МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ПО ОПЕРАТИВНОЙ ОБРАБОТКЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН ПЛАСТОИСПЫТАТЕЛЕМ НА ТРУБАХ

РД 39-4-1010-84

19 8 4

Министерство нефтяной промышленности Производственное объединение ’'Йихневолжсннефть" Волгоградский государственный научно-иоолвдовательоний и проектный инотитут нефтяной промнитеннооти

Согласовано с Техническим управлением и Управлением промыоловой и полевой геофизики Миннефтепрома, с институтом ^,,BHИИяeфтeпpoureoфй8икa^,,

МЕТОДИЧЕСКОЕ РУКОВОДСТВО ДО ОПЕРАТИВНОЙ ОБРАБОТКЕ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ ПОИСКОВО-РАЗВЕДОЧНЫХ СКВАЖИН ПЛАСТОИСПЫТАТВЛЕМ НА ТРУБАХ РД 39-4-I0I0-84

1984

Вместимость утяжеленных (УБТ) и насосно-компрессорных (НК?) труб

Вместимость 100 и труб, *г

Трубы диаметром, ым

60 73 1 i 89 .......^ 108 121 146 159 178 203 НКТ 0,196 0,290 0,450 - - - - - - УЕТ - - - 0,113 0,228 0,440 0,500 0,635 0,785

Если высота столба жидкости притока д/? равна (или меньше) половине длины интервала испытания, то рассчитанное по уравнению (I) значение У_т считают ориентировочным, тан как оно превышает фактический объём притока за очёт упругого расширения раствора в подпакерном пространстве скважины.

Фактический объём притока (и дебит) в таком олучзе, а также при наличии частичной негернетичности труб и панеровки,самопроизвольного открытия клапана ЙПГ определяют при камеральной обработке по диаграмме трубного манометра*

2.18* Состав притока и удельное содержание компонентов пластового флюида.

Определяют визуально, непрерывно наблюдая за притоком в процессе извлечения пластового флюида из труб, и по анализу проб после их отстоя.

При извлечении флюида а процессе обратного прокачивания бурового раствора содержание притоке описывают во .времени (в минутах циркуляции), отмечая обидой объём прокачанной жидкости и продолжительность циркуляции. Например: пластовый флюид извлечён за 30 мин обратного прокачивания 8 м⁸ бурового раствора. Установлен^, что в течение первых 5 мин выходил бу-

10

ровой раствор, затем в течение 2 мин - смесь бурового растзо-ра о пластовой водой и плёнками нефти, 20 шш - пластовая газированная вода с плёнками нефти, 3 мин - смесь пластовой воды о буровым раствором*

При извлечении пластового флюида в процессе подъёма труб описывают содержимое заполненных труб {вдоль их длина), указывая удельное содержание каждого компонента*

При наличии приборов состав и удельное содержание компонентов притока уточняют по изменению удельного электрического сопротивления, минерализации, вязкости и плотности жидкости проб.

Для повышения достоверности оценки состава притока парную “свечу¹¹ бурильных труб с жидкостью долива отсоединяют только в присутствии технолога по испытанию. Периодически проверяют состав жидкости предварительного долива визуально или по данным замера её плотности, вязкости, солёности и электрического сопротивления в процессе обратного прокачивания бурового раствора или при подъёме труб*

Для оценки содержания нефти в притоке используют определения:

верхние ... н труб с жидкостью притока заполнены нефтью; в объёме ... ы³ притока содержится (по пробам, визуально) <50 % нефти (или>50 $);

наличие нефти в виде плёнок (капель); нефти нет*

При наличии газа в притоке указывают место обнаружения п используют определения: газ в виде пузырьков;

наличие газовых "пробок*¹, продолжительность выхода газа мин;

II

периодические газовые (газожидкостные) выбросы из труб (или выход газа при циркуляции) ... мин. После выброса уровень жидкости в трубах отмечался на глубине ... ы (или выход жидкости начался через ... мин; или после закачивания и³ бурового раствора).

