2018-02-14
1300
Вариант 1
1. Схема работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН).
2. Установление технологического режима работы газовой скважины.
3. Техника и технология гидравлического разрыва пласта (ГРП).
4. Назначение обработки призабойной зоны пласта ПАВ. Механизм действия ПАВ в пористой среде.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 2
1. Назначение, принципиальное устройство узлов установки ЭЦН.
2. Состав и назначение резьбовых смазок.
3. Материалы, применяемые при гидроразрыве пласта.
4. Сущность комплексного воздействия на ПЗ пласта. Методы комплексного воздействия.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 3
1. Рабочие характеристики, устройство, выбор ЭЦН.
2. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации газовых скважин.
3. Техника и технология гидропескоструйной перфорации.
4. Особенности разработки и эксплуатации морских месторождений.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 4
1. Монтаж и эксплуатация УЭЦН.
2. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.
|
|
|
3. Техника и технология виброобработки забоев скважин.
4. Какие реагенты, и с какой целью добавляют в соляную кислоту при приготовлении рабочего раствора.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 5
1. Принцип подбора УЭЦН к скважине.
2. Техника и технология простой солянокислотной обработки.
3. Технология многократного ГРП с применением закупоривающих веществ, с применением пластмассовых шариков.
4. Сущность ОРЭ нескольких пластов одной скважиной.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 6
1. Обслуживание, автоматизация контроля и управления скважинами, оборудованными УЭЦН.
2. Техника и технология пенокислотной обработки.
3. Технология приготовления рабочего раствора соляной кислоты.
4. Схемы оборудования используемого для эксплуатации двух пластов механизированным способом.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 7
1. Эксплуатация скважин погружными винтовыми электронасосами.
2. Охрана труда и противопожарные мероприятия при кислотных обработках скважин.
3. Технология проведения внутрипластовой термохимической обработки.
4. Особенности организации нефтегазосбора на морских нефтепромыслах.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 8
1. Эксплуатация скважин диафрагменными электронасосами.
2. Охрана недр и окружающей среды при кислотных обработках скважин.
3. Механизм образования трещин при гидроразрыве пласта.
4. Поясните основные особенности разработки морских месторождений нефти и газа.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 9
1. Эксплуатация скважин гидропоршневыми насосными установками.
|
|
|
2. Сущность, область применения, разновидности кислотных обработок.
3. Основные гидротехнические сооружения, используемые при разработке морских нефтяных и газовых месторождений.
4. Требования, предъявляемые к скважинам, переводимым на ОРЭ.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 10
1. Техника и технология для одновременно-раздельной эксплуатации одной скважиной нескольких пластов.
2. Причины низкой продуктивности скважин.
3. Технология термогазохимического воздействия на ПЗ пласта.
4. Охрана труда и окружающей среды при разработке морских нефтяных и газовых месторождений.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 11
1. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин.
2. Назначение, классификация, выбор методов воздействия на ПЗ пласта.
3. Разновидности солянокислотной обработки.
4. Основные схемы ОРЭ.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 12
1. Схема установки центробежного электронасоса.
2. Принцип расчета лифта для газовых скважин.
3. Реагенты, материалы, применяемые при солянокислотных обработках, их назначение, характеристики.
4. Организация нефтегазосбора на морских нефтепромыслах.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 13
1. Причины, условия образования гидратов, методы борьбы с ними.
2. Целесообразность применения раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.
3. Техника и технология тепловой обработки скважин теплоносителями.
4. Преимущества пенокислотной обработки перед простой кислотной.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 14
1. Автоматизация и управление работой газовых скважин.
2. Принципиальные схемы и оборудование для ОРЭ.
3. Техника и технология электронагрева скважин.
4. Технология многократного поинтервального ГРП при наличии в скважине нескольких эксплуатируемых объектов.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 15
1. Подбор установок центробежных электронасосов к скважинам.
2. Методы эксплуатации обводняющихся газовых скважин.
3. Техника и технология термокислотной обработки скважин.
4. Сооружения и основания для эксплуатации морских месторождений.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 16
1. Особенности разработки и эксплуатации морских месторождений.
2. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации газовых скважин.
3. Способы теплового воздействия на ПЗ пласта.
4. Определение общей продолжительности ГРП и числа агрегатов, необходимых для его проведения.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 17
1. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин.
2. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.
