Гидродинамические исследования скважин

1.2 Исследования с регистрацией кривой восстановления давления

В промысловой практике нашли широкое применение исследования механизированных добывающих скважин с регистрацией давления глубинными манометрами или дистанционными телеметрическими системами с датчиками давления и температуры. На рисунке 1. приведена схема компоновки оборудования при выполнении исследований с контролем давления автономными глубинными манометрами (б) и телеметрической системой (в).

Доставка манометров в скважину по схеме 1., б производится одновременно со спуском насосного оборудования. Манометры размещаются в хвостовике или трубном держателе под насосом, также может устанавливаться дополнительный манометр в НКТ выше клапана-отсекателя для контроля герметичности компоновки . Подъем приборов выполняется в процессе последующего ремонта скважины. В процессе исследований ведется непрерывная регистрация давления на забое скважины и дебита жидкости, дополнительно может проводиться регистрация давления в НКТ над обратным клапаном и на устье скважины. При пуске скважины в работу глубинный манометр, установленный ниже насоса, регистрирует весь процесс изменения давления, включая кривую стабилизации давления при выводе скважины на режим и кривую восстановления давления или несколько КВД после остановки (остановок) скважины. Исследования с использованием автономных манометров более информативны по сравнению с регистрацией уровней на устье и позволяют получить более достоверные параметры пласта. Вместе с тем метод не получил широкого распространения ввиду того, что в период работы скважины и до подъема оборудования отсутствует возможность анализа кривой изменения давления и определение параметров скважины и пласта.

Для проведения гидродинамических исследований механизированных добывающих скважин нашли широкое применение телеметрические системы в компоновке с электроцентробежными насосами, включающие погружную часть с датчиками давления, температуры и наземный блок с преобразователем и электронным накопителем данных (рис. 1.16, в). Оборудование широко применяется для исследований на установившихся и неустановившихся режимах, гидропрослушивания пласта, долгосрочного мониторинга забойного давления в межремонтный период эксплуатации механизированных скважин . Дистанционная передача сигналов с датчиков ТМС по кабелю ЭЦН на преобразователь позволяет в реальном времени получать информацию о давлении на приеме насоса в течение всего межремонтного периода эксплуатации скважины, а также в периоды плановой остановки на регистрацию кривой восстановления давления. Существует возможность регистрации КВД при незапланированных остановках или в период ожидания ремонтных работ. Точность регистрации давления на приеме насоса зависит от типа телеметрической системы и разрешения датчика давления. При использовании ТМС с высокой разрешающей способностью (0.01 атм) обеспечивается более надежное диагностирование на производной давления процессов фильтрации, корректный выбор интерпретационной модели и высокая достоверность параметров пласта.

В процессе регистрации КВД необходимо выполнять дополнительные замеры устьевых и глубинных параметров: буферного и затрубного давлений, уровней в затрубном пространстве и давления в НКТ с помощью глубинного манометра. Давление в НКТ над установкой ЭЦН регистрируется с целью контроля герметичности оборудования и дальнейшего учета перетоков жидкости при интерпретации. Глубина установки манометра в НКТ для контроля герметичности подземного оборудования выбирается на 30–100 м выше подвески погружного насоса (в зависимости от расположения клапана-отсекателя). Замеры уровней и давлений в затрубном пространстве рассматриваются в качестве вспомогательных и используются при интерпретации КВД в случае отказа средств телеметрии в ходе исследований.

При проведении исследований механизированных скважин методом регистрации КВД в дополнение к необходимым условиям исследования фонтанных скважин следует соблюдаться следующие требования:

–   для контроля герметичности клапана-отсекателя и НКТ и выявления перетоков жидкости при КВД необходимо проводить регистрацию давления в лифтовых тубах путем установки глубинного манометра над ЭЦН выше клапана-отсекателя;

–   для надежного диагностирования участка радиальной фильтрации рекомендуется проводить моделирование исследований, в том числе с учетом взаимовлияния окружающих добывающих и нагнетательных скважин.

1.2 Технологическая схема исследований

По цикличности и длительности создания депрессии в основном применяются одноцикличные схемы с кратковременным или длительным (более 12 часов) периодом свабирования и плавным снижением забойного давления (рис. 2.), многоцикличные схемы с регистрацией двух и более КВД. При длительном свабировании может быть достигнут псевдоустановившийся режим, когда объем поднимаемой свабом жидкости равен объему, притекающему из пласта за один цикл свабирования.

По способу закрытия скважины применяют несколько технологических схем работ с закрытием на устье или забое и, соответственно, компоновок скважинного оборудования. Схемы с закрытием на устье характеризуются необходимостью длительной откачки жидкости из скважины и пласта для достижения псевдоустановившегося режима работы и длительным притоком жидкости в ствол скважины в течение всего периода регистрации КВД. Преодолеть данные проблемы удается при использовании компоновок с пакером и закрытием скважины на забое.

Рис. 2. Диаграмма давления в процессе откачки жидкости и регистрации КВД после свабирования

Гидродинамические исследования при свабировании проводятся по одной из четырех технологических схем с применением различных компоновок скважинного оборудования. Первая схема включает компоновку НКТ без пакера и клапана-отсекателя и закрытие скважины на устье при регистрации КВД. Преимущество данной схемы заключается в простоте используемой компоновки оборудования. Основной недостаток — длительный послеприток жидкости в колонну и НКТ.

Вторая схема предусматривает использование компоновки НКТ c пакером, но без установки клапана-отсекателя. Наличие пакера позволяет сократить время дренирования пласта и очистки призабойной зоны за счет отсечения затрубного пространства и снизить влияние ствола скважины по сравнению с первой схемой.

Третья схема исследований включает использование компоновки НКТ с пакером и герметизирующим узлом (клапаном-отсекателем), спускаемым на каротажном кабеле непосредственно после прекращения рейсов свабирования . Рисунок 3. демонстрирует элементы скважинной компоновки с пакером и клапаном-отсекателем на кабеле и диаграмму давления в периоды свабирования, притока жидкости к НКТ, восстановления давления после посадки герметизирующего узла.

Рис. 3. Схема скважинной компоновки для гидродинамических исследований с закры­тием скважины в НКТ и диаграмма давления при свабировании и регистрации КВД :а) диаграмма давления, зарегистрированная дистанционной геофизической аппаратурой на кабеле;б) диаграмма давления, зарегистрированная автономным глубинным манометром

В результате применения данной схемы обеспечивается откачка жидкости из пласта практически сразу после начала свабирования. Это приводит к более эффективной очистке призабойной зоны. Компоновка с пакером и спускаемым клапаном-отсекателем позволяет минимизировать послеприток. Единственным недостатком является не мгновенное закрытие скважины после остановки свабирования, так как вначале выполняют подъем сваба, далее в скважину на кабеле спускают клапан-отсекатель и производится перекрытие трубного пространства, при этом меняется режим скважины с притока на восстановление давления. Период от момента прекращения свабирования и подъема сваба до спуска клапана отсекателя необходимо учитывать при интерпретации исследования.

Четвертая схема исследований включает закрытие скважины на забое. Для реализации данной технологической схемы в скважину спускается подвеска НКТ с установленным автономным манометром в боковом пенале или на автоотцепе под запорным клапаном. Низ подвески компонуется клапаном ударного или поворотного типа (используется в испытателях пластов на трубах). После спуска НКТ производится пакерование компоновки. Далее скважина свабируется, после чего внутреннее пространство НКТ перекрывается клапаном, и скважина закрывается на КВД. Все это время манометр находится на забое ниже запирающего клапана и регистрирует кривую изменения давления во времени. Клапан-отсекатель располагается в максимальной близости от пласта, таким образом, что при его закрытии послеприток практически отсутствует. Это позволяет диагностировать режимы радиального течения на начальном участке КВД.

