Влияние нанодобавок на технологические параметры бурового раствора для бурения и реконструкции скважин
Автор: Абусал Ю.А.Ю., Четвертнева И.А., Исмаков Р.А., Яхин А.Р., Логинова М.Е.
Журнал: Нанотехнологии в строительстве: научный интернет-журнал @nanobuild
Рубрика: Системные решения технологических проблем
Статья в выпуске: 6 т.16, 2024 года.
Бесплатный доступ
Введение. Бурение и реконструкция нефтяных и газовых скважин являются ключевыми этапами в освоении месторождений углеводородов. Одним из важнейших технологических элементов, в значительной степени определяющим эффективность данного процесса, является буровой раствор (далее БР). Он выполняет множество функций, включая охлаждение и смазку породоразрушающего и специального инструмента, очистку забоя от выбуренной породы, поддержание стабильности стенок скважины и многое другое. В последние годы особое внимание уделяется использованию наноматериалов в составе буровых растворов. Наноразмерные добавки способны значительно улучшить технологические свойства растворов на водной основе, повысить их эффективность и снизить затраты на бурение. Методы и материалы. Оценивалось влияние добавок на общие технологические параметры безглинистого бурового раствора (ББР). Особое внимание было уделено выявлению влияния разработанных опытных добавок на показатели коэффициента трения и антифрикционных свойств ББР, которые определялись на модифицированной машине трения ИИ5018. Результаты и обсуждения. Данная работа посвящена исследованию влияния нанодобавок на технологические характеристики БР на водной основе и их эффективность для бурения и реконструкции скважин. В ходе работы были проведены комплексные лабораторные исследования по оценке влияния нанодобавок различной природы, таких как нанографит и наноуглеродные материалы, на смазывающие свойства бурового раствора на водной основе, что способствует снижению износа бурового оборудования, повышению механической скорости бурения и, как следствие, сокращению временных и финансовых затрат на строительство и реконструкцию скважин.
Бурение, нанобавки, буровой раствор, закачивание скважин, смазочные добавки
Короткий адрес: https://sciup.org/142243717
IDR: 142243717 | УДК: 69.001.5 | DOI: 10.15828/2075-8545-2024-16-6-576-586
Текст научной статьи Влияние нанодобавок на технологические параметры бурового раствора для бурения и реконструкции скважин
Абусал Юсеф А.Ю., Четвертнева И.А., Исмаков Р.А., Яхин А.Р., Логинова М.Е. Влияние нанодобавок на технологические параметры бурового раствора для бурения и реконструкции скважин // Нанотехнологии в строительстве. 2024. Т. 16, № 6. С. 576–586. – EDN: PCRKCQ.
В настоящее время нанотехнологии стали быстро развивающейся областью исследований, имеющей как новые научные, так и практические
применения. Свойства созданных наноматериалов отличаются от свойств макроматериалов с тем же химическим составом на наноуровне.
Бурение нефтяных и газовых скважин является сложным и дорогостоящим процессом из-за боль-
СИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ ших глубин, высоких давлений и географических условий. Исследование влияния различных добавок, в том числе нанодобавок, на технологические параметры буровых растворов на водной основе является перспективным, особенно для реконструкции скважин методом зарезки боковых стволов. Большое количество научно-экспериментальных исследований российскими и зарубежными учеными проводится в данной области. Так, концептуальные исследования в области физико-химических свай буровых растворов отражены в научных работах Овчинникова В.П. [1], Конесева Г.В. [2], Савенкова А.С. [3], Исмакова Р.А. [4,5], Грея Дж.Р. [6], Махаматхожаева Д.Р. [7], Konate N. и других ученых [8].
Для развития дальнейших исследований в области влияния добавок на свойства бурового раствора авторами статьи был выбран биополимерный буровой раствор на водной основе (ББР), поскольку данная исходная система позволяет эффективно преодолевать осложненные интервалы бурения и качественно вскрывать продуктивные пласты. В качестве смазывающих добавок нами использовались нанопластины оксида графена (G-T1), древесные опилки (в виде муки) и смазочная добавка Сонбур 1101.
Нанографен G-T1 (производитель ООО «РУС-ГРАФЕН») представляет собой порошок черного цвета с частицами размером 3–10 нм. Для исследования влияния оксида графена RG-T1 на структуру раствора, его физико-механические и реологические свойства использовалось три концентрации оксида графена RG-T1 (0,05; 0,100 и 0,50% по массе от исходного ББР).
Сонбур 1101 представляет собой смесь: соль моноэтаноламина и сырых талловых масел – 10– 12 мас.%; толуол (ГОСТ 14710-78) – 5–20 мас.%; ок-саль (ТУ 38.103429-83); полигликоли ( ТУ 38.3021488) – остальное.
Экспериментальные исследования с целью определения оптимального соотношения ингредиентов смазочной добавки
Воспользовавшись разработанным математическим аппаратом и методом корреляционного ана-
лиза, отечественные ученые из Уфимского государственного нефтяного технического университета [9, 10] провели экспериментальные исследования.
Для уточнения концентраций химических реагентов: глинопорошка и смазочной добавки № 2 (нанографита) – использовалась матрица планирования экспериментов, а расчеты проводились в программе Statgraphics и вручную.
С целью регулирования свойств бурового раствора и подбора оптимальных концентраций использовался простой полнофакторный эксперимент типа 2 k , при котором все факторы варьируются на двух уровнях. В качестве варьируемых факторов были выбраны концентрации двух реагентов – глинопорошок (Х1) и смазка под номером 2 (Х2). Интервал варьирования, верхний и нижний уровни концентрации реагентов для глинопорошка составили соответственно 2,5, 3,5, 2,5%, а для смазки № 2 – 0,05, 0,2, 0,05%. Матрица планирования эксперимента представлена в табл. 1.
Дальнейшие расчеты проводились в программе statgraphics. Полученные данные представлены в табличном виде (табл. 2). Полученное значение критерия Кохрена составляет 0,36 и гипотеза об однородности дисперсий принимается.
Формулы коэффициентов используемого уравнения регрессии имеют следующий вид:
bi =^£xoyu (1)
b° = Й х°Уи = I'(2'45 + 3,45 + 2,3 + 3,3) = 2:
bl = ^iXu = 4 ' ^ 2,45 + 3,45 ” 2,3 + 3’3) = °'5'
йг = = 4 ' ^ 2,45 " 3,45 + 2,3 + 3'3) = “ °’O75;
й12 = Й Х1Уи = Гc 2,45 “3,45 “2,3 + 3,3) = °'
Далее с помощью программы statgraphics было получено математическое выражение, отражающее влияние глинопорошка и смазки № 2 на свойства бурового раствора: Y = 2,875 + 0,5 Х 1 – 0,075 Х 2 + 0,0 Х 1 Х 2 .
Далее, проведя расчеты вручную с использованием программы statgraphics, была получена мате-
Таблица 1
Матрица планирования эксперимента
№ опыта |
Х 0 |
Х 1 |
Х 2 |
Х 1 Х 2 |
1 |
+1 |
–1 |
–1 |
+1 |
2 |
+1 |
+1 |
–1 |
–1 |
3 |
+1 |
–1 |
+1 |
–1 |
4 |
+1 |
+1 |
+1 |
+1 |
СИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ
Таблица 2
Экспериментальные данные и полученные результаты
Номер опыта |
Yu1 |
Yu2 |
Y n |
Y u –Y n |
(Y u –Y n )2 |
S u 2 |
||
Y u1 –Y n |
Y u2 –Y n |
(Y u1 –Y n )2 |
(Y u2 –Y n )2 |
|||||
1 |
2,5 |
0,05 |
2,45 |
0,05 |
-2,4 |
0,0025 |
5,76 |
5,7625 |
2 |
3,5 |
0,05 |
3,45 |
0,05 |
-3,4 |
0,0025 |
11,56 |
11,5625 |
3 |
2,5 |
0,2 |
2,3 |
0,2 |
-2,1 |
0,04 |
4,41 |
4,45 |
4 |
3,5 |
0,2 |
3,3 |
0,2 |
-3,1 |
0,04 |
9,61 |
9,65 |
Сумма Σ |
11,5 |
31,425 |
Гипотеза об адекватности уравнения регрессии
матическая модель первого порядка, отражающая влияние двух химических реагентов (1 реагент: буровой раствор + добавка № 1 Сонбур 1101; 2 реагент: буровой раствор + добавка Нанографен G-T1) на свойства бурового раствора. Полученная модель имеет вид:
проверяется по условию: F p ≤ F T, где F p и F T – значения критерия Фишера.
Расчетное значение F p определяется по формуле 7:
F = rP S2^);
Y = 2,875 + 0,5 Х 1 – 0,075 Х 2 + 0,0 Х 1 Х 2 (2)
где S ад2 – дисперсия адекватности, определяемая по формуле 8:
Статистическая значимость коэффициентов уравнения проверяется по условию b i ≤ 2 ∆b i , где 2 ∆b i – доверительный интервал.
Граница доверительного интервала определяется по формуле (3):
^Ь^ ^кр S [Ь^),(3)
где S ( b i ) – средняя квадратичная ошибка коэффициентов уравнения регрессии; t кр – критическое значение критерия Стьюдента.
S^ = ^ = ^2 = 0,98(4)
-
1 VWr V4-2 ,()
где S ( y ) – ошибка эксперимента, определяемая по формуле (5):
S(y) = VW) = 7^85 = 2,80 ,(5)
где S 2( y )– дисперсия воспроизводимости, определяемая по формуле (6):
^ (y) ^^Su ^ 31,425 7,85.(6)
Критическое значение критерия Стьюдента выбирается по табл. 5 в зависимости от числа степеней свободы f = N •( r– 1) и заданного уровня значимости р = 0,05. В нашем случае f = 4•(2–1) = 4.
Тогда ∆ b i = t кр• S ( b i ) = 2,78•0,98 = 2,72 и 2∆ b i = 5,44. р
Следовательно, коэффициенты b 1, b 2, b 12 статистически незначимы, и уравнение принимает вид: Y = 0.
•зд = ^£(Уи-Уи)2 ,
где λ – количество значимых коэффициентов уравнения регрессии;
Уи – расчетное значение параметра оптимизации для каждого опыта.
Результаты полученных уравнений, отражающих оптимальные концентрации добавок на свойства бурового раствора, представлены в табл. 3. Для получения значений параметров для каждого опыта в полученные уравнения были подставлены значения Х 1 , Х 2 , Х 1 Х 2 из табл. 3 и определены значения y u и дисперсия адекватности.
-
а) с учетом всех коэффициентов:

;
-
б) с учетом значимых коэффициентов:
s«=гЫ®“ - ^=Hi ■ °-09=018
Определим расчетные значения критерия Фишера:
-
а) с учетом всех коэффициентов:
^ = Fll^ -y“)Z = 1^' °'09 = 048.
-
б) с учетом значимых коэффициентов:
Pp
Sin 0,18
S2(y) 7,85
= 0,022.
СИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ
Таблица 3
Расчетные и экспериментальные значения параметров
Номер опыта |
С учетом коэффициентов |
Без учета коэффициентов |
||||||
y „ |
У и |
У -У. |
(у-у , У |
У . |
У и |
У и —У и |
(У п —У,У |
|
1 |
2,45 |
2,45 |
0 |
0 |
2,45 |
2,3 |
0,15 |
0,0225 |
2 |
3,45 |
3,45 |
0 |
0 |
3,45 |
3,3 |
0,15 |
0,0225 |
3 |
2,3 |
2,3 |
0 |
0 |
2,3 |
2,45 |
–0,15 |
0,0225 |
4 |
3,3 |
3,3 |
0 |
0 |
3,3 |
3,45 |
–0,15 |
0,0225 |
Сумма Σ |
0 |
0,09 |
Табличное значение критерия Фишера определяется для соответствующих степеней свободы f ад = N – λ ; f E = N •( r –1) и принятого уровня значимости р = 0,05.
