- •Розділ 1. Первинне розкриття продуктивних пластів при бурінні свердловин
- •Вплив геологічних чинників на збереження природної проникності продуктивних пластів і стійкості привибійної зони свердловин при її розкритті
- •Вплив промивальної рідини на її проникнення в пласт
- •1.4.2 Фізико-хімічні явища у приствольній зоні продуктивного пласта, які впливають на зниження його проникності
- •1.4.3 Буріння свердловин і розкриття продуктивних пластів за допомогою промивальних рідин із органоколоїдними складовими
- •Шляхи підвищення якості первинного розкриття
- •1.4.5 Попередження забруднення продуктивних пластів під час їх розкриття
- •1.4.6 Зміна фільтраційних властивостей порід-колекторів під дією промивальних рідин
- •1.4.7 Застосування пін та газоподібних агентів для розкриття продуктивних пластів
- •1.4.8 Основні вимоги до складу і властивостей промивальної рідини для розкриття продуктивного пласта
- •1.5 Розкриття продуктивних пластів з низькими пластовими тисками
- •1.6 Розкриття продуктивних пластів з аномально-високими пластовими тисками
- •1.7 Технологія розкриття пластів при рівновазі пластового та вибійного тисків
- •1.8 Основи якісного розкриття продуктивних пластів
- •1.9 Оцінювання якості розкриття продуктивних відкладів при бурінні свердловини
- •1.9.1 Оцінювання якісного розкриття продуктивного пласта
- •1.9.2 Оцінювання радіусу зони проникнення фільтрату за час промивання свердловини
- •1.9.3 Визначення проникності та оцінювання ступеня забруднювальної дії промивальної рідини на колектор
- •1.9.4 Оцінювання забруднення привибійної зони пласта при визначенні скін-ефекта. Методика оцінювання впливу промивальної рідини на колекторські властивості продуктивного пласта
- •1.9.5 Методи входження у продуктивні пласти
- •1.9.6 Методика вибору методу входження у продуктивний поклад
- •1.10 Впровадження досягнень науково-технічного прогресу в бурінні
- •Вплив заходів нтп на показники ефективності буріння
- •Контрольні запитання
- •Розділ 2. Вторинне розкриття продуктивних пластів
- •2.1. Чинники зниження проникності при вторинному розкритті продуктивних пластів
- •Коефіцієнт гідравлічної досконалості свердловин
- •2.3 Розкриття продуктивних пластів за допомогою кульової перфорації
- •2.4 Розміри каналів, утворених кумулятивною перфорацією
- •2.5 Гідропіскоструминна перфорація
- •2.6 Гідравлічний розрив пласта (грп)
- •2.6.1 Проведення процесу грп
- •2.6.2 Визначення градієнта тиску гідророзриву пласта на основі даних геофізичних досліджень
- •Контрольні запитання
- •Розділ 3. Випробовування та освоєння свердловин
- •3.1 Завдання випробування пластів
- •3.2 Методи випробування продуктивних пластів
- •3.2.1 Випробування пластів у закріплених свердловинах
- •3.2.2 Випробування пластів у процесі буріння свердловини
- •3.3 Виділення об’єктів для випробування
- •3.4 Підготовка ствола свердловини до випробування
- •3.5 Виклик припливу з продуктивного пласта
- •3.5.1 Визначення допустимої депресії на пласт
- •3.5.2 Виклик припливу шляхом заміщення рідини в експлуатаційній колоні
- •Контрольні запитання
- •Розділ 4. Підвищення колекторських властивостей продуктивних пластів
- •4.2 Кислотні обробки порід-колекторів
- •4.3 Розрахунок рецептури азото-спирто-солянокислотної обробки свердловин для інтенсифікації видобування газу
- •Продуктивний пласт; 2 - свердловина; 3 – ультразвуковий генератор;
- •Визначення стану привибійної зони свердловин за результатами гідродинамічних досліджень
- •4.5 Визначення скін-ефекту на основі кривої відновлення тиску
- •Контрольні запитання
- •5.1 Геологічні чинники, які впливають на процес розроблення покладів та їх кінцеве газовилучення
- •5.2 Огляд існуючих методів обмеження припливу
- •5.5.2. Обмеження припливу пластових вод у привибійну зону свердловин за допомогою нафтової емульсії, створеної в акустичному полі
- •5.6 Новітні технології інтенсифікації видобування нафти і газу
- •Новітні способи інтенсифікації припливу вуглеводнів у свердловину
- •Контрольні запитання
- •6.1 Cуть економічного оцінювання розкриття продуктивних пластів
- •3. Чинники розроблення родовища
- •Перелік використаних джерел
2.3 Розкриття продуктивних пластів за допомогою кульової перфорації
Довжину каналу перфорації визначають за формулою:
,
(2.5)
де
–
допустимий зазор між перфоратором і
стінкою свердловини (табл. 2.2);
– товщина
стінки обсадної труби;
– товщина
цементного кільця;
–
глибина
каналу в породі.