2.19* Объём нефти или свободного газа в общем притоке.

Объём нефти определяют ориентировочно (и^в; % от общего объёма притока) или указывают, что объём нефти определить не удалось.

Наличие свободного газа на забое в процеоое притока устанавливают:

по появлению газа на устье в процессе притока или регистрации КВД;

по газовым выбросам при извлечении из труб жидкости предварительного долива или пластового флюида;

по выходу газа в виде газовых "пробок*¹;

по давлению в пробоотборнике, если его значение составляет не менее 10 % от пластового.

Если наличие свободного гааа в притоке определено только по давлению в пробоотборнике, то интенсивность газопроявления оценивают как очень слабую и объём (дебит) газа оперативно не рассчитывают.

2.20.    Средний дебит общего притока жидкости.

Определяют по формуле

Усг^Щ/у,    (2)

где Q_cp - средний дебит общего притока, м³/оут;

Т_Пр - суммарная продолжительность притока, мин.

2.21.    Ориентировочное значение объёма притоке (и дебита) газа при испытании рассчитывают по объёму замещённого воздуха (или жидкости) в трубах газом, используя формулу

12

Q_r = №d(p_Cfi & Vr r₀)j{p₀&t Tj,    (3)

где Q_r - ориентировочное значение дебита газа в нормальных условиях, н³/сут; р - среднее значение давления столба газа в трубах, МПа; fy - нормальное давление; р₀ =**0,1 МПа; д!_г~ объём поступившего из пласта газа, м³;

At - продолжительность замещения воздуха (или жидкости) в трубах газом, мин;

Т₀ - нормальная температура, равная 293 К;

J - средняя температура поступившего из пласта газа, К; при раочётах принимают равной температуре пласта.

Значения    для    расчёта Q_r по формуле (3) опреде

ляют в зависимости от характера проявления пласта в период притока по одному из трёх вариантов.

Вариант 1. В процессе притока на устье появляется газ.

Определяют максимально возможный (ориентировочный) дебит гаев, предполагая, что газ равномерно распределяется по всему стволу скважины и уровень жидкости находится на устье.

Для определения Q_r по формуле (3) значение объёма поступившего из пласта газа аУг рассчитывают по уравнению

j    (^)

где ~ длина спущенных в скважину пустых труб, м;

прирост столба жидкости в трубах за время от начала спуока ИПТ после последнего долива до появления газа ка устье (в том числе за счёт частичной негерметич-ности труб, поступления раствора из подпакерного пространства скважины и жидкости притока из пласта), ы; определяют по увеличению давления в трубах др_г^ за

13

этот период (по диаграмме трубного манометра), принимая плотность поступившей в трубы жидкооти равной плотности бурового раствора j)_fi \ йЬ_Гр-Ш'^b_Tpjp_p } fay - площадь поперечного сечения пустых труб по внутреннему диаметру, м².

Значение р^ принимают равным половине значения давления в трубах на глубине установки пакера в момент появления газа на уатье, которое определяют по диаграмме трубного манометра.

Значение будет равно времени от начала притона до появления газа на устье*

Вариант 2. В процессе притока на устье появляется жидкость предварительного долива о газом или без гава. Определяют максимально и минимально возможные дебиты

газа,

Максимально возможный дебит газа £}_г.м<хке рассчитывают по уравнению (3), допуокая, что весь объём поступившего газа находится ниже жидкооти долива, В этом случае значение р^ равно значению давления в трубах на глубине установки е кера в момент появления жидкости долива на устье (определяют по диа--грамме трубного манометра); At ~ время от начала притока до появления жидкооти на устье; значение &У_Г находят по уравнению (4)_#

Минимальный дебит газа    рас    считывают, предполагая,

что газ равномерно распределился по всему столбу жидкости в трубах от устья до забоя. Значение^ при этом равно половине значения давления в трубах на глубине установки пакера в момент появления жидкости на устье, Значения &t и & V_r такие же, как и при расчёте    Qr.Hw    Фактическое

значение начального дебита гааа Q_r будет Qr.Mrt&Qr'&QnMutn Вариант 3. Ни газ, ни жидкое ?ь долива в процессе

14

притока и регистрации КВД на устье не появились, но в процессе извлечения пластового флюида из труб установлено наличие в притоне свободного газа в виде газовых выбросов или газовых "пробок"*

Для расчёта дебита газа по уравнению (3) принимают, что rtt равна общей продолжительности притока, значение р - половине значения давления в трубах в конце притока на глубине установки пакера (по диаграмме трубного манометра)*

Объем поступившего из пласта газа dV_r рассчитывают по уравнению

йУ_г- (дкг- Ь,    ’    (5)

где - фактическое приращение высоты столба жидкости в трубах; определяют при подъёме КПТ, щ hf -* высота столба жидкости предварительного долива, м;

Ар - увеличение давления в трубах за период от окончания долива до появления уровня жидкости в трубах на устье при подъёме ЙПТ, МПа; определяют по диаграмме трубного манометра; pj - давление, создаваемое в трубах столбом жидкости

предварительного долива, МПа; определяют по диаграмме трубного манометра.

2.22. Промышленная значимость общего дебита притока и дебита углеводородов.

Оценивают в сравнении о минимальным значением промышленного дебита (по данным геологической службы заказчика).

Если дебит притока определить не удаётся,то находят прирост объёма (или уровня) жидкости в трубах по разности их значений при спуске и подъеме ИНГ и определяют точный (или вероятный) источник прироста (приток из пласта, упругое расширение раствора в подпакерном пространстве скважины, негерыетичяость труб).

15

3. ОПЕРАТИВНЫЙ АНАЛИЗ ДИАГРАММ РЕГИСТРИРУЮЩИХ МАНОМЕТРОВ

3.1.    В процессе подъёма и разборки ИПТ извлекают из скважинных: манометров бланки диаграмм и проводят предварите7хьную их обработку:

отмечают (на бланке) номер манометра, дату испытания, номер скванины, место и глубину установки манометра.

3.2.    Оценивают качество диаграмм.

На интерпретируемой диаграмме забойного манометра, зарегистрировавшего полный процеоо испытания пласта-коллектора (рис. 1), устанавливают:

нулевую линию (0-0);

пинии открытия впускного клапана пластоиопытателя (1-2;

4-5);

кривые изменения давления в период притока (2-3; 5-6);

КВД первого и второго циклов (3-4; 6-7);

линию открытия уравнительного клапана ИПТ (7-8);

ступенчатые наклонные линии спуона и подъема ИПТ (А,Б). КВД не должна иметь изломов, скачков, вертикальных штрихов и ступеней.

3.3.    Оценивают качество КВД.

Полная интерпретируемая КВД при иооытании проницаемого пласта имеет начальный участок с крутым подъёмом, характеризующим темп нарастания давления и фильтрационные свойотва пласта, плавное закругление и конечный пологий учаотов.

При испытании спабопроницаемого пласта КВД будет пологой, замедленной, без конечного участка (рис. 2).

При испытании непроницаемого интервала давление не восстанавливается, КВД отсутствует,

3.4» По форме КВД оценивают состояние проницаемости ОЗП.

16

Еоди КВД имеет плавный переход начального участка к конечному, то ОЗП чистая (см. рис. 1, отрезки 3-4; 6-7). Если темп роста давления высокий, а интенсивность притока низкая и нет плавного перехода от начального участка к конечному, то проницаемость ОЗП снижена (ОЗП кольыатирована) в сравнении с проницаемостью удалённой зоны пласта (рис. 5).

