Капитальный ремонт скважин. Методические указания - 19 стр.

UptoLike

19
n - плотность перфорации, отв/м;
r
0
- радиус перфорационного канала, м.
()()
++
=
01
0
c
1cc
r
δ
1ln
β
1
δrnln
rnln
β
(7)
где
R
ф
- радиус проникновения фильтрата ЖГ, м (от оси скважины);
β
2ср
= k
2ср
/k - средний коэффициент восстановления проницаемости
пористой среды по нефти после воздействия фильтрата
жидкости перфорации.
=
=
n
1i
2i
2cc
n
β
β
(8)
где
β
2i
- коэффициент восстановления проницаемости керна в i-той
кольцевой зоне размером
Δ
r (рекомендуется принимать равной
0,2 м) от стенки скважины до радиуса
R
ф
проникновения фильт-
рата ЖГ.
3. Определение величин
β
1
и
δ
необходимо проводить в соответствии
с методикой экспериментальной оценки закупоривающего действия твер-
дой фазы, изложенной в разделе 4 РД 39-147009-510-85 "Руководство по
предупреждению загрязнения нефтенасыщенных пластов". Указанные ве-
личины определяются для жидкостей, содержание твердой фазы в которых
обусловлено рецептурой (наполнители, кольматанты). Остальные жидко-
сти перед использованием на скважине необходимо подвергать очистке от
мелкодисперсных
частиц твердой фазы до значений концентрации послед-
них не более 0,1% масс.
4. Для получения величин
β
2i
и
β
2ср
необходимо определить зависи-
мость коэффициента восстановления проницаемости керна от перепада
давления после воздействия фильтрата ЖГ на керне длиной 5 см, получен-
ную в результате экспериментальных исследований по методике, изложен-
ной в разделе 2 РД 39-0147001-742-92 "Методика комплексной оценки ка-
чества вскрытия продуктивных пластов, заканчивания скважин и выбора
рабочих жидкостей для повышения качества вскрытия
пластов".
5. Определение величин
β
2i
и
β
2cр
производится на основе получен-
ной согласно п.4. зависимости
β
2
от величины перепада давления. При
этом необходимо учитывать значения перепада давления на керне длиной
5 см в зависимости от удаленности пористой среды от оси скважины и
планируемой депрессии при освоении (таблица 13).