ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 03.02.2024
Просмотров: 40
Скачиваний: 0
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
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
| Тип раствора | Параметры бурового раствора | ||||||
| Плотность г/см3 | Вязкость | ПФ, см3/30 мин | СНС, мг/см3 | Толщина корки, мм | pH | ||
| 1 мин | 10 мин | ||||||
| Глинистый | 1,21 | 8 | 6 | 26,3 | 26,9 | 1 | 10 |
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.
4. Определение потребного количества растворов, расхода компонентов по интервалам бурения
Определим потребное количество бурового раствора V, для бурения скважины.
(12)где VП – объем приемных емкостей, буровых насосов и желобов, VП=50 м3,
a – коэффициент запаса бурового раствора, a=1,5,
VС – объем скважины в конце интервала бурения с промывкой данным раствором,
VБ – объем бурового раствора, расходуемого в процессе бурения интервала при поглощениях, очистке от шлама и т. д.
(13)где Di – диаметры скважины по интервалам бурения, [ 2 ]
li – длины интервалов скважины постоянного диаметра.
(14)где ni – 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 qг – количество глинопорошка, необходимое для приготовления 1 м3 глинистого раствора.
(16)где Г – плотность сухого глинопорошка, Г=2,6 г/см3,
В – плотность воды, взятой для приготовления бурового раствора, В=1,0 г/см3,
Р – 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 qВ – количество воды для приготовления 1 м3 бурового раствора.
(18)
Полученные данные для наглядности сведем в таблицу 17.
Таблица 17
| № | От | До | Di, мм | Li, м | VС, м3 | VБ, м3 | V, м3 | qг, кг/м3 | QГ, м3 | qВ, кг/ м3 | QВ, м3 |
| 1 | 0 | 50 | 324 | 50 | 3,66 | 3,65 | 59,14 | 366,9 | 131687,7 | 843 | 49,8 |
| 2 | 50 | 710 | 245 | 710 | 33,45 | 48,49 | 80,28 | – | 67,7 | ||
| 3 | 710 | 2880 | 168 | 2880 | 63,8 | 105,41 | 183,14 | – | 154,4 | ||
| | | 2880 | 101 | 157,55 | 358,92 | | 131686,7 | | 271,9 | ||
5. Приготовление буровых растворов
5.1. Технология приготовления бурового раствора
Процесс приготовления буровых растворов включает в себя три технологические операции:
-
Приготовление исходного раствора; -
Обработка его реагентами для обеспечения требуемых параметров стабильности и тиксотропии; -
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: