Выбор бурового раствора для бурения скважин с известными геолого-техническими условиями бурения

 
Таблица 14- Матрица планирования эксперимента

 
 
После проведения опытов средние значения ПФ для выбранного раствора запишем  в таблицу 16 
Таблица 15 - Результаты проведения экспериментов

 
 
 
3.3 Результаты  опытов и их обработка. Заключение  
 
После подготовки матрицы планированного эксперимента выполняются экспериментальные лабораторные работы. 
 
Результаты опытов вносятся в таблицу, и проводится следующая обработка: 

•  
  Проверяется однородность полученных дисперсией параллельных опытов
•  
  Рассчитываются коэффициенты уравнения регрессии, их ошибки и значимость
•  
  Проверяется адекватность выбранной модели
•  
  Определяются оптимальные концентрации исследуемых реагентов

 
После обработки экспериментальных  данных программой STATGRAPHICS получили зависимость ПФ от концентрации применяемых растворов 
Y = 6,125 - 1,125*X1 - 1,375*X2 + 0,125*X3 + 0,375*X1*X2 - 0,625*X1*X3+ 0,125*X2*X3 (3) 
C помощью программы STATGRAPHICS также получили уровни значимости варьируемых факторов. 
 
 
 
Рис. 1. Уровни значимости варьируемых факторов. 
Из графика видно, что ни один из параметров не достигает 95% уровня значимости, тем не менее это не означает, что данные реагенты не эффективны, поэтому для определения оптимальной рецептуры раствора уравнением (3) можно воспользоваться. 
 
Для расчета процентного содержания реагентов при помощи полученного уравнения регрессии необходимо раскодировать его: 
 
;  ; ; 
 
; 
 
; 
 
. 
 
Подставим полученные значения в уравнение (3) и получим 
 
 (4) 
 
Для расчета зададимся следующими концентрациями реагентов x₁=0,3%; x₂=1,5%; x₃=4%. При определении показателя фильтрации были выбраны средние концентрации Полигликоль, КМЦ и КССБ. Подставим эти значения в уравнение (4) и получим значение Y_р=6,3 см³/30 мин. 
 
Приготовим раствор с полученной рецептурой, имеющим параметры, представленные в табл. 16. 
 
Таблица 16 - Параметры оптимального бурового раствора при бурении под эксплуатационную колонну 

 
Полученный раствор имеет показатель фильтрации Y_э=6см³/30 мин, а Y_р=6,3 см³/30 мин. Раствор полученный опытным путем удовлетворяет требованиям ГТН, поэтому раствор с данной рецептурой можно использовать при бурении под эксплуатационную колонну.  
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 глинопорошка определяется по формуле: 
 
 (15) 
 
где q_г – количество глинопорошка, необходимое для приготовления 1 м³ глинистого раствора. 
 
 (16) 
 
rгде _Г r– плотность сухого глинопорошка, _Г=2,6 г/см³, 
 
r_В r– плотность воды, взятой для приготовления бурового раствора, _В=1,0 г/см³, 
 
r_Р r– плотность бурового раствора, _Р=1,21 г/см³, 
 
m – влажность глинопорошка, 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 17. 
 
Таблица 17

 
 
 
5. Приготовление буровых  растворов 
 
5.1. Технология приготовления бурового раствора 
Процесс приготовления буровых растворов включает в себя три технологические операции: 

1.  
   Приготовление исходного раствора;
2.  
   Обработка его реагентами для обеспечения требуемых параметров стабильности и тиксотропии;
3.  
   Обеспечение требуемой плотности в случае разбуривания пластов с аномальными давлениями.

 
Исходный раствор готовится по требуемой плотности смешением, как правило, дисперсной среды и дисперсной фазы. Например при приготовлениях глинистых растворов – смесь воды и глины (глинистая суспензия). Технология обработки раствора реагентами должна предусматривать очередность и способ ввода реагентов; их дозирования и время перемешивания предусмотренными техническими средствами, контроль параметров. 
5.2. Выбор оборудования для приготовления растворов 
В современных условиях бурения для приготовления БПЖ используются следующее оборудование: блок приготовления раствора БПР-70 или БПР-40 с выносными гидроэлектрорными смесителями и загрузочными воронками, емкости циркулярной системы с гидравлическими и механическими перемешивателями, диспергатором и насосами. 
 
Для буровой установки БУ-3000 выбирается следующее оборудование для приготовления растворов: Резервуары для размещения бурового раствора, сито вибрационное, дегазатор, пескоотделитель, илоотделитель, глиноотделители, диспергатор, блок типа БПР-40, блок для хранения жидких химических реагентов, перемешиватели. 
6. Управление свойствами буровых растворов в процессе бурения скважин 
 
В процессе бурения скважин параметры буровых растворов выходят за пределы регламентированных значений в связи с поступлением шлама, пластовых флюидов, уменьшением потребных концентраций химических реагентов из-за адсорбционных потерь, различных видов деструкций, образования нерастворимых осадков и др. что, в конечном счете, может привести дестабилизации промывочной жидкости (ухудшению показателей: фильтрационных, реологических и структурно-механических), ухудшению показателей её специфических свойств (противоизносных, противозадирных антифрикционных, антикоррозионных и др.) 
 
Разрабатываются мероприятия по предупреждению выхода параметров буровых растворов в процессе проводки скважины за пределы рабочих значений. Руководствуясь известными принципами управления свойствами промывочных растворов, выбираются т или иные технологические и технические средства управления свойствами буровых растворов. При этом решаются следующие вопросы: 

1.  
   Устанавливается периодичность и выбираются средства контроля параметров растворов
2.  
   Обосновываются технология и средства очистки 
3.  
   Производится выбор технологии и средств повторных химических обработок раствора

 
 
 
6.1. Контроль параметров буровых растворов 
В процессе бурения и промывки скважины свойства бурового раствора должны контролироваться с периодичностью, установленной буровым предприятием для данной площади. Показатели свойств бурового раствора не реже одного раза в неделю должны контролироваться лабораторией бурового предприятия с выдачей начальнику буровой 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 начинать контроль плотности и вязкости, газосодержания бурового раствора следует сразу после восстановления циркуляции. Не допускается отклонение плотности бурового раствора (освобожденного от газа), находящегося в циркуляции, более чем на 20 кг/м³ от установленного проектом величины. 
 
При вскрытии газоносных горизонтов и дальнейшем углублении скважины (до спуска очередной обсадной колонны) должен производиться контроль бурового раствора на газонасыщенность. 
 
Таблица 18 - Периодичность контроля параметров БПЖ 

 
 
 
6.2. Технология  и средства очистки БПЖ 
Эффективная очистка БПЖ от выбуренной породы является важнейшим фактором снижения затрат материалов на регулирование параметров БПЖ, повышения технико-экономических показателей бурения скважин, улучшения качества вскрытия продуктивных пластов. 
 
Очистка БПЖ от выбуренной породы и газа должна осуществляться комплексом средств, предусмотренных проектом на строительство скважины, в последовательности: скважина- блок грубой очистки (вибросито)-дегазатор- блок тонкой очистки (песко и илоотделитель)- блок регулирования твердой фазы (гидроциклонные глиноотделители, центрифуга). 
 
При выборе оборудования для очистки раствора учитываются конкретные условия бурения и следующие требования: