Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ Российской Федерации ФЕДЕРАЛЬНОЕ Государственное БЮДЖЕТНОЕ образовательное учреждение Высшего профессионального образования «ТЮМЕНСКИЙ государственный НЕФТЕГАЗОВЫЙ университет» Сургутский институт нефти и газа Кафедра: «Нефтегазовое дело»
МЕТОДИЧЕСКИЕ УКАЗАНИЯ
к контрольной работе по дисциплине: «Подземная гидромеханика нефтяного и газового пласта» для студентов очной, очно-сокращенной, заочной, заочно-сокращенной формы обучения
СУРГУТ 2013 Утверждено учебно-методической комиссией Федерального государственного бюджетного образовательного учреждения Высшего профессионального образования Сургутского института нефти и газа (филиала) Тюменского государственного нефтегазового университета
Составитель: Муравьёв Константин Александрович доцент кафедры нефтегазовое дело Сургутского института нефти и газа (филиал) ТюмГНГУ, кандидат технических наук.
© Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение Высшего профессионального образования «Тюменский государственный нефтегазовый университет», «Сургутский институт нефти и газа» 2013г.
ОСНОВНЫЕ ЗАКОНЫ И УРАВНЕНИЯ ДЛЯ РЕШЕНИЯ КОНТРОЛЬНЫХ ЗАДАЧ Задача №1 Линейный закон фильтрации Дарси. Фильтрация. Формула притока несжимаемой жидкости к совершенной скважине в круговом пласте: Q = где к – проницаемость продуктивного пласта, m - вязкость флюида, h – толщина продуктивного пласта, Rк – радиус контура питания, Рк, Рс – давление соответственно на контуре питания и на скважине.
Определение скорости фильтрации: V = ; (2) где f = 2πrh. f – площадь фильтрации, U – средняя скорость, m – коэффициент пористости. Аналогично решается задача для произвольного значения r.
Задача №2 Пределы применимости закона Дарси. Нелинейные законы фильтрации. Критерий Рейнольдса. Расчет критического числа Рейнольдса по В.Н.Щелкачеву: Reкр= V - скорость фильтрации, m - вязкость потока, m – коэффициент пористости, - плотность Задача №3 Одномерное движение несжимаемой жидкости; расчет пьезометрического уровня. Расчет дебита скважины: Q = где к – проницаемость продуктивного пласта, m - вязкость флюида, h – толщина продуктивного пласта, Rк – радиус контура питания, Рк, Рс – давление соответственно на контуре питания и на скважине Определение пластового давления в круговом пласте: Р=Рк – P=ρgH
Задача №4 Одномерное движение несжимаемой жидкости, распределение давления в пласте. Определение давления на контуре питания: Рк = Рс+ где - удельный вес (плотность) нефти, к – проницаемость продуктивного пласта, m - коэффициент динамической вязкости нефти, h – толщина продуктивного пласта, Rк – радиус контура питания, rC – радиус скважины, Рк, Рс – давление соответственно на контуре питания и на скважине, G – весовой дебит скважины. Определение пластового давления на любом расстоянии (r=r1 и r=r2):
P = Pk –
Задача №5 Определение весового дебита газовой скважины.
