3 Перфорація, освоєння і дослідження свердловин

Задача 69. Свердловина заповнена рідиною глушіння. Визначити: 1) яка репресія тиску створюється при цьому на пласт (в абсолютних величинах і у відсотках); 2) яку густину рідини треба взяти під час освоєння, щоб тиск знизився нижче пластового тиску. Відомо: довжина свердловини 2000 м; зенітний кут нахилу свердловини 15⁰; коефіцієнт аномалії пластового тиску 0,95; густина рідини глушіння 1100 кг/м³.

Задача 70. Визначити допустимий робочий тиск під час гідропіскоструминної перфорації пласта на глибині 1800 м, використовуючи 73 мм насосно-компресорні труби з товщиною стінки 7 мм. Довідникові дані: маса 1 м труби 9,2 кг і одної муфти 2,4 кг; зрушуюче різь навантаження для заданих труб рівне 692 кН, запас міцності 1,4.

Задача 71. На якій гранично допустимій глибині можна здійснити гідропіскоструминну перфорацію за робочого тиску запомповування водопіщаної суміші 25 МПа, якщо використовуються гладкі насосно-компресорні труби із сталі групи міцності Д діаметром 73 мм. Довідникові дані: зрушуюче різь навантаження для даних труб рівне 289 кН, товщина стінки труб 7 мм; маса 1 м труби 11,4 кг, маса муфти 2,4 кг.

Задача 72. Для створення гідропіскоструминного каналу довжиною 250 мм необхідний перепад тиску в насадці 4,5 мм є рівним 32 МПа, при цьому витрата рідини через насадку повинна становити 3,3 л/с. Внутрішній діаметр експлуатаційної колони рівний 168 мм. Використовуються 73-міліметрові насосно-компресорні труби з товщиною стінки 7 мм. Продуктивний пласт розміщений на глибині 1600 м. Визначити мінімальну кількість насадок у перфораторі і необхідний робочий тиск запомповування водопіщаної суміші під час здійснення гідропіскоструминної перфорації із скидуванням рідини і піску. Методичні вказівки: збільшення густини і динамічного коефіцієнта в’язкості водопіщаної суміші по відношенню до води для спрощення обчислень взяти відповідно на 60 кг/м³ і 0,12 мПа∙с, а коефіцієнти гідравлічного опору під час руху в трубах і затрубному просторі взяти наближено рівними 0,035 і 0,043.

Задача 73. Запроектувати гідропіскострумину перфорацію. Інтервал перфорації 3000 – 3050 м. Внутрішній діаметр експлуатаційної колони 168 мм. Пластовий тиск 31 МПа. Вибрати необхідне обладнання.

Задача 74. Запроектувати гідропіскострумину перфорацію свердловини: вибрати робочу рідину; задати концентрацію піску; встановити густоту перфорації; розрахувати допустимий і робочий тиски перфорації, видовження труб, кількість насосних агрегатів, об’єм робочої рідини і масу піску. Вхідні дані наведено в таблиці 3.1.

Задача 75. Свердловину планується освоїти методом заміни рідин. Визначити максимальний тиск, який виникне під час освоєння, об’єм запомповуваної рідини і тривалість процесу. Зіставити методи прямого і зворотнього запомповування за цими параметрами. Відомо: свердловина заповнена глинистим розчином густиною 1200 кг/м³; довжина стовбура свердловини 3000 м; зенітний кут нахилу 14⁰; довжина НКТ 2700 м; пластовий тиск 33 МПа; внутрішній діаметр обсадної колони 168 мм; діаметр (умовний) НКТ 0,089 м; запомповують воду одним насосним агрегатом УНІ – 630 х 700 А.

Задача 76. Свердловину планується освоїти методом заміни рідин. Визначити максимальний тиск, який виникне під час освоєння, об’єм запомповуваної рідини і тривалість процесу. Зіставити методи прямого і зворотнього запомповування за цими параметрами. Відомо: свердловина заповнена розчином хлористого кальцію з густиною 1230 кг/м³ і динамічним коефіцієнтом в’язкості 1,2 мПа∙с; довжина стовбура свердловини 3500 м; зенітний кут нахилу 5⁰; довжина НКТ 3100 м; пластовий тиск 35 МПа; внутрішній діаметр обсадної колони 168 мм; діаметр (умовний) НКТ 89 мм; свердловину освоюють запомповуванням технічної води одним насосним агрегатом УНІ – 630 х 700 А.

