На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


реферат Состояния ПЗП

Информация:

Тип работы: реферат. Добавлен: 20.05.2012. Сдан: 2011. Страниц: 7. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


ВВЕДЕНИЕ

 
   В настоящее время, разработка месторождений через длительное не прерывное время всегда приводит к тому что, большая часть месторождений становятся трудно извлекаемым, высокой обводненности скважин, возникновению АСПО внутри скважин а так же в ПЗП ….. И все эти ведут к тому что скважина станутся  мало- продуктивными. При этом добыча остается не рентабельной. Поэтому надо применять новое мероприятие по повышению нефтеотдачи пласта, которое основано на результаты и анализа ГДИСа пласта.
   В данной работе была разработана способы  оценки состояния ПЗП, и так же введено методики разработки получивших данных по ГДИСу.
   В работе были использованы несколько графиков, таблиц данных и результатов, полученных на практической разработке малодебитных скважин на некоторых месторождениях ОАО "Оренбургнефть" 

    СПОСОБЫ ОЦЕНКИ СОСТОЯНИЯ  ПЗП
  Из  практических материалов анализа причин снижения производительности скважин видно, что малодебитность может быть обусловлена естественными факторами (низкая проницаемость пород, малая толщина пласта и высокая вязкость нефти) и искусственными, связанными с загрязнением ПЗП в процессе бурения и эксплуатации.
  В связи с этим обоснование целесообразности эксплуатации скважины при данных технико-экономических  ситуациях следует начинать с выяснения причин ее малодебитности.
  Если  низкий дебит скважины обусловлен эксплуатационными  причинами, то прежде всего необходимо проводить работы по восстановлению коэффициента продуктивности скважины.
  В табл. 6.6 приведены примеры существенного  увеличения дебитов скважин после проведения обработок призабойной зоны пласта.
  Как было показано выше, состояние ПЗП определяется коэффициентом гидродинамического совершенства скважины при соответствующем техническом вскрытии пласта бурением, перфорацией и изменением ПЗП в процессе эксплуатации.
  Методика  оценки состояния ПЗП после вскрытия пласта при первичном освоении включает в себя следующие этапы:
    вызов притока жидкости из пласта известными способами с регулярным почасовым замером дебита скважины до выполаживания кривой зависимости дебита во времени, т.е. Q = fit);
    проведение исследований для определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины на данный период, принимаемого за характеристику состояния ПЗП после освоения скважины;
Таблица 1.1
    Результаты  обработки призабойной  зоны пласта малодебитных скважин на некоторых месторождениях ОАО "Оренбургнефть" 

 
    Вид ОПЗ 
     
Номер сква-
жины
                          Дебит нефти
    до ОПЗ
после ОПЗ
дата т/сут дата т/сут
        Бобровское  месторождение
   
Гидроразрыв пласта 1043 16.02.96 г. 0,00 31.03.96 г. 1,70
Гидрокислотный  разрыв пласта 0923 04.03.96 г. 2,70 31.03.96 г. 6,80
Гидрокислотный  разрыв пласта  с соляной кислотой
2063 06.06.96 г. 1,00 31.01.97 г. 6,20
Соляно-кислотная  обработка с ПАВ 0474 28.02.97 г. 1,50 31.03.97 г. 4,40
        Покровское  месторождение
   
Гидравлический  разрыв пласта 0910 19.06.96 г. 1,70 30.06.96 г. 4,50
      Сорочинско-Никольское месторождение
 
Гидрокислотный  разрыв пласта
0800 01.10.96 г. 4,10 31.11.96 г. 22,10
    То же
0801 25.10.96 г. 3,70 30.11.96 г. 12,70
Соляно-кислотная  обработка 1492 31.01.97 г. 2,70 28.02.97 г. 4,50
Промывка  горячей нефтью 1578 28.02.97 г. 0,00 31.03.97 г. 6,70
Обработка ПАВ с растворителем 0227 31.05.96 г. 2,00 31.01.97 г. 4,50
Соляно-кислотная  обработка 0392 29.02.96 г. 6,10 31.01.97 г. 21,60
    То же
1414 31.05.97 г. 0,20 30.06.97 г. 17,20
Гидрокислотный  разрыв пласта 1626 30.09.97 г. 2,00 31.10.97 г. 8,20
Промывка  горячей нефтью 1611 31.07.97 г. 0,20 31.08.97 г. 7,80
 
