Содержание к диссертации
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 5
1.1. Геологические особенности Приобского месторождения и связанные с ними осложнения при бурении 5
1.2. Причины возникновения прихватов колонн бурильных труб (КБТ) 10
1.3. Теоретические представления механизма трения и износа пары «металл-металл» 20
1.4. Приборы для определения смазочных и антиприхватных свойств буровых растворов 24
1.5. Материалы и химреагенты для предупреждения, ликвидации прихватов и повышения качества первичного вскрытия
1.5.1. Смазочные добавки 38
1.5.2. Антиприхватные составы, добавки и агенты для жидкостных ванн 46
1.5.3. Поверхностно-активные вещества для повышения качества первичного вскрытия продуктивных пластов 53
1.6. Постановка задачи исследования 57
ГЛАВА 2. Методы экспериментальных исследований 59
глава 3. Разработка экологически безопасной смазочной добавки для бурения, вскрытия продуктивных пластов и ликвидации прихватов в пресных и минерализованных буровых растворах 62
3.1. Исследование смазочных свойств добавок и буровых растворов 62
3.2. Исследование поверхностно-активных свойств добавок и фильтратов буровых растворов
3.3. Исследование антиприхватных свойств буровых растворов 88
ГЛАВА 4. Разработка методики, стендовой установки и проведение испытаний по ликвидации дифференциальных прихватов установкой Жидкостных ванн 97
Глава 5. Промысловые испытания смазочной добавки с повышенными антиприхватными свойствами лубри-м 103
Основные выводы и рекомендации 124
Список использованной литературы
- Теоретические представления механизма трения и износа пары «металл-металл»
- Антиприхватные составы, добавки и агенты для жидкостных ванн
- Исследование поверхностно-активных свойств добавок и фильтратов буровых растворов
- Промысловые испытания смазочной добавки с повышенными антиприхватными свойствами лубри-м
Теоретические представления механизма трения и износа пары «металл-металл»
Из литературных данных видно, что наиболее вероятны прихваты под действием перепада давления, более известные как прилипание.
Прихват под действием перепада давления является функцией таких величин как, длина прихваченной части инструмента; средняя ширина полосы прихвата; перепад давления в месте прихвата; средняя ширина полосы прихвата; перепад давления в месте прихвата; сила механического прижатия инструмента к стенке скважины; коэффициент трения стальной поверхности о глинистую корку; сила адгезии между металлом и глинистой коркой [6].
Однако до недавнего времени исследователями [30, 58] считалось, что в процессе прихвата колонн главная роль принадлежит прилипанию. Однако в свою очередь авторы [45] считают, что силы прилипания труб к фильтрационным коркам невелики и основное значение имеет трение, возрастающее с увеличением перепада давления.
После проведенных исследований по изучению кинетики деформации фильтрационных корок, авторами [23] были сделаны следующие выводы:
1. Силы трения, возникающие при движении труб по фильтрационной корке, определяются прочностью ее структуры на сдвиг в слое, расположенном внутри корки, вблизи поверхности контакта, где основные усилия сосредоточены непосредственно на поверхности раздела.
2. Нормальные силы прилипания (адгезия) значительно меньше тангенциальных сил трения и составляют 30 - 60 % их величины.
3. Усилия, определяющие прочность контакта между металлом и глинистой коркой, интенсивно возрастают первые 30 - 40 мин, а затем практически стабилизируются.
4. По мере углубления в корку прочность структур равномерно возрастает. В нижней части корки (примерно ниже 3/4 толщины) упрочнение резко усиливается, достигая в исследуемых растворах 3 - 8 - кратного увеличения по сравнению с верхним слоем.
5. Прочность всех слоев корки, модули упругости, адгезия, коэффициенты трения возрастают по мере увеличения перепада давления приблизительно до 3,0 МПа (2,0 - 4,0 МПа), после чего они практически не изменяются. Последнее находится в противоречии с данными Хелмика и Лонгли и более поздних исследователей, но соответствуют процессам уплотнения корки при повышенных давлениях.