Рис. 1. Развернутая диаграмма забойного давления двухциклового испытания:

0-0 - нулевая линия (начало отсчёта давления); £-8 - характерные точки изменения в процеосе испытания забойного давления:

1 - начальное гидростатическое давление в скважине; 2 - давление в начале и 3 - в конце притока и начальное давление КВД первого цикла; 4 - конечное (ориентировочное пластовое) давление КВД первого цикла; 5 - давление в начале и 6 - в конце притока и начальное давление КВД второго цикла; 7 - конечное (ориентировочное пластовое) давление КВД второго цикла; 8 -конечное гидростатическое давление в скважине; А,Б - спуск и подъём ЙПТ; Т_г ,Т₃ ,t, ,t_i}o-g - параметры процесса испытания и характеристики объекта:    T_uT_t,t,_ftj,    - соответственно продол

жительность притока и регистрации КВД первого и второго циклов, О- гидростатическое давление в окважине, (5~- ориентировочное пластовое давление, 5 - репрессия на пласт при вскрытии его бурением    2    - давление в начале притока,^ - фактическая начальная депрессия на пласт при испытании    J.

17

Рис. 2. Изменение забойного давления при испытании ола-бопроницаемого интервала. Испытание ft 2975.

Рис. 3. Диаграмма забойного давления при иопыташго пласта с кольматированной ОЗП.

При двухцикловом испытании проницаемость ОЗП оценивают по сопоставлению КВД первого я второго циклов, если продолжительность притока во втором цикле значительно больше. Если темп нарастания КВД второго цикла заметно ниже темпа роста КВД первого цикла, то ОЗП чистая (рис. 4).

Боли же темп роста КВД обоих циклов одинаковый, то проницаемость ОЗП существенно онижена в процессе бурения (рис.5), оообенно при низкой активности проявления пласта.

,o, flr/7&

Рис. k. Диаграмма забойного давления при двухцикловоы

•    '-питании спэбопроницаемого пласта с чистой ОЗП. Темп роота

•    второго пикла ниже темпа нарастания КВД первого цикла.

3.5. Для ориентировочного расчёта давления в любой точке диаграммы замеряют (линейкой) расстояние (нм) от нулевой линии диаграммы (0-0) до заданной точки и с помощью градуировочного графика находят искомое давление (МПа) или умножают длину отрезка замера на масштаб записи давления (МЯа/мм).

Для ориентировочного определения отрезка времени замеряют (линейкой) длину проекции этого отрезка на диаграмме на нулевую линию (мм) и умножают её на масштаб записи времени (мин/ым).

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

Методическое руководство по оперативной обработке результатов

испытания поисково-разведочных скважин    РД 59-4-I0I0-84

плвстоиспытателеы не трубах    Вводится впервые

Приказом Министерства нефтяной промышленности te 57 от 18 января 1984 года срок введения установлен

с 01*04.84 Срок действия до QI.04.89

Б основу методов оперативной обработки результатов испытания поисково-разведочных скважин положены материалы многолетнего промыслового применения ддастоиспытатеяя на трубах (ЙПТ) и научно-исследовательских работ, выполненных отделом испытания скважин ВоягоградШШЙнефть, институтами "ВШИнефте-промгеофизика*¹ и "СевКавНИПИнефть", организациями производственного объединения "йидневолжскнефть" и треста "Волгоград-нефтегеофизика¹¹.

В руководство вошли методы определения исходных данных и оперативного анализа результатов испытания скважин ИПТ, порядок а оставления предварительного заключения о качестве испытания и промышленной значимости объекта.

Соблюдение требований и рекомендаций руководства позволяет увеличить объем оперативной информации и повысить качество оценки результатов испытания в целях планирования дальнейших работ по сквакине.

Методическое руководство обязательно для геоцого-технологических служб предприятий Министерства нефтяной промшлен-

19

3.6.    По диаграмме забойного манометра определяют (ом, рио. I) продолжительность притока (отрезки Т₍₎ Т_а ) и регистрации КВД (отрезки t_t> Ь_г) первого и второго циклов.