Исследования при свабировании должны сопровождаться замерами объемов извлеченной из скважины жидкости по каждому из циклов откачки (подъема сваба) для последующего расчета дебита в период отбора жидкости из колонны и пласта.

6.5. Особенности параметров пласта, определенных по данным различных методов исследований, и их использование

Особенности комплексных методов ГИС, ГДИС и лабораторных ГХИ-методов (прямые и косвенные методы, основанные на различных физических принципах, теоретических и методических основах, характеризующие различные зоны пласта, масштабы осреднения и др.), их условные оценки, исходя из зарубежного опыта, представлены в таблице 1, а методика использования данных этих исследований — для создания модели пласта на рисунке 2.

Таблица 1. Основные методы получения информации о параметрах пласта и процессах разработки, их качество и этапности выполнения

Условные обозначения:

• 5 — один из лучших источников;
• 4 — хороший источник;
• 3 — полезный, удовлетворительный источник;
• 2 — худший источник, используется в комбинации с другими источниками информации.

(World Oil, Nov. 1978. Timmerman, 1982, Thakur G. C. & Satter A. 1998)

Рисунок 2. Источники информации о параметрах пласта и их использовании.

Рассматривая комплекс информации о пласте по данным геологии, геофизики, PVT и ГДИС как взаимосвязанным элементам единой системы, можно составить представления о пласте (модели пласта) и модели пластовой фильтрационной системы (МПФС). МПФС — это систематизированная и формализованная разнородная исходная информация о продуктивном пласте в виде геологических карт, профилей, описаний кернов, данных различных геофизических и гидродинамических исследований скважин, экспериментальных зависимостей физических свойств пласта, пласта-коллектора и пластовых флюидов от давления (по данным PVT), таблиц и графиков, уравнений и формул, безразмерных зависимостей, описывающих поведение модели пласта (рисунок 2).

МПФС является аналогом одной из завершающих стадий создания компьютерных ПДГТМ и является комплексным динамическим понятием, которое постоянно уточняется по мере бурения новых скважин и получения новой информации о процессах разработки залежи. Таким образом, целью комплексных ГИС, ГДИС и ГХИ является получение информации о динамических фильтрационных характеристиках пласта для создания детерминированной МПФС, адекватной реальному пласту — ПДГТМ.

Степень достоверности исходных данных для построения ПДГТМ зависит от количества контрольных точек, в которых получена информация о пласте . Так, точность данных по результатам промысловых ГДИС и испытаний — гидропроводность, пьезопроводность, скин-фактор (при охвате объема пласта исследованиями от 33 до 100%) — оценивается как достаточно достоверная и приемлемая погрешность оценивается в интервале 10-20%.

Точность некоторых данных, определяемых при лабораторных исследованиях, оценивается, например, следующими погрешностями: вязкости пластовых флюидов — 2-3%, фазового равновесия — 10%, относительных фазовых проницаемостей и капиллярных давлений — 10%. Их интегральная погрешность оценивается в 10-20%.

Объем части пласта, из которой отбирается керновый материал, подвергаемый лабораторным исследованиям, находится в диапазоне 0.00004 до 0.00016%, а по геофизическим данным от 0.022 до 0.088% от объема пласта. Все данные имеют различные погрешности в диапазоне от 5 до 20%, поэтому интегральную погрешность данных, полученных из геолого-математической модели, можно оценить в 20% (приемлемая погрешность определения балансовых запасов углеводородов).

В итоге общая интегральная погрешность входных данных для построения фильтрационной модели должна составлять не менее 15-20% .

… Назад. | | Далее…

6.2. Геофизические методы

Исследование разрезов скважин в околоскважинном пространстве с целью уточнения геологической модели в зоне расположения скважины осуществляется с помощью геофизических исследований (ГИС-КАРОТАЖА). Различают несколько видов каротажа, основанные на измерении различных физических полей в скважине и околоскважинном пространстве: электрические методы каротажа — ПС, КС, БКЗ, БК, БМК и др.; электромагнитные методы каротажа — ИК, ДК, ВИКИЗ, КМВ и др.; радиоактивные методы — ГК, НК, ГГК, ИНК, ИНК — С/О и др., а также термокаротаж, акустический каротаж, наклонометрия. микрозондирование и т.д. Изложены особенности и стандартизированы 76 видов каротажа , 108 объектов исследований, 39 специальных коэффициентов, 101 измеряемый — определяемый параметр. В ГИС используются около 450 специальных терминов для характеристики ГИС-работ, геолого-технических исследований в процессе бурения, по вторичному вскрытию продуктивных пластов и интенсификацией притоков.

Рисунок 1. Виды геофизических исследований и работ в нефтяных и газовых скважинах по СТ ЕАГО-046-01.

Методы ГИС-каротажа являются косвенными. Одним из элементов их методических основ служат предварительно установленные аналитические петрофизические зависимости, получение регрессионных уравнений типа «керн-керн», «керн-геофизика», «геофизика-геофизика» и обоснование возможности перехода от геофизических характеристик к коллекторским свойствам пласта с последующей оценкой точности прогноза параметров.

Важнейшей составной частью геологической информации является массовый отбор кернов в процессе бурения и их детальные последующие лабораторные исследования. Параметры пласта по ГИС в основном характеризуют прискважинную зону.

Петрофизические зависимости представляют информацию о литологии, пористости, наличии углеводородов и насыщенности пласта жидкостями и др.

Геофизические исследования и работы в скважинах (ГИРС) обеспечивают информационную основу для контроля за выработкой пластов (замеры профилей притока и приемистости, оценка состава притока, насыщенности пласта флюидами в различные моменты, оценка параметров вытеснения и др.), технического контроля работы скважин и ее технического состояния, контроль проведения методов интенсификации.

ПГИ горизонтальных скважин и результаты их комплексирования с ГДИС

В условиях горизонтального ствола применение стандартной аппаратуры, где каждый метод представлен одним датчиком, не позволяет однозначно решить задачи контроля притока и приводит к ошибкам интерпретации .

Для успешного выполнения исследований был применен специализированный аппаратурный комплекс с распределенными по сечению ствола датчиками диэлектрической проницаемости (влагомерами) типа «Сова-С9-ВЛ-6», «КарСарГоризонт» в комплексе со спектральной шумометрией (SNL). Это позволило выделить работающие толщины и получить более достоверную информацию об эффективной длине горизонтального ствола с оценкой состава притока из конкретных интервалов. Основное преимущество спектральной шумометрии заключается в возможности регистрации волновой картины акустической эмиссии и анализа акустических шумов в широком спектре частот. Анализ спектра получаемого сигнала позволяет видеть средне- и высокочастотные аномалии, связанные с фильтрацией флюида в трещинах и порах коллектора, что дает возможность выделять и оценивать на фоне низкочастотных помех, связанных с движением флюида в стволе скважины, работающие толщины пласта. Кроме того, в ряде скважин с высокой долей газа в продукции результаты термометрии показали высокую информативность, что позволило диагностировать локальные прорывы газа в ствол скважины .

Следует отметить, что использовались современные средства доставки (скважинный трактор), обеспечивающие применение практически любых скважинных геофизических сборок, получение информации в режиме реального времени. По результатам проведенных исследований скважин, оборудованных фильтром до глубины 1500 м, скважинный трактор зарекомендовал себя положительно, а в скважинах, оборудованных хвостовиками для проведения многостадийного гидроразрыва пласта (МГРП), при доставке аппаратурного комплекса с помощью скважинного трактора возникали проблемы с непрохождением к забою. Как показали результаты, для повышения эффективности проведения ПГИ в скважинах с МГРП необходимо использовать в качестве доставки гибкую НКТ .

В настоящее время ПГИ выполнены в девяти скважинах. Впервые в компании ПГИ проведены на тракторе в скважине с МГРП с длиной горизонтального участка 1000 м. В этих условиях термометрия показала высокую информативность, удалось диагностировать притоки из каждой пройденной муфты, а также определить порт, который обеспечивает основную долю притока газа. Геологический разрез по текущей модели подтвердил наличие незначительной глинистой перемычки между горизонтальным стволом и газонасыщенным коллектором в районе данного порта. Приток из портов успешно диагностировался по локальным аномалиям при замерах, выполненных в режиме фонтанирования.

В большинстве случаев результаты интерпретации данных ПГИ подтвердили прогнозные профили притока, полученные на действующих геолого-гидродинамических моделях. Интенсивность притока по спектральной шумометрии тесно коррелируется с фильтрационно-емкостными свойствами, интерпретированными по результатам ГИС.

В первую очередь ПГИ проводились в скважинах, по которым имелись данные интерпретации материалов ГДИС, для возможности их последующего комплексирования. Алгоритм снижения диапазона неопределенностей параметров, рассчитанных при интерпретации результатов ГДИС, приведен на рис. 2, пример результатов комплексирования данных ГДИС и ПГИ — на рис. 3.

Рис. 2. Блок-схема алгоритма оценки неопределенностей параметров, определяемых по данным ГДИС

Комплексный анализ показал, что эффективная работающая длина, определенная по результатам ПГИ, в среднем в 2,5–3 раза превышает определенную по данным ГДИС (при максимально возможном хорошем совмещении диагностических кривых). Уточнение работающей длины позволило существенно сузить диапазон неопределенности рассчитываемого S_мех и при отсутствии псевдорадиального режима k_h.

Рис. 3. Пример результатов комплексирования данных интерпретации результатов ГДИС и ПГИ

Полученные результаты дают возможность повысить эффективность эксплуатации нефтегазовых месторождений и оптимизировать процессы разработки. Методы ГДИС и ПГИ на данном этапе изученности месторождения необходимо рассматривать не только как инструмент контроля разработки, но и как метод доразведки месторождения и получения дополнительной информации для оценки добычных характеристик и прогноза степени выработки запасов пластов.

6.4. Геохимические методы исследований

Геохимические методы исследований позволяют разделять суммарную добычу из скважин, совместно вскрывающих единой сеткой несколько пластов, для любых способов эксплуатации скважин, изучать процессы обводнения, солеобразования и гидратообразования, коррозии, образования эмульсий и т.д.

6.4.1. Метод фотоколориметрии

По изменению коэффициента светопоглощения нефти во времени можно судить о подключении к работе в данной скважине новых пластов вследствие изменения режима эксплуатации скважины, изменения условий закачки воды, гидроразрыва пластов, дострела новых пачек продуктивных пород и т.д.

Если точно установлены закономерности изменения коэффициента светопоглощения по площади залежи и по вертикали от пласта к пласту, то его систематические измерения позволяют судить о направлении перемещения нефти в пластах. При совместной добыче нефти из двух пластов, для которых известны и резко отличаются величины коэффициента светопоглощения, зная общий коэффициент светопоглощения добываемой нефти из этих пластов не трудно рассчитать относительные дебиты каждого пласта. Наиболее эффективно применение метода фотоколориметрии нефти в комплексе с другими методами, характеризующими работу пластов в скважинах.

6.4.2. Определение в нефти содержания микрокомпонентов металлов

Метод, основанный на использовании различия добываемых нефтей разных пластов по содержанию микрокомпонентов металлов: ванадия, кобальта, никеля применяется для контроля за процессом разработки.

Данный метод позволяет решать следующие задачи:

• контролировать притоки нефтей из пластов, вскрытых перфорацией и эксплуатируемых единым фильтром;
• выделять случаи перетока нефти от неперфорированного пласта к перфорированному, например, за счет нарушения герметичности заколонного пространства;
• оценивать эффективность операций по повышению притока нефти, например, дострела пластов, кислотной обработки призабойной зоны, гидроразрыва пластов.