3. Целесообразность применения раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.
4. Условия применения теплового воздействия на ПЗ пласта.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 18
1. Меры безопасности при эксплуатации скважин бесштанговыми электронасосами.
2. Особенности эксплуатации обводняющихся газовых скважин.
3. Принципиальные схемы и оборудование для одновременно-раздельной эксплуатации.
4. Механизм действия ПАВ в пористой среде.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 19
1. Исследование скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов.
2. Установление технологического режима работы газовой скважины.
3. Технология проведения кислотных ванн.
4. Схемы оборудования, используемого для раздельной эксплуатации двух пластов фонтанным способом.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 20
1. Основные узлы установки центробежного электронасоса.
2. Осложнения при эксплуатации газовых скважин и мероприятия по их устранению.
3. Особенности эксплуатации скважин, оборудованных установками ОРЭ.
|
|
|
4. Технология проведения кислотных обработок под давлением.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 21
1. Подбор установок центробежных электронасосов к скважинам.
2. Особенности конструкции и оборудования газовых скважин.
3. Примеры оборудования для ОРЭ двух пластов.
4. Преимущества пенокислотной обработки перед кислотной.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 22
1. Обслуживание скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов.
2. Установление технологического режима работы газовой скважины.
3. Требования, предъявляемые к скважинам, переводимым на ОРЭ.
4. Технология многократного ГРП с применением закупоривающих веществ, с применением пластмассовых шариков.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 23
1. Бесштанговые насосы других типов.
2. Определение диаметра фонтанных труб для газовых скважин.
3. Техника и технология глинокислотной обработки ПЗ пласта.
4. Схемы оборудования используемого для эксплуатации двух пластов механизированным способом.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 24
1. Принципиальные схемы гидропоршневых насосов одинарного, двойного и дифференциального действия.
2. Технология приготовления рабочего раствора соляной кислоты.
3. Сущность внутрипластовой термохимической обработки.
4. Целесообразность применения раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 25
1. Схемы закрытой и открытой гидропоршневых насосных установок.
2. Охрана недр и окружающей среды при кислотных обработках скважин.
3. Схема проведения ГРП.
4. Принципиальные схемы и оборудование для ОРЭ.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 26
1. Схема скважинного диафрагменного насоса, принцип его действия.
2. Установление технологического режима работы газовой скважины.
3. Сущность термогазохимического воздействия на ПЗ пласта.
4. Охрана труда и окружающей среды при разработке нефтяных и газовых месторождений.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 27
1. Основные узлы установки центробежного электронасоса.
|
|
|
2. Осложнения при эксплуатации газовых скважин, мероприятия по их устранению.
3. Разновидности солянокислотной обработки.
4. Гидротехнические сооружения и особенности эксплуатации скважин.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 28
1. Исследование скважин, оборудованных установками центробежных электронасосов.
2. Организация и безопасное ведение работ при ликвидации открытых нефтяных и газовых фонтанов.
3. Технология многократного поинтервального ГРП при наличии в скважине нескольких эксплуатационных объектов.
4. Особенности разработки морских месторождений нефти и газа.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 29
1. Схема работы установки электроцентробежного насоса (УЭЦН).
2. Состав и назначение резьбовых смазок.
3. Материалы, применяемые при гидроразрыве пласта.
4. Основные требования по защите окружающей среды при разработке нефтяных месторождений в условиях моря и тундровых территорий.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Вариант 30
1. Рабочие характеристики, устройство, выбор ЭЦН.
2. Меры безопасности и противопожарные мероприятия при эксплуатации газовых скважин.
3. Техника и технология виброобработки забоев скважин.
4. Какие реагенты, и с какой целью добавляют в соляную кислоту при приготовлении рабочего раствора.
5. Решите задачи 2.1; 2.2; 2.3; 2.4
Задача 2.1
Подберите расчетным путем оборудование для эксплуатации скважины установкой электроцентробежного насоса (УЭЦН) и определите удельный расход электроэнергии при ее работе. Данные приведены в таблице 7.
Методические указания к решению задачи 2.1
Для решения задачи необходимо изучить тему 5 (О-1 стр.184 – 251) или (О-2 стр.106 – 131, О-3 стр.151, О-4 стр.98 - 110) и рассмотреть решение типовых задач. Ниже предлагается упрощенная методика расчета.
