ТОП 10:

Линейный закон фильтрации Дарси.



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 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 -

 

Задача №4

Одномерное движение несжимаемой жидкости,
распределение давления в пласте.

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
по линейному и нелинейному законах фильтрации.

 

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; Нарушение авторского права страницы

infopedia.su Все материалы представленные на сайте исключительно с целью ознакомления читателями и не преследуют коммерческих целей или нарушение авторских прав. Обратная связь - 34.204.202.44 (0.021 с.)