    длительное  извлечение нефти из пласта (5-30 сут) с регулярным отбором проб нефти (5-24 раза в сутки) для анализа содержания в ней фильтрата, глины или бурового раствора. В этот период, как правило, происходят самопроизвольная очистка и улучшение проницаемости ПЗП, и, как следствие, увеличение коэффициента продуктивности скважины. Частичная самопроизвольная очистка ПЗП происходит во время освоения или исследования скважины в течение 1-3 сут, а также при кратковременном периоде ее эксплуатации, а полная - в течение 10-40 сут;
    гидродинамические исследования для оценки состояния ПЗП, а также анализ и использование результатов ранее выполненных испытаний скважин с целью определения коэффициента гидродинамического совершенства скважины. Результаты расчетов покажут, какому состоянию соответствует ПЗП -промежуточной или полной самопроизвольной очистке;
    выбор способа при проведении принудительной очистки ПЗП, в качестве которого могут быть: интенсивное гидровоздействие путем периодического создания депрессий и репрессий с использованием пластовой нефти или создания на пласт большой депрессии и др ; проведение обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ или растворителями, не разрушающими породу; проведение кислотной обработки для растворения веществ, загрязняющих ПЗП;
    освоение скважины и гидродинамические исследования после принудительной очистки ПЗП.
  Для количественной оценки гидродинамического совершенства скважины при оценке состояния ПЗП принимается формула
  
          (1.1)

где ? - коэффициент гидродинамического совершенства скважины; QH с и Qc - дебиты гидродинамический несовершенной и совершенной скважин соответственно; kn и ky - коэффициент проницаемости соответственно призабойной и удаленной зон пласта; RK - радиус контура питания пласта; гс и гпр - радиус гидродинамический совершенной скважины и приведенный несовершенной скважины соответственно.
  Проницаемость призабойной зоны ku отражает ее ухудшение и улучшение при вскрытии пласта, освоении или эксплуатации скважины, а также литологическую неоднородность, различие физико-химических свойств и трещиноватость пород коллектора
Через приведенный радиус скважины оцениваются  аномальные фильтрационные сопротивления от неполноты вскрытия пласта, его литологической неоднородности и трещиноватости. Недостаток метода - трудность определения радиуса контура питания. Нахождение его особенно осложняется в геологоразведочных работах, когда на разведуемой площади имеется только одна скважина. Поэтому радиус контура питания единичной разведочной скважины при ее опробовании условно принимается равным 1000 м. В эксплуатационных скважинах он приравнивается к половине среднего расстояния между исследуемой и соседними скважинами .
  Из  формулы (6.1) видно, что коэффициент гидродинамического несовершенства скважины зависит от двух переменных величин: от коэффициента проницаемости призабойной зоны и приведенного радиуса скважины.
  Если  проницаемость призабойной зоны равна проницаемости удаленной зоны пласта, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет равен единице. Если же во время вскрытия пласта проницаемость призабойной зоны ухудшилась, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет меньше единицы. При образовании в призабойной зоне искусственных трещин проницаемость ее будет улучшена по сравнению с удаленной зоной, и если после вскрытия пласта она не ухудшена, то коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет больше единицы. С увеличением количества трещин, соединенных со стволом скважины, коэффициент гидродинамического совершенства тоже будет увеличиваться.
  Итак, в трещиноватых, пористо-трещиноватых, а также пористых коллекторах при образовании искусственных трещин в ПЗП коэффициент гидродинамического совершенства скважины в зависимости от степени загрязнения трещин может быть меньше, равен или больше единицы.
При условии  равенства проницаемости в призабойной  зоне и удаленных зонах пласта и литологической неоднородности коллекторов коэффициент гидродинамического совершенства скважины будет в основном зависеть от значения степени и метода вскрытия пласта. Например, если по степени вскрытия его скважина совершенна, то коэффициент гидродинамического совершенства ее в основном будет зависеть от плотности и качества перфорации, монолитности самого цементного кольца и плотности сцепления его с фильтрационной поверхностью породы. Чем больше плотность перфорации, глубже перфорационные каналы в породе, тем больше будет гидродинамическое  совершенство  скважин.   При  определенной плотности перфорации в условиях высокой трещиноватости породы и кавернозности ствола, а также торпедировании скважины коэффициент гидродинамического совершенства ее может быть равен, а иногда и больше единицы.
  При немонолитном сцеплении цементного кольца с фильтровой поверхностью скважины или отсутствии этого кольца коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть равен или больше единицы. Таким образом, и в этом случае при соответствующем влиянии одной или нескольких причин коэффициент гидродинамического совершенства скважины может быть меньше, равен или больше единицы. В последних двух случаях, когда коэффициент равен или больше единицы, название его не отражает содержания. Поэтому эту величину следует называть коэффициентом гидродинамического совершенства призабойной зоны пласта. В результате применения какого-либо способа самопроизвольной очистки, а также методов воздействия на пласт изменится дебит скважины. Это будет свидетельствовать об изменении коэффициента гидродинамического совершенства призабойной зоны пласта. Допустим, что после обработки призабойной зоны пласта раствором ПАВ дебит несовершенной скважины увеличился с Q до Qс- Тогда с учетом уравнения (1.1) эффективность обработки:
  
