Главная
АИ #17 (303)
Статьи журнала АИ #17 (303)
Сравнительный анализ смазывающих свойств буровых растворов в паре трения «металл...

Сравнительный анализ смазывающих свойств буровых растворов в паре трения «металл-металл»

Цитирование

Аль-Зарафа А. М., Аль-Амоди А. С. Сравнительный анализ смазывающих свойств буровых растворов в паре трения «металл-металл» // Актуальные исследования. 2026. №17 (303). URL: https://apni.ru/article/14951-sravnitelnyj-analiz-smazyvayushih-svojstv-burovyh-rastvorov-v-pare-treniya-metall-metall

Аннотация статьи

В исследовании представлены результаты анализа смазывающих свойств различных буровых растворов в паре трения «металл-металл». Анализ выполнен на основе экспериментальных данных, полученных другими авторами с использованием машины трения ИИ 5018 при фиксированной нагрузке 40 кг и скорости вращения 110 об/мин. Исследованы глинистые, биополимерные, полимерглинистые, безглинистые карбонатные и куганакские буровые растворы с добавками смазочных материалов ФК 2000, ФК 2000+ и Лубриол в концентрациях 0,5%, 1,0% и 1,5%. Определены значения момента трения, коэффициента трения и скорости изнашивания для каждой композиции. Установлено, что полимерглинистый раствор с 0,5% Лубриола обеспечивает минимальный коэффициент трения, а полимерглинистый раствор с 1,5% ФК-2000+ демонстрирует наилучшую износостойкость. Выявлена нелинейная зависимость трибологических характеристик от концентрации смазочной добавки.

Текст статьи

Введение

В настоящем анализе оцениваются трибологические характеристики пяти систем буровых растворов с тремя смазочными добавками при различных концентрациях. Экспериментальные данные получены другими исследователями на машине трения ИИ 5018 при нагрузке 40 кг и скорости 110 об/мин. Основные параметры: момент трения, коэффициент трения и скорость изнашивания. Пять базовых систем включали глинистый, биополимерный, полимерглинистый, безглинистый карбонатный и куганакский растворы. Добавки (ФК 2000, ФК 2000+, Лубриол) испытывались при концентрациях 0,5%, 1,0% и 1,5%. Сравнение параметров выявляет оптимальные составы для двух приоритетов: минимизации трения и максимальной защиты от износа [1, с. 30-37; 2, с. 49-51]. Теоретический обзор трибологии буровых растворов представлен в статье авторов [5, с. 125-131], а аналогичные исследования ранее проводились проводились другими исследователями [3, с. 10-14; 4, с. 6-10].

Для глинистого и биополимерного буровых растворов с возрастающими концентрациями добавки ФК 2000 (0%, 0,5%, 1,0%, 1,5%) глинистый раствор демонстрирует устойчивое прогрессивное снижение момента трения по мере увеличения концентрации добавки, достигая минимума при 1,5% ФК 2000. Биополимерный раствор проявляет нерегулярное поведение: момент трения возрастает при 0,5% добавки, затем постепенно снижается при более высоких концентрациях. Глинистый раствор реагирует на добавку ФК 2000 более систематически и благоприятно, чем биополимерная система (рис. 1).

image.png

Рис. 1. Графическая зависимость момента трения от различных компонентов бурового раствора

Для безразмерного коэффициента трения, соответствующего тем же экспериментам, глинистый раствор показывает устойчивое снижение с 0,0035 (без добавки) до 0,0032 при 1,5% ФК 2000. Для биополимерного раствора коэффициент трения сначала возрастает с 0,0034 до 0,0038 при добавлении 0,5% ФК 2000, затем постепенно падает до 0,0033 при концентрации 1,5%. Глинистая система обеспечивает более предсказуемое и эффективное снижение трения по сравнению с биополимерной системой (рис. 2).

image.png

Рис. 2. Графическая зависимость коэффициента трения от различных компонентов бурового раствора

image.png

Рис. 3. Графическая зависимость скорости изнашивания от различных компонентов бурового раствора

Сравнение скоростей изнашивания полимерглинистого, безглинистого карбонатного и куганакского растворов с добавками Лубриол и ФК-2000+ при трех концентрациях показывает, что полимерглинистый раствор с 1,5% ФК-2000+ достигает наименьшей скорости изнашивания 0,00046 мм/ч, являясь наиболее износостойкой композицией. Полимерглинистый раствор с Лубриолом показывает умеренные скорости изнашивания, снижающиеся с увеличением концентрации. Куганакский раствор демонстрирует значительно более высокие скорости изнашивания (примерно на порядок выше) (рис. 3).

