• Гідрологія і Гідрометрія
• Господарське право
• Економіка будівництва
• Економіка природокористування
• Економічна теорія
• Земельне право
• Історія України
• Кримінально виконавче право
• Медична радіологія
• Методи аналізу
• Міжнародне приватне право
• Міжнародний маркетинг
• Основи екології
• Предмет Політологія
• Соціальне страхування
• Технічні засоби організації дорожнього руху
• Товарознавство продовольчих товарів

Основні теоретичні положення

Густина промивної рідини для розкриття продуктивного пласта вибирається із врахуванням нерівності .

Технічними правилами ведення бурових робіт рекомендується наступне співвідношення густини промивної рідини і коефіцієнта аномальності: для свердловин до 1200 м — , для більш глибоких свердловин . У дійсності досить часто ці рекоменда­ції не виконуються. Між свердловиною і привибійною зоною пласта завжди виникають великі різниці тисків. Під високим диференційним тиском в продуктивні пласти проникає не тільки фільтрат промивної рідини, але також і тверда фаза, особливо, коли в пластах є тріщи­ни або іншого роду великі канали.

Проникнення в пласт промивної рідини та її фільтрату веде до змі­ни структури порового простору і проникності привибійної зони. Ступінь її зміни залежить від багатьох факторів і зменшується по мі­рі віддалення від свердловини. У гранулярному пласті всю область, в яку проникли промивна рідина і фільтрат, умовно можна поділити на дві зони: зону кольматації, яка прилягає до свердловини, і зону проникнення фільтрату.

Зниження проникності колектора під дією фільтрату промивної рі­дини, як правило, набагато менше, ніж в результаті кольматації час­тинами твердої фази. Однак глибина проникнення фільтрату в пласт у багато разів більша товщини зони кольматації. Інтенсивніше фільтрат проникає в пласт у період буріння і промивки свердловини. Після припинення промивки швидкість проникнення фільтрату зменшуєть­ся внаслідок утворення малопроникної кірки на стінках свердлови­ни, так і в результаті зменшення порового тиску в промивній рідині в спокої. У першому випадку оцінити мінімально можливий радіус зони проникнення фільтрату за час промивки свердловини можна наступним чином.

Нехай швидкість динамічної водовіддачі промивної рідини В_g, товщина пласта h, радіус свердловини r_c. За час t промивки свердловини при бурінні в пласт проникає наступний об’єм фільтрату V_ф:

. (1.1)

Припустимо, що фільтрат цілком витіснить пластову рідину із від­критих пор пристовбурної зони свердловини. Тоді сумарний об'єм відкритих пор, забрудненої фільтратом зони буде рівний:

, (1.2)

де r_з — радіус зони проникнення; К_оп — відкрита пористість.

Прирівнявши об'єми, одержимо формулу для визначення мінімально можливого радіусу забрудненої зони:

. (1.3)

Для проведення лабораторної роботи в таблиці 1.1 подаються наступні вихідні дані:

1.1.3 Порядок виконання роботи:

1 Згідно з вихідними даними (табл. 1.1) визначити мінімальний радіус зони забруднення Фільтратом пристовбурної зони свердловини (м).

2 Зібрати дані розрахунків інших варіантів, звести їх в табли­цю 1.2, зробити аналіз залежності радіусу зони проникнення від часу розкриття пласта бурінням і пористості.

3 Виходячи із аналізу одержаних результатів, зробити висновки про розкриття продуктивного пласту.

Таблиця 1.1 — Вихідні дані для розрахунку

Таблиця 1.2 — Радіуси зони проникнення та час промивки

1.1.4 Звіт з лабораторної роботи повинен містити:

1) сформульовану мету лабораторної роботи, короткі теоретичні положення з методики розрахунку радіусу забруднення пристовбурної зони свердловини;

2) варіанти завдань в табличній формі, розрахункові дані радіу­сів забруднення всіх варіантів;

3) висновки.

1.1.5 Контрольні запитання

1) Що таке коефіцієнт аномальності?

2) Як він враховується при виборі густини промивної рідини з глибиною?

3) Що таке зона кольматації?

4) Що таке фільтрат і тверда фаза промивної рідини?

5) Формула для розрахунку радіусу зони проникнення фільтрату.

Рекомендована література

1 Испытание нефтегазоразведочннх скважин в колонне (Ю.В.Семенов, В.С.Войтенко и др.). — М.: Недра, 1983.

2 Орлов О.О., Євдощук М.І., Омельченко В.Г., Трубенко О.М., Чорний М.І. Нафтогазопромислова геологія. Підручник. К., Наукова думка. 2005 –425 с.

3.Соловьев Е.М. Заканчивание скважин. — М.: Недра, 1979.

Читайте також:

1. II. ЗАГАЛЬНІ ПОЛОЖЕННЯ.
2. II. Основні закономірності ходу і розгалуження судин великого і малого кіл кровообігу
3. II. Основні засоби
4. II.3. Основні способи і прийоми досягнення адекватності
5. III. Вправи з початкового положення стоячи.
6. Адвокатура в Україні: основні завдання і функції
7. Активне управління інвестиційним портфелем - теоретичні основи.
8. Амортизація основних засобів, основні методи амортизації
9. Артеріальний пульс, основні параметри
10. Банківська система та її основні функції
11. Білорусь. Характеристика положення та господарства країни.
12. Біржові товари і основні види товарних бірж. Принципи товарних бірж.

Переглядів: 477