F Т = 6,9 для f ад = 4–2 = 2 и f E = 4•(2–1) = 4.
В данном случае F Р1< F Р2< F Т = 6,4.
По результатам полученных расчетов можно сделать вывод об адекватности полученных уравнений влияния добавок на свойства бурового раствора. В случае получения неадекватной модели необходимо подобрать новую модель и провести экспериментальную часть с последующей обработкой результатов.
Далее были определены оптимальные концен- трации реагентов с использованием перехода от кодированных значений переменных уравнений к натуральным значениям, представленным в табл. 3.
^ = ; = ^2
1 \ 2,5 /
/x2 — 0,15\
\ 0,05 7

Тогда уравнение регрессии примет вид:
Y = 2.875 + 0. 5X 1 – 0. 075X 2 + 0.0 X 1 X 2 =
/Xl-1\ — 0,15\
= 2,875 + 0,5 ■ I —) - 0,075 ■ —----— +
V 2,5 7 ’ V o,O5 J
+ 0 ■ (8^X2 - 1/2Хг - 8x2 + 1,2) =
29 + 2*! — 15^2
Определим концентрацию смазочной добавки № 2 x 2 при К 1 = 0,2, концентрации глинопорошка x 1 = 3%:
.
10 z
Таким образом, оптимальная концентрация добавки № 2 составляет 0,2%.
МЕТОДЫ И МАТЕРИАЛЫ
Потребность строительства однотипных машин, конструкций, сооружений породило процесс моделирования, основой которого является подобие физических процессов по ряду признаков. Эксперименты без правильно выстроенной модели процесса, как правило, оказываются неправильными и неточными. Для точного моделирования необходимо применять критерии физического подобия процессов. Ранее подобные экспериментальные исследования проводились российскими и зарубежными учеными. Так, Дубовым И.И. была разработана инновационная технология по применению противоприхватной добавки при бурении боковых стволов [11]. Группа ученых Ахметзянов Р.Р., Жернаков В.Н. [13] разработали математическую модель, отражающую оценку влияния различных составов и концентраций неорганических солей на свойства буровых растворов.
Нефтегазовая промышленность, как и другие отрасли, подразумевает внедрение новых технологий, строительство объектов, моделирование различных процессов. Они сопровождаются расчетом критериев подобия для того или иного действия. Рассмотрим применение критериев подобия конкретно в строительстве нефтяных и газовых скважин.
В бурении нефтяных и газовых скважин множество примеров расчета критериев подобия для моделирования различных операций.
На предварительной стадии оценивалось влияние добавок на общие технологические параметры ББР. Особое внимание было уделено выявлению влияния разработанных опытных добавок на показатели антифрикционных свойств ББР, которые определялись на модифицированной машине трения ИИ5018.
Необходимость оценки эффективности использования промывочных жидкостей в бурении нефтяных и газовых скважин, включая смазочные добавки и реагенты на основе комплексного воздействия применительно к трению «металл-металл» или «ме-
СИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ талл-горная порода», что было ранее исследовано [14–17], объясняется отсутствием испытательных экспериментов на трение для обеспечения режимов и условий раскатки (раздачи) обсадных труб.
Испытания проводили на модернизированной нами машине трения ИИ 5018. В процессе лабораторных испытаний регулировались и измерялись момент трения, сила прижима и частота вращения вала. Основные технические характеристики ИИ 5018 позволяют моделировать процесс трения пары «металл- металл». При этом максимальная и минимальная частота вращения нижнего вала составляет 2000 и 50 об/мин соответственно, усилие прижатия образцов достигает 5000 Н, а диапазон измерения момента трения от 0,5 до 20 Нм.
Таким образом, на машине трения ИИ 5018 можно проводить испытания с различными образцами, нагрузками и частотой вращения образцов, а также коэффициентами проскальзывания.
На рис. 1 показана принципиальная схема машины.
