Page 10 - 4815
P. 10

               4   , 1   69  
                   Р    1150  , 9   81         (    1400  50 )  15  2 ,  МПа;
                    п
                                     , 0  394   , 0  14 
               Індекс  тиску  поглинання  визначаємо  як  відношення  Р   до
                                                                          п
        гідростатичного тиску стовпа води.
                             15  2 ,  10 6
               Тоді  К                     , 1 11
                          1000   8 , 9  1400
                      п
               1.2 Дослідження поглинаючих горизонтів
               У  свердловинах,  де  поглинаючі  пласти  мають  розгалужену
        систему  тріщин  з  різним  ступенем  розкриття,  які  затампонувати
        дуже важко, проводять гідродинамічні дослідження (ГДД).
               Для  вибору  ефективного  способу  ліквідації  поглинання
        бурового  розчину  необхідно  мати  такі  достовірні  дані  про  зону
        поглинання:
                    геометричну         характеристику         поглинаючого
        пласта (товщина, діаметр свердловини в зоні поглинання);
                    літологію пласта;
                    розміри каналів поглинання та їх різновид;
                    тиск поглинання (пластовий тиск).
               Мета  дослідження  –  побудувати  емпіричну  залежність  між
        інтенсивністю поглинання та перепадом тиску (індикаторну лінію)
        для  поглинаючого  пласта  і  вибрати  на  основі  цих  досліджень,
        ефективний спосіб ліквідації поглинання.
               Суть  ГДД.  У  поглинаючий  пласт  через  відкритий  кінець
        бурильної  колони  закачують  рідину  в  свердловину  і  фіксують
        величину  динамічного  рівня  рідини  в  свердловині  (h д).  Для
        побудови  індикаторної  кривої  в  свердловину  закачують  рідину
        спочатку  з  максимальною  продуктивністю  Q 1,  значення  якої
        приблизно  дорівнює  продуктивності  насоса  Q н  при  бурінні
        свердловини і визначають при цьому ΔР 1, тобто отримують першу
        пару  величин  Q 1  і  ΔР 1.  Закачування  рідини  на  кожному  Q
        продовжують  до  стабілізації  h д.  Далі  дискретно  зменшують  Q  і
        отримують 5÷7 пар значень величин Q і - ΔР і.
               Максимальну  репресію  на  пласт  (ΔР і)  визначають  за
        формулою
                         P    g  h  h ді ,                        (1.7)
                           i
                                      c
        де:  h ді  – усталений динамічний рівень рідини в свердловині при Q і;
              – статичний рівень рідини на початку поглинання рідини.
           h с
               ГДД  проводять  тільки  за  вимушеної  необхідності  в  2÷3
                                           8
   5   6   7   8   9   10   11   12   13   14   15