Расчет объёмного дебита газовой скважины: Q= Расчет весового дебита: G=Qρ
Задача 6. Определение фазовых проницаемостей. Указание: Эмпирические зависимости по С.А. Ахмедову, В.В. Мустафаеву, Курбанову-Куранову при вытеснении газированной жидкости водой К* = f1() и К*=f2() см. условие задачи где - насыщенность вытесняющей жидкостью. ЗАДАНИЯ НА КОНТРОЛЬНУЮ РАБОТУ
Задача №1
Вариант № 1 Рассчитать скорость фильтрации V и среднюю скорость движения нефти U у стенки гидравлически совершенной скважины R = rc и на расстоянии r = 70 м, если известно, что толщина продуктивного пласта h = 6 м; проницаемость пласта K =0,306 Д; давление на контуре питания Pk = 8,829·106 Па; давление на скважине Pc = 6,082·106 Па; радиус контура питания Rk = 1200 м; радиус скважины rc = 0,1 м; коэффициент пористости m = 20%; вязкость флюида µ = 0,5·10-3 Н с/м2. Вариант № 2 Определить скорость фильтрации V и среднюю скорость движения нефти U у стенки гидравлически совершенной скважины R = rc и на расстоянии r = 50 м, если известно, что толщина продуктивного пласта h = 8 м; проницаемость пласта K =1,022 Д; давление на контуре питания Pk = 11,772·106 Па; давление на скважине Pc = 10,693·106 Па; радиус контура питания Rk = 1100 м; радиус скважины rc = 0,1 м; коэффициент пористости m = 14%; вязкость флюида µ = 0,9·10-3 Н с/м2. Вариант № 3 Рассчитать среднюю скорость движения нефти U у стенки гидравлически совершенной скважины R = rc и скорость фильтрации V на расстоянии r = 40 м, если известно, что толщина продуктивного пласта h = 10 м; проницаемость пласта K =1,5 Д; давление на контуре питания Pk = 10,595·106 Па; давление на скважине Pc = 9,025·106 Па; радиус контура питания Rk = 1000 м; радиус скважины rc = 0,1 м; коэффициент пористости m = 18%; вязкость флюида µ = 4,0·10-3 Н с /м2. Вариант № 4 Определить среднюю скорость движения нефти U у стенки гидравлически совершенной скважины R = rc и скорость фильтрации V на расстоянии r = 20 м, если известно, что толщина продуктивного пласта h = 12 м; проницаемость пласта K =1,025 Д; давление на контуре питания Pk = 9,139·106 Па; давление на скважине Pc = 7,848·106 Па; радиус контура питания Rk = 900 м; радиус скважины rc = 0,1 м; коэффициент пористости m = 15%; вязкость флюида µ = 3,0·10-3 Н с/м2. Вариант № 5 Рассчитать скорость фильтрации V и среднюю скорость движения нефти U у стенки гидравлически совершенной скважины R = rc и на расстоянии r = 10 м, если известно, что толщина продуктивного пласта h = 14 м; проницаемость пласта K =0,516 Д; давление на контуре питания Pk = 7,848·106 Па; давление на скважине Pc = 7,357·106 Па; радиус контура питания Rk = 800 м; радиус скважины rc = 0,1 м; коэффициент пористости m = 12%; вязкость флюида µ = 2,5·10-3 Н с/м2.
Вариант № 6 Определить скорость фильтрации V и среднюю скорость движения нефти U у стенки гидравлически совершенной скважины R = rc и на расстоянии r = 100 м, если известно, что толщина продуктивного пласта h = 16 м; проницаемость пласта K =1,029 Д; давление на контуре питания Pk = 15,696·106 Па; давление на скважине Pc = 13,734·106 Па; радиус контура питания Rk = 700 м; радиус скважины rc = 0,1 м; коэффициент пористости m = 18%; вязкость флюида µ = 0,9·10-3 Н с/м2. Вариант № 7 Рассчитать среднюю скорость движения нефти U у стенки гидравлически совершенной скважины R = rc и скорость фильтрации V на расстоянии r = 75 м, если известно, что толщина продуктивного пласта h = 18 м; проницаемость пласта K =0,459 Д; давление на контуре питания Pk = 12,262·106 Па; давление на скважине Pc = 9,810·106 Па; радиус контура питания Rk = 600 м; радиус скважины rc = 0,1 м; коэффициент пористости m = 25%; вязкость флюида µ = 0,8·10-3 Н с/м2. Вариант № 8 Рассчитать скорость фильтрации V и среднюю скорость движения нефти U у стенки гидравлически совершенной скважины R = rc и на расстоянии r = 110 м, если известно, что толщина