На описанной установке можно моделировать различные схемы взаимодействия пар трения: «Диск – диск», «Диск – колодка» или «Вал – втулка» – в том числе с использованием специальной камеры для помещения трущихся образцов в жидкую среду.
Этот список схем взаимодействия был расширен нами за счет частичной модернизации машины. Для реализации идеи необходимо было изменить экспериментальную установку с испытания материала на трение на возможное увеличение диаметра заготовки. При реализации первой схемы испытания образца нагрузка подается на диск, который располага- ется над исследуемой заготовкой (рис. 2 а). В нашем случае модернизация установки будет заключаться в подаче нагрузки на внутреннюю часть заготовки, и, соответственно, необходимо было закрепить рабочий диск внутри испытуемого образца (рис. 2 б).
Для осуществления данного способа испытания была спроектирована и изготовлена вспомогательная схема, через которую осуществляется и регулируется нагрузка на образцы.
Экспериментальная часть
Испытания проводились на модифицированной установке «ИИ-5018» с двумя вышеуказанными типами буровых растворов с различным процентным содержанием каждого реагента. Нагрузка на установке ИИ-5018 менялась ступенчато – 10, 20, 30, 40 кг.
На рис. 3 представлен процесс проведения опытов для дальнейшего определения коэффициента трения пары «металл – металл» в среде БР.
РЕЗУЛЬТАТЫ И ОБСУЖДЕНИЕ
Основные результаты экспериментальных исследований приведены в табл. 4 и на рис. 4.
Основываясь на экспериментальные данные, следует сделать вывод о том, что наибольшая эффективность нанографита наблюдается при небольших значениях нагрузки 100–200 Н, а далее эффективность снижения коэффициента трения менее выражена (при 300 Н). Также с изменением концентрации нанографита наблюдается снижение коэффициента трения в среднем в 3 раза при увеличении концентрации с 0,05 до 0,5.

Рис. 1. Схема модернизированной системы создания нагрузки машины трения ИИ-5018
СИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ

Рис. 2. Традиционный метод и необходимая схема нагружения пары трения

Рис. 3. Общий вид модернизированного узла трения машины ИИ-5018 для испытаний в среде БР
В дальнейшем исследования были направлены на изучение фрикционных свойств смазочной добавки Сонбур 1101.
В опытах использовались исходные растворы с содержанием Сонбур 1101, соответственно 0, 5; 1,0 и 1,5% по массе. Основные результаты экспериментальных исследований для добавки Сонбур 1101 приведены в табл. 5 и на рис. 5.
Из полученных данных можно сделать вывод, что наибольшая эффективность смазывающей добавки «Cонбур» наблюдается при небольших значениях нагрузки 100–200 Н, далее эффективность снижения коэффициента трения менее выражена (при 300 Н). Также с увеличением концентрации сонбура наблюдается снижение коэффициента трения в среднем в 3 раза при увеличении концентрации
СИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ

Таблица 4
Основные результаты экспериментальных исследований для оксидаграфена RG-T1
№ |
Нагрузка Н |
Смазочная добавка % |
Скорость об/мин |
Время Минут |
Момент трения |
Коэффициент трения |
1 |
100 |
0,5 (нанографит) |
150 |
10 |
1,18 |
0,168571 |
2 |
200 |
150 |
10 |
1,34 |
0,095714 |
|
3 |
300 |
150 |
10 |
1,51 |
0,071905 |
|
1 |
100 |
0,1 (нанографит) |
150 |
10 |
1,18 |
0,168571 |
2 |
200 |
150 |
10 |
1,35 |
0,095714 |
|
3 |
300 |
150 |
10 |
1,48 |
0,071905 |
|
1 |
100 |
0,05 (нанографит) |
150 |
10 |
1,19 |
0,17 |
2 |
200 |
150 |
10 |
1,31 |
0,093571 |
|
3 |
300 |
150 |
10 |
1,50 |
0,071429 |
Рис. 4. Зависимости кофицента трения от нагрузки для БР с различной концентрацией добавки оксида графена
RG-T1
с 0,5 до 1,5. В целом, результаты схожи с нанографитом, но последний более эффективен при меньших концентрациях смазывающей добавки. Так, значение коэффициента трения 0,2 при нагрузке в 200 Н достигается при концентрации нанографита, в 10 раз меньшей по сравнению с сонбуром, что может значительно уменьшить стоимость смазывающей добавки в целом.
Для определения оптимального соотношения ингредиентов новой разработанной смазочной до- бавки с нанографитом был приготовлен буровой раствор на водной основе с составом, представленным в табл. 6, и основными параметрами, приведенными в табл. 7.
Результаты экспериментальных исследований по измерению коэффициента трения пары «металл – металл» по схеме «Вал – втулка», моделирующей раскатку инструмента, в среде нового разработанного бурового раствора, проводимые на модернизированной машине трения ИИ5018, представлены в табл. 8.
СИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ

Таблица 5
Основные результаты экспериментальных исследований для Сонбур 1101
№ |
Нагрузка Н |
Смазочная добавка % |
Скорость об/мин |
Время Минут |
Момент трения |
Коэффициент трения |
Эксперимент № 1 |
||||||
1 |
100 |
1,5 (Сонбур 1104) |
150 |
10 |
1,49 |
0,212857 |
2 |
200 |
150 |
10 |
1,53 |
0,109286 |
|
3 |
300 |
150 |
10 |
1,61 |
0,076667 |
|
Эксперимент № 2 |
||||||
1 |
100 |
1,0 (Сонбур 1104) |
150 |
10 |
1,21 |
0,172857 |
2 |
200 |
150 |
10 |
1,42 |
0,101429 |
|
3 |
300 |
150 |
10 |
1,67 |
0,079524 |
|
Эксперимент № 3 |
||||||
1 |
100 |
0,5 (Сонбур 1104) |
150 |
10 |
1,18 |
0,168571 |
2 |
200 |
150 |
10 |
1,34 |
0,095714 |
|
3 |
300 |
150 |
10 |
1,51 |
0,071905 |
Рис. 5. Зависимость кофицента трения от нагрузки для ББР с различной концентрацией добавки Сонбур 1101
Таблица 6
Состав раствора для испытания
Рецептура бурового раствора / название реагента |
г/л |
Техническая вода |
1 л |
NAOH |
0,5 |
KCL |
100 |
крахмал |
25 |
биополимер |
2,5 |
мел |
450 |
сонбур1101 |
1,5 % |
оксид графена RG-T1 |
0,5% |
Древесные опилки (древесная мука) |
0,3% |
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Таким образом, полученный состав бурового раствора с нанографитом показал наилучшие результаты для снижения коэффициента трения в паре «металл-металл» по сравнению с известными ранее исследованиями российских ученых [12, 15, 16, 20] и зарубежных исследователей [19, 21, 22]. Оптимизирован состав и подана заявка на патент. Результаты исследований показали, что введение в состав буровых растворов на водной основе нанодобавок позволяет существенно улучшить их технологические свойства и повысить эффективность применения в процессах строительства боковых стволов и работах со специальным инструментом в контакте с металлом обсадных колонн.
СИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ
Таблица 7
Технологические параметры испытанных растворов
Параметры бурового раствора |
Единицы измерения |
Значения по стандарту АPI |
Плотность |
г/см3 |
1,32 |
Пластическая вязкость |
сП |
16 |
ДНС |
Фунт/100Фут2 |
20 |
СНС 10сек |
Фунт/100Фут2 |
3 |
СНС 10 мин |
Фунт/100Фут2 |
5 |
pH |
11,7 |
|
УВ |
С |
47 |
К |
47000 |
|
Содержание смазки |
% |
2,7 |
Таблица 8
Результаты экспериментов при измерении коэффициента трения в паре «металл – металл» в среде нового разработанного бурового раствора
№ |
Нагрузка Н |
Скорость об/мин |
Время Минут |
Момент трения |
Коэффициент трения |
1 |
100 |
150 |
10 |
0,986 |
0,140 |
2 |
200 |
150 |
10 |
1,09 |
0,077 |
3 |
300 |
150 |
10 |
1,13 |
0,053 |
При триботехническом исследовании буровых растворов коэффициент трения, момент трения и скорость изнашивания тесно связаны. Коэффициент трения является мерой сопротивления скольжению между двумя поверхностями и зависит от различных факторов, таких как шероховатость поверхности, смазка и температура. Момент трения является мерой крутящего момента, необходимого для преодоления трения между двумя поверхностями, и связан с коэффициентом трения уравнением:
M = F • d , (9)
где M – момент трения; F – сила трения; d – расстояние между двумя поверхностями.
