Буровые промывочные растворы

 

Коэффициенты  уравнения регрессии рассчитаем по формулам После всех расчетов уравнение (4) примет вид:

     (7)

Статистическая значимость коэффициентов уравнения (7) проверяется  по условию b_i£2Db_i, где 2Db_i – доверительный интервал. Если это условие выполняется, то коэффициенты незначимы и члены уравнения (b_i) с незначимыми коэффициентами отбрасываются.

Граница доверительного интервала  определяется по формуле:

где t_kp – критическое значение критерия Стьюдента,

S(b_i) – средняя квадратичная ошибка коэффициентов уравнения регрессии.

где S(y) – ошибка эксперимента,

где S²(y) – дисперсия воспроизводимости, определяемая по формуле:

Для полнофакторного эксперимента ошибки всех коэффициентов равны  между собой.

Критическое значение критерия Стьюдента  выбирается по таблице 8 [1] в зависимости  от числа степеней свободы f=8(3-1)=16 и заданного уровня значимости p=0,05 (t_kp=2,12).

Тогда: Db_i=2,12×0,28=0,59 и 2Db_i=1,18.

Следовательно, коэффициенты b₁₂, b₁₃, b₂₃, b₁₂₃ статистически не значимы и уравнение (7) примет вид:

  (8)

Гипотеза об адекватности уравнения  регрессии проверяется по условию: F_p£F_T, где

F_p,F_T – расчетное и табличное значения критерия Фишера.

  Расчетное значение F_p определяется по формуле:

где S_ад² – дисперсия адекватности, определяемая по формуле:

    (9)

где l – количество значимых коэффициентов уравнения регрессии,

`y_u – расчетное значение параметра оптимизации для каждого опыта.

Для составления таблицы 20 в уравнение (8) подставляем для каждого опыта  значения X₁, X₂, X₃ из таблицы 18 и подсчитываем значения y_u.

Таблица 20

Расчетные и экспериментальные значения параметра оптимизации

Номер опыта	`Yu	Yu	`Yu –Yu	(`Yu –Yu)2
1	16,7	15	+1,7	2,89
2	11	12,4	-1,4	1,96
3	12	12,6	-0,6	0,36
4	10,3	10	-0,3	0,09
5	10	11,08	-1,08	1,16
6	9,3	8,48	+0,82	0,67
7	8,7	8,68	+0,02	0,0004
8	6,3	6,08	+0,22	0,048
å				7,1784

Определим расчетное значение критерия Фишера:

Табличное значение критерия Фишера определяется для соответствующих  степеней свободы: f_ад=N-l; f_E=N(r-1) и принятого уровня значимости p=0,05 из таблицы 10 [1].

F_т=3,0 для f_ад=4; f_E=16. F_p <F_T=3,0, следовательно уравнения (7) и (8) адекватны.

3.4. Определение оптимальной концентрации реагентов

 

Для определения оптимальных  концентраций химреагентов перейдем от кодированных значений переменных уравнений (7) и (8)  к натуральным значениям, используя формулу:

     (10)

где X_i – кодовое значение i-го фактора,

x_i – натуральное текущее значение i-го фактора,

x_i0 – начальный уровень фактора,

Dx_i – интервал варьирования i-го фактора.

Соответствующие значения переменных подставим в (8):

 (11)

Уточненные концентрации химреагентов определяют из уравнения (11), задаваясь  требуемым значением выходного  показателя и минимальными значениями концентраций наиболее дефицитных или дорогих реагентов.

Определим концентрацию гипана при [ПФ₃₀]=4 см³, гипан x₁=3%, ЛСТП x₂=2,0%.

4=17,04-0,433×3 – 1,95×2-1,96× x₃,

x₁=5% x₂=1% x₃=3%

Результаты расчета на программе  «Statgraphics» приведены в приложении 1.

На заключительном этапе эксперимента приготовили раствор 0,5 л по уточненной рецептуре с вводом всех проектных  добавок (использовался экспериментальный пеногаситель «Триксан»).

Параметры полученного раствора:

r=1,09 г/см³,

УВ=24 с,

ПФ=7 см³/30 мин,

РН=8,

СНС_1/10=10/17 мгс/см².

Данный раствор по показателям  плотности, условной вязкости и  pH удовлетворяет принятым нормам. Для понижения показателя фильтрации на 2-3 единицы  необходимо увеличить концентрацию гипана на 1-2%. А для снижения СНС необходимо увеличить концентрацию  кальцинированной соды.

 

4. Определение потребного количества растворов, расхода компонентов по интервалам бурения

 

Определим потребное количество бурового раствора V, для бурения скважины.

    (12)

где  V_П – объем приемных емкостей, буровых насосов и желобов, V_П=50 м³,

a – коэффициент запаса бурового раствора, a=1,5,

V_С – объем скважины в конце интервала бурения с промывкой данным раствором,

V_Б – объем бурового раствора, расходуемого в процессе бурения интервала при поглощениях, очистке от шлама и т. д.

     (13)

где D_i –   диаметры скважины по интервалам бурения,    [ 2 ]

l_i – длины интервалов скважины постоянного диаметра.

                       (14)

где n_i – нормы расхода бурового раствора на 1 м проходки по интервалам бурения.

Тогда количество бурового раствора, потребного для бурения скважины будет равно:

Количество глинпорошка определяется по формуле:

     (15)

где  q_г – количество глинпорошка, необходимое для приготовления 1 м³ глинистого раствора.