6.4.3. Изучение солевого состава добываемых вод

Метод основан на использовании различия солевого состава добываемых вод и позволяет решать следующие задачи:

• идентификация различного типа вод (реликтовые, закачиваемые, «верхних», «нижних» и др. горизонтов и пропластков);
• изучать совместимость вод, закачиваемых с пластовыми;
• изучение проблемы солеотложений и коррозии;
• изучение проблемы образования эмульсий и гидратов;
• изучение мест притока вод в скважину.

АГС «ГОРИЗОНТАЛЬ»

Рис. 1. Схема компоновки модулей АГС «Горизонталь-1»Рис. 2. Схема компоновки модулей АГС «Горизонталь-2»Таблица 1. Условия эксплуатации АГС «Горизонталь-1»

В ОАО НПФ «Геофизика» разработаны и поставляются автономные геофизические системы (АГС) «Горизонталь-1», АГС «Горизонталь-2» (рис. 1, 2; табл. 1, 2). Каждый скважинный прибор, реализующий тот или иной метод ГИС, располагается в специальном ударопрочном контейнере, оснащен автономным регистратором первичной информации и источником питания в виде аккумуляторных батарей.

Таблица 2. Основные технические характеристики АГС «Горизонталь-1»

Возможности измерительных систем постоянно расширяются путем добавления новых приборов. К примеру, в рамках использования АГС есть возможность проводить измерения акустическим профилемером САП-90 (рис. 3, 4). Этот прибор определяет профиль скважины по сечению ее внутренней поверхности по десяти внутренним радиусам. Точность измерения составляет ±1,5 мм.

Рис. 3. Окно программы обработки данных САП-90

5.1 Определение стоимости проведения гидродинамического исследования

Для определения стоимости проведения гидродинамических исследований таких как: замер пластовых давлений, замер забойных давлений, снятие индикаторных кривых с отбивкой Нд, и Нст — эхолотом, снятие кривых восстановления давления, отбор глубинных проб нефти (жидкости) и многих других, необходимо знать норму времени на исследование нефтяных и нагнетательных скважин. Кроме этого учитываются затраты времени на переезды исследований от базы ЦНИПР до куста (места исследований) и протяженность такого переезда

Важно также знать часовую тарифную ставку для операторов по исследованию скважин в зависимости от разряда и часовую тарифную ставку для оплаты ЦНИПРом организации, поставляющие спецмашины (Газ — 71, Газ — 66) для исследования скважин и для перевозки операторов по исследованию к объектам

В данном расчете нормы времени на спуск и подъем прибора на 3000 метров — средняя глубина скважин Приобского месторождения и на подготовительно — заключительные работы взяты из регламента и методики планирования объектов промысловых гидродинамических исследований и таблиц.

В затратах труда не учтено участие оператора по исследованию скважин, водителей передвижных лабораторий, числящиеся в УТТ.

Затраты времени на переезды исследований от базы к объектам приняты в размере 20% от нормативной численности на исследование скважин согласно сходного баланса рабочего времени НГДУ.

Нормы времени на переезд 1 км с грузом по местности: (грунтовая дорога по пересеченной местности с подъемом до 20 градусов, речная пойма) соответственно равна 22 минутам к 0,027 часа.

Часовая тарифная ставка для оплаты труда рабочих, применяемая в НГД ЮН, для операторов по исследованию скважин Приобского месторождения в зависимости от квалификационных разрядов распределяется следующим образом:

Таблица. Часовая тарифная ставка по разрядам

0,79 коэффициент на вредные условия. Тарифы на автомобили принятые в НГДУ ЮН для оплаты организации (УТТ) предоставляемые автомобили и водителей передвижных лабораторий числящиеся в УТТ, приведены в таблице:

Таблица.Тарифы на автомобили

Протяженность переездов операторов по исследованию скважин от базы до объектов в среднем по Приобскому месторождению принимаем равным 100 км в один конец. Методика расчета. Расчет сводится к определению времени, затраченного на проведение гидродинамических исследований.