продуктивного пласта h = 20 м; проницаемость пласта K =0,408 Д; давление на контуре питания Pk = 10,791·106 Па; давление на скважине Pc = 7,848·106 Па; радиус контура питания Rk = 400 м; радиус скважины rc = 0,1 м; коэффициент пористости m = 20%; вязкость флюида µ 0,7·10-3 Н с/м2. Вариант № 9 Определить среднюю скорость движения нефти U у стенки гидравлически совершенной скважины R = rc и скорость фильтрации V на расстоянии r = 45 м, если известно, что толщина продуктивного пласта h = 22 м; проницаемость пласта K =1,428 Д; давление на контуре питания Pk = 7,848·106 Па; давление на скважине Pc = 7,063·106 Па; радиус контура питания Rk = 200 м; радиус скважины rc = 0,1 м; коэффициент пористости m = 22%; вязкость флюида µ = 1,2·10-3 Н с/м2. Вариант № 10 Определить скорость фильтрации V и среднюю скорость движения нефти U у стенки гидравлически совершенной скважины R = rc и на расстоянии r = 35 м, если известно, что толщина продуктивного пласта h = 24 м; проницаемость пласта K =0,306 Д; давление на контуре питания Pk = 8,929·106 Па; давление на скважине Pc = 7,456·106 Па; радиус контура питания Rk = 100 м; радиус скважины rc = 0,1 м; коэффициент пористости m = 20%; вязкость флюида µ = 0,5·10-3 Н с/м2.
Задача №2 Вариант №1 Рассчитать площадь фильтрации нефтяного потока и критическую скорость фильтрации на забое скважины Vкр, а так же критический дебит Qкр, если известно, что проницаемость продуктивного пласта К=0,5 Д; вязкость потока =2,8 сПз; толщина продуктивного пласта h=10 м; плотность =850 кг/м3; радиус скважины rс=0,1 м; число отверстий n=8 отв/м; диаметр dо=8 мм; коэффициент пористости m=16 %; принимаем число Рейнольдса Reкр=1. Вариант №2 Рассчитать площадь фильтрации нефтяного потока и критическую скорость фильтрации на забое скважины Vкр, а так же критический дебит Qкр, если известно, что проницаемость продуктивного пласта К= 1,0 Д; вязкость потока =1,9 сПз; толщина продуктивного пласта h= 12 м; плотность =800 кг/м3; радиус скважины rс=0,1 м; число отверстий n=6 отв/м; диаметр dо=8 мм; коэффициент пористости m=17 %; принимаем число Рейнольдса Reкр=1. Вариант №3 Рассчитать площадь фильтрации нефтяного потока и критическую скорость фильтрации на забое скважины Vкр, а так же критический дебит Qкр, если известно, что проницаемость продуктивного пласта К=1,1 Да; вязкость потока =4 сПз; толщина продуктивного пласта h=13 м; плотность =900 кг/м3; радиус скважины rс=0,1 м; число отверстий n= 10 отв/м; диаметр dо=10 мм; коэффициент пористости m=18 %; принимаем число Рейнольдса Reкр=1. Вариант №4 Рассчитать площадь фильтрации нефтяного потока и критическую скорость фильтрации на забое скважины Vкр, а так же критический дебит Qкр, если известно, что проницаемость продуктивного пласта К= 0,2 Д; вязкость потока = 3,5 сПз; толщина продуктивного пласта h= 11 м; плотность =860 кг/м3; радиус скважины rс= 0,1 м; число отверстий n= 12 отв/м; диаметр dо= 12 мм; коэффициент пористости m= 19 %; принимаем число Рейнольдса Reкр=1. Вариант №5 Рассчитать площадь фильтрации нефтяного потока и критическую скорость фильтрации на забое скважины Vкр, а так же критический дебит Qкр, если известно, что проницаемость продуктивного пласта К= 0,3 Д; вязкость потока = 2,5 сПз; толщина продуктивного пласта h=9 м; плотность =880 кг/м3; радиус скважины rс= 0,1 м; число отверстий n= 14 отв/м; диаметр dо= 10 мм; коэффициент пористости m= 20 %; принимаем число Рейнольдса Reкр=1. Вариант №6 Рассчитать площадь фильтрации нефтяного потока и критическую скорость фильтрации на забое скважины Vкр, а так же критический дебит Qкр, если известно, что проницаемость продуктивного пласта К= 0,8 Д; вязкость потока = 3,5 сПз; толщина продуктивного пласта h= 14 м; плотность =790 кг/м3; радиус скважины rс= 0,1 м; число отверстий n= 8 отв/м; диаметр dо=8 мм; коэффициент пористости m= 15 %; принимаем число Рейнольдса Reкр=1.