6. Прочность структур корок, помимо условий измерений (перепада давления, длительности контакта, глубины погружения в корку, температуры и др.), зависит от природы исходного раствора, определяющего ли-пофильность корок и их коагуляционное, стабилизационное или пептиза-ционное строение, от концентрации твердой фазы и химической обработки [40].
Эти выводы согласуются с более ранними работами [6].
Силы трения проявляются лишь в присутствии нагрузки на инструмент, нормально направленной к стенке скважины, и в простейшем случае выражаются законом : 0=KmpxN, где Ктр - коэффициент трения, N -нормальная нагрузка, кН.
Силы адгезии, под которыми понимается сцепление между двумя приведенными в контакт поверхностями различных по своей природе материалов, остаются и после снятия нормальной нагрузки на инструмент. Согласно адсорбционной теории, адгезия возникает под действием сил сори-ентационного взаимодействия (Ван-Дер-Ваальсовы силы), обусловленного наличием у молекул постоянной асимметрии в распределении электрических зарядов, или постоянного дипольного момента, т.е. вектора, направленного от отрицательно заряженного конца молекулы к положительно заряженному концу и численно равного произведению заряда е на расстояние между зарядами /: р=е 1.
Проявление адгезионных сил происходит лишь в тех случаях, когда толщина адсорбционного слоя жидкой пленки, находящейся в месте контакта металла с глинистой коркой, не превышает определенного значения, так как чем дальше от поверхности твердого тела находится мономолекулярный адсобционный слой, тем меньше энергия его адсорбции, т.е. та энергия, которую нужно приложить для разрушения адгезионной связи.
В скважине часть бурильной колонны касается нижней стороны стенки искривленного ствола. Пока колонна вращается, она смазывается тонким слоем бурового раствора и давление, действующее на трубы, со всех сторон одинаково. Однако когда вращение прекращается, часть колонны, контактирующая с глинистой коркой, изолируется от действия столба бурового раствора; перепад давления по обе стороны колонны вызывает затяжки при попытке поднять колонну. Если сопротивление перемещению колонны при подъеме из скважины превышает усилие, которое может развить буровая установка, происходит прихват колонны. Таким образом, увеличение сопротивления при подъеме бурильной колонны свидетельствуют о возросшей опасности прихвата из-за перепада давления.
Особенно высока вероятность прихвата из-за перепада давления при бурении скважин с большим углом отклонения ствола от вертикали. В этих условиях нормальная по отношению к стенке ствола скважины составляющая веса утяжеленных бурильных труб и эрозия под тяжелым низом могут стать настолько значительными, что наружная глинистая корка вообще образовываться не будет (рис. 1.2). В таком случае УБТ (утяжеленная бурильная труба) опирается на горную породу и глинистая корка в желобе между УБТ и породой не уплотнится после прекращения вращения. Силы трения, действующие на УБТ, будут возникать частично за счет трения между УБТ и горной породой, а частично в результате проявления эффективных напряжений в зоне между глинистой коркой в желобе и УБТ. Как показано на рис. 1.3, эффективное напряжение в глинистой корке возрастает от нуля у ее передней поверхности до (рт - pf) у задней поверхности.
Были разработаны методики прогнозирования и предупреждения прихватов, которые основаны на статистических расчетах [27], анализе и регулировании физико-химических свойств буровых растворов [29].
В [63] показано влияние технологических свойств буровых растворов на фрикционные и адгезионные составляющие сил сопротивления движению КБТ в скважине и влияние этих факторов на процесс возникновения прихватов.
Наиболее полно учет условий и сил, способствующих возникновению прихватов КБТ в скважине, осуществлен в [46], также приводится формула, позволяющая определить допустимую эквивалентную плотность бурового раствора, предотвращающую прихват КБТ.
