали следующими реагентами: полигликоль 3 %, Celpol SL 0,1 %, Сонбур-11011 %, после чего параметры изменились: р = 1,Юг/см3; УВ = 26с; Ф = 8 см3; рН = 8,0; а = 4,4 град.
Полигликолевый малоглинистый раствор, обработанный Сонбур-1101, был применен в инт. 1615-1800 м. При глубине 1723 м была проведена повторная обработка Сонбуром-1101 в массовых долях 0,5 %. В процессе проводки скважины не отмечалось характерных осложнений, обусловленных неустойчивостью ствола. Скважина была закончена при глубине 1800 м при следующих параметрах раствора: р = 1,17 г/см"3; УВ = 27 с; Ф = 6 см" ; рН = 7,9; а = 4,5 град.
Представляет интерес рассмотреть результаты применения реагента Сонбур-1101 в системе безглинистого полисахаридного бурового раствора при бурении горизонтальных скважин на Югомашевской площади №№ 4889, 4890, 4892 в этом же УБР при вскрытии продуктивных отложений (башкирский горизонт) открытым забоем.
Рецептура раствора включила крахмал ФИТО-РК - 2 %, биополимер «Робус» (КК) - 0,4 %, ПАВ ПКД-515 - 2 %, КС1 - 3 %, Сонбур-1101 - 0,5 %. Присутствие в растворе Сонбура обеспечивало высокие смазочные и гидрофобизирующие свойства, а вместе с биополимером «Робус» (КК) псевдопластичные и высокие изолирующие свойства. Это позволило вскрывать продуктивный пласт на равновесном дифференциальном давлении с сохранением его первоначальных фильтрационно-емкостных характеристик.
Благодаря высоким смазочным и противоприхватным свойствам за счет добавок Сонбура в процессе бурения этих скважин отсутствовали затяжки бурильного инструмента. При проведении каротажных работ не было ни одного случая прихвата каротажных приборов или кабеля. Скважины были легко освоены и дали более высокий дебит по сравнению с соседними, пробуренными на этой же площади (№№ 4752, 4753, 4883), в которых применялся безглинистый полимер-солевой раствор (таблица 4.4). В Нефтекамском УБР, где был проведен основной объем испытаний, применение смазочной добавки Сонбур-1101 способствовало за счет существенного улучшения смазочных свойств бурового раствора снижению числа прихватов на 18%. Кроме Нефтекамского УБР, смазочная добавка Сонбур-1101 применялась при бурении и заканчивании скважин в Уфимском и Туймазинском УБР. Уже первые испытания, проведенные в скв. №№ 6479-Юсупово, 5033-Кушнаренково в Дюртюлинском УБО и КО; №№ 1456-Яновка, 201- Ретамак, 129-Туймазы, 330-Абдрашитове, 140-Спартак в Туймазинском УБР; 33335-Танып, 10243-Николо-Березовка в НУБР, № 58-Лемезы (ГС) УУБР подтвердили результаты лабораторных экспериментов о том, что указанная смазка придает растворам на водной основе (глинистым, безглинистым, полигликолевым, полисахаридным и др.) повышенные смазочные и противоприхватные свойства, обладает гидрофобизирующим и антивспенивающим эффектом.
