4 Підвищення продуктивності і приймальності свердловин діянням на привибійну зону пласта

Задача 104. У ході здійснення гідророзриву пласта непропорційне збільшення витрати рідини розриву спостерігалося за тиску на гирлі 64 МПа, при цьому працювало 4 насосних агрегати, подача кожного становила 10 л/с. Гідророзрив здійснювався з використанням води густиною 1050 кг/м³ по колоні НКТ з внутрішнім діаметром 76 мм. Глибина свердловини 2000 м. Визначити тиск гідророзриву пласта.

Задача 105. Визначити необхідний гирловий тиск для розриву пласта, який залягає на глибині 3200 м. Середній кут нахилу свердловини 10⁰. Для розриву використовуються насосні агрегати 4 АН-700, кожний з яких забезпечує витрату 6,3 л/с. Нагнітання води здійснюється в НКТ з внутрішнім діаметром 76 мм. Довідникові дані: густина гірських порід ρ_г.п.=2500 кг/м³.

Задача 106. Визначити допустимий робочий тиск під час гідропіскоструминної перфорації пласта на глибині 1800 м. Використовуються 73 мм НКТ з товщиною стінки 7 мм. Довідникові дані: вага одного метра труби 9,2 кг і однієї муфти 2,4 кг; зрушуюче різь навантаження для заданих труб становить 692 кН.

Задача 107. Визначити необхідний гирловий тиск для розриву пласта, який залягає на глибині 2000 м. Середній кут нахилу свердловини 14⁰. Для розриву використовують насосні агрегати 4 АН-700, кожний із яких забезпечує витрату 7,8 л/с. Запомповування води здійснюється в НКТ з умовним діаметром 89 мм.

Задача 108. Визначити необхідний максимальний гирловий тиск під час гідравлічного розриву пласта. Вхідні дані: глибина свердловини 3200 м; використовуються гладкі НКТ діаметром 73 мм з товщиною стінки 7 мм; масова концентрація піску у воді 40 кг/м³; витрата суміші 432 м³/добу (5 літрів за секунду). Довідникові дані: густина піску 2650 кг/м³; поправковий коефіцієнт, що враховує наявність піску в рідині під час розрахунку втрат тиску на тертя рівний 1,03. Методичні вказівки: тиск гідророзриву оцінити в залежності від гірничого тиску з урахуванням опору гірських порід на розрив, рівним 2 МПа; втрати тиску на тертя в трубах розрахувати за формулою Дарсі-Вейсбаха з урахуванням поправкового коефіцієнта; динамічний коефіцієнт в'язкості суміші вважати однаковою з в’язкістю води.

Задача 109. Планується здійснити гідравлічний розрив пласта із застосуванням води, обробленої ПАР за норми додатку 0,2%. За даними попередніх розривів на родовищі доцільно взяти 10 т піску, рідини розриву 8 м³. Для проведення гідророзриву застосовуються НКТ з внутрішнім діаметром 76 мм. Визначити скільки необхідно забезпечити ПАР для гідророзриву.

Задача 110. Визначити максимальний гирловий тиск під час гідравлічного розриву пласта. Вхідні дані: глибина свердловини 1200 м; використовуються гладкі насосно-компресорні труби діаметром 73 мм з товщиною стінки 7 мм; масова концентрація піску у воді 40 кг/м³; витрата суміші 6 л/с. Довідникові дані: густина піску 2650 кг/м³; поправковий коефіцієнт, що враховує наявність піску в рідині під час розрахунку втрат тиску на тертя рівний 1,05. Методичні вказівки: тиск гідророзриву оцінити в залежності від гірничого тиску з урахуванням опору гірських порід на розрив, рівним 1,8 МПа; втрати тиску на тертя в трубах розрахувати за формулою Дарсі-Вейсбаха з урахуванням поправкового коефіцієнта.

Задача 111. Планується здійснити гідравлічний розрив пласта за допомогою води, обробленої ПАР за норми додатку 0,25%. За даними попередніх розривів на родовищі доцільно взяти 12 т піску, рідини розриву 14 м³. Під час гідророзриву використовують НКТ з внутрішнім діаметром 76 мм. Визначити скільки необхідно забезпечити ПАР для гідророзриву.

Задача 112. Запроектувати гідравлічний розрив пласта у видобувній свердловині, розрахувавши тиск розриву за методикою Ю. П. Желтова, тиск на гирлі свердловини під час запомповування, кількість насосних агрегатів, піску та необхідних рідин, тривалість процесу і розміри тріщин. Відомо: глибина свердловини 2500 м; розкрита товщина пласта 17 м; експлуатаційна колона із обсадних труб з короткою трикутною різзю (за ГОСТ 632-80) з умовним діаметром 168 мм і товщиною стінки 10,6 мм; марка сталі Д.

