ОТЧЕТ о результатах лабораторного испытания реагента — пеногасителя «РЕАПЕН 1408», ОАО «ТомскНИПИнефть»

ОТКРЫТОЕ АКЦИОНЕРНОЕ ОБЩЕСТВО
«ТОМСКИЙ НАУЧНО-ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ И ПРОЕКТНЫЙ ИНСТИТУТ

НЕФТИ И ГАЗА»

(ОАО «ТОМСКНИПИНЕФТЬ»)

ОТЧЕТ
по теме
«Результаты лабораторного испытания реагента — пеногасителя «РЕАПЕН 1408»,
партия от 02.06.2015, (ООО «НПП «Реагент», г. Казань)»

по договору ЛИ 4907 от 27.08.2015 г.

 

 

 

 

 

 

 

n1

 

Л.Г. Гольц

 

 

 

 

 

 

 

 

 

n1

 

 

 

ГОЛЬЦ Л.Г., САМУСЕНКО В.В., ЕФИМОВА Ю.С. «Результаты лабораторного испытания реагента — пеногасителя «РЕАПЕН 1408», партия от 02.06.2015, (ООО «НПП «Реагент», г. Казань)». Отчет по договору с ООО « НПП «Реагент» ЛИ4907 от 27.08.2015 г. 17 стр. текста, 4 диаграммы, 4 таблицы. ОАО «ТомскНИПИнефть», 634027, г. Томск, пр. Мира 72.

Собственник отчета: ООО «НПП «Реагент», 420124, г. Казань, ул. Меридианная, д. 10, пом. 51.

РЕФЕРАТ. В отчете изложены результаты проведенных работ лаборатории буровых и тампонажных растворов (ЛБиТР, Аттестат аккредитации № RA.RU.0001.516069. дата начала действия 10.12.2014 г). Физико-химическое пеногашение бурового и тампонажного растворов, определение относительного динамического коэффициента трения (смазочной способности пеногасителей).

Исследования проведены по следующим нормативным документам:

  • ISO 13500:2006/API 13А Нефтяная и газовая промышленность. Материалы для буровых растворов. Технические требования и испытания.
  • РД 39-00147001-773-2004 Методика измерений относительного динамического коэффициента трения (смазочных свойств) на тестере предельного давления и смазывающей способности 212 ЕР, «Farm Instrument Company», США.

КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА. Буровой раствор, тампонажный раствор, реагент, пеногаситель, пеногасящая способность, коэффициент смазывающей способности.

Составила                                                             Гольц Л.Г.

 

n1

 

 

ОТЧЕТ

о результатах лабораторного испытания реагента — пеногасителя «РЕАПЕН 1408»,
партия от 02.06.2015, (ООО «НПП «Реагент», г. Казань)

Введение

Основными причинами вспенивания буровых растворов являются:

  • поступление газа в раствор при разбуривании газовых и газоводонефтянных горизонтов, а также вследствие снижения гидростатического давления на пласт, эффекта поршневания и диффузии;
  • физико-химическое взаимодействие буровых растворов с различными солями, содержащимися в частицах выбуренных пород или пластовых водах, а также при их обработке пенообразующими реагентами, снижающими поверхностное натяжение воды;
  • введение порошкообразных материалов;
  • негерметичность отдельных элементов обвязки насосов;
  • гидродинамическое несовершенство циркуляционных систем, под которым понимается наличие различных механических возбудителей и турбулизации раствора.

В практике бурения нефтяных скважин и газовых скважин применяются следующие способы дегазации буровых растворов:

  • механические — при разрушении структуры раствора уменьшается сопротивление среды и улучшаются для выделения газовых пузырьков, что способствует увеличению их в объеме и росту разрывных усилий, действующих на стабилизационные пленки; устройства для механической дегазации имеют один существенных недостаток — наряду с дегазацией происходит аэрация раствора;
  • физико-химические — основаны на снижении поверхностного натяжения на границе раздела «жидкость — газ», «твердое тело — газ» или же на вытеснении стабилизатора газовых пузырьков более активными ПАВ с менее прочными защитными слоями; в кислой среде иногда достаточно применение щелочного электролита;
  • применение специальных вакуумных дегазаторов, эффективно удаляющих газ из растворов с низкими реологическими характеристиками, эффективность которых резко снижается при использовании растворов с высокой вязкостью и плотностью;
  • совместное использование вакуумных дегазаторов и ПАВ [1].