Антиприхватные составы, добавки и агенты для жидкостных ванн
Граница раздела между жидкостью и газом ведет себя как растянутая эластичная мембрана. Сила, сжимающая эту воображаемую мембрану, известна под названием поверхностного натяжения. Поверхностное натяжение проявляется также на границах между твердым телом и газом, твердым телом и жидкостью, а также между несмешивающимися жидкостями. В последнем случае говорят о межфазном натяжении.
Поверхностное натяжение определяют как силу, действующую перпендикулярно к границе поверхностного слоя единичной длины. Абсолютное значение поверхностного натяжения должно измеряться в вакууме, но удобнее измерять его в атмосфере паров жидкости или в воздухе. Бикерман детально описал различные методы измерения поверхностного натяжения. Наиболее широко распространен метод измерения с помощью тензометра Дю Нуи, в которой измеряется усилие, необходимое для протягивания кольца вдоль поверхности жидкости. Другой метод заключается в измерении высоты, на которую самопроизвольно поднимается жидкость в капиллярной трубке. При равновесии сжимающее усилие на мениске (сила поверхностного натяжения) уравновешивает силу тяжести, действующую на столбик жидкости, поэтому nr2ghp - 2nrG COS 0 , (1.5) где g - ускорение свободного падения; h - высота столбика в состоянии равновесия; р- плотность жидкости; а- поверхностное натяжение; 0- краевой угол; г - радиус капилляра.
ПАВ - это общепринятое сокращение термина «поверхностно-активное вещество». Свое название такие вещества получили в связи с их способностью адсорбироваться на поверхности твердых тел и на границе раздела фаз, в результате чего происходит снижение свободной поверхностной энергии. ПАВ используются в буровых растворах в качестве эмульгаторов, смачивающих агентов, пенообразователей, пеногасителей, а также для снижения гидратации поверхности глинистых частиц.
ПАВ подразделяются на катионоактивные, анионоактивные и неионо-генные. Катионоактивные ПАВ диссоциируют на крупные органические катионы и простые неорганические анионы. Обычно - это соли жирных аминов или полиаминов, например, триметилдодециламмонийхлорид: Анионоактивные ПАВ диссоциируют на крупные органические анионы и простые неорганические катионы. Классическим примером может служить мыло, например олеат натрия: [CgHnCH : СН (СН2)7 COO]" [Na]+.
Неионогенные ПАВ представляют собой полимеры с длинными цепями, которые не диссоциируют; например, фенол этиленоксид СбН5-0-(СН2СН20)зоН, который в буровой практике известен как DMS.
Поскольку поверхности глинистых минералов и большинства горных пород заряжены отрицательно, электростатическое притяжение усиливает адсорбцию катионоактивных ПАВ на этих поверхностях. Анионоактивные ПАВ адсорбируются на положительно заряженных участках (у концов кристаллических решеток) глинистых частиц и на поверхностях раздела нефть - вода. Неионогенные ПАВ, такие как DMS, конкурируют с водой в адсорбции на базальных поверхностях кристаллов глинистых частиц, ограничивая тем самым разбухание глинистых частиц, например бентонита.
Другие неионогенные ПАВ адсорбируются на границе раздела нефть -вода. Эти соединения состоят из нефтерастворимой (олеофильной) цепочки атомов, связанной с водорастворимой (гидрофильной) цепочкой. Олео-фильная часть соединения растворяется в углеводородной фазе на границе раздела, а гидрофильная - в воде. Из ангидридов многоатомных спиртов и полиоксиэтилена можно синтезировать бесконечное множество соединений, находящих разнообразное применение. Чтобы определить, подходит ли данное соединение для конкретного применения, используют два показателя: химическое сродство цепочек и число ГОБ (гидрофильно-олеофильный баланс). ГОБ определяется как массовое соотношение гидрофильной и олеофильной частей молекулы неионогенного ПАВ; чем выше значение ГОБ, тем более растворима в воде эта молекула. На рис. 1.15 можно видеть, как молекула все больше приобретает сродство к водной фазе по мере увеличения длины полиоксиэтиленовых цепей и, следовательно числа ГОБ.