Задача 77. Визначити необхідний тиск на викиді насоса для здійснення зворотнього промивання свердловини водою. Вхідні дані: глибина опускання НКТ 2000 м; внутрішній діаметр НКТ 50,3 мм; товщина стінки НКТ 5 мм; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 242,9 мм; поглинання рідини пластом відсутнє; витрата рідини 3,1 л/с.

Задача 78. Визначити величину тиску в кінці запомповування води в затрубний простір під час освоєння свердловини методом заміни рідин, об’єм робочої рідини, тривалість запомповування для заміни рідин та величину зміни тиску на вибої після заміщення глинистого розчину водою. Вхідні дані: глибина свердловини 3000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 144,1 мм; глибина опускання насосно-компресорних труб 2500 м; умовний діаметр насосно-компресорних труб і товщина стінки відповідно 73 мм і 7 мм; густина глинистого розчину 1200 кг/м³; запомповування води здійснюється насосним агрегатом 4 АН-700 (УНІ-630 х 70 А) на третій передачі з витратою 17,4 л/с (діаметр втулки 120 мм); із свердловини рідина вільно витікає в резервуар. Додаткові дані: густина води 1000 кг/м³; динамічний коефіцієнт в’язкості води 1 мПа∙с.

Задача 79. Визначити величину тиску на викиді насоса для здійснення зворотнього промивання свердловини. Припустити, що поглинання рідини пластом відсутнє. Відомо: внутрішній діаметр експлуатаційної колони труб 133,1 мм; гладкі насосно-компресорні труби з умовним діаметром 60 мм опущено на глибину 2100 м.

Задача 80. Розрахувати основні параметри процесу освоєння свердловини методом заміни рідин під час прямого і зворотнього запомповування; тиски на початку і в кінці запомповування; максимальний тиск запомповування; висоту розміщення (від вибою) межі розділу рідин у свердловині за умови рівності тиску на вибої в процесі освоєння і пластового тиску та тиск запомповування на цей момент часу; об’єм робочої рідини; тривалість запомповування для заміщення рідин; величину зменшення тиску на вибої після заміщення рідин. Зіставити розраховані величини параметрів під час прямого і зворотного запомповувань та обґрунтувати вибір конкретного насосного агрегату, а також заданий режим його роботи. Вхідні дані подано в таблиці 3.2. Свердловина перед освоєнням заповнена глинистим розчином, який характеризується пластичною в’язкістю і динамічним напруженням зсуву (визначаються в залежності від густини). Густину глинистого розчину визначити з умови перевищення вибійного тиску над пластовим на 10%.

Задача 81. Розрахувати глибину розміщення муфти з пусковими отворами для освоєння заглушенної водою фонтанної свердловини компресорним методом, об’єм газу і тривалість прямого та зворотнього нагнітання газу у свердловину. Зіставте розраховані величини під час прямого і зворотнього нагнітання газу. Вхідні дані взяти із таблиці 3.3. Додаткові вхідні дані подано в таблиці 3.2.

Задача 82. Фонтанну свердловину планується освоїти компресорним методом шляхом запомповування азоту з допомогою автомобільного азотного газифікаційного устатковання АГУ-8К. Після заміни мінералізованої води на нафту свердловина не почала фонтанувати. Відомо: глибина свердловини 2300 м; піднімальні труби опущено на глибину 2220 м; внутрішній діаметр обсадної колони 146 мм; діаметр НКТ 89 мм; пластовий тиск 14 МПа; густина нафти 860 кг/м³; динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 1,7 мПа∙с; температура нейтрального шару 7⁰С; глибина залягання нейтрального шару 20 м; геотермічний градієнт 0,023 К/м. Потрібно розрахувати глибину розміщення пускової нафти і необхідний об’єм газу. Обґрунтуйте, який метод запомповування газу кращий – прямий чи зворотний ( з використанням цифрових даних ).

Задача 83. Розрахувати тиск запомповування піни у свердловину під час її освоєння, а також величину зниження тиску на вибої. В якості піноутворювача використовується водний розчин сульфанолу 0,1% концентрації (1 кг сульфанолу на 1000 кг води). Вода подається насосним агрегатом УН 1-630-700А (4 АН-700) за заданих швидкості і діаметра змінних плунжерів. Вхідні дані подано в таблиці 3.4. Глибину свердловини, розміри експлуатаційної колони і НКТ, середню температуру у свердловині, параметри води у свердловині, вид газу і тип компресора взяти із задач 65 і 66.