        (1.2)

  Здесь буквенные обозначения параметров с индексом "1" соответствуют их значениям до обработки, а с индексом "2" -после обработки.
  Если  эффективность обработки вызвана  улучшением только проницаемости пористой среды в призабойной зоне, то приведенный радиус скважины будет постоянной величиной, а уравнение (1.2) примет вид
                                                              (1.3)
Во время  обработки призабойной зоны и  освоения скважины, т.е. при прямом и обратном движении раствора или другой технологической жидкости, по всей толщине пласта может промыться зазор между стенками породы скважины и цементным стаканом. В таких случаях значительно повышается фильтрационная поверхность притока жидкости из пласта, а следовательно, увеличивается и приведенный радиус скважины Если    же    проницаемость    призабойной    зоны    остается    без изменений, то уравнение (1.3) преобразуется, т.е. 
    (1.4)

В природе  не существует абсолютно одинаковых скважин по гидродинамическим и технологическим характеристикам. Они отличаются друг от друга геолого-литологическими, физико-химическими, термогидродинамическими, технико-технологическими и другими характеристиками.
  Для оценки состояния призабойной зоны пласта можно использовать кривые восстановления давления в скважине. Обработав их, можно определить значение так называемого скин-фактора, с помощью которого можно найти количественную характеристику гидродинамической связи между скважиной и продуктивным пластом. Рассмотрим этот вопрос подробнее.
    МЕТОД ОПРЕДЕЛЕНИЯ СОСТОЯНИЯ  ПРИЗАБОЙНОЙ ЗОНЫ СКВАЖИНЫ ПО КВД
  Давление  в любой точке пласта (в том  числе на забое скважины) после пуска или остановки скважины с постоянным дебитом зависит от множества факторов и параметров: состояния призабойной зоны, радиуса скважины и ее гидродинамического несовершенства, геометрии границ пласта и т.д.
  
