решить задачу
Количество страниц учебной работы: 26,10
Содержание:
Задача 1 (1.2)
Определить коэффициент открытой пористости образца породы по данным, приведенным в таблице 1.2 (данные измерений открытой пористости получены весовым методом).
Дано:
Вариант 102 Значение
1. Вес сухого образца на воздухе Рс, г 19,4
2. Вес на воздухе образца, насыщенного керосином Рк, г 21,3
3. Вес в керосине образца, насыщенного керосином Рк.к, г 14,4
4. Плотность керосина к, кг/м3 709

Найти: mo-?

Задача 2 (2.1.2)
Рассчитать среднюю проницаемость неоднородного пласта, имеющего i – пропластков, длиной Li, с проницаемостью ki для случая горизонтальной фильтрации:
Дано:
№ участка Li, м ki, мД
1 82 300
2 25 250
3 65 180
4 110 90
Найти: -?

Задача 3 (2.2.2)
Рассчитать среднюю проницаемость неоднородного пласта, имеющего i- изолированных пропластков, мощностью (высотой) hi, с проницаемостью ki для горизонтально-линейной фильтрации:
Дано:

№ участка hi, м ki, мД
1 5 380
2 2 140
3 1,2 130
4 2,7 220
Найти: -?

Задача 4 (2.3.2)
Рассчитать среднюю проницаемость неоднородного пласта, состоящего из i – цилиндрических дренируемых, изолированных между собой зон, если радиус скважины – rс, радиус контура питания – rк; радиусы дренируемых зон – ri; с проницаемостью ki, мД.
Дано:
№ участка ri, м ki, мД
1 100 180 rc = 15 см = 0,15 м
2 160 220
3 380 140 rk = 400 м
4 400 350

Найти: -?

Задача 5 (3.4)
Дан кубик породы размером 10х10х10 см. Определить дебиты (Q1), (Q2), (Q3), (Q4), (Q5) при: 1. равномерной субкапиллярной и неравномерно-проницаемой фильтрациях; 2. равномерной субкапиллярной и трещиноватой фильтрациях и сравнить их для условий, представленных в таблице 3.1, имеющих следующие обозначения.
Дано:
kпр 13
 1,3
ΔP/L 0,27
Nk 1
Dk 0,22
Lтр 10
hтр 0,28
Мтр 2

Задача 6 (4.2)
Для известного состава газа найти коэффициент сжимаемости (z), объем газа в пластовых условиях (Vпл, м3), объемный коэффициент b для пластовых условий (Рпл, атм; tпл, °С) при первоначальном объеме (Vо, м3).
Дано:
Компонент Ni, доли Pкр, атм Ткр, К Ni ∙ Pi кр, атм Ni ⋅Ti кр, К
CH4 0,916 47,32 191 43,34512 174,956
C2H6 0,048 49,78 305 2,38944 14,64
C3H8 0,024 43,38 370 1,04112 8,88
i-C4H10 0,007 38,25 407 0,26775 2,849
n-C4H10 0,005 38,74 425 0,1937 2,125
 = 47,23713  = 203,45

Vo 2800
Pпл 240
tпл 49

Задача 7 (5.2)
Найти зависимости растворимости углеводородных газов в пластовой воде от температуры (ti) и давления (Pi): Рt = f (t), Рt = f (P) при постоянной минерализации (М, %).
Дано:
t1, 0С 50 Рсоnst, атм,
105
t2, 0С 85
t3, 0С 110
Р1, атм 60 tсоnst, 0С,
70
Р2, атм 140
Р3, атм 280
М, % 4,1

Задача 8 (6.1.2)
Дан состав жидкой фазы (Nxi, доли). Для заданной температуры (t,°С) рассчитать равновесный состав газовой фазы (Nyi), пользуясь данными из таблицы 6.1.
Дано:
Компонент, Vi Nxi, доли
пропан (C3H8) 0,03
изобутан (i-C4H10) 0,05
н-бутан (n-C4H10) 0,19
изопентан (i-C5H12) 0,15
н-пентан (n-C5H12) 0,2
гексан (C6H14) 0,38
t, °C 15

Найти: Nyi-?