Вариант №7 Рассчитать площадь фильтрации нефтяного потока и критическую скорость фильтрации на забое скважины Vкр, а так же критический дебит Qкр, если известно, что проницаемость продуктивного пласта К= 0,4 Д; вязкость потока = 2,2 сПз; толщина продуктивного пласта h= 15 м; плотность =870 кг/м3; радиус скважины rс= 0,1 м; число отверстий n=6 отв/м; диаметр dо= 14 мм; коэффициент пористости m= 14 %; принимаем число Рейнольдса Reкр=1. Вариант №8 Рассчитать площадь фильтрации нефтяного потока и критическую скорость фильтрации на забое скважины Vкр, а так же критический дебит Qкр, если известно, что проницаемость продуктивного пласта К= 0,6 Д; вязкость потока = 3,1 сПз; толщина продуктивного пласта h= 8 м; плотность = 950 кг/м3; радиус скважины rс= 0,1 м; число отверстий n= 10 отв/м; диаметр dо= 12 мм; коэффициент пористости m= 17 %; принимаем число Рейнольдса Reкр=1. Вариант №9 Рассчитать площадь фильтрации нефтяного потока и критическую скорость фильтрации на забое скважины Vкр, а так же критический дебит Qкр, если известно, что проницаемость продуктивного пласта К= 0,3 Д; вязкость потока = 1,5 сПз; толщина продуктивного пласта h= 17 м; плотность =1150 кг/м3; радиус скважины rс=0,1 м; число отверстий n= 8 отв/м; диаметр dо= 8 мм; коэффициент пористости m= 18 %; принимаем число Рейнольдса Reкр=1. Вариант №10 Рассчитать площадь фильтрации нефтяного потока и критическую скорость фильтрации на забое скважины Vкр, а так же критический дебит Qкр, если известно, что проницаемость продуктивного пласта К= 0,5 Д; вязкость потока = 3,3 сПз; толщина продуктивного пласта h= 16 м; плотность =920 кг/м3; радиус скважины rс= 0,1 м; число отверстий n=12 отв/м; диаметр dо= 10 мм; коэффициент пористости m= 19 %; принимаем число Рейнольдса Reкр=1.
Задача№3
Вариант №1 Добывающая скважина расположена в центре кругового пласта. Определить пьезометрический уровень в простаивающей скважине, которая находится от действующей скважины на расстоянии r = 118 м, если известно, что дебит добывающей скважины Q= 90 м3/сут, проницаемость пласта К= 0,428 Д, толщина продуктивного пласта h= 14 м, коэффициент вязкости нефти = 2,5 сПз, радиус контура питания Rк= 1800 м, давление на контуре питания pк= 16,867 МПа и плотность = 920 кг/м3. Вариант №2 Добывающая скважина расположена в центре кругового пласта. Определить пьезометрический уровень в простаивающей скважине, которая находится от действующей скважины на расстоянии r = 217 м, если известно, что дебит добывающей скважины Q= 40 м3/сут, проницаемость пласта К= 0,326 Д, толщина продуктивного пласта h= 16 м, коэффициент вязкости нефти = 1,5 сПз, радиус контура питания Rк= 1700 м, давление на контуре питания pк= 12,753 МПа и плотность = 945 кг/м3.