Коэффициенты трения для полимерглинистого, безглинистого карбонатного и куганакского растворов с добавками Лубриол и ФК-2000+ показывают, что полимерглинистый раствор с 0,5% Лубриола достигает наименьшего коэффициента трения 0,00061. Увеличение концентрации Лубриола до 1,0% вызывает резкий рост коэффициента трения на 177%, демонстрируя сильный нелинейный концентрационный эффект. Полимерглинистый раствор с ФК-2000+ сохраняет низкие стабильные коэффициенты трения во всех концентрациях (рис. 4).

image.png

Рис. 4. Графическая зависимость коэффициента трения от различных компонентов бурового раствора

Объединение данных коэффициента трения из двух независимых экспериментальных исследований на единой унифицированной оси показывает, что полимерглинистый раствор с 0,5% Лубриола занимает самую низкую область с коэффициентом 0,00061, что примерно на порядок ниже, чем у лучшего глинистого раствора (0,0032). Полимерглинистая базовая жидкость обеспечивает наиболее благоприятную среду для действия смазки среди всех испытанных систем (рис. 5).

image.png

Рис. 5. Комбинированный графический анализ коэффициента трения для всех двух проведенных испытаний

Выводы:

  1. Для каждого бурового раствора существует оптимальная концентрация смазки; ее превышение приводит к увеличению коэффициента трения. Например, увеличение концентрации смазки «лубриол» с 0,5% до 1% в буровом растворе полимерглинистый приводит к увеличению коэффициента трения на 177,05%. Аналогичный сценарий был выявлен при повышении концентрации ФК-2000, ФК-2000+ и лубриола в буровых растворах биополимерный, полимерглинистый и безглинистый карбонатный соответственно.
  2. Путем объединения и анализа результатов двух экспериментальных исследований в отношении коэффициента трения было установлено, что полимерглинистый буровой раствор с добавкой 0,5% Лубриола демонстрирует наименьшее значение коэффициента трения, равное 0,00061. Это указывает на то, что данная конкретная концентрация и комбинация присадки обеспечивают наиболее эффективное снижение трения среди всех испытанных составов.
  3. С учетом влияния различных концентраций смазочных материалов оптимальная конфигурация бурового раствора зависит от эксплуатационного приоритета: для достижения минимального коэффициента трения наиболее эффективен полимерглинистый раствор с 0,5% лубриола, а для обеспечения минимальной скорости изнашивания наилучшую защиту дает полимерглинистый раствор с 1,5% ФК-2000+. Это завершает задачу определения оптимальной конфигурации бурового раствора с учетом различной концентрации смазочных материалов.

Список литературы

  1. Альсухили М.Х., Гладченко Д.В., Исмаков Р.А., Янгиров Ф.Н. Совершенствование методики изучения триботехнических аспектов работы силовой секции винтовых забойных двигателей // Территория Нефтегаз. – 2014. – № 8. – С. 30-37.
  2. 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.
  3. Hemida M.A.A. The investigation and development of improved tribological properties of drilling fluids during laboratory tests of steel rolling / M.A.A. Hemida, H.C. Lourenço, J. Komakech // Актуальные исследования. – 2026. – No. 10-1(296). – P. 10-14. 
  4. Lourenço H.C. Experimental assessment of tribological properties of polymer-clay and polymer drilling fluids / H.C. Lourenço, M.A.A. Hemida, J. Komakech // Актуальные исследования. – 2026. – No. 9-1(295). – P. 6-10. 
  5. Hemida M.A., Lourenço H.C., Al-Zarafah A.M.A., Komakech J. Molecular mechanisms of polymer brushes and ionic control in drilling fluid tribology / M.A. Hemida, H.C. Lourenço, A.M.A. Al-Zarafah, J. Komakech // Recent scientific investigation : Proceedings of LXXVIII International Multidisciplinary Conference, Shawnee, USA, 02 марта 2026 года. – Shawnee, USA: Internauka, LLC, 2026. – P. 125-131.

Поделиться

8
Обнаружили грубую ошибку (плагиат, фальсифицированные данные или иные нарушения научно-издательской этики)? Напишите письмо в редакцию журнала: info@apni.ru

Похожие статьи

Другие статьи из раздела «Нефтяная промышленность»

Все статьи выпуска
Актуальные исследования

#18 (304)

Прием материалов

25 апреля - 1 мая

осталось 7 дней

Размещение PDF-версии журнала

6 мая

Размещение электронной версии статьи

сразу после оплаты

Рассылка печатных экземпляров

20 мая