1. Определяют дебит скважины по уравнению притока при n = 1 (см. формулу 5).
2. Выбирают оптимальное давление на приеме насоса в зависимости от обводненности и газового фактора по промысловым данным или по кривым газосодержания.
При отсутствии конкретных рекомендаций принять приближенно:
=2,5…3,0 МПа при 
≥ 50%
=3,0…4,0 МПапри <50%.
3. Глубину спуска насоса определяют из условия обеспечения необходимого оптимального давления на приеме насоса:
, м (30)
где 
– плотность смеси, определяется по формуле (12) или (25) в зависимости от обводненности.
4. Выбирают диаметр труб по графику (А.М. Юрчук Расчеты в добыче нефти), в зависимости от их пропускной способности и КПД труб.
5. Вычисляют потребный напор, необходимый для подъема жидкости на поверхность из уравнения условной характеристики скважины:
, м (31)
где 
– потери напора на трение при движении жидкости в НКТ, определяемые по формулам трубной гидравлики. Приближенно можно принять = 20…40 м.
, м(32)
где 
– внутренний диаметр НКТ, м
6. Определяют группу насоса (диаметр) в зависимости от диаметра эксплуатационной колонны, руководствуясь следующими соотношениями:
D (Dвн), мм группа насоса диаметр насоса, мм
140 (121,7) 5 92
146 (130) 5А 103
168 (144,3) 6 123
7. Определяют необходимое исполнение насоса в зависимости от содержания механических и корродирующих примесей в продукции скважины (А.М. Юрчук Расчеты в добыче нефти).
8. Подбирают типоразмер погружного центробежного насоса, исходя из условия:
Hн≥ Hс, Qн= Q, КПД – максимальный,
где Hн – напор насоса, м;
Qн – подача насоса, м³/сут.
Для этого по таблицам характеристик насосов (А.М. Юрчук Расчеты в добыче нефти) задаются двумя – тремя насосами, удовлетворяющими вышеперечисленным условиям и по их рабочим характеристикам выбирают окончательно насос с максимальным КПД (А.М. Юрчук Расчеты в добыче нефти).
9. Выписывают типоразмеры остального оборудования согласно комплектности поставки: двигатель, гидрозащиту, станцию управления, трансформатор, кабель (см. таблицу 6), пользуясь справочной литературой.
Таблица 6
| Типоразмер насоса | Двигатель | Кабель | Гидрозащита | Трансформатор | Станция управления | |
| плоский | круглый | |||||
10. Проверяют соответствие мощности двигателя условиям откачки, для чего определяют необходимую мощность и сравнивают с мощностью выбранного двигателя 
:
, кВт (33)
где 
– КПД насоса, определяется по рабочей характеристике насоса при заданном дебите 
.
11. Определяют необходимую длину кабеля:
, м (34)
где 
- расстояние от устья до станции управления.
12. Проверяют возможность спуска агрегата в скважину. Для сохранности кабеля и устранения опасности прихвата агрегата в эксплуатационной колонне диаметральный зазор между агрегатом и эксплуатационной колонной принимают равным 5…10 мм.
12.1 Основной диаметр агрегата с учетом плоского кабеля:
(35)
где Dдв – диаметр электродвигателя, мм;
Dн – наружный диаметр насоса, мм;
hк – толщина плоского кабеля, мм;
S – толщина металлического пояса, принимаем S=1 мм.
12.2 Основной размер агрегата с учетом насосных труб круглого кабеля:
, (36)
где 
– диаметр муфты НКТ, мм;
– диаметр круглого кабеля, мм.