          (2.1)

где рк - давление на контуре питания пласта;Q-дебит скважины на установившемся режиме ее пуска или остановки; µ -динамическая вязкость жидкости; k - коэффициент проницаемости пласта; h - толщина пласта; ръ, r, t…. -безразмерное давление, время и координата точки; S - скин-фактор, введенный Ван-Эвердингером и Херстом (1953 г.); он определяет разность давлений при установившемся режиме фильтрации вокруг скважины, призабойная зона которой имеет проницаемость, отличную от проницаемости удаленной зоны пласта.
  На  рис. 2.1 схематически представлена скважина в двухзональном пласте. В однородном пласте с проницаемостью k находится скважина радиуса гс, а в призабойной зоне пласта наблюдается круговая зона радиуса rs, в которой проницаемость
    Рис. 2.1. Схема скважины со скин-фактором и эпюры распределения давления в двухзональном пласте:
    / - S = 0, ks = k, однородный пласт; II - Si > О, ks < k, ухудшение состояния
проницаемости ПЗП (засорение, кольматаж, различные  отложения и т.д.); /// -5г < 0; ks > k, улучшение ПЗП (возможно, из-за проведения обработок ПЗП-ГРП,СКО, наличия трещин и т.д.) равна ks. Дебит скважины при установившейся плоскорадиальной фильтрации в этом случае выражается формулой :
                     (2.2)

можно судить, что скин-фактор S представляет собой часть общей депрессии на пласт, который расходуется на преодоление дополнительных фильтрационных сопротивлений в зоне с внешним радиусом rs, где проявляется скин-фактор.  
  Учет  скин-эффекта, т.е. ухудшения ПЗП, осуществляется введением понятия обобщенного приведенного (эквивалентного) радиуса скважины гс пр. (В.Н. Щелкачев, 1951 г.; Г.И. Баренблатт и В.А. Максимов, 1958 г.). Приведенный радиус скважины определяется соотношением
                       (2.3) 

где гс - радиус гидродинамически совершенной скважины; Сд -коэффициент, учитывающий дополнительные фильтрационные сопротивления, можно оценить по графикам В.И. Щурова.
  Определение скин-фактора S (его знака и значения) позволяет решать важные практические задачи:
    оценивать состояние ПЗП скважины в любой момент ее жизни;
    ранжировать фонд скважин и выделять те из них, которые имеют ухудшенное состояние ПЗП;
    планировать ГТМ, направленные на улучшение состояния ПЗП, увеличение дебитов скважин (установление очередности проведения операций ГТМ, выбор скважины и технологии проведения ГТМ);
  Для удобства и упрощения, например, для  случая КПД t = 1 ч находят pc(t) = р\ч, являющиеся продолжением прямолинейного участка графика КПД в полулогарифмических координатах до оси ординат (рис. 2.2).

    lg'i \gtIgt
Рис.2.2.Схематическое представление КПД — КВД в полулогарифмических координатах
?pc(t)- прирост забойного давления во времени t после остановки скважины;
?p1, ?р2 - прирост забойного давления в двух произвольных точках, взятых для
определения значения тангенса угла наклона прямой к оси абсцисс; А -отрезок, отсекаемый  продолжением  линейного участка КВД на оси ординат;

Тогда скин-эффект подсчитывается по формуле
                      (2.4)