Вариант №3 Добывающая скважина расположена в центре кругового пласта. Определить пьезометрический уровень в простаивающей скважине, которая находится от действующей скважины на расстоянии r = 450 м, если известно, что дебит добывающей скважины Q= 74 м3/сут, проницаемость пласта К= 0,612 Д, толщина продуктивного пласта h= 18 м, коэффициент вязкости нефти = 4,5 сПз, радиус контура питания Rк= 4500 м, давление на контуре питания pк= 5,886 МПа и плотность = 950 кг/м3. Вариант №4 Добывающая скважина расположена в центре кругового пласта. Определить пьезометрический уровень в простаивающей скважине, которая находится от действующей скважины на расстоянии r = 35 м, если известно, что дебит добывающей скважины Q= 62 м3/сут, проницаемость пласта К= 0,122 Д, толщина продуктивного пласта h= 22 м, коэффициент вязкости нефти = 0,8 сПз, радиус контура питания Rк= 3500 м, давление на контуре питания pк= 10,791 МПа и плотность = 870 кг/м3. Вариант №5 Добывающая скважина расположена в центре кругового пласта. Определить пьезометрический уровень в простаивающей скважине, которая находится от действующей скважины на расстоянии r = 250 м, если известно, что дебит добывающей скважины Q= 33 м3/сут, проницаемость пласта К= 0,510 Д, толщина продуктивного пласта h= 16 м, коэффициент вязкости нефти = 7,0 сПз, радиус контура питания Rк= 2500 м, давление на контуре питания pк= 14,905 МПа и плотность = 790 кг/м3. Вариант №6 Добывающая скважина расположена в центре кругового пласта. Определить пьезометрический уровень в простаивающей скважине, которая находится от действующей скважины на расстоянии r = 150 м, если известно, что дебит добывающей скважины Q= 70 м3/сут, проницаемость пласта К= 0,836 Д, толщина продуктивного пласта h= 28 м, коэффициент вязкости нефти = 1,2 сПз, радиус контура питания Rк= 1500 м, давление на контуре питания pк= 17,848 МПа и плотность = 835 кг/м3. Вариант №7 Добывающая скважина расположена в центре кругового пласта. Определить пьезометрический уровень в простаивающей скважине, которая находится от действующей скважины на расстоянии r = 400 м, если известно, что дебит добывающей скважины Q= 54 м3/сут, проницаемость пласта К= 0,632 Д, толщина продуктивного пласта h= 15 м, коэффициент вязкости нефти = 1,0 сПз, радиус контура питания Rк= 4000 м, давление на контуре питания pк= 13,433 МПа и плотность = 865 кг/м3. Вариант №8 Добывающая скважина расположена в центре кругового пласта. Определить пьезометрический уровень в простаивающей скважине, которая находится от действующей скважины на расстоянии r = 130 м, если известно, что дебит добывающей скважины Q= 56 м3/сут, проницаемость пласта К= 0,714 Д, толщина продуктивного пласта h= 24 м, коэффициент вязкости нефти =3,0 сПз, радиус контура питания Rк= 3000 м, давление на контуре питания pк= 19,868 МПа и плотность = 905 кг/м3. Вариант №9 Добывающая скважина расположена в центре кругового пласта. Определить пьезометрический уровень в простаивающей скважине, которая находится от действующей скважины на расстоянии r = 50 м, если известно, что дебит добывающей скважины Q= 29 м3/сут, проницаемость пласта К= 0,612 Д, толщина продуктивного пласта h= 25 м, коэффициент вязкости нефти = 4,0 сПз, радиус контура питания Rк= 500 м, давление на контуре питания pк= 11,905 МПа и плотность = 895 кг/м3. Вариант №10 Добывающая скважина расположена в центре кругового пласта. Определить пьезометрический уровень в простаивающей скважине, которая находится от действующей скважины на расстоянии r = м, если известно, что дебит добывающей скважины Q= 30 м3/сут, проницаемость пласта К= 1,020 Д, толщина продуктивного пласта h= 10 м, коэффициент вязкости нефти = 4,0 сПз, радиус контура питания Rк= 100 м, давление на контуре питания pк= 18,886 МПа и плотность = 850 кг/м3.