Задача 84. Запроектувати гідропіскоструминну перфорацію і процес освоєння свердловини. Необхідно вибрати робочу рідину, задати концентрацію піску, встановити густоту перфорації, обчислити допустимий і робочий тиски перфорації, видовження труб, обчислити кількість насосних агрегатів, об'єм робочої рідини і масу піску; визначити глибину розміщення муфти з пусковими отворами для освоєння заглушеної водою фонтанної свердловини компресорним методом, об'єм газу і тривалість прямого та оберненого нагнітання газу у свердловину; порівняти розрахункові величини при прямому і оберненому нагнітанні газу; обгрунтувати і вибрати рекомендований режим освоєння. Вхідні дані подано в таблиці 3.5, а додаткові дані взяти із таблиці 3.4.

Задача 85. Визначити кількість рідини (т/доб.), яка припливає у свердловину глибиною 1800 м, якщо коефіцієнт продуктивності дорівнює 7 т/(доб.∙МПа ); пластовий тиск 17 МПа; відстань від гирла до динамічного рівня 300 м; густина рідини 850 кг/м³.

Задача 86. Коефіцієнт продуктивності свердловини 20 м³/(МПа∙доб.). За якого вибійного тиску дебіт свердловини буде 150 т/доб., якщо пластовий тиск 16 МПа. Відомо, що густина нафти 860 кг/м³, а об’ємний коефіцієнт 1,1.

Задача 87. Визначити відстань від гирла до динамічного рівня у свердловині глибиною 2700 м, якщо її дебіт 65 т/доб., коефіцієнт продуктивності 20 т/(доб.∙МПа), пластовий тиск 22 МПа, густина рідини 850 кг/м³.

Задача 88. Визначити значину пластового тиску у свердловині глибиною 1800 м з дебітом 32 т/доб, якщо коефіцієнт продуктивності 5 т/(доб.∙МПа); відстань від гирла до динамічного рівня 300 м; густина рідини 800 кг/м³. Газ відсутній.

Таблиця 3.1 - Вхідні дані до задачі 74 з проектування гідропіскоструминної перфорації

№ п/п	Параметри	Перша буква прізвища	Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
			0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Глибина свердловини	А - Ж	1000	1300	1800	1900	2400	2500	1150	1450	1250	1550
		З - М	1100	1400	1700	2000	2200	2600	1350	1250	2150	2250
		Н - Я	1200	1500	1600	2100	2300	2700	1400	1700	2000	2500
2.	Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, мм	А - К	120	136	130	124	128	134	138	124	136	126
		Л - П	124	122	128	126	136	130	130	134	120	138
		Р - Я	122	120	124	138	130	136	132	122	124	128
3.	Умовний діаметр насосно-компресорних труб, мм	А - Ж	60	73	89	60	73	89	60	73	89	60
		З - М	73	89	60	73	89	60	73	89	60	73
		Н - Я	89	60	73	89	60	73	89	60	73	89
4.	Група міцності сталі насосно-компресорних труб	А - Н	К	Е	К	К	Е	К	К	Е	К	К
		О - С	Е	К	К	Е	К	К	Е	К	К	Е
		Т - Я	К	К	Е	К	К	Е	К	К	Е	К
5.	Пласт	А - М	однорідний, міцність порід на стиснення 17 МПа
		Н - Я	шаруватий, міцність порід на стиснення 32 МПа
6.	Технологічна схема ГПП	А - К	закільцьована
		Л - П	із скидуванням піску
		Р - Я	із скидуванням піску і рідини
7.	Довжина інтервалу перфорації, м		4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