Основное применяемое оборудование

  • Весы электронные EK-200G,«A&D Company Ltd.», Япония, свидетельство о поверке действительно до 24.12.2015 г.,
  • Весы электронные лабораторные UW820H, «SHIMADZU CORPORATION», Япония, свидетельство о поверке действительно до 20.10.2015 г.,
  • Весы электронные лабораторные AUW320, «SHIMADZU CORPORATION», Япония, свидетельство о поверке действительно до 20.10.2015 г.,
  • Секундомер механический СОСпр-2б-2-000, ОАО «Златоустовский часовой завод», Россия, свидетельство о поверке действительно до 09.04.2016 г.,
  • Весы рычажные — плотномер, модель 140, «Fann Instrument Company», США, свидетельство о поверке действительно до 24.12.2015 г.,
  • Миксер постоянной скорости — устройство перемешивающее, модель 3060, «CHANDLER ENGINEERING», США, протокол проверки скорости вращения, действителен до 16.01.2016 г.,
  • Тестер для определения трения и смазывающей способности 212 ЕР, «Fann Instrument Company», США, сертификат о калибровке действителен до 10.04.2016 г.

 

В лабораторию буровых и тампонажных растворов ОАО «ТомскНИПИнефть» поступил образец реагента — пеногасителя «Реапен 1408», производства ООО «НПП «Реагент», г. Казань, предназначенный для физико-химического пеногашения в буровых и тампонажных растворах.

Для сравнительных анализов основных характеристик реагента использовались пеногасители, представленные в таблице 1.

Таблица 1. Объект исследования
№п/п Наименованиепеногасителя Поставщик/Производитель Органолептическиепоказатели
1 Реапен 1408 (2015 г.в.) ООО «НПП «Реагент» жидкость темно — коричневого цвета с характерным запахом, прозрачная, маслянистая на ощупь
2 Реапен 1408 (2012 г.в.) ООО «НПП «Реагент» жидкость коричневого цвета, непрозрачная, маслянистая на ощупь
3 Пента 465 (2014 г.в.) ООО «Пента» вязкотягучая жидкость желтовато-серого цвета, непрозрачная, с характерным запахом
4 Peramin Defoam 50 РЕ (2013 г.в.) Импорт, М-I SWACO гранулированный сыпучий порошок желтого цвета, без запаха

 

Были проведены следующие испытания:

  1. Физико-химическое пеногашение бурового раствора;
  2. Физико-химическое пеногашение тампонажного раствора;
  3. Определение относительного динамического коэффициента трения (смазочной способности пеногасителей).
  4. Физико-химическое пеногашение бурового раствора
    • Испытание реагента — пеногасителя по определению показателя эффективности пеногашения столба пены, образованной реагентом (пенообразователем) — foamcem итальянской фирмы Laston SPA, отличающийся высокой стойкостью, плотностью и однородностью пены, без перемешивания.

Готовится буровой раствор (8 % раствор бентонита — глинопорошка). В мерный стакан поместить 1000 мл воды, добавить навеску бентонита и перемешать в течении 20 минут,

Страница 2 из 10

 

после перемешивания оставить в покое на 4 часа для полного «распускания» и набухания бентопорошка. Затем перемешать еще 20 минут. Базовый буровой раствор готов.

В базовый буровой раствор добавить пенообразователь (0,3 %). Перемешать на высокоскоростном миксере фирмы «CHANDLER» при 2500 об/мин в течении 3 минут. Полученный раствор с устойчивой пеной разлить в мерные цилиндры на 250 мл. Вспенивающая способность определяется замером максимальной высоты столба пены с помощью градуированной шкалы, нанесенной на поверхности мерного цилиндра. Введение 0,3 % пенообразователя с последующим перемешиванием вызывает увеличение пены на 100 % (в два раза по объему), пена очень устойчива и самопроизвольно не исчезает. Во вспененный раствор в каждый цилиндр вводят соответствующий пеногаситель (по 0,3 %). Пеногаситель вводят непосредственно в мерный цилиндр, сверху, без перемешивания. Оставляем на 1 минуту. По истечении указанного времени замеряем уровень пенного столба. Рассчитываем показатель эффективности пеногашения (ПЭП), %. Данные по эксперименту приведены диаграмме 1.

n1

 

Диаграмма 1. Экспериментальные данные физико-химического пеногашения бурового раствора при методе ввода пеногасителя без перемешивания.