На точность определения скин-эффекта влияют правильность графического нахождения прямолинейного участка КПД и его уклона в полулогарифмических координатах и постоянные параметры в формулах (2.3) и (2.4). Однако на КПД-КВД влияют и другие факторы (влияние ствола скважины –после эксплуатационный приток, различные режимы течения и другие эффекты), которые вносят неопределенность и затрудняют уверенное выделение прямолинейного участка в полулогарифмических координатах. Исследования, приведенные в работе [179], позволяют устранить эту неуверенность.
    ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ ПО ДАННЫМ ИССЛЕДОВАНИЯ НА НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМАХ ФИЛЬТРАЦИИ
  Известно, что точность расчетов по подбору  оборудования и режима работы малодебитных скважин не может превышать точность исходных данных, поэтому достоверность последних имеет важное значение.
  Исходные  данные могут быть получены в результате гидродинамических исследований скважин. Количество исследований регламентируется стандартами предприятия.
  По  результатам исследований скважин  на установившихся режимах можно определить коэффициент продуктивности и пластовое давление, оценить приближенно гидропроводность и коэффициент проницаемости пород призабойной зоны пласта. Существует классическая технология такого исследования, при которой необходимо измерять дебит скважины и соответствующее этому дебиту забойное давление рс в ней для каждого из нескольких установившихся режимов. По данным измерений строится индикаторная линия в координатах Q-pc, при наличии которой можно легко установить оптимальный режим.
  Осуществить практически качественные исследования мешает отсутствие необходимых технических средств. Серийные групповые замерные установки не обеспечивают необходимую точность измерения небольших дебитов. Непосредственное измерение давления на забое работающей скважины при помощи автономного глубинного прибора - довольно редкая операция.
  Для периодически работающих скважин получение  индикаторной линии представляет сложную задачу, так как для них при существующем оборудовании не может быть получена даже одна пара значений дебита и забойного давления, соответствующих установившемуся режиму. При работе установленного на скважинах оборудования в существующем режиме откачки динамический уровень жидкости непрерывно снижается и достигает приема насоса за время 3,5-12 ч (в среднем 5 ч).
  При постоянной работе скважин в течение  суток уровень теоретически должен опуститься ниже искусственного забоя. По этой причине для периодически работающих скважин нельзя определить по методу "пробных откачек" даже приближенное значение коэффициента продуктивности.
  Для определения коэффициента продуктивности периодически работающих скважин могут быть использованы методы гидродинамических исследований на неустановившихся режимах или специальные приемы построения индикаторной диаграммы.
  По существу, имеются два метода исследования скважин при неустановившихся режимах фильтрации. Первый — метод однократного изменения режима работы скважины, технология проведения которого заключается в пуске простаивающей скважины с постоянным дебитом или остановке скважины, работающей на установившемся режиме. Снимается кривая изменения давления и обрабатывается в полулогарифмических координатах Ap-lgt (см. рис. 2.1)
        Ар  = pc(t) - рс o, (3.1)
где pc(t) - изменение забойного давления после пуска (остановки) скважины; рс 0 - забойное давление при работе скважины перед остановкой на установившемся режиме с дебитом Qo; t -текущее время восстановления давления.
  Для периодически работающих скважин необходимо применять второй метод - двухкратного изменения режима. Его технология заключается в пуске долго простаивающей скважины и отработке ее в течение времени меньшего необходимого для достижения установившегося режима, а затем в остановке скважины. Обычно в этом случае записывают и обрабатывают кривые изменения давления в координатах pc(t) - lg(T + t)/t, где Т - расчетное время работы скважины с постоянным дебитом.
Таким образом, необходимо измерять накопленную  добычу жидкости Е?)ж за время работы скважины,  дебит и забойное давление в момент остановки скважины на исследование, а также забойное давление в произвольные моменты времени после остановки.
  По  полученным значениям гидропроводности и коэффициента проницаемости пласта можно рассчитать приближенное значение коэффициента продуктивности периодически работающей скважины. 

    ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ, ОБОРУДОВАННОЙ ШСНУ, МЕТОДОМ ДИНАМОМЕТРИРОВАНИЯ
  Определение коэффициента продуктивности малодебитной скважины, оборудованной ШСНУ, методом пробных откачек осложняется невозможностью спуска глубинных манометров для измерения забойного давления при заданных режимах работы скважины. С достаточной точностью для решения промысловых задач в таких случаях коэффициент продуктивности может быть определен по динамограммам, снятым на двух режимах работы скважины.
  Известно, что в конце хода вверх сальникового штока на головку балансира станка-качалки действует максимальная статическая нагрузка
      GBмах = Gш + Gж+ Gтр- Gnorp, (4.1)
где Gш - нагрузка от веса колонны штанг в жидкости; Gж -нагрузка от веса столба жидкости в НКТ; Gтр - силы трения; Gnorp - сила, действующая на плунжер насоса снизу и обусловленная погружением насоса под динамический уровень жидкости.
  При этом допускается, что плотность  откачиваемой жидкости в процессе динамометрирования не изменяется и силы трения постоянны.
  При принятых условиях значение G^ax в процессе исследования изменяется в зависимости от давления на приеме насоса рпр, так как сумма трех первых слагаемых (6.25) в этом случае остается постоянной. Тогда
      Gnorp = Gш + Gж+ Gтр- GBмах (4.2)
или, выразив Gnorp через давление на приеме насоса, получим
                      (4.3)
где fп - площадь плунжера ШГН.
  Таким образом, если изменить режим откачки, то изменение забойного давления будет равно разности давлений на приеме насоса при работе на двух режимах. В связи с этим при справедливости линейного закона фильтрации жидкости в скважину коэффициент продуктивности с учетом принятых допущений можно определить по формуле
                            (4.4)
где Gвмах, Gвмах -статические нагрузки в точке подвеса штанг в конце хода вверх на разных режимах работы скважины, определенные при кратковременной остановке СК в крайнем верхнем положении головки балансира.
Процесс исследования скважины заключается  в следующем:
      устанавливают минимально возможный режим работы скважины;
      при достижении установившегося режима работы снимают ди-намограмму, записывают нулевую линию, линию нагрузки от веса штанги и линию статической нагрузки в крайнем верхнем положении балансира при кратковременной остановке станка-качалки;
      изменяют режим работы скважины в 1,5-2 раза и по достижении установившегося режима работы повторяют операции, предусмотренные п. 2.
При снятии динамограмм необходимо соблюдать  следующие условия:
    линию нагрузки от веса штанг Gm записывать в положении, когда точка подвеса штанг не перешла нижнюю "мертвую" точку;
    линию максимальной статической нагрузки G^x записывать в положении, когда точка подвеса штанг не перешла верхнюю "мертвую" точку.
    ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ МЕТОДОМ ПРОСЛЕЖИВАНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ
  При совместной работе скважины и пласта на установившемся режиме в кольцевом пространстве между обсадной колонной и НКТ устанавливается практически постоянный динамический уровень жидкости. Если насосную установку остановить, то приток жидкости из пласта продолжается и происходит заполнение скважины. При этом поступление жидкости происходит на нестационарном режиме фильтрации, так как увеличение высоты столба жидкости в скважине приводит к возрастанию забойного давления.
  Считая  в каждый фиксированный момент времени  режим установившимся и используя метод последовательной смены стационарных состояний, приток жидкости в скважину можно рассчитать по формуле Дюпюи, записанной в виде 
  
                           (5.1)

где Q(t) -изменяющийся во времени приток жидкости в скважину после ее остановки; рк - давление на контуре питания пласта, для группового размещения добывающих скважин приравниваемое к динамическому пластовому давлению; pc(t) -переменное во время заполнения скважины жидкостью забойное давление; RK - радиус контура питания, принимаемый равным половине расстояния между соседними скважинами а; rс пр -приведенный радиус скважины, значение которого рассчитывается по паспортным данным скважины и графикам В.И. Щурова; остальные обозначения прежние. 

  Для обработки данных исследований скважины Нк определяют по результатам измерения статического уровня жидкости после полной ее стабилизации, т.е. полного восстановления забойного давления, приравниваемого к текущему динамическому пластовому давлению.
    ОПРЕДЕЛЕНИЕ КОЭФФИЦИЕНТА ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИНЫ ПО НЕПОЛНЫМ КРИВЫМ ВОССТАНОВЛЕНИЯ УРОВНЯ ЖИДКОСТИ В СКВАЖИНЕ (ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ)
  Метод заключается в снятии неполных кривых восстановления уровня (давления) по исследуемой скважине после ее остановки. Неполные кривые снимаются на участке активного восстановления уровня (давления). Конечное значение пластового давления (статического уровня) определяется способом аппроксимации.
  Исследования  скважин при неустановившемся режиме фильтрации жидкости способом снятия неполной кривой восстановления пластового давления проводятся в следующем порядке.
  1. Перед началом исследования в скважину спускается через затрубное  пространство глубинный  манометр,   и после 1-2  ч работы скважина останавливается на восстановление пластового давления. В случае невозможности спуска в скважину манометра более тщательно отбивается динамический уровень жидкости в затрубном пространстве или путем спуска прибора в НКТ.
    Периодически  в  течение   1—8   сут  ведется   замер   рост давления в скважине.
    и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.