Таблиця 3.2 - Вхідні дані до задачі 80 з освоєння свердловини заміною рідин

№ п/п	Параметри	Перша буква прізвища	Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
			0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Глибина свердловини, м	А - Ж	2700	2800	2900	3000	3100	3200	3300	3400	3500	3600
		З - М	2800	2900	3000	3100	3200	3300	3400	3500	3300	3700
		Н - Я	2900	2700	2800	3200	3000	3100	3500	3300	3400	3800
2.	Середеій зенітний кут кривини свердловини, градуси	А - К	2	3	4	5	5	7	8	9	10	11
		Л - Я	3	2	5	4	7	6	9	10	11	12
3.	Коефіцієнт аномалії пластового тиску		1,1	1,15	1,2	1,25	1,3	1,35	1,4	1,35	1,3	1,25
4.	Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, мм		150,5	153,7	147,1	144,1	124,7	127,1	129,1	130,7	132,1	133,1
5.	Умовний діаметр НКТ, мм	А - Ж	60	73	89	73	60	73	89	73	73	89
		З - М	73	89	60	73	73	60	73	60	89	73
		Н - Я	89	60	73	89	73	73	60	89	60	89
6.	Товщина стінки НКТ, мм	А - Ж	5	5,5	8	7	5	7	6,5	7	5,5	6,5
		З - М	5,5	8	5	5,5	5,5	5	7	5	8	7
		Н - Я	6,5	5	7	6,5	7	5,5	5	6,5	5,5	8
7.	Густина рідини запомповування, кг/м3		1000	1000	1010	1000	1010	1020	1000	1010	1020	1000
8.	Динамічний коефіцієнт в'язкості рідини запомповування, мПа·с		1	1,02	1,03	1	1,02	1,03	1	1,02	1,03	1
9.	Глибина опускання НКТ, м	А - Ж	2500	2600	2300	2700	2800	2900	3000	3100	3400	3500
		З - М	2600	2700	2400	2800	2900	2800	3100	3200	3300	3600
		Н - Я	2700	2500	2200	2600	2950	2700	3200	3300	3200	3700

Таблиця 3.3 – Вхідні дані до задачі 81 з освоєння свердловини компресорним методом

№ п/п	Параметри	Перша буква прізвища	Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
			0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Густина води, кг/м3	А - Н	1000	1050	1100	1150	1000	1050	1020	1100	1060	1090
		О - Я	1100	1090	1020	1070	1030	1070	1090	1080	1110	1000
2.	Динамічний коефіцієнт в’язкості води, мПа·с	А - К	1,05	1,06	1,03	1,1	1,01	1,02	1,1	1,03	1,05	1,02
		Л - Р	1,07	1,05	1,02	1,06	1,02	1,03	1,15	1,04	1,08	1,03
		С - Я	1,1	1,08	1,04	1,05	1,03	1,04	1	1,05	1,1	1,04
3.	Середня температура у свердловині, оС	А - Я	55	56	58	60	62	63	64	65	68	70
4.	Вид газу	А - У	повітря азот
		Ф - Я
5.	Тип компресора	А - Д	УКП - 80
		Ж - К	КПУ - 16/100
		Л - Н	КПУ - 16/250
		О - Р	АК - 7/200 А
		С - У	ДКС - 3,5/200 Тп
		Ф - Я	АГУ - 8К

Таблиця 3.4 – Вхідні дані до задачі 83 з освоєння свердловини піною

№ п/п	Параметри	Перша буква прізвища	Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
			0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
1.	Ступінь аерації	А - Ж	30	55	30	55	80	50	75	40	65	45
		З - Л	35	60	35	60	30	55	80	45	70	65
		М - О	40	65	40	65	35	60	85	50	75	70
		П - С	45	70	45	70	40	65	30	55	80	75
		Т - Я	50	75	50	75	45	70	35	60	85	80
2.	Передача роботи насоса		1	2	3	4	1	2	3	4	3	4
3.	Діаметр змінного плунжера, мм	А - Н	100	120	100	120	120	100	120	100	120	100
		О - Я	120	100	120	100	100	120	100	120	100	120

Таблиця 3.5 – Вхідні дані до задачі 84 з проектування гідропіскоструминної перфорації

Параметри	Перша буква прізвища	Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
		0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
1 Глибина свердло- вини, м	А – Ж	1000	1300	1800	1900	2400	2500	1150	1450	1250	1550
	З – М	1100	1400	1700	2000	2200	2600	1350	1250	2150	2250
	Н – Я	1200	1500	1600	2100	2300	2700	1400	1700	2000	2500
2 Внутрішній діа-метр експлуатаційної колони, мм	А – К	120	136	130	124	128	134	138	124	136	126
	Л – П	124	122	128	126	136	120	130	134	120	138
	Р – Я	122	120	124	138	130	136	132	122	124	128
3 Діаметр насосно-компресорних труб, мм	А – Ж	60	73	89	60	73	89	60	73	89	60
	З – М	73	69	60	73	89	60	73	89	60	73
	Н – Я	89	60	73	89	60	73	89	60	73	89
4 Група міцності сталі насосно-компресорних труб	А – Н	Д	Е	К	Д	Е	К	Д	Е	К	Д
	О – С	Е	К	Д	Е	К	Д	Е	К	Д	Е
	Т – Я	К	Д	Е	К	Д	Е	К	Д	Е	К
5 Пласт	А – М	однорідний, міцність порід на стиснення 17 мПа
	Н – Я	шаруватий, міцність порід на стиснення 32 мПа
6 Технологічна схема ГПП	А – К	закільцьована
	Л – П	із скидуванням піску
	Р – Я	із скидуванням піску і рідини
7 Довжина інтерва-лу перфорації, м		4	5	6	7	8	9	10	11	12	13

Задача 89. Визначити коефіцієнт продуктивності свердловини та її масовий дебіт (у т/доб), коли коефіцієнт гідропровідності пласта 3,3∙10^-10м³/(Па∙с), радіус контура живлення пласта 600 м, радіус свердовини 0,1 м, а перепад тиску 5 МПа. Густина розгазованої нафти 900 кг/м³; об’ємний коефіцієнт 1,25.

Задача 90. Побудувати індикаторну діаграму за результатами дослідження нафтової свердловини: пластовий тиск р_пл = 6,3 МПа; вибійні тиски р_в1 = 5,3 МПа, р_в2 = 4,55 МПа, р_в3 = 3,3 МПа, р_в4 = 2,15 МПа; дебіти Q₁ = 9,5 м³/доб, Q₂ = 17 м³/доб, Q₃ = 29 м³/доб, Q₄ = 40 м³/доб. Визначити коефіцієнт продуктивності свердловини і коефіцієнт гідропровідності пласта, якщо радіус свердловини становить 0,1 м, а радіус контуру живлення пласта 420 м.

Задача 91. У результаті дослідження свердловини одержали такі дані дебіту Q за відповідних значин вибійного тиску р_в:

Q, м3/доб.	13	14	15	16
рв, МПа	13	12	11	10

Побудувати індикаторну діаграму і визначити коефіцієнти продуктивності та проникності, якщо товщина пласта 10 м, динамічний коефіцієнт в’язкості рідини 2 мПа∙с, радіус контуру живлення пласта 800 м; радіус свердловини 0,1 м.

Задача 92. Визначити коефіцієнт продуктивності свердловини за даними однократного її дослідження методом усталених режимів. Відомо: виміряний за поверхневих умов дебіт нафти 60 т/доб; вибійний тиск 13 МПа; об’ємний коефіцієнт нафти 1,2; пластовий тиск 14,7 МПа; тиск насичення нафти газом 10 МПа; густина розгазованої нафти 860 кг/м³.

Задача 93. Визначити проникність привибійної зони продуктивного пористого пласта за результатами однократного дослідження нафтової свердловини на усталених режимах (допустити, що індикаторна лінія пряма ). Вхідні дані: дебіт нафти в поверхневих умовах 58 т/доб; вибійний тиск 24 МПа; пластовий тиск 26 МПа; тиск насичення нафти газом 20 МПа; ефективна товщина пласта 18 м; динамічний коефіцієнт в’язкості пластової нафти 1,4 мПа∙с; густина розгазованої нафти 890 кг/м³; об’ємний коефіцієнт нафти 1,3; середня відстань між сусідніми свердловинами 1000 м; радіус свердловини (за долотом) 0,1 м.

Задача 94. Фонтанну свердловину дослідили методом усталених відборів на трьох режимах:

Діаметр штуцера, мм	Дебіт, т/доб	Вибійний тиск, МПа
3,6	25,2	17,52
4,0	42,0	17,04
5,0	63,0	16,44

Визначити коефіцієнт проникності пласта. Відомо: ефективна товщина пласта 10 м; середня відстань між сусідніми свердловинами 500 м; радіус свердловини (за долотом) 0,124 м; густина розгазованої нафти 850 кг/м³; динамічний коефіцієнт в’язкості пластової нафти 1,5 мПа∙с; об’ємний коефіцієнт нафти 1,3; коефіцієнт гідродинамічної недосконалості свердловини 0,8.

Задача 95. Провели дослідження фонтанної свердловини методом усталених режимів і одержали індикаторну діаграму за такої відповідності між дебітом і депресією:

Дебіт, т/доб	99	195
Депресія, МПа	3,15	11,02

Відомо: тиск насичення нафти газом не перевищує вибійного тиску; пласт пористий; густина розгазованої нафти 860 кг/м³; об’ємний коефіцієнт нафти 1,3; пластова нафта не характеризується аномальними властивостями. Записати рівняння припливу нафти в дану свердловину, визначити необхідні коефіцієнти.

Задача 96. Фонтанну свердловину дослідили методом усталених відборів на чотирьох режимах:

Дебіт, т/доб.	Вибійний тиск, МПа	Депресія тиску, МПа
34	18,84	1,16
66	17,43	2,57
108	14,71	5,29
150	11,45	8,55

Відомо: середня відстань між сусідніми свердловинами 400 м; радіус свердловини (за долотом) 0,124 м; густина розгазованої нафти 840 кг/м³; об’ємний коефіцієнт нафти 1,3; тиск насичення нафти газом 10 МПа. Визначити коефіцієнт гідропровідності пласта.

Задача 97. Результати дослідження нафтової свердловини на неусталених режимах обробили методом дотичної і визначили: нахил прямолінійного відрізка становить 0,24; відрізок, що відтинається на осі ординат, рівний 2,2 МПа. Визначити коефіцієнти гідропровідності, проникності, п’єзопровідності та зведений радіус свердловини. Відомо: дебіт до зупинки свердловини 60 т/доб; ефективна товщина пласта 12 м; коефіцієнт пористості 20%; коефіцієнт об’ємної пружності породи 2∙10^-10Па^-1; густина розгазованої нафти 860 кг/м³; об’ємний коефіцієнт нафти 1,4; динамічний коефіцієнт в’язкості пластової нафти 1,5 мПа∙с; коефіцієнт об’ємної пружності нафти 10^-9 Па^-1.

Задача 98. Нафтова свердловина досліджена на неусталених режимах за методом відновлення вибійного тиску. До зупинки свердловина тривалий час працювала з дебітом 80 т/доб; результати дослідження обробили методом дотичної і визначили, що нахил прямолінійного відрізка становить 0,9, а відрізок, що відтинається на осі ординат, рівний 0,5 МПа. Відомо: ефективна товщина пласта 15 м; коефіцієнт об’ємної пружності насиченого пласта 10^‑9 Па^‑1; густина розгазованої нафти 850 кг/м³; динамічний коефіцієнт в’язкості пластової нафти 1,6 мПа∙с; відстані від досліджуваної свердловини до сусідніх свердловин становлять 840, 960, 1020, 880, 790 і 1100 м; свердловина пробурена долотом діаметром 269,9 мм. Визначити коефіцієнти досконалості та продуктивності свердловини.

Задача 99. Фонтанну нафтову (водонагнітальну) свердловину дослідили на усталених режимах фільтрації і одержали залежність між дебітом (витратою) Q і тиском на гирлі р (табл. 3.6). Обробити результати дослідження і визначити коефіцієнти продуктивності (приймальності), гідропровідності і проникності пласта, або коефіцієнти фільтраційного опору, гідропровідності, проникності і макрошорсткість. Методичні вказівки: 1. Тиск на вибої свердловини визначити за відомим тиском на гирлі, коли рух однорідної (без вільного газу) нафти чи води відбувається по колоні насосно-компресорних труб (НКТ), які опущені до глибини залягання пласта. 2. Діаметр НКТ задано умовний (заокруглений зовнішній). 3. Для визначення невідомого пластового тиску побудувати залежність Q від вибійного тиску. 4. Дебіт (витрату) рідини задано при нормальних умовах.

Задача 100. Дослідження нафтової свердловини здійснили гідродинамічними методами на усталених і неусталених режимах та виконали свердловинні дебітометричні виміри. У результаті визначили, що коефіцієнт гідропровідності пласта рівний 250 мкм²∙м/(мПа∙с) за даними обох гідродинамічних методів, коли радіус свердловини рівний радіусу свердловини за долотом (0,15 м); відношення коефіцієнта п’єзопровідності пласта до квадрата радіуса свердловини 200 с^-1; ефективна товщина пласта 10 м. Знайти коефіцієнти пружної ємності насиченого пласта та об’ємної пружності породи, коли за даними лабораторного дослідження середній коефіцієнт пористості пласта по керну становить 20%, а коефіцієнт об’ємної пружності нафти рівний 10^-9 Па^-1.

Таблиця 3.6 – Результати дослідження нафтової та водонагнітальної свердловин до задачі 99