Задача №4
Вариант №1 Определить давление на расстояниях r1= 10 м и r2= 100 м от скважины при плоско-радиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по закону Дарси, зная проницаемость пласта К = 0,5 Д, толщину пласта h= 10 м, давление на забое скважины Рс= 80 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 4·10-3 Н·с/м2, удельный вес нефти = 870 кг/м3, весовой дебит скважины G= 200 т/сут. Вариант №2 Определить давление на расстояниях r1= 9 м и r2= 110 м от скважины при плоско-радиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по закону Дарси, зная проницаемость пласта К = 0,6 Д, толщину пласта h= 15 м, давление на забое скважины pс= 85 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 6·10-3 Н·с/м2, удельный вес нефти = 850 кг/м3, весовой дебит скважины G= 210 т/сут. Вариант №3 Определить давление на расстояниях r1= 8 м и r2= 115 м от скважины при плоско-радиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по закону Дарси, зная проницаемость пласта К = 0,7 Д, толщину пласта h= 22 м, давление на забое скважины Рс= 50 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 7·10-3 Н·с/м2, удельный вес нефти = 920 кг/м3, весовой дебит скважины G= 190 т/сут. Вариант №4 Определить давление на расстояниях r1= 7 м и r2= 120 м от скважины при плоско-радиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по закону Дарси, зная проницаемость пласта К = 0,8 Д, толщину пласта h= 14 м, давление на забое скважины Рс= 70 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 5·10-3 Н·с/м2, удельный вес нефти = 970 кг/м3, весовой дебит скважины G= 180 т/сут. Вариант №5 Определить давление на расстояниях r1= 6 м и r2= 125 м от скважины при плоско-радиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по закону Дарси, зная проницаемость пласта К = 0,9 Д, толщину пласта h= 12 м, давление на забое скважины Рс= 60 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 4·10-3 Н·с/м2, удельный вес нефти = 790 кг/м3, весовой дебит скважины G= 220 т/сут. Вариант №6 Определить давление на расстояниях r1= 5 м и r2= 112 м от скважины при плоско-радиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по закону Дарси, зная проницаемость пласта К = 1,0 Д, толщину пласта h= 17 м, давление на забое скважины Рс= 65 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 6·10-3 Н·с/м2, удельный вес нефти = 820 кг/м3, весовой дебит скважины G= 150 т/сут. Вариант №7 Определить давление на расстояниях r1= 6 м и r2= 130 м от скважины при плоско-радиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по закону Дарси, зная проницаемость пласта К = 1,1 Д, толщину пласта h= 18 м, давление на забое скважины Рс= 90 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 7·10-3 Н·с/м2, удельный вес нефти = 90 кг/м3, весовой дебит скважины G= 160 т/сут.
Вариант №8 Определить давление на расстояниях r1= 7 м и r2= 90 м от скважины при плоско-радиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по закону Дарси, зная проницаемость пласта К = 0,9 Д, толщину пласта h= 13 м, давление на забое скважины Рс= 75 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 5·10-3 Н·с/м2, удельный вес нефти = 860 кг/м3, весовой дебит скважины G= 170 т/сут. Вариант №9 Определить давление на расстояниях r1= 8 м и r2= 95 м от скважины при плоско-радиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по закону Дарси, зная проницаемость пласта К = 0,8 Да, толщину пласта h= 8 м, давление на забое скважины Рс= 50 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 3*10-3 нс/м2, удельный вес нефти = 910 кг/м3, весовой дебит скважины G= 200 m/сут. Вариант №10 Определить давление на расстояниях r1= 9 м и r2= 140 м от скважины при плоско-радиальном установившемся движении несжимаемой жидкости по закону Дарси, зная проницаемость пласта К = 0,75 Д, толщину пласта h= 17 м, давление на забое скважины Рс= 55 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 5·10-3 Н·с/м2, удельный вес нефти = 870 кг/м3, весовой дебит скважины G= 190 т/сут.