При наличии полной КВД определяют пластовое давление (отрезок (f ), фактическую начальную депрессию на пласт при испытании (отреэокд) и репрессию на пласт при вскрытии его бурением (отрезок S).

3.7.    По диаграмме изменения давления в трубах (рис. 6} оценивают герметичность бурильный труб.

Трубы герметичны, если давление в трубах при спуоке и подъёме ИПТ не иаменялось.В момент потери герметичности давление в трубах начинает повышаться (ом. рис. 6, точка 3).

Рио, 6, Развёрнутая диаграмма регистрирующего манометра, установленного В трубах над ИПТ, при частичной негерметичности бурильных трубг

1 - спуск ИПТ; 2 « долив; 3 - точка начала потери герметичности труб при опуоке ИПТ; 4 - вертикальный штрих прироота уровня яидкооти в трубах в момент открытия впускного клапана ИПТ за счёт упругого расширения жидкости в подпакерном пространстве скважины; 5 - подъём ИПТ; а - повышение давления (уровня) за очёт притока; сГ - общее поведение давления (уровня) при испытании за очёт притока и негераетнчнооти труб;7^^ - продолжительность притока и регистрации КВД.

При негерыетичнооти труб определяют увеличение давления за очёт потери герметичности. Дня этого от точка 3 (оы^ рио. 6) проводят горизонтальную линию и измеряют расстояние от неё до

ности, задающихся испытанием поисково-разведочных скважин*

I* СХЕМА ОПЕРАТИВНОЙ ОБРАБОТКИ РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ СКВАШЕН

•1*1. Испытание скважины ИПТ проводят по утвержденному плану, предусматривающему основные режимно-технологические параметры процесса и обеспечивающему выполнение требований технического регламента, правил техники безопасности, безаварийности и охраны окружающей среды*

Испытание проводят в целях оценки промышленной значимости объекта и возможности получения в начальный период его эксплуатации притока углеводородов промышленного значения.

1,2. Ери испытании скважины определяют и регистрируют исходные для анализа результатов данные; условия вскрытия пласта бурением, основные параметры процесса испытания, объём притока и содержание его компонентов, активность проявления пласта и его гидродинамические характеристики*

Б процессе спуска-подъёма ЙПТ и испытания объекта регистрируют только те параметры, значения которых нельзя восста» навить после испытания при анализе результатов (см. приложение)* Остальные данные* используемые при оперативной обработке результатов* определяют и регистрируют в процессе анализа по буровому журналу* диаграммам индикатора веса и скважинных манометров*

1*3* На основе исходных и полученных данных и анализа диаграмм манометров оценивают техническую успешность испытания;

испытание технически успешное (удачное), если оно проведено без аварий и полностью (или частично) решена поставленная задача;

испытание технически удачное

5

с осложнениями, если в процессе его проведения были технические осложнения ("посадки*¹, "затяжки*¹ инструмента, повышенное шламонакопление на забое, негерметичность бурильных труб, проявление, поглощение бурового раствора, отказ бурового оборудования или узлов ИПТ), если фактические параметры режима испытания существенно отличались от плановых к оно выполнено с нарушением технических условий и требований правил безопасности и безаварийности;

испытание технически неудачное, если пласт не испытывался (ИПТ не дошел до интервала испытания, негерметичность пакеровки и др») и не получена объективная информация о передаче депрессии на пласт при испытании;

испытание аварийное, если были осложнения или аварии, требующие проведения специальных работ*

1.4* По полученным в процесое испытания данным предварительно (на скважине) оценивают промышленную значимость испытанного объекта и достоверность результатов, определяют завершённость испытания:

испытание закончено, если объём информации достаточен для достоверной оценки промышленной значимости объекта;

испытание не закончено, если по его результатам невозможно достоверно оценить промышленную значимость объекта»

1.5. Составляют предварительное заключение, в котором отмечают успешность испытания, промышленную значимость объекта и качество (достоверность) результатов.