УФЭб - продукт конденсации технических угольных фенолов с окисью этилена - неионогенное поверхностно-активное вещество. Это - густая жидкость темно-коричневого цвета плотностью 1,12 г/см3, хорошо растворяющаяся в воде. При добавке 0,5 - 0,8 % ее снижается поверхностное натяжение на границе вода - нефть до 2 - 3 мН/м.
Жидкость сохраняет поверхностно-активные свойства и не образует осадка в минерализованных водах. ОП-10 неионогенное УФЭ8 предназначена для снижения поверхностного натяжения на границе раздела фаз нефть - вода - порода с целью сохранения нефтепро-ницаемости призабойной зоны пласта при вскрытии продуктивных коллекторов растворами на водной основе. Для поддержания низкого поверхностного натяжения фильтрата раствора расход УФЭ8 составляет 1 - 1,5 % от объема раствора. При этом также улучшаются и смазочные свойства раствора.
ПАВ - продукт конденсации моно- и диалкил-фенолов, алкилирован-ных полибутиленом, с окисью этилена. ОП-10 имеет следующее строение: R f о.(сн,- сн2о)л снхн?он R гдеп= 10-12. В зависимости от массы окиси этилена, входящей в состав реагента, различают ОП-4 (л=4), ОП-7 (п=7), ОП-10 (п=10-12), ОП-20 (п=20). ОП-4 — маслорастворимый, ОП-7 масло- и водорастворимый, ОП-10 и выше водорастворимые. Показатели качества ОП-10 регламентируются ГОСТ 8433 - 81. Это маслообразная вязкая жидкость от светло-желтого до темно-коричневого цвета, плотностью при 20 С от 1,02 до 1,05 г/см3, хорошо растворяющаяся в воде. Обладает слабощелочной или слабокислой реакцией, 0,1 % - ный водный раствор имеет рН=6-8, сохраняет поверхностно-активные свойства и не образует осадка в минерализованных водах при температуре до 80 - 90 С.
Так же как и УФЭз, реагент ОП-10 применяется для обработки буровых растворов при вскрытии продуктивных пластов с целью сохранения их нефтепроницаемости. Реагент ОП-10 имеет высокую температуру вспышки, взрывоопасных смесей с воздухом не образует, токсичными свойствами не обладает, при работе с ним не требуется особых мер предосторожности.
Сульфонал НП-1 — ионогенное ПАВ, представляющее собой алкил-арилсульфонат - продукт алкилирования бензола додециленом с последующей его ректификацией, сульфированием и нейтрализацией, имеет следующую формулу: Oftn+iCetLiSOsNa, где п= 12 -18.
Исследование поверхностно-активных свойств добавок и фильтратов буровых растворов
На основании проведенных исследований сделаны следующие выводы:
1. Исследованиями показано, что наиболее эффективным направлением в развитии смазочных и антиприхватных добавок 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 гидрокси-дами натрия или калия и модифицированных азотсодержащими ингредиентами.
2. Рассмотренный ряд влияния молекулярного строения азотсодержащих ингредиентов на коэффициент трения показал, что наилучшим составом является состав Луб-3 - жирные кислоты триглицеридов Си-24 с замещенными аммонийными солями жирных кислот Сю-26- 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.
3. Антиприхватные композиции серии Луб исследовали на смазочную способность в водных и минерализованных растворах по стандарту АНИ. 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 наиболее эффективна в минерализованных растворах соли NaCl смазочная добавка Луб-3. В концентрации 2 % масс, она улучшает коэффициенты трения растворов NaCl с плотностью 1050-1160 кг/м3 на 71,4-81,8 %. В дальнейшем композиция Луб-3 была принята базовой с названием «Лубри-М».
4. 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.
5. Приведены исследования межфазного натяжения на границе водных растворов и углеводорода смазочных добавок и фильтратов буровых растворов. 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).