Показники	Перша буква прізвища	Нафтова свердловина					Водонагнітальна свердловина
		Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
		9	8	7	6	5	4	3	2	1	0
1	2	3	4	5	6	7	8	9	10	11	12
Дебіт, т/добу		100	110	120	130	140	150	160	170	180	190
		90	100	110	120	130	140	150	160	170	180
		80	90	100	110	120	130	140	150	160	170
Тиск, МПа		0,6	0,8	1,0	1,2	1,4	6,0	6,2	6,4	6,6	6,8
		0,8	1,0	1,2	1,4	1,6	5,6	5,8	6,0	6,2	6,4
		1,0	1,2	1,4	1,6	1,8	5,2	5,4	5,6	5,8	6,0
Об'ємний коефіцієнт	А – Ж	1,1	1,15	1,2	1,25	1,3	1,03	1,04	1,05	1,06	1,07
	З – М	1,35	1,4	1,45	1,5	1,55	1,08	1,09	1,1	1,09	1,08
	Н – Х	1,6	1,2	1,25	1,3	1,35	1,07	1,06	1,05	1,04	1,04
	Ц – Я	1,4	1,45	1,5	1,55	1,6	1,05	1,07	1,08	1,09	1,1
Густина, кг/м3	А – К	855	860	865	870	875	1000	1010	1020	1030	1040
	Л – Я	860	880	885	890	895	1060	1070	1080	1090	1100
Діаметр НКТ, мм	А – Й	48	60	73	48	60	73	48	60	73	48
	К – У	60	73	60	60	73	60	60	73	48	60
	Ф – Я	73	48	48	73	48	48	73	48	60	73
Глибина, м	А – З	1200	1250	1300	1350	1400	2700	2800	2900	3000	3100
	І – Я	1450	1500	1550	1600	1650	3200	3300	3400	3500	3600
Динамічний коефіцієнт в'язкості, мПа . с	А – Й	1,2	1,4	1,6	1,8	2,0	1,0	1,01	1,02	1,03	1,04
	К – Я	2,2	2,3	2,4	2,5	2,6	1,06	1,07	1,08	1,09	1,1
Радіус контуру, м	А – Й	200	250	300	350	400	550	600	650	700	750
	К – О	450	500	550	600	650	800	850	900	950	1000
	П – Ф	700	750	800	700	600	1050	1100	1150	1200	1250
	Х – Я	500	400	300	200	250	1300	1350	1400	1450	1500
Радіус св-ни, мм	А – Я	190	180	170	160	150	140	130	120	110	100
Товщина пласта, м	А – Є	10	12	14	16	18	15	20	25	30	35
	Ж – Н	20	22	24	26	28	40	45	50	55	60
	П – Х	10	12	14	16	18	15	20	25	30	35
	Ц – Я	20	22	24	26	28	40	45	50	55	60

Задача 101. Результати дослідження нафтової свердловини на неусталених режимах обробили методом дотичної і визначили нахил прямолінійного відрізка 0,26; відрізок, що відтинається на осі ординат, 2,4 МПа. Визначити коефіцієнти гідропровідності, проникності, п’єзопровідності та зведений радіус свердловини. Відомо: дебіт до зупинки свердловини 80 т/доб; ефективна товщина пласта 14 м; коефіцієнт пористості 16%; коефіцієнт об’ємної пружності породи 2∙10^-10 Па^-1; густина розгазованої нафти 870 кг/м³; об’ємний коефіцієнт нафти 1,3; динамічний коефіцієнт в’язкості пластової нафти 2,8 мПа∙с; коефіцієнт об’ємної пружності нафти 10^-9 Па^-1.

Задача 102. Обробити результати дослідження нафтової свердловини методом відновлення вибійного тиску. Відомо: вибійний тиск перед зупинкою свердловини 13,5 МПа; динамічний коефіцієнт в’язкості нафти 1,4 мПа∙с; товщина пласта 12 м; коефіцієнт пористості 11%; дебіт нафти до зупинки 37 т/доб. Для навчальної мети припустити, що вибійний тиск після зупинки свердловини зростав за законом експоненти р_в(t) = р_во∙ехр(at), де р_во – вибійний тиск до зупинки свердловини; t – час спостереження за зміною вибійного тиску; а = 7,3∙10^-4 с^-1. Рештою величин задатися, обгрунтувавши кожну. Визначити коефіцієнти гідропровідності, проникності, п’єзопровідності, зведений радіус, коефіцієнти продуктивності і гідродинамічної досконалості свердловини. Методичні вказівки: за даним законом зміни вибійного тиску в часі розрахувати і скласти відповідну таблицю р_в(t), а за цими даними – графік відновлення тиску.

Задача 103. Обробити результати дослідження нафтової свердловини на усталених і неусталених режимах фільтрації, тобто обробити результати дослідження нафтової свердловини на усталених режимах (індикаторна лінія задається у таблиці); обробити результати дослідження нафтової свердловини методом відновлення вибійного тиску, коли тиск зростав за законом експоненти: р_в = р_вое ^аТ, де р_во – вибійний тиск до зупинки свердловини, Т - час спостережень за зміною тиску р_в, а – коефіцієнт.