Отмечено разное поведение пены во времени при пеногашении в присутствии различных пеногасителей. Так, при воздействии на столб пены пеногасителя «Реапен — 1408» (2015), пена укрупняется и лопается, как и в случае «Реапен — 1408» (2012). Ввод пеногасителя «Пента 465» характеризуется пеногашением без укрупнения пузырей. Та же картина наблюдается при применении пеногасителя «Defoam».

  • Испытание реагента — пеногасителя по определению показателя эффективности пеногашения столба пены, образованной реагентом (пенообразователем) — foamcem, с перемешиванием.

В базовый буровой раствор добавить пенообразователь (0,3 %). Перемешать на высокоскоростном миксере фирмы «CHANDLER» при 1500 об/мин в течении 3 минут. Полученный раствор с устойчивой пеной разлить в мерные цилиндры на 250 мл. Вспенивающая способность определяется замером максимальной высоты столба пены с

 

помощью градуированной шкалы, нанесенной на поверхности мерного цилиндра. Раствор с одного цилиндра слить в емкость для перемешивания, добавить 0,3 % пеногасителя, перемешать на высокоскоростном миксере фирмы «CHANDLER» при 1500 об/мин в течении 3 минут. Вылить полученный раствор в мерный цилиндр. Замерить высоту столба пены. Рассчитываем показатель эффективности пеногашения (ПЭП), %. Данные по эксперименту приведены диаграмме 2.

n1

Диаграмма 2. Экспериментальные данные физико-химического пеногашения бурового раствора при методе ввода пеногасителя с перемешиванием.

 

Как отмечено из экспериментальных данных, физико-химическое пеногашение бурового раствора при методе ввода пеногасителя с перемешиванием (диаграмма 2) намного эффективнее, чем без него (диаграмма 1). Все пеногасители хорошо «схлопывают» пену, однако «Реален — 1408» (2015) немного выигрывает в пеногасящей способности. Кроме того, пеногасящая способность проявляется в первую минуту перемешивания, что говорит об эффективности пеногасителей. При дальнейшем перемешивании раствора с пеногасителем пена повторно не образуется, даже если увеличить количество оборотов на высокоскоростном миксере до 4000 об/мин.

1.3. Влияние пеногасителей на плотность бурового раствора.

На рычажных весах фирмы «FANN» измерить плотность базового бурового раствора. Затем в базовый буровой раствор добавить пенообразователь (0,3 %). Перемешать на высокоскоростном миксере фирмы «CHANDLER» при 1500 об/мин в течении 3 минут. В порцию базового бурового раствора с пенообразователем добавить пеногаситель (0,3 %). Перемешать на высокоскоростном миксере фирмы «CHANDLER» при 1500 об/мин в течении 3 минут. В полученном растворе замерить плотность. Экспериментальные данные приведены в таблице 2.

Таблица 2.Экспериментальные данные по изменению плотности в буровом растворе с пенообразователем после ввода пеногасителя с перемешиванием.
№п/п Наименованиепеногасителя Поставщик/Производитель Плотность раствора, г/см3 Отклонение от значения плотности базового раствора, %
Плотность базового бурового раствора 1,05 г/см3
Плотность базового бурового заствора с добавкой (0,3 %) пенообразователя 0,83 г/см3
1 Реапен 1408 (2015 г.в.) ООО «НПП «Реагент» 1,05 0
2 Реапен 1408 (2012 г.в.) ООО «НПП «Реагент» 1,02 2,9
3 Пента 465 (2014 г.в.) ООО «Пента» 1,01 3,8
4 Peramin Defoam 50 РЕ (2013 г.в.) Импорт, М-I SWACO 0,91 13,3

 

Если в базовый буровой раствор добавить пеногаситель (каждого в отдельную порцию соответственно), не добавляя пенообразователь, и замерить плотность, то значение плотности в полученных растворах не изменится. Таким образом, как следует из таблицы 2 и дальнейшего эксперимента, пеногасители «Реапен — 1408» (2012) и «Пента 465» восстанавливают плотность глинистого бурового раствора практически до исходного уровня, если в буровом растворе присутствуют пенообразующие реагенты и практически не влияют на плотность, если таких реагентов нет. При введении в буровой раствор с пенообразователем пеногасителя «Реапен — 1408» (2015) плотность раствора остается на том же уровне, что говорит об отличной работе пеногасителя. Пеногаситель «Defoam» допускает отклонение в 13,3 %, хотя при вводе его в буровой раствор без пенообразователя, данный пеногаситель на плотность бурового раствора не влияет.