В случае технически осложнённого (неудачного или аварийного) испытаний выясняют (устанавливают) причины осложнений

k

(неудач, аварий) и дают рекомендации по их устранению и предупреждению.

Для незаконченного испытания определяют дополнительные работы по его завершению,

г, ИСХОДНЫЕ ДАННЫЕ ДЛЯ АНАЛИЗА РЕЗУЛЬТАТОВ ИСПЫТАНИЯ. МЕТОДЫ ИХ ОПРЕДЕЛЕНИЯ

2Л- Положение уровня бурового раствора в скважине: перед спуском ИПТ (контрольный замер); в период спуска ИПТ (перед дояиваш жидкости и пакеров-кой) для оценки герметичности труб;

после открытия впускного клапана КПГ (в период притока я при регистрации КВД) для оценки герметичности лакеровни.

За положением уровня наблюдают визуально (при неподвижном бурильном инструменте).

Еояи уровень жидкости ониязется* то определяют скорость его снижения в течение 5-IO мин по высоте столба жидкости в скважине или по объёму долива (см/мин, л/мин).

2.2.    Нагрузка на крюке (в делениях индикатора веса, кН): при промывке ствола скважины перед испытанием (определяют по индикаторной диаграмме);

перед установкой пакера (при медленном (плавном) подъёме н спуаке бурильного инструмента на 3-5 м); в начале и конце притока; в начале и по окончании регистрации КВД; после снятия пакера (перед подъёмом ИПТ).

2.3.    Схема компоновки испытательного инструмента (хвостовика, комплекта ИПТ и бурильных труб) с указанием диаметра

и длины; место и глубина установки манометров, их рабочие характеристики.

5

Схему компоновка составляют перед спуском ЙПТ и корректируют в процессе спуска,

2Л* Длина заполненных жидкостью предварительного долина труб* количество доливов, тип и плотность доливаемой жидкости.

Регистрируют в процессе спуска ЙПТ и заполнения труб,

2.5.    Глубина (интервалы) "посадок¹¹ и "затяжек¹¹ бурильного инструмента при спуске ИПТ, нагрузка на крюке (в ньютонах),

2.6.    Количество оборотов возвратного вращения ("отдача") бурильного инструмента с ЙПТ при его проворачивании перед установкой пакера (если з компоновку включён запорно-поворотный клапан).

Приподнимают ИПТ на 3-5 и от забоя, делают 3-5 оборотов инструмента ротором и, выключив ротор, определяют количество оборотов возвратного вращения. При полной "отдаче" операцию повторяют, увеличив вдвое число оборотов инструмента (ротором),

2.7.    Длина дополнительной подачи трубы после открытия впускного клапана ИПГ.

Замеряют расстояние от верхнего замка труб’! или от метки на ней (2-2ы над ротором) до ротора в начале приложения сжимающей нагрузки на пзкер и после открытия впускного клапана ЙПТ.

2,8* Текущее время (о точностью до i мин) качала и окончания каждого периода испытания.

2.9. Активность проявления пласта на устье в период притока и регистрации КВД.

Оценивают по воздуху, выходящему из труб (по шлангу, конец которого опущен под уровень воды, по газовому счетчику), по замеру объёма вытесняемой из скважины жидкость и по текущему времени (с точностью до i мин) появления жидкости долива (или пластового флюида) на устье_м

6

2-10* Герметичнооть пакеровки при открытии впускного клапана ЙПТ на притоке.

Оценивают (сравнением) по изменению скорости оникения уровня жидкости в скважине.

Пакеровка герметична, если уровень раствора в скважине не снижается или изменение окорости его снижения незначительно по сравнению с предыдущим замером (см. д. 2.1).

2.11.    Количество оборотов бурильного инструмента о ИПТ при закрытии запорно-поворотного клапана (ЗПК): общее и количество оборотов возвратного вращения.