Т_общ. =Т _пр. + Т _{иссл. (}5.1)

Где: Т _{иссл. —} норма времени на 1 работу по спуску и подъему прибора.

Т_{пр. —} время затраченное на переезд от базы до скважины

Т _пр =T∙2∙S (5.2)

Т_пр=0,027∙2∙100=5,4

Где: S — путь в 1 конец (км);

Т — норма времени на 1 км.

Теперь определяем стоимость проведения гидродинамических исследований:

С _общ. = С _пр. + С _{иссл. (}5.3)

С_общ=315∙1,68+11000,134

С _иссл. =Т ст₁ ·Т _общ. + Тст₂ · Т_{общ. (}5.4)

С_исл=21,672∙282+17,585∙278=11000,134

где: С_иссл — сумма затраченная для оплаты операторов (как правило исследование проводят 2 оператора 4 и 6 разряда

Т ст₁ — часовая тарифная ставка оператора 6 разряда

Т ст₂ — часовая тарифная ставка оператора 4 разряда

Тст₁=12,04∙1,8=21,672

Тст₂=9.77∙1,8=17,586

С _пр. = Т ст₁ · Т _общ., (5.5)

С_пр=Тст₂∙Т_общ

где С _пр. — сумма затраченная для оплаты организации предоставляющую машину

Т ст. — часовая тарифная ставка для оплаты за аренду машины.

С_пр=21,672∙36,72=795,80

С_пр=17,586∙36,72=645,76

Расчет затрат на исследование

Определяем время затраченное на замер забойного давления при фонтанной эксплуатации

Т_общ=Т_пр+Т_иссл. =5,4∙6,8=36,72

2. Определяем стоимость этого замера на авто Газ – 66

С_общ = С_пр + С _иссл. =209+71,7=281

Расчеты по определению стоимости проведенных всех остальных гидродинамических исследований аналогично, результаты снесены в таблицу №5.1

Таблица № 5.1

Характеристика скважины

Кроме параметров водоносного горизонта, что определяются применением методов ГДИ, на производительность скважины влияет ее совершенство, для оценки которого учитываются такие параметры, как степень, а также характер вскрытия водоносного пласта.

Совершенные колодцы бывают крайне редко. Это означает, что рабочая часть полностью погружена в водоносный слой на всю его толщину, при этом фильтрационные свойства толщи равномерны по всей длине фильтра. В этом случае фильтрация жидкости в полость колодца происходит одинаково со всех сторон. На практике достичь совершенства очень тяжело. В большинстве случаев наблюдаются два вида несовершенства.

Несовершенство скважин по степени вскрытия означает, что их фильтрующий элемент занимает не всю толщину водоносного горизонта. В этом случае поток жидкости в полость колодца происходит не радиально, а радиально-сферически (в верхней части всасывание происходит по бокам, внизу, — завихрения потоков). Если длина вскрытия пласта намного меньше толщины водоносного слоя (точечный источник), то преобладает только сферическое всасывание воды.

Несовершенство скважин по характеру вскрытия определяется тогда, когда геофизические (фильтрационные) свойства призабойной зоны (вокруг фильтра) сильно отличаются от таких же параметров самого водоносного пласта. Такое бывает при кольматации глубинного колодца или значительном диаметре скважины, примененной для вскрытия водного горизонта.

Похожие записи:

Как покрасить стекло в домашних условиях Правила ремонта крыши гаража своими руками и выбор подходящих материалов Как отбелить пожелтевший пластик и не испортить его Как и чем выполняется гидроизоляция кровли? Как и чем снять старую водоэмульсионную краску с потолка Узнаем, сколько граммов сахара в стакане: полезная информация для кулинаров