Таблиця 2.2 – Мінімально допустимі зазори між перфоратором і стінкою обсадної колони по діаметру
Перфоратор |
Діаметр, мм
|
Густина рідини, кг/яг
|
Мінімальний зазор, мм
|
||||
вид |
тип |
||||||
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
|||
Кумулятивний |
ПК |
80-105 |
1500 |
10–15 |
|||
|
|
|
1600-2300 |
15–22 |
|||
|
ПКО |
73-89 |
1500 |
15–20 |
|||
|
|
|
1600-2300 |
22–30 |
|||
|
ПКС, КПР |
65-105 |
1500 |
15–20 |
|||
|
|
|
1600-2300 |
22–30 |
|||
|
ПР, КПР, ПКС |
33-65 |
800-1000 |
5–8 |
|||
Кульовий |
ПВН, ПВТ, |
70-90 |
800-2300 |
25 |
|||
|
ПВК |
|
|
|
|||
Товщина стінки труби та товщина цементного кільця визначаються конструкцією свердловини і є відомими. Глибину каналу перфорації в породі обчислюють за рівнянням:
(2.6)
де
–
маса
кулі;
– швидкість
кулі на вході в породу;
– площа
перерізу кулі;
– коефіцієнт
форми головної частини кулі (
= sin2α,
2α
= 18,5 –90°);
–
густина
породи;
– швидкість
звуку в породі (
=4000
–
4500
м/с).
Щоб
визначити швидкість кулі на вході в
породу, попередньо обчислюють на вході
в цементне кільце
і
втрати цієї швидкості в цементному
кільці
:
(2.7)
Швидкість кулі на вході в цементне кільце знаходять за формулою
(2.8)
де
–
початкова кінетична енергія кулі;
– пробивання
стінки труби (рис. 2.4).
Рисунок 2.4 – Залежність витрат енергії пробивання стінок труби від її діаметра: 1-25; 2-20; 3-12 мм
Залежність витрат енергії кулі на пробивання стінки обчислюють згідно з рис. 2.4.
Початкову енергію кулі визначають за формулою:
(2.9)
де
–
початкова
швидкість кулі (табл. 2.3)
Таблиця 2.3 – Характеристики кульових перфораторів
-
Параметр
Тип перфоратора
ПВН-90
ПВТ-73
ПВК-70
Маса кулі, г
120
120
210
Діаметр кулі, мм
20
20
25
Початкова швидкість кулі, м/с
850
930
750
Маса порохового заряду на одну кулю, г
55
90
75
Втрати швидкості в цементному кільці:
,
(2.10)
де
–
густина
цементного кільця (
=1800
кг/м3);
–
швидкість
звуку в цементному кільці (
=
2900 –
3600
м/с).
Можна розв'язати також і обернену задачу: знаючи довжину каналу в пласті та характеристики перепон, визначають необхідну початкову швидкість руху кулі перфоратора [71].