Скорость износа является мерой потери материала из-за абразивного или адгезионного износа и зависит от коэффициента трения и момента трения. Как правило, более высокий коэффициент трения и момент трения могут привести к более вы- сокой скорости износа, поскольку больше энергии передается поверхностям, что приводит к удалению большего количества материала. Однако следует отметить, что другие факторы, такие как твердость поверхности, также играют роль в определении скорости износа. В целом, коэффициент трения, момент трения и скорость износа являются важными параметрами, которые следует учитывать при триботехнических исследованиях буровых растворов, поскольку они могут помочь оптимизировать производительность бурения и снизить износ оборудования и затраты на техническое обслуживание. Поэтому минимизация момента трения и коэффициента трения на расширителе и других буровых инструментах является основной целью данного исследования. Мы принимаем во внимание добавки, добавляемые как к исходным буровым растворам на водной основе, так и к буровым растворам на глинистой основе, а также различные процентные содержания добавляемых к ним смазочных добавок, как описано в статье.

СИСТЕМНЫЕ РЕШЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ПРОБЛЕМ
Список литературы Влияние нанодобавок на технологические параметры бурового раствора для бурения и реконструкции скважин
- Технология бурения нефтяных и газовых скважин: учебник для студентов вузов. В 5 т. Т. 2 / под общ. ред. В.П. Овчинникова. Тюмень: ТИУ, 2017. 560 с.
- Конесев Г.В. Смазочное действие сред в буровой технологии / Г.В. Конесев, М.Р. Мавлютов, А.И. Спивак, Р.А. Мулюков. М.: Недра, 1993. 272 с.
- Савенков А.С. Роль смазочных добавок в составе буровых растворов // Аллея науки. 2019. Т.1, № 6(33). С. 811–815. https://www.alley-science.ru/domains_data/files/03June2019/ROL%20SMAZOChNYH%20DOBAVOK%20V%20SOSTAVE%20BUROVYH%20RASTVOROV.pdf
- Исмаков Р.А., Конесев, В.Г., Мамаева О.Г. и др. Исследование смазочных добавок к буровым промывочным жидкостям // История науки и техники. 2011. С. 152–156.
- Исмаков Р.А., Мулюков Р.А., Гаймалетдинова Г.Л. Влияние бурового раствора, обработанного реагентом комплексного действия девон-2л, на известняк при первичном вскрытии // Бурение и нефть. 2023. № 2. С. 44–49. https://www.elibrary.ru/item.asp?id=50417841 EDN: MFFRFN
- Грей Дж.Р., Дарли Г.С.Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных жидкостей). М.: Недра, 1985. 509 с.
- Махаматхожаев Д.Р. Разработка составов буровых растворов с применением местного модифицированного гуматного реагента // Химическая промышленность. 2015. Т. 92, № 2. С. 98–104.