Задача №5
Вариант №1 Определить весовой, объемный, приведенный к атмосферному давлению и дебит совершенной газовой скважины G, считая, что фильтрация происходит по закону Дарси, если мощность h = 10 м, проницаемость К= 0,30 Д, динамический коэффициент вязкости газа = 0,014 · 10-3 Н · с/м2, удельный вес газа = 0,688 кг/м3, радиус скважины rс=0,1м, расстояния до контура питания Rк =750 м, давление на забое скважины Рс= 15 кгс/см2, давление на контуре питания Рк= 27 кгс/см2. Вариант №2 Определить весовой, объемный, приведенный к атмосферному давлению и дебит совершенной газовой скважины G, считая, что фильтрация происходит по закону Дарси, если мощность h = 12 м, проницаемость К= 0,35 Д, динамический коэффициент вязкости газа = 0,013 · 10-3 Н · с/м2, удельный вес газа = 0,700 кг/м3, радиус скважины rс=0,1м, расстояния до контура питания Rк = 500 м, давление на забое скважины Рс= 18 кгс/см2, давление на контуре питания Рк= 30 кгс/см2. Вариант №3 Определить весовой, объемный, приведенный к атмосферному давлению и дебит совершенной газовой скважины G, считая, что фильтрация происходит по закону Дарси, если мощность h = 15 м, проницаемость К= 0,58 Д, динамический коэффициент вязкости газа = 0,012 · 10-3 Н · с/м2, удельный вес газа = 0,600 кг/м3, радиус скважины rс=0,1м, расстояния до контура питания Rк = 550 м, давление на забое скважины Рс= 17 кгс/см2, давление на контуре питания Рк= 25 кгс/см2. Вариант №4 Определить весовой, объемный, приведенный к атмосферному давлению и дебит совершенной газовой скважины G, считая, что фильтрация происходит по закону Дарси, если мощность h = 20 м, проницаемость К= 0,65 Д, динамический коэффициент вязкости газа = 0,015 · 10-3 Н · с/м2, удельный вес газа = 0,610 кг/м3, радиус скважины rс=0,1м, расстояния до контура питания Rк = 600 м, давление на забое скважины Рс= 120 кгс/см2, давление на контуре питания Рк= 130 кгс/см2. Вариант №5 Определить весовой, объемный, приведенный к атмосферному давлению и дебит совершенной газовой скважины G, считая, что фильтрация происходит по закону Дарси, если мощность h = 14 м, проницаемость К= 0,45 Д, динамический коэффициент вязкости газа = 0,012 · 10-3 Н · с/м2, удельный вес газа = 0,620 кг/м3, радиус скважины rс=0,1м, расстояния до контура питания Rк = 700 м, давление на забое скважины Рс= 125 кгс/см2, давление на контуре питания Рк= 132 кгс/см2. Вариант №6 Определить весовой, объемный, приведенный к атмосферному давлению и дебит совершенной газовой скважины G, считая, что фильтрация происходит по закону Дарси, если мощность h = 17 м, проницаемость К= 0,55 Д, динамический коэффициент вязкости газа = 0,013 · 10-3 Н · с/м2, удельный вес газа = 0,630 кг/м3, радиус скважины rс=0,1м, расстояния до контура питания Rк = 800 м, давление на забое скважины Рс= 27 кгс/см2, давление на контуре питания Рк= 35 кгс/см2. Вариант №7 Определить весовой, объемный, приведенный к атмосферному давлению и дебит совершенной газовой скважины G, считая, что фильтрация происходит по закону Дарси, если мощность h = 25 м, проницаемость К= 0,25 Д, динамический коэффициент вязкости газа = 0,014 · 10-3 Н · с/м2, удельный вес газа = 0,650 кг/м3, радиус скважины rс=0,1м, расстояния до контура питания Rк = 900 м, давление на забое скважины Рс= 30 кгс/см2, давление на контуре питания Рк= 40 кгс/см2.