  1. Физико-химическое пеногашение тампонажного раствора

2.1 Испытание реагента — пеногасителя по определению показателя эффективности пеногашения столба пены, образованной реагентом (пенообразователем) — foamcem, без перемешивания.

Готовится тампонажный раствор (в/т 1:1, на основе ПЦТ I — 100). В мерный стакан поместить 1000 мл воды, добавить навеску ПЦТ I — 100 и перемешать в течении 3 минут. Базовый тампонажный раствор готов.

В базовый тампонажный раствор добавить пенообразователь (0,3 %). Перемешать на высокоскоростном миксере фирмы «CHANDLER» при 2500 об/мин в течении 3 минут. Полученный раствор с устойчивой пеной разлить в мерные цилиндры на 250 мл. Вспенивающая способность определяется замером максимальной высоты столба пены с помощью градуированной шкалы, нанесенной на поверхности мерного цилиндра. Введение 0,3 % пенообразователя с последующим перемешиванием вызывает увеличение пены на 98 % (приблизительно в два раза по объему), пена очень устойчива и самопроизвольно не исчезает. Во вспененный раствор в каждый цилиндр вводят соответствующий пеногаситель (по 0,3 %). Пеногаситель вводят непосредственно в мерный цилиндр, сверху, без перемешивания. Оставляем на 1 минуту. По истечении указанного времени замеряем уровень пенного столба. Рассчитываем показатель эффективности пеногашения (ПЭП), %. Данные по эксперименту приведены диаграмме 3.

 

Диаграмма 3. Экспериментальные данные физико-химического пеногашения тампонажного раствора при методе ввода пеногасителя без перемешивания.

n1

Как показано на диаграмме 3, скорость опадания пены в цилиндре (пеногасящая способность) методом непосредственного ввода пеногасителя в раствор без перемешивания, у пеногасителя «Пента 465» наибольшая (составляет 44 %), пеногасители «Реапен — 1408» (2015) и «Реален — 1408» (2012) также обладают неплохой пеногасящей способностью (36 % и 28 % соответственно). Наименьшей скоростью пеногашения, из тестируемых пеногасителей, обладает «Defoam» — 24 %. В тампонажном растворе скорость опадания пены намного выше, чем в буровом растворе, т.к. сам цемент также обладает небольшой пеногасящей способностью.

  • Испытание реагента — пеногасителя по определению показателя эффективности пеногашения столба пены, образованной реагентом (пенообразователем) — foamcem, с перемешиванием.

В базовый тампонажный раствор добавить пенообразователь (0,3 %). Перемешать на высокоскоростном миксере фирмы «CHANDLER» при 1500 об/мин в течении 3 минут. Полученный раствор с устойчивой пеной разлить в мерные цилиндры на 250 мл. Вспенивающая способность определяется замером максимальной высоты столба пены с помощью градуированной шкалы, нанесенной на поверхности мерного цилиндра. Раствор с одного цилиндра слить в емкость для перемешивания, добавить 0,3 % пеногасителя, перемешать на высокоскоростном миксере фирмы «CHANDLER» при 1500 об/мин в течении 3 минут. Вылить полученный раствор в мерный цилиндр. Замерить высоту столба пены. Рассчитываем показатель эффективности пеногашения (ПЭП), %. Данные по эксперименту приведены диаграмме 4.

n1

 

Диаграмма 4. Экспериментальные данные физико-химического пеногашения тампонажного раствора при методе ввода пеногасителя с перемешиванием.