Таблица 7
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | |
| Глубина скважины H, м | 1940 | 1910 | 1860 | 1820 | 1770 | 1740 | 1720 | 1700 | 1990 | 1950 | 1900 | 1850 | 1780 | 1750 | 2000 |
| Пластовое давление Pпл, МПа | 16,8 | 16,5 | 15,7 | 14,5 | 15,5 | 15 | 12,2 | 12 | 14,9 | 14,5 | 14 | 13,5 | 12,8 | 12,5 | 15 |
| Забойное давление Pзаб, МПа | 11,8 | 11,6 | 11,2 | 11 | 10,2 | 10 | 8,2 | 9 | 10,6 | 9,2 | 9,6 | 9,2 | 8,6 | 9,4 | 11,8 |
| Устьевое давление Pу, МПа | 1,6 | 1,4 | 1 | 0,8 | 0,6 | 0,5 | 0,6 | 0,5 | 2 | 1,8 | 1,5 | 1,2 | 0,8 | 0,7 | 1,2 |
| Давление насыщения Pнас, МПа | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 |
| Коэффициент продуктивности K, т/сут∙МПа | 17 | 37 | 16 | 29 | 23 | 32 | 38 | 33 | 23 | 35 | 37 | 30 | 28 | 25 | 38 |
| Обводненность продукции скважины nв, % | 47 | 63 | 55 | 50 | 55 | 60 | 50 | 45 | 58 | 50 | 60 | 50 | 55 | 50 | 48 |
| Плотность воды ρв, кг/м³ | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 |
| Плотность нефти ρн, кг/м³ | 850 | 800 | 850 | 800 | 850 | 800 | 850 | 800 | 850 | 800 | 850 | 800 | 850 | 800 | 850 |
| Плотность газа ρг, кг/м³ | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 |
| Диаметр э/к D, мм | 168 | 168 | 146 | 168 | 168 | 146 | 168 | 146 | 168 | 168 | 146 | 146 | 168 | 146 | 168 |
| Газовый фактор G, м³/т | 54 | 48 | 58 | 60 | 50 | 48 | 50 | 65 | 62 | 63 | 45 | 48 | 53 | 45 | 60 |
Продолжение таблицы 7
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | |
| Глубина скважины H, м | 1717 | 1820 | 1870 | 1920 | 1970 | 1730 | 1710 | 1760 | 1800 | 1810 | 1830 | 1880 | 1890 | 1920 | 1960 |
| Пластовое давление Pпл, МПа | 12,2 | 14 | 14,5 | 16,4 | 16,9 | 12,1 | 12 | 15 | 15,2 | 15,4 | 15,5 | 15,6 | 15,7 | 15,8 | 16 |
| Забойное давление Pзаб, МПа | 9 | 11,2 | 11 | 9,6 | 10 | 8,4 | 9 | 9,2 | 11 | 11,2 | 9,6 | 9,2 | 9,4 | 11,4 | 10,6 |
| Устьевое давление Pу, МПа | 0,5 | 1,4 | 1,5 | 1,6 | 2 | 0,6 | 0,5 | 0,6 | 1 | 1,2 | 1,3 | 1,6 | 1,7 | 1,4 | 1,6 |
| Давление насыщения Pнас, МПа | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 | 9 |
| Коэффициент продуктивности K, т/сут·МПа | 23 | 32 | 38 | 17 | 16 | 33 | 37 | 35 | 30 | 28 | 25 | 16 | 29 | 23 | 38 |
| Обводненность продукции скважины nв, % | 47 | 63 | 55 | 50 | 55 | 60 | 50 | 45 | 58 | 50 | 60 | 50 | 55 | 50 | 48 |
| Плотность воды ρв, кг/м³ | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 | 1080 | 1050 |
| Плотность нефти ρн, кг/м³ | 800 | 850 | 800 | 850 | 800 | 850 | 800 | 850 | 800 | 850 | 800 | 850 | 800 | 850 | 800 |
| Плотность газа ρг, кг/м³ | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 | 1,1 |
| Диаметр э/к D, мм | 146 | 146 | 146 | 168 | 168 | 146 | 146 | 146 | 168 | 146 | 168 | 168 | 168 | 168 | 168 |
| Газовый фактор G, м³/т | 63 | 54 | 48 | 58 | 60 | 50 | 48 | 50 | 65 | 62 | 63 | 45 | 48 | 53 | 60 |
Задача 2.2
Выберите концентрацию и количество реагентов, необходимое оборудование для проведения солянокислотной обработки призабойной зоны скважины, составьте план обработки. Данные приведены в таблице 9.
Методические указания к решению задачи 2.2
Для решения задачи необходимо изучить тему 9 и рассмотреть решение типовых задач или (О-1 стр.287 – 349, О-2 стр.190 – 199, О-3 стр.231 - 266).
1. Для заданных условий принимают концентрацию кислоты и объем раствора.
2. Определяют общий необходимый объем раствора соляной кислоты:
, м³ (37)
где 
– расход раствора HCI на 1 м толщины пласта, м³
3. Количество концентрированной товарной соляной кислоты можно найти по формуле:
, м³(38)
где A и B – числовые коэффициенты, определяются по таблице (8);
x – выбранная концентрация солянокислотного раствора, %;
Z – 27,5%-ная концентрация товарной кислоты.