6. При сравнении Лубри-М 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 показано, 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.
7. На основании результатов выполненных исследований установлено, что смазочная добавка с повышенными антиприхватными свойствами Лубри-М эффективно снижает коэффициент дифференциального прихвата (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 %. 4.
Согласно существующим представлениям о причинах прихватов, выделяют три основные категории прихватов: прихват под действием перепада давления; заклинивание; прихват вследствие сужения поперечного сечения ствола скважины. Использование ванн наиболее результативно при ликвидации прихватов, произошедших под действием перепада давления.
Для проведения стендовых испытаний была использована рабочая камера прибора Sticking Tester OFI (США), в которой после фиксирования прихвата, буровой раствор заменяли различными антиприхватными составами жидкостных ванн. Оценку эффективности действия ванны производили по коэффициенту потенциального прихвата Кп в зависимости от времени т 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 см3, давление испытания - 1-6 МПа, предел срыва по динамометру - 2,06 МПа [31].
В качестве жидкостей ванн для освобождения от дифференциального прихвата использовали различные составы. В качестве исходного бурового раствора был использован утяжеленный модельный буровой раствор БР № 3 (8-Ю % масс. ПБМВ + 0,2 % масс КМЦ 85/600 + 30 % масс барита). Результаты испытаний приведены в табл. 4.1 и на рис. 4.1,4.2.
Из представленных в таблице 4.1 и на рис. 4.1 данных видно, что смазочная добавки Лубри-М может успешно применяться в качестве жидкости ванн для освобождения от дифференциального прихвата Кп, который определялся в зависимости от времени г действия - продолжительности установки ванны. Полное освобождение от прихвата происходило после действия Лубри-М в качестве жидкости ванн в течении 1 часа [8].
С целью определения возможности использования разбавленной добавки Лубри-М в качестве жидкости для ванн были приготовлены 50, 25 и 12,5 % водные растворы, с которыми были поставлены ванны.
Промысловые испытания смазочной добавки с повышенными антиприхватными свойствами лубри-м
В результате приемочных испытаний комиссия установила основные данные:
1. Результаты проверки соответствия состава и комплектности технической документации
Состав и комплектность технической документации, представленной к приемочным испытаниям в соответствии с ГОСТ 15.201-2000 отвечает требованиям технического задания по договору № ИЦЮ-01/41/00.61 "Разработка и внедрение экологически безопасной смазочной добавки для бурения, вскрытия продуктивных пластов и ликвидации прихватов в пресных и минерализованных буровых растворах"
2. Данные и результаты испытаний смазочной добавки Лубри-М
2.1. Смазочная добавки Лубри-М разработана в ОАО НПО "Бурение" и изготовлена согласно ТУ 9146-224-00147001-2000 в НПО "Химбурнефть".
2.2. Смазочная добавки Лубри-М представляет собой частично нейтрализованные щелочными агентами растительные масла или жиросодер жащие отходы их переработки, модифицированные различными экологически безопасными ингредиентами. Добавка предназначена для улучшения смазывающих, противоприхватных, поверхностно-активных свойств буровых растворов.
2.3. Смазочная добавка Лубри-М представляет собой вязкую жидкость от светло-коричневого до коричневого цвета. В соответствии с классификацией вредных веществ по ГОСТ 12.1.007.76 Лубри-М относится к 4 классу опасности "Малоопасные вещества", что подтверждено санитарно-токсикологическим заключением № 23.К.К.05.570.П.000952.02.01 от 27.02.2001 г.
2.4. Опытная партия смазочной добавки Лубри-М применена при бурении скважины № 7769 к. 207 Приобская ОАО «Юганскнефтегаз».
2.5. Бурение скважины № 7769 к. 207 Приобская ОАО «Юганскнефтегаз» с применением смазочной добавки Лубри-М осуществлялось буровым раствором на основе ПАА с использованием акриловых полимеров Сайпан, Сайдрил-5300, DRILL А-1, Na2C03, ФХЛС, КССБ, НТФ.