Задача 9 (6.2.2)
Дан состав газовой фазы (Nyi, доли), (см. таблицу заданий 6.2, свой вариант). Для заданной температуры (t, °С) (таблица 6.3) рассчитать состав жидкой фазы (Nхi), пользуясь данными таблицы 6.1.
Дано:

Компонент Nyi, доли
пропан (C3H8) 0,03
изобутан (i-C4H10) 0,05
н-бутан (n-C4H10) 0,19
изопентан (i-C5H12) 0,15
н-пентан (n-C5H12) 0,2
гексан (C6H12) 0,38
t, °C 12

Найти: Nxi-?

Задача 10 (6.3.2)
Даны составы газонефтяных смесей (Nzi, доли), (см. составы таблицы 6.2, свой вариант). Рассчитать равновесные составы газовой (Nyi) и жидкой (Nxi) фаз для условий таблицы 6.10, Р = 1 атм. Константы фазовых равновесий (Кpi = f (t, P), где t = °С, Р = атм) определить по таблицам 6.4 – 6.9.
Дано:
Компонент Nzi, доли
пропан (C3H8) 0,03
изобутан (i-C4H10) 0,05
н-бутан (n-C4H10) 0,19
изопентан (i-C5H12) 0,15
н-пентан (n-C5H12) 0,2
гексан (C6H12) 0,38
P, атм 1
t, °С 12

Найти: Nxi-?, Nyi-?

Задача 11 (7.1.2)
Определить давление насыщения (Рнас), объемный коэфффициент нефти в пластовых условиях (b), плотность нефти в пластовых условиях (пл.н), коэффициент усадки нефти (U), вязкость пластовой нефти (н.газ) для условий таблицы 7.1.
По результатам пробной эксплуатации скважины нового нефтяного месторождения получены следующие данные:
1. Пластовое давление Рпл = 300 атм;
2. Пластовая температура tпл = 85°С;
3. Плотность нефти при н.у. н = 840 кг/м3 = 0,84 т/м3;
4. Относительная плотность газа (по воздуху) для н.у. о.г = 0,8;
5. Газовый фактор Г = 130 м3/м3, весь газ растворен в нефти.
Дано:
Рпл 300
tпл 85
н 840
о г 0,8
Г 130

Определить свойства нефти в пластовых условиях.

Задача 12 (7.2.2)
Найти коэффициент изменения объема насыщенной газом нефти в пластовых условиях (b) и процент усадки нефти (U), если даны: плотность нефти при н.у. (н, кг/м3), относительная плотность газа по воздуху (ог), газовый фактор (Г, м3/т), пластовое давление (Рпл, атм), температура (tпл, °С).
Дано:
н 880
о г 0,9
Г 105
Рпл 220
tпл 45
Стоимость данной учебной работы: 585 руб.

 

    Форма заказа работы
    ================================

    Укажите Ваш e-mail (обязательно)! ПРОВЕРЯЙТЕ пожалуйста правильность написания своего адреса!

    Укажите № работы и вариант

    Соглашение * (обязательно) Федеральный закон ФЗ-152 от 07.02.2017 N 13-ФЗ
    Я ознакомился с Пользовательским соглашением и даю согласие на обработку своих персональных данных.

    Учебная работа № 186493. Контрольная Физика пласта Вариант №102

    Выдержка из похожей работы

    …….