Значения коэффициентов A и B:
Таблица 8
| Z, x | B, A | Z, x | B, A |
| 5,15 – 12,19 13,19 – 18,11 19,06 – 24,78 25,75 – 29,57 | 214,0 218,0 221,5 226,0 | 29,95 – 31,52 32,10 – 33,40 34,42 – 37,22 - | 227,5 229,5 232,0 - |
4. При обработке скважин к раствору соляной кислоты добавляют различные реагенты, выбирают их концентрацию.
4.1 Ингибиторы в количестве 0,01% объема кислотного раствора, например катапин А.
4.2 Стабилизаторы, например, уксусную кислоту в количестве:
, дм³ (39)
где b – процент добавки уксусной кислоты к объему раствора, принимаем 1,5%:
c – концентрация уксусной кислоты, принимаем 80%.
4.3 Интенсификаторы, например, марвелан в количестве 1…1,5% объема солянокислотного раствора.
4.4 Хлористый барий для удержания в растворенном состоянии продуктов реакции примесей раствора соляной кислоты с железом, цементом:
, дм³ (40)
где a – содержание SO₃ в товарной соляной кислоте, a =0,6%;
ρхб – плотность хлористого бария, ρ = 4 кг/дм³.
5. Определяют количество воды необходимое для приготовления объема солянокислотного раствора:
,м³ (41)
где ∑Vр – суммарный объем всех добавляемых реагентов к солянокислотному раствору, м³
6. Определяют количество раствора, закачиваемого при открытой задвижке затрубного пространства (при отсутствии пакера) в объеме выкидной линии, насосно-компрессорных труб и ствола скважины от башмака НКТ до подошвы пласта:
(42)
7. Количество жидкости, которое закачивают при закрытой задвижке затрубного пространства:
, м³ (43)
8. Объем продавочной жидкости: Vпр=V′
9. Выбирают необходимое оборудование (кислотный агрегат, автоцистерны), его количество, характеристики (А.М. Юрчук Расчеты в добыче нефти).
10. Выбирают режим работы агрегата. Для этого, задавшись производительностью агрегата (q) на II, III, IV передачах (А.М. Юрчук Расчеты в добыче нефти) определяют давление нагнетания:
, МПа (44)
где 
– максимальное забойное давление при продавке раствора, МПа.
, (45)
Pж – гидростатическое давление столба продавочной жидкости, МПа
Принимаем Pтр =0,5…1,5 МПа.
Давление, создаваемое насосом, должно быть достаточным для продавки раствора в пласт, т.е. Pнас≥Pвн.
11. Определяют продолжительность нагнетания и продавки в пласт раствора:
, ч (46)
Таблица 9
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | |
| Глубина скважины H, м | 1500 | 1540 | 1580 | 1620 | 1660 | 1700 | 1740 | 1780 | 1820 | 1860 | 1900 | 1940 | 1980 | 2000 | 2040 |
| Эффективная мощность пласта h, м | 10 | 12 | 14 | 16 | 18 | 20 | 10 | 12 | 14 | 16 | 18 | 20 | 10 | 12 | 14 |
| Тип и состав породы продуктивного пласта |
Плотные трещиноватые известняки |
Трещиновато-кавернозные известняки |
Доломитизированные песчаники | ||||||||||||
| Проницаемость пород k, мм² | 0,1 | 0,15 | 0,2 | 0,25 | 0,3 | 0,35 | 0,4 | 0,45 | 0,5 | 0,1 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,45 | 0,5 |
| Пластовое давление Pпл, МПа | 14 | 14,5 | 15 | 15,5 | 16 | 16,5 | 17 | 14 | 14,5 | 15 | 15,5 | 16 | 16,5 | 17 | 17,5 |
| Внутренний диаметр скважины Dд, м | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 |
| Диаметр НКТ d, мм | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 |
| Температура пласта Tпл, ˚C | 30 | 40 | 30 | 40 | 30 | 40 | 30 | 40 | 30 | 40 | 30 | 40 | 30 | 40 | 30 |
| Диаметр водовода dоб, мм | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 |
| Длина водовода ℓ об, м | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 |
Продолжение таблицы 9
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | |
| Глубина скважины H, м | 1550 | 1600 | 1650 | 1700 | 1750 | 1800 | 1850 | 1900 | 1950 | 2000 | 2020 | 2030 | 2040 | 2050 | 2060 |
| Эффективная мощность пласта h, м | 16 | 18 | 20 | 10 | 12 | 14 | 16 | 18 | 20 | 10 | 12 | 14 | 16 | 18 | 20 |
