Заглавная страница Избранные статьи Случайная статья Познавательные статьи Новые добавления Обратная связь КАТЕГОРИИ: АрхеологияБиология Генетика География Информатика История Логика Маркетинг Математика Менеджмент Механика Педагогика Религия Социология Технологии Физика Философия Финансы Химия Экология ТОП 10 на сайте Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрацииТехника нижней прямой подачи мяча. Франко-прусская война (причины и последствия) Организация работы процедурного кабинета Смысловое и механическое запоминание, их место и роль в усвоении знаний Коммуникативные барьеры и пути их преодоления Обработка изделий медицинского назначения многократного применения Образцы текста публицистического стиля Четыре типа изменения баланса Задачи с ответами для Всероссийской олимпиады по праву Мы поможем в написании ваших работ! ЗНАЕТЕ ЛИ ВЫ?
Влияние общества на человека
Приготовление дезинфицирующих растворов различной концентрации Практические работы по географии для 6 класса Организация работы процедурного кабинета Изменения в неживой природе осенью Уборка процедурного кабинета Сольфеджио. Все правила по сольфеджио Балочные системы. Определение реакций опор и моментов защемления |
Линейный закон фильтрации Дарси. ⇐ ПредыдущаяСтр 5 из 5
Фильтрация. Формула притока несжимаемой жидкости к несовершенной 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 = 2Пrh. 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 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 -
Задача №4 Одномерное движение несжимаемой жидкости, Определение давления на контуре питания: Рк = Рс+ где - удельный вес нефти, к – проницаемость продуктивного пласта, m - коэффициент динамической вязкости нефти, h – толщина продуктивного пласта, Rк – радиус контура питания, 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 весового дебита газовой скважины: Q=
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. Задача 7. Расчет добавочных фильтрационных сопротивлений
Определение добавочного фильтрационного сопротивления, обусловленного перфорацией С0, выражается формулой c:
- относительное вскрытие пласта, c - анизотропия пласта.
Добавочные фильтрационные сопротивления при параметре R см. приложение.
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 Да; давление на контуре питания Pk = 8,829·106 Мпа; давление на скважине Pc = 6,082·106 Мпа; 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 Да; давление на контуре питания Pk = 11,772·106 МПа; давление на скважине Pc = 10,693·106 МПа; 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 Да; давление на контуре питания Pk = 10,595·106 МПа; давление на скважине Pc = 9,025·106 МПа; 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 Да; давление на контуре питания Pk = 9,139·106 МПа; давление на скважине Pc = 7,848·106 МПа; 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 Да; давление на контуре питания Pk = 7,848·106 МПа; давление на скважине Pc = 7,357·106 МПа; 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 Да; давление на контуре питания Pk = 15,696·106 МПа; давление на скважине Pc = 13,734·106 МПа; 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 Да; давление на контуре питания Pk = 12,262·106 МПа; давление на скважине Pc = 9,810·106 МПа; 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 Да; давление на контуре питания Pk = 10,791·106 МПа; давление на скважине Pc = 7,848·106 МПа; 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 Да; давление на контуре питания Pk = 7,848·106 МПа; давление на скважине Pc = 7,063·106 МПа; 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 Да; давление на контуре питания Pk = 8,929·106 МПа; давление на скважине Pc = 7,456·106 МПа; 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 Да; вязкость потока =2,8 сП; 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 Да; вязкость потока =1,9 сП; 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 сП; 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 Да; вязкость потока = 3,5 сП; 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 Да; вязкость потока = 2,5 сП; 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 Да; вязкость потока = 3,5 сП; 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 Да; вязкость потока = 2,2 сП; 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 Да; вязкость потока = 3,1 сП; 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 Да; вязкость потока = 1,5 сП; 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 Да; вязкость потока = 3,3 сП; 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 Да, толщина продуктивного пласта h= 14 м, коэффициент вязкости нефти = 2,5 сПз, радиус контура питания Rк= 1800 м, давление на контуре питания Rк= 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 Да, толщина продуктивного пласта h= 16 м, коэффициент вязкости нефти = 1,5 сПз, радиус контура питания Rк= 1700 м, давление на контуре питания Rк= 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 Да, толщина продуктивного пласта h= 18 м, коэффициент вязкости нефти = 4,5 сПз, радиус контура питания Rк= 4500 м, давление на контуре питания Rк= 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 Да, толщина продуктивного пласта h= 22 м, коэффициент вязкости нефти = 0,8 сПз, радиус контура питания Rк= 3500 м, давление на контуре питания Rк= 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 Да, толщина продуктивного пласта h= 16 м, коэффициент вязкости нефти = 7,0 сПз, радиус контура питания Rк= 2500 м, давление на контуре питания Rк= 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 Да, толщина продуктивного пласта h= 28 м, коэффициент вязкости нефти = 1,2 сПз, радиус контура питания Rк= 1500 м, давление на контуре питания Rк= 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 Да, толщина продуктивного пласта h= 15 м, коэффициент вязкости нефти = 1,0 сПз, радиус контура питания Rк= 4000 м, давление на контуре питания Rк= 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 Да, толщина продуктивного пласта h= 24 м, коэффициент вязкости нефти =3,0 сПз, радиус контура питания Rк= 3000 м, давление на контуре питания Rк= 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 Да, толщина продуктивного пласта h= 25 м, коэффициент вязкости нефти = 4,0 сПз, радиус контура питания Rк= 500 м, давление на контуре питания Rк= 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 Да, толщина продуктивного пласта h= 10 м, коэффициент вязкости нефти = 4,0 сПз, радиус контура питания Rк= 100 м, давление на контуре питания Rк= 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 Да, толщину пласта h= 10 м, давление на забое скважины Рс= 80 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 4*10-3 нс/м2, удельный вес нефти = 870 кг/м3, весовой дебит скважины G= 200 m/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 Да, толщину пласта h= 15 м, давление на забое скважины Рс= 85 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 6*10-3 нс/м2, удельный вес нефти = 850 кг/м3, весовой дебит скважины G= 210 m/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 Да, толщину пласта h= 22 м, давление на забое скважины Рс= 50 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 7*10-3 нс/м2, удельный вес нефти = 920 кг/м3, весовой дебит скважины G= 190 m/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 Да, толщину пласта h= 14 м, давление на забое скважины Рс= 70 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 5*10-3 нс/м2, удельный вес нефти = 970 кг/м3, весовой дебит скважины G= 180 m/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 Да, толщину пласта h= 12 м, давление на забое скважины Рс= 60 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 4*10-3 нс/м2, удельный вес нефти = 790 кг/м3, весовой дебит скважины G= 220 m/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 Да, толщину пласта h= 17 м, давление на забое скважины Рс= 65 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 6*10-3 нс/м2, удельный вес нефти = 820 кг/м3, весовой дебит скважины G= 150 m/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 Да, толщину пласта h= 18 м, давление на забое скважины Рс= 90 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 7*10-3 нс/м2, удельный вес нефти = 90 кг/м3, весовой дебит скважины G= 160 m/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 Да, толщину пласта h= 13 м, давление на забое скважины Рс= 75 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 5*10-3 нс/м2, удельный вес нефти = 860 кг/м3, весовой дебит скважины G= 170 m/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 Да, толщину пласта h= 17 м, давление на забое скважины Рс= 55 кгс/см2, rс= 0,1 м, динамический коэффициент вязкости нефти = 5*10-3 нс/м2, удельный вес нефти = 870 кг/м3, весовой дебит скважины G= 190 m/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 Да, динамический коэффициент вязкости газа = 0,014*10-3 нс/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/см3, давление на контуре питания Рк= 27 кгс/см3. 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 Да, динамический коэффициент вязкости газа = 0,013*10-3 нс/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/см3, давление на контуре питания Рк= 30 кгс/см3.
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 Да, динамический коэффициент вязкости газа = 0,012*10-3 нс/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/см3, давление на контуре питания Рк= 25 кгс/см3. 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 Да, динамический коэффициент вязкости газа = 0,015*10-3 нс/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/см3, давление на контуре питания Рк= 130 кгс/см3. 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 Да, динамический коэффициент вязкости газа = 0,012*10-3 нс/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/см3, давление на контуре питания Рк= 132 кгс/см3. 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 Да, динамический коэффициент вязкости газа = 0,013*10-3 нс/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/см3, давление на контуре питания Рк= 35 кгс/см3. 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 Да, динамический коэффициент вязкости газа = 0,014*10-3 нс/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/см3, давление на контуре питания Рк= 40 кгс/см3. 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 Да, динамический коэффициент вязкости газа = 0,016*10-3 нс/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/см3, давление на контуре питания Рк= 125 кгс/см3. 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 Да, динамический коэффициент вязкости газа = 0,012*10-3 нс/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/см3, давление на контуре питания Рк= 45 кгс/см3.
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 Да, динамический коэффициент вязкости газа = 0,016*10-3 нс/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/см3, давление на контуре питания Рк= 55 кгс/см3.
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 Да. 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 Да. 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 Да. 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 Да. 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 Да. 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 Да. Пористая среда представлена несцементированным песком.
Вариант №7 Найти коэффициенты фазовых проницаемостей для жидкости Кн и Кг при движении газированной жидкости, зная насыщенность жидкостью порового пространства = 55 %, и коэффициент абсолютной проницаемости пористой среды К= 0,90 Да. Пористая среда представлена несцементированным песком. Вариант №8 Найти коэффициенты фазовых проницаемостей для жидкости Кн и Кг при движении газированной жидкости, зная насыщенность жидкостью порового пространства = 45 %, и коэффициент абсолютной проницаемости пористой среды К= 0,65 Да. Пористая среда представлена несцементированным песком. Вариант №9 Найти коэффициенты фазовых проницаемостей для жидкости Кн и Кг при движении газированной жидкости, зная насыщенность жидкостью порового пространства = 75 %, и коэффициент абсолютной проницаемости пористой среды К= 0,70 Да. Пористая среда представлена несцементированным песком. Вариант №10 Найти коэффициенты фазовых проницаемостей для жидкости Кн и Кг при движении газированной жидкости, зная насыщенность жидкостью порового пространства = 35 %, и коэффициент абсолютной проницаемости пористой среды К= 1,15 Да. Пористая среда представлена несцементированным песком.
Задача №7
Вариант №1 Используя графики и таблицы, определить величин
|
|||||||||
Последнее изменение этой страницы: 2017-02-19; просмотров: 554; Нарушение авторского права страницы; Мы поможем в написании вашей работы! infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 18.222.67.251 (0.128 с.) |