    Гидроразрыв пласта

    …..воздействующих на призабойную зону пласта. В связи с тем, что существует
    множество причин нарушения гидродинамической связи пласта со скважинами, в
    настоящее время разработано и используется довольно большое число способов
    устранения этих нарушений.
    Одним из таких способов является гидравлический разрыв
    пласта. Этот способ используется в пластах, представленных твердыми, плотными
    породами (песчаники, известняки, доломиты и т.д.) с низкой проницаемостью.
    Гидравлический разрыв, воздействуя на
    пласты и призабойную зону, повышает производительность скважин, одновременно
    ускоряет отбор нефти и увеличивает нефтеотдачу. Повышение производительности
    скважин и нефтеотдачи пласта обусловливает широкое применение метода при
    разведке и разработке нефтяных месторождений.
    Гидравлический разрыв может быть определен как физический
    процесс, при котором порода разрывается по плоскостям минимальной прочности
    благодаря воздействию на пласт давления, создаваемого закачкой в скважину
    флюида. После разрыва давление флюида увеличивает трещину, обеспечивая ее связь
    с системой естественных, природных трещин, не вскрытых скважиной, а также с
    зонами повышенной проницаемости, расширяя, таким образом площадь дренажа
    скважины и способствуя значительному увеличению ее дебита.
    Совершенствование теоретических знаний одновременно с
    улучшением характеристик функционирования, жидкостей разрыва и расклинивающих
    материалов обеспечили достижение коэффициента успешности операции
    трещинообразования, близкого к 90%. Положительные результаты привели к общему
    признанию этого способа в качестве необходимого этапа в освоении
    эксплуатационных или нагнетательных скважин, которые вскрывают плотные пласты,
    представленные твердыми породами.
    В настоящее время накоплен достаточно
    большой опыт по применению ГРП, обработка и анализ которого дадут возможность
    усовершенствовать технику и технологию метода.
    1. Геологическое строение Малодушинского
    месторождения
    1.1 Общие сведения о
    месторождении
    В административном отношении Малодушинское
    нефтяное месторождение находится в Речицком районе Гомельской области.
    Ближайшими к территории месторождения
    населёнными пунктами являются Василевичи, Бабичи, Луки, ближайшие города ― Речица, Гомель. Ближайшей шоссейной дорогой является трасса Речица
    ― Хойники. Имеется сеть грунтовых дорог, трудно проходимых в
    осеннее-весений дождливый период. К северо-западу от месторождения вдоль шоссейной
    дороги Гомель―Калинковичи проходит нефтепровод «Дружба».
    Территория Малодушинского месторождения
    представляет слегка всхолмленную, заболоченную равнину, значительная часть
    которой покрыта хвойным и лиственным лесом.
    Абсолютные отметки поверхности земли
    составляют +100 ― +130 м. Гидрографическая сеть
    района представлена реками: Днепром и Березиной и их притоками, а также имеется
    широкая сеть мелиоративных каналов и небольших водоёмов. Реки характеризуются
    широкими заболоченными поймами и спокойным течением.
    Климат умеренно-континентальный. Средняя
    температура января -4,4ºС, июля +17ºС, среднегодовая температура воздуха +7ºС. Годовое количество осадков достигает 585―648 мм, причем наибольшее количество их выпадает в летнее время.
    Месторождение введено в промышленную
    разработку в 1979 г.
    1.2 Краткая характеристика стратиграфии и
    литологии осадочного разреза месторождения
    Геологический разрез Малодушинского
    месторождения сложен архейско-протерозойскими породами кристаллического
    фундамента и осадочными образованиями, начиная с верхнего протерозоя и
    заканчивая мезокайнозойскими отложениями. Полная мощность осадочного чехла
    вскрыта тремя скважинами и составляет от 3344,2 м до 4430 м.
    Архей-протерозойская группа. Породы
    архей-протерозойской группы в пределах Малодушинского месторождения
    представлены: биотитово-амфиболитовыми плагиогнейсами чёрными, трещиноватыми;
    гранито-гнейсами, биотитовыми гнейсами с реликтами гранитов, в кровле ─
    корой выветривания гранитов, т.е. глиноподобной гидрослюдистой монтмориллонитовой
    ожелезненной массой (3,3 м). Вскрытая мощность составляет от 3 м до 37 м.
    Верхнепротерозойская группа, эокембрий.
    Эокембрийскими отложениями начинается осадочный чехол месторождения.
    Литологич…