Задача 113. Запроектувати гідравлічний розрив пласта і підібрати необхідні матеріали та обладнання. Відомо: глибина свердловини 2300 м; пластовий тиск 22 МПа; зовнішній діаметр експлуатаційної колони 168,3 мм; товщина стінки труби 10,6 мм; марка сталі Л. Рештою величин задатися, обґрунтувавши кожну.

Задача 114. Запроектувати гідравлічний розрив пласта. Необхідно: вибрати і розрахувати режимні параметри ГРП; вибрати обладнання; скласти технологічну таблицю режимних параметрів здійснення ГРП; розробити схему обв’язки обладнання; дати розрахункову оцінку технологічного ефекту за наявності вертикальної і горизонтальної тріщин. Вхідні дані подано в таблиці 4.1. Рештою величин задатися.

Задача 115. Запроектувати солянокислотну ванну у видобувній свердловині. Відомо: діаметр свердловини 360 мм; товщина продуктивного пласта 30 м.

Задача 116. Запроектувати солянокислотне оброблення пласта у видобувній свердловині. Відомо: розкрита товщина пласта 14 м; колектор теригенний, малопроникний; оброблення здійснюється вперше.

Задача 117. Запроектувати солянокислотне оброблення пласта. Відомо: глибина свердловини 1900 м; товщина пласта 13 м; зовнішній діаметр експлуатаційної колони труб 177,8 мм за товщини стінки 9,2 мм. Рештою величин задатися, обґрунтувавши кожну.

Задача 118. Запроектувати солянокислотне оброблення свердловини. Необхідно: обґрунтувати склад і концентрацію розчину; розрахувати режимні параметри запомповування розчину та інших робочих агентів; вибрати обладнання; розробити схему обв’язки обладнання; виконати оцінку технологічного ефекту. Вхідні дані подано в таблиці 4.2. Рештою величин задатися.

Задача 119. Визначити технологічну ефективність оброблення привибійної зони (ОПЗ) пласта. Привибійну зону пласта нафтовій свердловині обробили солянокислотним розчином і розчинили весь карбонатний цемент. Необхідно розрахувати абсолютну величину збільшення дебіту (технологічний ефект) та коефіцієнт збільшення дебіту (у скільки разів збільшився дебіт). Необхідні дані наведено в табл. 4.3.

Методичні вказівки: 1. Розчинності карбонатного цементу призводить до збільшення пористості. Абсолютну величину збільшення коефіцієнта пористості взяти рівною величині карбонатності. 2. Збільшення коефіцієнта пористості супроводжується ростом коефіцієнта проникності згідно з рівнянням: m = 10^-2 [8,94+4,56 lg (10¹⁵ k)], де коефіцієнт проникності к у м², коефіцієнт пористості – безрозмірна величина. 3. Якщо об'єм розчину не задано, то взяти його із розрахунку 0,7 м³ на 1 м товщини пласта.

Задача 120. Запроектувати внутрішньосвердловинне термохімічне оброблення з використанням гранульованого магнію. Відомо: глибина свердловини 1300 м; температура вибою свердловини 35^оС; товщина продуктивного пласта 37 м; зовнішній діаметр експлуатаційної колони труб 146 мм за товщини стінки 7,7 мм. Рештою величин задатися, обґрунтувавши кожну.

Задача 121. Запроектувати внутрішньосвердловинне термохімічне оброблення з використанням гранульованого магнію за технологією зі спадними потоками. Відомо: глибина свердловини 3200 м; ефективна товщина пласта 40 м; пластова температура 325 К; температура топлення парафіну 345 К; умовний діаметр НКТ та експлуатаційної колони відповідно 73 та 146 мм; в якості рідини-носія магнію використати воду. Рештою величин задатися, обґрунтувавши кожну.

Задача 122. Запроектувати внутрішньопластове термохімічне оброблення з використанням гранульованого магнію. При цьому розрахувати тиск розкриття тріщин, тиск запомповування на гирлі, кількість агрегатів, рідин, піску, магнію, тривалість процесу. Відомо: глибина свердловини 2000 м; ефективна товщина пласта 12 м; пластова температура 319 К; температура топлення парафіну 342 К; умовний діаметр НКТ та експлуатаційної колони відповідно 73 та 146 мм. Рештою величин задатися, обґрунтувавши кожну.