Экспериментально доказано, что физико-химическое пеногашение наиболее эффективно при вводе пеногасителя при перемешивании. Наибольший показатель пеногашения у пеногасителя «Пента 465» — 82 % («Пента 465» изначально создавался как пеногаситель именно для тампонажных растворов, поэтому он так эффективен). Не намного от него отстали «Реален — 1408» (2015) и «Реален — 1408» (2012) (81 % и 80 % соответственно), наименьший показатель у пеногасителя «Defoam» — 74 %. Пеногасящая способность представленных пеногасителей проявляется в первые минуты перемешивания. Замечено, что перемешивание даже при увеличенных оборотах мешалки (4000 об/мин), не дает повторного образования пены.

2.3. Влияние пеногасителей на плотность тампонажного раствора.

На рычажных весах фирмы «FANN» измерить плотность тампонажного раствора. Затем в базовый тампонажный раствор добавить пенообразователь (0,3 %). Перемешать на высокоскоростном миксере фирмы «CHANDLER» при 1500 об/мин в течении 3 минут. В порцию базового тампонажного раствора с пенообразователем добавить пеногаситель (0,3 %). Перемешать на высокоскоростном миксере фирмы «CHANDLER» при 1500 об/мин в течении 3 минут. В полученном растворе замерить плотность. Экспериментальные данные приведены в таблице 3.

 

Таблица 3.Экспериментальные данные по изменению плотности в тампонажном растворе спенообразователем после ввода пеногасителя с перемешиванием.

№п/п Наименованиепеногасителя Поставщик/Производитель Плотностьтампонажнойдсмеси, г/см Отклонение от значения плотности базового тампонажного раствора, %
Плотность базового тампонажного раствора 1,53 г/см3
Плотность базового тампонажного раствора с пенообразователем (0,3%) 1,12 г/см3
1 Реапен 1408 (2015 г.в.) ООО «НПП «Реагент» 1,51 1,3
2 Реапен 1408 (2012 г.в.) ООО «НПП «Реагент» 1,50 1,9
3 Пента 465 (2014 г.в.) ООО «Пента» 1,53 0
4 Peramin Defoam 50 РЕ (2013 г.в.) Импорт, М-I SWACO 1,24 18,9

 

Также был проведен эксперимент по влиянию пеногасителя на плотность базового тампонажного раствора (без добавки пенообразователя). Выявлено, что добавка любого из заявленных пеногасителей в базовый тампонажный раствор не оказывает никакого влияния на плотность полученного раствора.

Как следует из таблицы 3 и из проведенных экспериментов по пеногашению газонаполненного тампонажного раствора, пеногасители «Реапен — 1408» (2015) и «Реапен — 1408» (2012) проявляют хорошие пеногасящие свойства и лишь немного уступают пеногасителю «Пента 465». Пеногаситель «Defoam» допускает отклонение в 18,9 %, хотя при вводе его в базовый тампонажный раствор без пенообразователя, данный пеногаситель на плотность полученной тампонажной смеси не влияет.

  1. Определение относительного динамического коэффициента трения (смазочной

способности пеногасителей).

Для проведения эксперимента по определению динамического коэффициента трения (смазочной способности пеногасителей) используется базовый буровой раствор, приготовленный как в п.1.1. Измерения проводим на тестере предельного давления и смазывающей способности, фирмы «FANN». Аликвоту базового бурового раствора в 200 мл поместить в емкость, опустить в раствор пару блок-кольцо, приложить нагрузку в 150 фунт/дюйм и снять показания. После 3-х параллельных измерений усреднить значения. Затем в базовый буровой раствор добавить отмеренное количество пеногасителя и замерить динамический коэффициент трения при приложенной нагрузке. Результаты эксперимента представлены в таблице 4.

 

Таблица 4.Экспериментальные данные по определению динамического коэффициента трения (смазочной способности) пеногасителей при добавлении их в базовый буровой раствор.

№п/п Наименование состава раствора Добавка пеногасителя, % % снижения коэффициента трения
1 Базовый буровой раствор 0,0 -
2 Базовый буровой раствор + Реапен 1408 (2015 г.в.) 1,0 52
2,0 60
3,0 76
4,0 88
3 Базовый буровой раствор + Реапен 1408 (2012 г.в.) 1,0 51
2,0 70
3,0 88
4,0 90
4 Базовый буровой раствор + Пента 465 (2014 г.в.) 1,0 -
2,0 -
3,0 -
4,0 -
5 Базовый буровой раствор + Peramin Defoam 50 РЕ (2013 г.в.) 1,0 -
2,0 -
3,0 -
4,0 -

 

Как видно из таблицы, пеногасители «Реапен — 1408» (2015) и «Реапен — 1408» (2012) хорошо влияют на смазывающую способность бурового раствора. Эти пеногасители маслянистые на ощупь, их молено использовать как добавку к буровым растворам в качестве смазки, помимо основного применения (пеногашение). Пеногасители «Пента 465» и «Defoam» не оказывают существенного влияния на смазывающую способность бурового раствора.

Заключение и выводы:

Образец пеногасителя «РЕАПЕН 1408», партия от 02.06.2015, (ООО «НПП «Реагент», г. Казань), предназначенный для физико-химического пеногашения в буровых и тампонажных растворах был протестирован в лаборатории буровых и тампонажных растворов ОАО «ТомскНИПИнефть». Для выявления сравнительных характеристик были выбраны образцы пеногасителей: Реапен 1408 (2012 г.в.) ООО «НПП «Реагент», Пента 465 (2014 г.в.) ООО «Пента» и Peramin Defoam 50 РЕ (2013 г.в.) Импорт М-I SWACO. Данные пеногасители заявлены как пеногасящие агенты для буровых и тампонажных растворов.

По результатам проведенных испытаний и экспериментов можно сделать следующие выводы:

  1. Пеногасящая добавка «Реапен 1408», партия от 02.06.2015, как и выбранные добавки для сравнения, в концентрации эксперимента 0,3%, хорошо справляются с пеной и повторного пенообразования не обнаруживают, даже при увеличении количества оборотов на миксере при перемешивании, когда реализуется захват большего объема воздуха.
  2. Введение в базовый буровой или тампонажный растворы с пенообразователем пеногасителей «Реапен — 1408» (2015) и «Реапен — 1408» (2012), сверху, без перемешивания позволяет эффективно удалять поверхностную пену, а с перемешиванием — восстанавливать плотность бурового и тампонажного растворов до первоначальной..
  3. Добавка любого из заявленных пеногасителей в базовый тампонажный или буровой раствор (без пенообразователя) не оказывает никакого влияния на плотность полученного раствора. При использовании базовых растворов с пенообразователем и добавлении к ним соответствующих пеногасителей было выявлено, что пеногасители «Реапен — 1408» (2015) и «Пента 465» обладают хорошим пеногашением и сравнимы по эффективности. Пеногаситель «Defoam» допускает значительное отклонение плотности от нормы для заявленных буровых и тампонажных смесей.
  4. Пеногасящие добавки реапен 2015 и реапен 2012 помимо пеногасящих свойств обладают достаточной смазывающей способностью, обладают сравнительно низким динамическим коэффициентом трения. Можно рекомендовать использовать их как смазочную добавку к буровым растворам.
  5. Плотность пеногасителя «Реапен — 1408» (2015), равная 0.84 г/см3, меньше

 

о

плотности пеногасителя «Пента 465», которая равна 0.99 г/см , а в исследуемый буровой и тампонажный растворы эти реагенты вводятся в одинаковом объеме — расход пеногасителя «Реапен —     1408» (2015) для достижения приведенных показателей

эффективности будет на 15% меньше, чем «Пента 465».

Таким образом, по итогам проведенной работы можно сделать выводы о том, что пеногасящая добавка «Реапен 1408», партия от 02.06.2015, хорошо показала себя в экспериментах по пеногашению, «схлопыванию» пены и восстановлению плотности заявленных буровых и тампонажных растворов, и не уступает в свойствах широко известной и применяемой пеногасящей добавке «Пента 465». Помимо этого, «Реапен 1408», партия от 02.06.2015, как и «Реапен 1408» 2012 г.в., может использоваться как смазочная добавка к буровым растворам.

 

ОАО «ТомскНИПИнефть»

Лаборатория буровых и тампонажных растворов, адрес: г. Томск, пр. Мира 72, тел.: 61-18-92 Аттестат аккредитации № RA.RU.0001.516069, дата начала действия 10.12.2014 г

 

Инженер 1 категорииn1

Инженер 1 категории

Зав. ЛБиТР:

 

 

Не подлежит копированию и перепечатке без разрешения лаборатории.

Комментарии запрещены.