Демонтаж КРС. Исходные данные
 Скачать 161.94 Kb.
|
|
2. Выбор бурового раствора для бурения скважин с известными геолого-техническими условиями бурения 2.1. Применяемые промывочные жидкости Буровые растворы выполняют функции, которые определяют не только успешность и скорость бурения, но и ввод скважины в эксплуатацию с максимальной продуктивностью. Основные из них – обеспечение быстрого углубления, сохранение в устойчивом состоянии ствола скважины и коллекторских свойств продуктивных пластов. Выполнение указанных функций зависит от взаимодействия раствора с проходимыми горными породами. Характер и интенсивность этого взаимодействия определяется составом дисперсной среды. Тип бурового раствора, его компонентный состав и границы возможного применения устанавливаются в первую очередь, учитывая геологические условия. Таблица 11 - Параметры промывочной жидкости взяты из ГТН
2.1.1 Обоснование рецептур растворов по интервалам бурения Бурение под направление начинается на глинистом свежеприготовленном растворе. При бурении под направление для снижения ПФ и увеличении вязкости глинистый раствор обрабатывается реагентами КМЦ. При бурении под кондуктор проходят сквозь слой, рыхлых песчаников и неустойчивых глинистых отложений. В связи с этим требуется решать следующие основные проблемы: укрепление стенок скважины, увеличение выносной способности бурового раствора. Данные проблемы решаются с использованием высокоэффективных полимеров - структурообразователей, поддержание низкой температуры, образование прочной фильтрационной корки, создание высокой скорости потока раствора. Для бурения под кондуктор проектом предусматривается буровой раствор, приготовленный из бентонитового глинопорошка, обработанный химическими реагентами. При бурении под кондуктор для обработки бурового раствора применяют КМЦ, КССБ. При бурении под эксплуатационную колонну основные проблемы, которые требуется решать, следующие: предупреждение поглощения раствора и водопроявлений, предупреждение прихвата бурильного инструмента при прохождении через проницаемые пласты и главная проблема- это сохранение коллекторских свойств продуктивного пласта. При бурении под эксплуатационную колонну, для снижения вязкости буровой раствор во всех интервалах бурения, кроме продуктивных, при необходимости обрабатывается НТФ. Для поддержания необходимых значений показателя фильтрации буровой раствор обрабатывается КМЦ и КССБ. Поскольку свойства раствора улучшаются при рН=8-9, в буровой раствор при бурении под кондуктор и эксплуатационную колонну добавляется карбонат натрия или гидроксид натрия для поддержания указанных регламентных рН. 2.1.2 Бурение под кондуктор При бурении под кондуктор используется основной исходный раствор – глинистый буровой раствор приготовленный из глинопорошка или готовый раствор, поработанный на предыдущих скважинах. Данный тип раствора вполне приемлем для бурения данной площади. Еслм в процессе бурения корректно регулировать свойства(=1,16-1,18 г/см3, УВ=30-35 с, ПФ=6-8 см3/30 мин, СНС=25-35(15-20) дПА, pH=8-9) Регулирование фильтрационных характеристик глинистого раствора производится производиться карбоксилметилцелюллозой марки КМЦ-600. Расход на обработку глинистого раствора составляет 0,1-0,8 % КМЦ-600. Ввод готового раствора КМЦ производится во время циркуляции глинистого раствора через всасывающую линию буровых насосов. Для этого глиномешалка устанавливается на приемную емкость буровых насосов. 2.1.3. Бурение под эксплуатационную колону При бурении под эксплуатационную колону на интервале 700-2400м, используется глинистый раствор. В интервале 2400-2880 м (при вскрытии продуктивного пласта),следует перейти на ингибированный раствор, так как в интервале предположительно может наблюдаться сужение ствола скважины вследсвие разбухания глин. Для приготовления бурового раствора используются: Бентонитовый глинопорошок, Na2CO3, NaOH, КМЦ-600, полигликоль, КССБ, барит. Таблица 12 - Параметры бурового раствора на интервалах бурения
2.2. Обоснование параметров бурового раствора выбранного типа При проектировании параметров буровых растворов всегда нужно стремится к тому, чтобы достигались высокие скорости бурения, высококачественное вскрытие продуктивных пластов, предупреждались всевозможные осложнения. Для повышения скоростей бурения плотность, вязкость, содержание твердой фазы, должно быть минимальным, а показатель фильтрации ограничивается лишь при разбуриваний интервалов залегания неустойчивых пород и продуктивных пластов. В этих случаях показатель фильтрации не превышает 10 см3 за 30 мин измерения проводятся на приборе ВМ-6. В связи с опасностью проявления строго нормируется плотность раствора, остальные параметры проектируются исходя из имеющихся научных знаний и опыта промыслового бурения. 3. Уточнение рецептур буровых растворов 3.1. Постановка задачи Объектом исследования является интервал бурения под эксплуатационную колонну 2400-2880м. Необходимость уточнения рецептуры бурового раствора связано с отсутствием данных по показателям качества компонентов на период его приготовления. Связь между регулируемым параметром раствора и содержаниием реагента анализируется с помощью вероятностных методов, т.к. зависимость конкретных значений выходного показателя от переменной величины X (содержание компонента) имеет случайный вероятностный характер. По существу, задача сводится к установлению влияния химических реагентов на основные параметры выбранной модели бурового раствора. Планирование эксперимента – процедура выбора числа и условий проведения опытов, необходимых для решения постановленной задачи. В нашем случае проводится эксперимент на трех уровнях при k-значениях факторов, и при этом в процессе эксперимента осуществляются все возможные комбинации из k-факторов. Такая постановка опытов называется полнофакторным экспериментом. Требуется уточнить рецептуру бурового раствора по эксплуатационную колонну. Для этого исследуем влияние трех химических реагентов: Полигликоль, КМЦ, КССБ. 3.2. Разработка матрицы планируемого эксперимента При планировании эксперимента и анализе его результатов необходимо для каждого фактора выбрать основной уровень и интервал варьирования. Основной уровень рассчитывается по формуле:  (1)По следующей формуле (2) рассчитывается интервал варьирования  (2)Установим границы изменения концентрации (  ) реагентов, (нижний уровень- минимальная концентрация, обозначается -1; верхний уровень- максимальная концентрация, обозначается +1). После выбора параметров оптимизации, факторов и уровней их варьирования производим кодирование факторов.Таблица 13 - Значения варьируемых факторов
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 Yр=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 Yэ=6см3/30 мин, а Yр=6,3 см3/30 мин. Раствор полученный опытным путемудовлетворяет требованиям ГТН, поэтому раствор с данной рецептурой можно использовать при бурении под эксплуатационную колонну. | ||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||