Вариант №8 Определить весовой, объемный, приведенный к атмосферному давлению и дебит совершенной газовой скважины G, считая, что фильтрация происходит по закону Дарси, если мощность h = 30 м, проницаемость К= 0,33 Д, динамический коэффициент вязкости газа = 0,016 · 10-3 Н · с/м2, удельный вес газа = 0,670 кг/м3, радиус скважины rс=0,1м, расстояния до контура питания Rк = 1000 м, давление на забое скважины Рс= 120 кгс/см2, давление на контуре питания Рк= 125 кгс/см2. Вариант №9 Определить весовой, объемный, приведенный к атмосферному давлению и дебит совершенной газовой скважины G, считая, что фильтрация происходит по закону Дарси, если мощность h = 18 м, проницаемость К= 0,66 Д, динамический коэффициент вязкости газа = 0,012*10-3 Н · с/м2, удельный вес газа = 0,680 кг/м3, радиус скважины rс=0,1м, расстояния до контура питания Rк = 500 м, давление на забое скважины Рс= 35 кгс/см2, давление на контуре питания Рк= 45 кгс/см2. Вариант №10 Определить весовой, объемный, приведенный к атмосферному давлению и дебит совершенной газовой скважины G, считая, что фильтрация происходит по закону Дарси, если мощность h = 35 м, проницаемость К= 0,44 Д, динамический коэффициент вязкости газа = 0,016 · 10-3 Н · с/м2, удельный вес газа = 0,690 кг/м3, радиус скважины rс=0,1м, расстояния до контура питания Rк = 750 м, давление на забое скважины Рс= 45 кгс/см2, давление на контуре питания Рк= 55 кгс/см2.
Задача №6
Вариант №1 Найти коэффициенты фазовых проницаемостей для жидкости Кн и Кг при движении газированной жидкости, зная насыщенность жидкостью порового пространства = 30 %, и коэффициент абсолютной проницаемости пористой среды К= 0,85 Д. Пористая среда представлена несцементированным песком. Вариант №2 Найти коэффициенты фазовых проницаемостей для жидкости Кн и Кг при движении газированной жидкости, зная насыщенность жидкостью порового пространства = 20 %, и коэффициент абсолютной проницаемости пористой среды К= 1,08 Д. Пористая среда представлена несцементированным песком.
Вариант №3 Найти коэффициенты фазовых проницаемостей для жидкости Кн и Кг при движении газированной жидкости, зная насыщенность жидкостью порового пространства = 40 %, и коэффициент абсолютной проницаемости пористой среды К= 0,65 Д. Пористая среда представлена несцементированным песком. Вариант №4 Найти коэффициенты фазовых проницаемостей для жидкости Кн и Кг при движении газированной жидкости, зная насыщенность жидкостью порового пространства = 50 %, и коэффициент абсолютной проницаемости пористой среды К= 1,25 Д. Пористая среда представлена несцементированным песком. Вариант №5 Найти коэффициенты фазовых проницаемостей для жидкости Кн и Кг при движении газированной жидкости, зная насыщенность жидкостью порового пространства = 60 %, и коэффициент абсолютной проницаемости пористой среды К= 0,75 Д. Пористая среда представлена несцементированным песком. Вариант №6 Найти коэффициенты фазовых проницаемостей для жидкости Кн и Кг при движении газированной жидкости, зная насыщенность жидкостью порового пространства = 70 %, и коэффициент абсолютной проницаемости пористой среды К= 1,55 Д. Пористая среда представлена несцементированным песком. Вариант №7 Найти коэффициенты фазовых
Воспользуйтесь поиском по сайту: ©2015 - 2025 megalektsii.ru Все авторские права принадлежат авторам лекционных материалов. Обратная связь с нами...
|