| Тип и состав породы продуктивного пласта |
Плотные трещиноватые известняки |
Трещиновато-кавернозные известняки |
Доломитизированные песчаники | ||||||||||||
| Проницаемость пород k, мм² | 0,1 | 0,15 | 0,2 | 0,25 | 3 | 0,35 | 0,4 | 0,45 | 0,5 | 0,1 | 0,2 | 0,3 | 0,4 | 0,45 | 0,5 |
| Пластовое давление Pпл, МПа | 14,5 | 15 | 15,5 | 16 | 16,5 | 17 | 14 | 14,5 | 15 | 15,5 | 16 | 16,5 | 17 | 17,5 | 14 |
| Внутренний диаметр скважины Dд, м | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 | 0,215 |
| Диаметр НКТ d, мм | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 | 60 | 73 |
| Температура пласта Tпл, ˚C | 40 | 30 | 40 | 30 | 40 | 30 | 40 | 30 | 40 | 30 | 40 | 30 | 40 | 30 | 40 |
| Диаметр водовода dоб, мм | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 | 60 |
| Длина водовода ℓоб, м | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 | 30 |
Задача 2.3
Определить максимально возможный дебит газовой скважины (пропускную способность) при отборе газа через фонтанные трубы и через обсадную колонну. Данные приведены в таблице 10.
Методические указания к решению задачи 2.3
Для решения задачи необходимо изучить тему 8 (О-1 стр.252 – 275) и рассмотреть решение типовых задач.
1. Максимальный дебит может быть при критической скорости газа в трубах на устье при давлении 0,1 МПа. Критическая скорость газа определяется по формуле:
м/с (47)
где 
– универсальная газовая постоянная, равная 51,5.
2. Максимальный суточный дебит газа при отборе его через фонтанные трубы:
м³/сут (48)
3. Максимальный суточный дебит газа при отборе его через эксплуатационную колонну:
, м³/сут (49)
Таблица 10
| Наименование исходных данных | Варианты | |||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | |
| Внутренний диаметр фонтанных труб d, мм | 62 | 62 | 59 | 76 | 76 | 88,6 | 62 | 76 | 76 | 88,6 |
| Площадь сечения f, мм² | 0,00302 | 0,00302 | 0,00302 | 0,004522 | 0,004522 | 0,006162 | 0,00302 | 0,004522 | 0,004522 | 0,006162 |
| Диаметр обсадной колонны D, мм | 127 | 125 | 125 | 150 | 200 | 200 | 150 | 125 | 200 | 200 |
| Площадь сечения F, мм² | 0,0128 | 0,0120 | 0,0120 | 0,0177 | 0,0314 | 0,0314 | 0,0177 | 0,0120 | 0,0314 | 0,0314 |
| Температура газа T, K | 300 | 295 | 305 | 310 | 300 | 290 | 285 | 305 | 270 | 315 |
Продолжение таблицы 10
| Наименование исходных данных | Варианты | |||||||||
| 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | |
| Внутренний диаметр фонтанных труб d, мм | 62 | 62 | 59 | 59 | 59 | 76 | 76 | 88,6 | 88,6 | 88,6 |
| Площадь сечения f, мм² | 0,00302 | 0,00302 | 0,00302 | 0,00302 | 0,00302 | 0,004522 | 0,004522 | 0,006162 | 0,006162 | 0,006162 |
| Диаметр обсадной колонны D, мм | 150 | 200 | 127 | 150 | 200 | 127 | 125 | 127 | 125 | 150 |
| Площадь сечения F, мм² | 0,0177 | 0,0314 | 0,0128 | 0,0177 | 0,0314 | 0,0128 | 0,0120 | 0,0128 | 0,0120 | 0,0177 |
| Температура газа T, K | 310 | 320 | 302 | 300 | 305 | 290 | 295 | 320 | 315 | 300 |
Продолжение таблицы 10
| Наименование исходных данных | Варианты | |||||||||
| 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | |
| Внутренний диаметр фонтанных труб d, мм | 62 | 62 | 59 | 59 | 59 | 76 | 76 | 88,6 | 88,6 | 88,6 |
| Площадь сечения f, мм² | 0,00302 | 0,00302 | 0,00302 | 0,00302 | 0,00302 | 0,004522 | 0,004522 | 0,006162 | 0,006162 | 0,006162 |
| Диаметр обсадной колонны D, мм | 200 | 150 | 125 | 150 | 200 | 150 | 200 | 200 | 150 | 127 |
| Площадь сечения F, мм² | 0,0314 | 0,0177 | 0,0120 | 0,0177 | 0,0314 | 0,0177 | 0,0314 | 0,0314 | 0,0177 | 0,0128 |
| Температура газа T, K | 304 | 308 | 316 | 309 | 300 | 290 | 285 | 295 | 307 | 315 |
Задача 2.4
Определить потери напора в перфорационных отверстиях в процессе ГРП. Данные приведены в таблице 11.