- Konate N., Magzoub M., Salehi S., Ghalambor A., Mokhtar, M. Laboratory Evaluation of Mud Systems for Drilling High Clay Shales in Dynamic Conditions: Comparison of Inhibitive Systems. Presented at the SPE International Conference and Exhibition on Formation Damage Control. Lafayette, Louisiana, USA. February 19–21, 2020. SPE 199316. http://doi.org/10.2118/199316-MS
- Логинова М.Е., Четвертнева И.А., Шаммазов А.М., Мовсумзаде Э.М., Тивас Н.С. Oценка концентраций буровых реагентов методом регрессионного анализа // Нефтегазовое дело. 2023. Т. 21, № 1. С. 6–14. http://doi.org/10.17122/ngdelo-2023-1-6-14
- Логинова М.Е. Возможности корреляционно-регрессионного анализа для обоснования рецептуры бурового раствора // Актуальные проблемы и инновации в области строительства и ремонта скважин: сб. тез. доклад. науч.-практ. конф., посвященной юбилею И.Г. Юсупова. Бугульма: ТатНИПИнефть, 2022. С. 45–47.
- Дубов И. И. Инновационная технология применения противоприхватной добавки ФК-2000 Плюс А при бурении боковых стволов // Бурение и нефть. 2011. № 3. С. 3031.
- Маршев В.И. Влияние различных смазочных добавок на противоприхватные свойства буровых растворов / В.И. Маршев, Р.Р Валишина, Г.Л. Uаймалединова // Материалы 72-й научно-технической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых УГНТУ. Уфа: УНПЦ «Издательство УГНТУ», 2021. С. 106–110.
- Ахметзянов Р.Р., Жернаков В.Н. Моделирование свойств бурового раствора при различных составах и концентрациях неорганических солей // Нефтяное хозяйство. 2019. № 4. С. 33–37. http://doi.org/10.24887/0028-2448-2019-4-33-37
- Абусал Ю.А.Ю., Трушкин О.Б., Яхин А.Р., Газизов Р.Р., Маршев В.И. Устройство для измерения коэффициента трения пары «металл-металл». Патент на изобретение RU 2805288 C1, 13.10.2023. Заявка от 16.02.2023.
- Яхин А.Р., Абусал Ю.А.Ю., Матюшин В.П., Ценев Н.К. Устройство для измерения коэффициента трения пары «металл-горная порода». Патент на изобретение RU 2782817 C1, 03.11.2022. Заявка № 2022108369 от 29.03.2022.
- Яхин А.Р., Салихов И.Ф., Исмаков Р.А., Гимаев Р.Г. Совершенствование методики регистрации силовых параметров работы системы «металл – горная порода» при бурении скважин // Нефтегазовое дело. 2013. № 4. С. 30-40. https://www.elibrary.ru/item.asp?id=49785351 EDN: TUVAFO
- Исмаков Р.А., Абусал Ю., Маршев В.И. Результаты исследования влияния смазочной добавки для буровых промывочных жидкостей на коэффициент трения пары «металл-металл» // Бурение и нефть. 2022. № 7–8. С. 49–51. https://www.elibrary.ru/item.asp?id=20699210 EDN: RKYZIP
- Юров В.М., Гученко С.А., Ибраев Н.Х. Определение коэффициента трения скольжения // Международный журнал прикладных и фундаментальных исследований. 2010. № 8. С. 148–18.
- Irawan, S., Kinif, B. I., Bayuaji, R. Maximizing Drilling Performance through Enhanced Solid Control. IOP Conference Series: Material Science and Engineering Vol. 267. August 5, 2017. Surabaya, Indonesia. http://doi.org/10.1088/1757- 899X/267/1/012038
- Выдрин А.В., Кузнецов В.И., Яковлева К.Ю. Интенсификация процесса волочения за счет расширения диапазона применимости смазочного материала // Механическое оборудование металлургических заводов. 2016. № 2 (7). С. 34–21.
- Ping Yu, R. J. Kirkpatrick, B. Poe, Paul F. McMillan, X. Cong. Structure of Calcium Silicate Hydrate (C-S-H): Near-, Mid-, and Far-Infrared Spectroscopy. Journal of the American Ceramic Society. 1999; 82(3): 742-748.
- Xiangjun L., Pingya L., Hong L., Dachuan L., Faqian L. Keeping Shale Formation Stability by Optimizing Drilling Fluids in Yangta Oil Field Western. Presented at the International Petroleum Technology Conference. Doha, Qatar. 7–9 December 2009.China. http://doi.org/10.2523/13313-MS