2.12.    При закрытии и открытии впускного клапана многоциклового лластоиспытателя (МИГ* ЙПЦ) посредством осевого перемещения труб отмечают (для каждого положения):

изменение нагрузки на крюке, кН;

перемещение верхней трубы относительно стола ротора, ом;

изменение интенсивности проявления пласта на устье, м^а/ыин; л/шш (иди визуально).

2.13.    Нагрузка на крюке при снятии пакера и в начале подъёма ИПТ, кН.

Нагрузка на крюке при снятии пакера и работе яса (по сравнению с нагрузкой перед установкой пакера), кН.

2.14.    Увеличение столба жидкости в трубах при подъёме ИПТ.

Определяют по разности длин спущенных в скважину и поднятых пустых бурильных труб.

2.15.    Пробы:

жидкости предварительного долива и бурового раствора, вытесняемого из скважины в конце спуска ИПТ (фоновые пробы);

притока жидкости (наиболее представительные) и газа (отбирают в соответствии с инструкцией по испытанию скважин ИПТ и указывают место их отбора);

7

жидкости и газа из пробоотборника (указывают удельное содержание компонентов * давление в пробоотборнике)? отбирают пробы и определяют их характеристики в соответствии о инструкцией по эксплуатации пробоотборника*

Бое пробы сопоставляют и описывают* Наиболее представительную по содержанию пластового флюида и фоновые оставляют для анализа в лабораторных условиях.

2.16.    Данные предварительного анализа диаграмм регистрирующих манометров: характерные точки изменения во времени забойного давленая в процессе притока и регистрации КВД.

По диаграмме забойного манометра определяют ориентировочное пластовое давление (при наличии полной КВД), фактическую начальную депрессию «а пласт при испытании, продолжительность циклов и периодов испытания, репрессию на пласт при вскрытии его бурением.

По диаграмме трубного манометра проверяют герметичность труб при спуске-подъёме КПТ и (при необходимости) определяют высоту столба жидкости притока (по повышению давления столба жидкости притока)*

2.17.    Общий объём притока У_пр (ы^э) в трубы (суммарный объём компонентов, поступившие в трубы в период притока)..

Определяют по произведению высоты столба жидкости притока dh (ы) и площади поперечного сечения труб ft по внутреннему диаметру (ы^) или вместимости 100 м труб V_T* (ы³/100 м) в интервале перемещения уровня жидкости, если трубы над ИПТ и накеровка герметичны, впускной клапан ИПГ при спуске-подъёме не открывался:

I    _m

иди    ,    ,    ,    \^А/

I •АкЩю),

где V_rp - вместимость тнб, u^s/I00 ы; определяют по табл. 1 и 2.

Таблица i

Вместимость стальных бурильных труб с высаженными внутрь (ТЬ_£) и наружу (iB_H) концами и легкосплавных {ЛБТ) труб

Вместимость 100 и труб, мэ

Пооужйый вибыетр груб, ым при толщине стенок, мы 7 8 1 9 10 II ТБВ/ТБН 60 - - 73 0.269 0,255 0,254 и^зт - 0д201 Кат 39 0,435 от? w 0,390 - Щ 102 0.592 тмят &Щ. 0,573 0.540 “0?35У т - 114 0.776 0,750' 0.748 "07759" CK7I6 тлтев- 0,687 "0709¥ да 127 да 0.950 075S7 0,920 0,885 ~и7ш - 140 - да да 1.П0 ТТЙУ 1.070 1,088 146 — Т7527" T72S5" 1,246 1,207 168 - 1,790 itszr 1,750 "П77У 1-700 177Z5’ 1,650 ЛБТ 73 - “ 0,237 - - 93 - - 0,440 - - 114 - - - 0,698 - 129 - - 0,967 - 0,899 147 - - 1,300 - 1,220 :3десь и далее в числителе - для ТБВ, в знаменателе - для ТБ