Задача 123. Запроектувати періодичне електротеплове оброблення в нафтовій свердловині. Відомо: діаметр свердловини 146 мм; поклад складений пісковиком; глибина залягання пласта 970 м; товщина пласта 8 м, пластова температура 33⁰С , пластовий тиск 8,3 МПа; температура топлення парафіну 73⁰С; дебіт свердловини до оброблення 6 м³/доб; відстань між сусідніми свердловинами 120 м; вміст парафіну в нафті 9%; співвідношення коефіцієнтів проникностей віддаленої зони пласта і зони парафінізації рівно 7,4; радіус зони парафінізації 0,45 м.

Таблиця 4.1 - Вхідні дані до задачі 114 з проектування гідравлічного розриву пласта

№ 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		1600	1700	1900	2000	2100	2200	2300	2400	2500	2600
2.	Діаметр експлуатаційної колони, мм		124	142	142	142	150	150	150	125	125	125
3.	Пластовий тиск, МПа	А - К	19	19	18	20	20	20	21	23	22	23
		Л - Р	18	18	17	21	21	22	22	24	24	25
		С - Я	17	17	16	19	22	23	23	25	25	26
4.	Зусилля затягування під час обв’язки обсадної колони, т	А - К	60	50	40	45	50	55	55	50	30	60
		Л - Р	70	45	45	50	55	60	60	45	40	70
		С - Я	80	40	50	55	60	65	50	35	60	50

Таблиця 4.2 - Вхідні дані до задачі 118 з проектування соляно-кислотного оброблення

№ 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 - Я	1400	1600	1800	1900	2100	2000	2300	2400	1500	2200
2.	Товщина пласта, м	А - І	12	20	18	33	44	15	33	14	43	37
		К - Р	28	26	21	27	21	27	45	26	24	21
		С - Я	32	14	37	15	13	33	11	37	17	14
3.	Діаметр експлуатаційної колони, мм	А - Я	142	142	150	150	160	160	125	125	142	142

Таблиця 4.3 – Вхідні дані до задачі 119 з визначення ефективності оброблення привибійної зони

Параметри	Перша буква прізвища	Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки)
		9	8	7	6	5	4	3	2	1	0
Дебіт до ОПЗ, т/доб.		20	25	30	35	40	45	50	55	60	65
Об'ємний коефіцієнт нафти	А – Ж	1,05	1,14	1,24	1,32	1,5	1,16	1,07	1,1	1,07	1,2
	З – М	1,08	1,18	1,28	1,22	1,3	1,2	1,1	1,05	1,12	1,07
	Н – Х	1,1	1,2	1,3	1,1	1,08	1,25	1,2	1,14	1,18	1,12
	Ц – Я	1,12	1,22	1,32	1,14	1,14	1,3	1,22	1,18	1,2	1,18
Густина нафти, кг/м3	А – Й	875	880	885	890	885	880	875	870	865	860
	К – У	880	885	890	875	890	875	870	865	870	865
	Ф – Я	885	890	875	880	860	870	865	860	875	870
Карбонатність порід, %	А – Д	6	7	8	9	10	6	7	8	9	10
	Ж – К	7	8	9	10	6	7	8	9	10	6
	Л – Н	8	9	10	6	7	8	9	10	6	7
	О – Р	9	10	6	7	8	9	10	6	7	8
	С – Я	10	6	7	8	9	10	6	7	8	9
Радіус контуру пласта, м	А – Й	300	350	400	645	340	530	810	330	750	800
	К – У	500	550	600	780	720	370	444	480	550	400
	Ф – Я	700	750	800	920	410	740	539	660	350	600
Радіус свердловини, м		0,1	0,12	0,11	0,13	0,14	0,16	0,1	0,105	0,12	0,13
Коефіцієнт проникності пласта, 10-3 мкм2	А – Й	100	170	47	110	237	80	58	240	150	93
	К – У	180	300	92	150	192	170	97	180	88	182
	Ф – Я	240	80	250	87	111	320	180	120	112	176
Коефіцієнт проникності ПЗП до ОПЗ, 10-3 мкм2	А – М	30	92	21	92	121	58	32	130	70	62
	Н – Я	100	63	70	66	60	105	70	96	65	58
Радіус ПЗП до ОПЗ, м		1,7	1,8	1,9	2,0	2,1	2,2	2,3	2,4	2,5	2,6
Об'єм розчину, м3		6	–	8	–	10	–	12	–	14	16
Товщина пласта, м		–	8,3	–	9,7	–	12,4	–	17,3	–	–