Визначити коефіцієнти гідропровідності, проникності і п'єзопровідності, зведений радіус, коефіцієнти продуктивності і гідродинамічної досконалості.

Вхідні дані приведені в табл. 3.7 і 3.8. За заданим законом розрахувати таблицю зміни вибійного тиску в часі, а за нею побудувати графік відновлення тиску. Рештою величин задатися.

Таблиця 3.7 – Вхідні дані до задачі 103 з дослідження свердловин на усталених режимах

№№ пп	Параметри	Перша буква прізвища	Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
			0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Динамічний коефіцієнт в'язкості нафти, мПа . с	А – Д	1,0	1,2	1,1	1,5	1,7	1,8	1,6	2,1	2,4	2,6
		Е – М	1,7	2,7	2,2	2,6	0,7	1,0	1,35	1,65	1,95	2,25
		Н – Р	2,2	3,2	0,9	3,2	0,8	1,15	1,45	1,75	2,05	0,75
		С – Я	3,1	1,6	2,1	4,0	0,9	1,25	1,55	1,85	2,15	0,85
2	Пластовий тиск, МПа	А – І	16	19	22	24	26	28	30	32	27	25
		К – Р	18	23	15	25	20	19	17	14	13	12
		С – Т	21	20	16,5	17,5	18,5	20,5	21,5	22,5	23,5	27,5
		У – Я	24	17	21,5	31,5	27,5	13,5	14,5	19,5	15,5	14,5
3	Товщина пласта, м	А – Г	10	13	16	19	17	15	23	34	42	7
		Д – Л	14	22	41	6	8	9	21	25	13,7	18,9
		М – П	18	10,8	14,3	22,5	30,7	21,6	33	12,7	24	36
		Р – Я	22,7	19,7	27,5	34,6	24,3	32,8	14,9	8,8	7,5	23,8
4	Коефіцієнт, що враховує досконалість свердловин за В.І. Щуровим	А – К	6	7	8	9	10	11	12	13	14	15
		А – Я	8	9	10	11	6	7	8	9	10	11
5	Дебіт, м3/доб		12	6	20	8	12	12	6	15	16	16
			27	14	30	20	32	21	24	45	28	36
			36	20	60	70	52	27	48	90	64	56
6	Депресія тиску, МПа		0,4	0,3	0,4	0,2	0,3	0,4	0,2	0,3	0,4	0,4
			0,9	0,7	0,6	0,5	0,8	0,7	0,8	0,9	0,7	0,9
			1,2	1,0	1,2	1,4	1,3	0,9	1,6	1,8	1,6	1,4

Таблиця 3.8 – Додаткові вхідні дані до задачі 103 з оброблення кривої відновлення тиску

№№ пп	Параметри	Перша буква прізвища	Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
			0	1	2	3	4	5	6	7	8	9
1	Вибійний тиск до зупинки, МПа	А – І	10,3	11,4	12,5	13,7	14,1	15,6	16,8	17,2	18,3	19,9
		К – Н	12,7	16,8	19,1	18,4	17, 0	16,2	20,1	14,7	13,1	11,8
		О – С	14,8	15,3	9,4	10,5	11,6	12,4	13,3	14,3	16,0	18,2
		Т – Я	16,4	19,5	10,7	13,5	10,0	11,8	21,5	24,1	22,8	27,3
2	Коефіцієнт "а", х 10-4с-1	А – І	7,0	8,1	8,2	8,3	10,4	9,5	10,6	7,7	9,8	10,9
		К – Н	8,0	7,1	10,2	9,3	8,4	7,5	8,6	9,7	10,8	7,9
		О – С	9,0	10,1	8,2	7,3	9,4	8,6	9,6	10,7	8,8	9,9
		Т – Я	10,0	9,1	7,2	10,3	7,4	10,5	7,6	8,7	7,8	8,9
3	Динамічний коефіцієнт в'язкості нафти, мПа . с	А – К	1,1	1,2	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,8	1,9	2,0
		Л – Я	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7	1,3	1,4	1,5	1,6	1,7
4	Товщина пласта, м		7	9	11	13	14	21	19	12	10	8
5	Коефіцієнт пористості		0,11	0,12	0,13	0,14	0,15	0,16	0,17	0,18	0,19	0,21
6	Дебіт нафти до зупинки, т/добу	А – І	15	48	63	18	110	141	122	167	205	212
		К – Н	27	34	78	23	137	165	144	159	231	103
		О – С	35	57	92	51	125	174	169	130	97	106
		Т – Я	43	29	101	37	180	99	131	147	162	177