Методические указания к решению задачи 2.4
К решению задачи приступают после изучения темы 9 (О-1 стр.287 – 349, О-2 стр.190 – 199, О-3 стр.231 - 266). Решение типовых задач дано в (А.М. Юрчук Расчеты в добыче нефти).
1. Потери напора в перфорационных отверстиях удобно определять на примере гидравлического разрыва пласта (ГРП). В процессе ГРП обычно имеют место большие расходы рабочих жидкостей (до 0,018 м³/с). Поэтому в перфорационных отверстиях эксплуатационной колонны возникают значительные потери напора, которые можно найти по следующей формуле:
(50)
откуда
, м. вод.ст. (51)
где 
– потери напора, м. вод.ст.;
– расход жидкости-песконосителя, м³/с;
– диаметр отверстий при пулевой перфорации, м;
– общее число перфорационных отверстий;
– коэффициент расхода, зависящий от характера истечения жидкости;
– ускорение свободного падения, м/с².
2. Перепад давления составит:
, Па (52)
где 
– плотность воды, = 1000 кг/м³.
Таблица 11
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| 1 | 2 | 3 | 4 | 5 | 6 | 7 | 8 | 9 | 10 | 11 | 12 | 13 | 14 | 15 | |
Расход жидкости-песконосителя  , м³/с
| 0,01 | 0,02 | 0,03 | 0,04 | 0,05 | 0,06 | 0,07 | 0,08 | 0,09 | 0,1 | 0,01 | 0,01 | 0,02 | 0,03 | 0,03 |
Диаметр отверстий  , м
| 0,011 | 0,014 | 0,017 | 0,011 | 0,012 | 0,016 | 0,014 | 0,013 | 0,015 | 0,012 | 0,012 | 0,013 | 0,013 | 0,016 | 0,018 |
Коэффициент расхода 
| 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,82 |
Число отверстий 
| 1-5 | 5-10 | 10-15 | 15-20 | 20-25 | 25-30 | 20-25 | 15-20 | 10-15 | 15-20 | 1-5 | 5-10 | 10-15 | 15-20 | 20-25 |
Продолжение таблицы 11
| Наименование исходных данных | Варианты | ||||||||||||||
| 16 | 17 | 18 | 19 | 20 | 21 | 22 | 23 | 24 | 25 | 26 | 27 | 28 | 29 | 30 | |
| Расход жидкости-песконосителя , м³/с
| 0,04 | 0,04 | 0,05 | 0,05 | 0,06 | 0,06 | 0,06 | 0,07 | 0,07 | 0,08 | 0,09 | 0,09 | 0,1 | 0,1 | 0,1 |
| Диаметр отверстий , м
| 0,012 | 0,013 | 0,011 | 0,013 | 0,015 | 0,014 | 0,017 | 0,013 | 0,015 | 0,014 | 0,014 | 0,016 | 0,013 | 0,014 | 0,015 |
| Коэффициент расхода
| 0,83 | 0,83 | 0,82 | 0,82 | 0,82 | 0,83 | 0,84 | 0,84 | 0,84 | 0,83 | 0,83 | 0,83 | 0,83 | 0,83 | 0,83 |
| Число отверстий
| 25-30 | 20-25 | 15-20 | 10-15 | 15-20 | 1-5 | 5-10 | 10-15 | 15-20 | 20-25 | 25-30 | 20-25 | 15-20 | 10-15 | 15-20 |