2.6. Для приготовления водных растворов химреагентов использовалась механическая глиномешалка типа МГ-2-4.
2.7. Обработка бурового раствора смазочной добавкой Лубри-М осуществлялась в процессе бурения скважины путем ввода ее в дозированном количестве 50-400 л (кг). В таблице 1 приведена обработка бурового раствора смазочной добавкой Лубри-М и технологические параметры (по данным замеров на буровой и лаборатории ССК). В таблице 2 приведены технологические параметры по базовой (предыдущей) скв. № 8362 к. 207 Приобская ОАО «Юганскнефтегаз».
Из таблицы 1 видно, что смазочная добавка Лубри-М снижает коэффициент трения (Ктр), коэффициент потенциального прихвата труб (Кп) и поверхностное натяжение на границе керосин-фильтрат бурового раствора (а), не ухудшает параметры бурового раствора. При уменьшении концентрации Лубри-М в буровом растворе (з. 2667-2846 м) коэффициент трения (проба из активной емкости) возрастает на 40-45 %.
Сравнение таблиц 1 и 2 показывает, что расход акриловых полимеров (Сайпан, Сайдрил-5300, DRILL А-1) уменьшился на 23,3 % (211 кг) без изменения показателя водоотдачи.
2.8. Для контроля технологических параметров бурового раствора ис пользовались стандартные контрольно-измерительные приборы и методи ки в соответствии с РД 39-2-654-81: рычажные весы прибор фирмы «Баро ид» (плотность, г/см3), СПВ или ВБР-1 (условная вязкость, УВ 700/500, с) ВМ-6 (показатель водоотдачи за 30 мин, Фзо, см3), универсальная индика торная бумага и прибор ЭВ-74 (водородный показатель, рН), прибор фир мы "Кинг-Тест" (США) (коэффициент потенциального прихвата, Кп), при бор фирмы "Бароид" (коэффициент трения, Ктр), сталагмометр УфНИИ (коэффициент поверхностного натяжения на границе фильтрат бурового раствора - углеводород, с, мН/м).
3. Общая оценка показателей назначения смазочной добавки Лубри-М В результате приемочных испытаний комиссия установила основные данные:
3.1. Смазочная добавка Лубри-М была применена на скважине № 7769 к 207 Приобская ОАО «Юганскнефтегаз». Буровые растворы, обра ботанные смазочной добавкой имели стабильные значения технологиче ских параметров бурового раствора, отвечали требованиям ГТН проводки скважин на различные интервалы.
Во время проведения испытаний смазочной добавки с повышенными антиприхватными свойствами Лубри-М не было осложнений с СПО, не наблюдалось сальников на буровом инструменте, не было посадок, затяжек и прихвата бурового инструмента, а также осыпей и сужения ствола скважины, вес бурового инструмента (по ГИВ-М) оставался в пределах нормы. Наблюдалось незначительное вспенивание бурового раствора (на виброситах и в активной емкости), однако пеногасители не применялись.
3.2. В лаборатории технологии и физико-химии реагентов ОАО НПО "Бурение" был проведен анализ представительных проб бурового раство ра. Параметры бурового раствора представлены в таблице 3.
Анализ таблиц 1 и 3 показывает, что при добавлении смазочной добавки Лубри-М к буровому раствору снижаются коэффициент трения Ктр, коэффициент потенциального прихвата труб Кп и поверхностное натяжение на границе фильтрат бурового раствора - углеводород (керосин) ст, мН/м (таблица 1 отбор из активной емкости). При уменьшении концентрации Лубри-М в буровом растворе (таблица 3 забой 2620 м и 2830 м) наблюдается повышение коэффициента трения на 25-30 %, коэффициента потенциального прихвата труб на 30-35 % и поверхностного натяжения на границе керосин-фильтрат бурового раствора на 5-Ю %.