     (16)

где  r_Г – плотность сухого глинпорошка, r_Г=2,4 г/см³,

r_В – плотность воды, взятой для приготовления бурового раствора, r_В=1,0 г/см³,

r_Р – плотность бурового раствора, r_Р=1,1 г/см³,

m – влажность глинпорошка, m=0,07.

Количество воды для приготовления  бурового раствора определяется по формуле:

     (17)

где q_В – количество воды для приготовления 1 м³ бурового раствора.

    (18)

Полученные данные для наглядности  сведем в таблицу 21.

Таблица 21

№	От	До	Di, мм	Li, м	VС, м3	VБ, м3	V, м3	qг, кг/м3	QГ, м3	qВ, кг/ м3	QВ, м3
1	0	30	393,7	30	3,66	3,65	59,14	183	10823	915	54,1
2	30	500	295,3	470	32,12	32,1	80,28		–		73,5
3	500	2500	215,9	2000	73,29	73,2	183,14		–		167,6
S				2500	109,07	108,95	322,6		10823		295,2

 

5. Приготовление буровых растворов

5.1. Технология приготовления бурового раствора

 

Процесс приготовления бурового раствора включает в себя три технологические операции:

а) приготовление исходного раствора;

б) обработка его реагентами для  обеспечения требуемых параметров;

в) обеспечение требуемой плотности в случае разбуривания пластов с аномальным давлением.

Исходный раствор готовится  по требуемой плотности смешением  дисперсной среды (вода) и дисперсной фазы (глинопорошок).

Технология обработки раствора реагентами должна предусматривать очередность и способ ввода реагентов. Их дозирование и время перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров должны производиться согласно регламенту.

 

5.2.  Выбор оборудования для приготовления растворов 

 

В современных условиях бурения для приготовления бурового раствора используется следующее оборудование: блок приготовления растворов БПР-70 с выносными гидроэжекторными смесителями и загрузочными воронками, емкости циркуляционной системы с гидравлическими и механическими перемешивателями, диспергатор, насосы.

В таблице 22 приведен состав оборудования для приготовления и очистки  бурового раствора, применяемый в  УУБР.

 

 

 

 

 

Таблица 22

Оборудование для приготовления  и очистки бурового раствора

Название	Типоразмер или шифр	Количество, шт	Показатель
Блок очистки
Вибросито	СВ-1л	2	Общая площадь раб. поверхности 2,4-4,8 м3
Илоотделитель гидроциклонный	ИГ-45М	1	Пропускная способность – 45 л/с Размер удаляемых на 95% частиц плотностью 2,6 г/см3 – 0,08 мм Допустимые потери раствора – 2%
Центрифуга	СГШ-500	1	Нет данных
Дегазатор	ДВС-2	1	Пропускная способность – 55 л/с Допустимое остаточное газосодержание в растворе – 2%
Насос шламовый	6Ш8	2	Нет данных
Насос водяной	1,5К6	1	Нет данных
Емкость	–	1	10 м3
Емкостный блок
Емкость приемная	–	2	40 м3
Перемешиватели механические	–	4	Частота вращения лопастного вала – 45-90 об/мин
Емкость долива	–	1	Емкость – 15 м3
Глиномешалка	МГ2-4Х	1	Нет данных
Гидромешалка	–	1	Емкость – 30 м3
Емкость водяная	–	1	Емкость – 8 м3
Емкость дозировочная	–	1	Емкость – 0,2 м3
Емкость доливная	–	1	Емкость – 50 м3
Емкость для раствора	–	1	Емкость – 50 м3
В растворном узле кран поворотный	8КП-2	1	Нет данных

6. Управление свойствами растворов в процессе бурения скважин

В процессе бурения скважин параметры  буровых растворов выходят за  пределы регламентированных значений в связи с поступлением шлама, пластовых флюидов и т. д. Это приводит к дестабилизации промывочной жидкости.

Такого негативного влияния  необходимо избегать. Это достигается  путем:

• периодического контроля  параметров бурового раствора;
• выбора технологии и средств очистки бурового раствора;
• выбора средств повторных химических обработок раствора.

6.1. Контроль параметров буровых растворов

 

Показатели свойств бурового раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового предприятия с выдачей буровому мастеру результатов и рекомендаций по приведению параметров раствора к указанным в проекте.

Перед и после вскрытия пластов  с АВПД, при возобновлении промывки скважины после СПО, геофизических исследований, ремонтных работ и простоев, необходимо начинать контроль плотности и вязкости. Контроль газосодержания в буровом растворе следует начинать сразу после восстановления циркуляции.

При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны)  должен проводиться контроль бурового раствора на газонасыщенность.

В данном случае можно руководствоваться  таблицей 23.

Таблица 23

Периодичность контроля параметров бурового раствора

Параметр	Частота измерений параметров
	Неосложненное бурение	Бурение в осложненных условиях	При начавшихся осложнениях или  выравнивании раствора
Плотность, УВ	Через 1 ч	Через 0,5 ч	Через 5-10 мин
ПФ	1-2 раза в смену	2 раза в смену	Через 1 ч
СНС	1-2 раза в смену	2 раза в смену	Через 1 ч
Температура	–	2 раза в смену	Через 2 ч
Содержание песка	2 раза в смену	2 раза в смену	–