Автоматическое растормаживание колес: Тормозные устройства колес предназначены для уменьшения длины пробега и улучшения маневрирования ВС при...
Типы оградительных сооружений в морском порту: По расположению оградительных сооружений в плане различают волноломы, обе оконечности...
Топ:
Отражение на счетах бухгалтерского учета процесса приобретения: Процесс заготовления представляет систему экономических событий, включающих приобретение организацией у поставщиков сырья...
Устройство и оснащение процедурного кабинета: Решающая роль в обеспечении правильного лечения пациентов отводится процедурной медсестре...
Интересное:
Аура как энергетическое поле: многослойную ауру человека можно представить себе подобным...
Уполаживание и террасирование склонов: Если глубина оврага более 5 м необходимо устройство берм. Варианты использования оврагов для градостроительных целей...
Принципы управления денежными потоками: одним из методов контроля за состоянием денежной наличности является...
Дисциплины:
2017-07-01 | 416 |
5.00
из
|
Заказать работу |
|
|
ИНСТИТУТ ГЕОЛОГИИ И НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Методические указания
По дисциплине «Методы повышения нефтеотдачи»
для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ студентов по специальности 130503.65 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», направления бакалавриата 131000.62 «Нефтегазовое дело» и направлений магистратуры 130500.68 «Нефтегазовое дело», 131000 «Нефтегазовое дело»
Составители: Коротенко В.А., Штурн Л.В., Дегтярев В.А.
Тюмень
ТюмГНГУ
УДК 622.276.6
Методические указания по дисциплине «Методы повышения нефтеотдачи» для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ студентов по специальности 130503.65 – «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений», направления бакалавриата 131000.62 «Нефтегазовое дело» и направлений магистратуры 130500.68 «Нефтегазовое дело», 131000 «Нефтегазовое дело» / сост. Коротенко В.А., Штурн Л.В., Дегтярев В.А.; Тюменский государственный нефтегазовый университет. – 1-е изд. – Тюмень: Издательский центр БИК ТюмГНГУ 2012. – 24 с.
Методические указания по дисциплине «Методы повышения нефтеотдачи» для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ рассмотрены и рекомендованы к изданию методическим семинаром кафедры «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» «_____»________________2012 г., протокол №_______.
Аннотация
В данных методических указаниях рассмотрены некоторые из МПН. На конкретных задачах приведены примеры расчетов рассмотренных технологических параметров.
Содержание.
|
Введение........................................................................................................... 4
1. Определение количества воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин......................................................... 5
2. Определение дебита скважины после ГРП в сложнопостроенном коллекторе. 7
3. Расчет скорости продвижения фронта сорбции ПАВ при прямолинейной фильтрации.......................................................................................................................... 9
4. Расчет времени подхода фронта сорбции ПАВ к линии отбора............ 11
5. Расчет оптимального объема оторочки ПАВ для галереи...................... 13
6. Расчет температуры на забое нагнетательной скважины при закачке в пласт горячей воды............................................................................................................... 16
7. Определение степени сухости пара на забое нагнетательной скважины 18
8. Расчет площади прогретой части пласта при закачке в нагнетательную скважину пара......................................................................................................................... 20
Критерии оценки работы студентов............................................................. 22
Литература................................................................................................... 23
Введение.
При разработке каждого месторождения нефти основной задачей является увеличение добычи нефти. Эта задача стоит при разработке как новых, так и при эксплуатации старых истощенных месторождений. Под истощением обычно понимается уменьшение первоначальных запасов пластовой энергии, сопровождаемой снижением пластового давления. Внедрение заводнения на вновь вводимых в разработку объектах определяется как первичный метод повышения нефтеотдачи (МПН). Мероприятия, производимые для извлечения остаточных запасов нефти из истощенных (старых) залежей посредством заводнения, называются вторичными методами добычи нефти. При разработке месторождений с трудноизвлекаемыми запасами (высокая вязкость нефти, малая проницаемость, неоднородность пластов, переслоенных непроницаемыми прослоями и др.) заводнение на определенном этапе становится малоэффективным. Мероприятия (технологии) по извлечению остаточных запасов нефти из заводненных зон называют третичными методами добычи нефти [1], к которым относятся физико-химические, гидродинамические, тепловые и другие методы.
|
В данных методических указаниях рассмотрены некоторые из МПН. На конкретных задачах приведены примеры расчетов рассмотренных технологических параметров.
Цель.
Научить студентов методикам расчета для последующего применения в курсовых, дипломных работах, в будущей производственной деятельности.
Составлены варианты для самостоятельной работы студентов.
В результате обучения дисциплин студент должен:
Знать: современные методы интенсификации притока и методы увеличения нефтеотдачи; физические и химические процессы, происходящие в призабойной зоне пласта и в нефтяной залежи, при применении методов повышения нефтеотдачи.
Уметь: различать методы интенсификации притока и методы увеличения нефтеотдачи; уметь выбирать необходимые методы повышения нефтеотдачи, исходя из геолого-физических, технологических, материально-технических и экономических условий.
Задача.
Суточная добыча нефти Q н из элемента эксплуатационного объекта составляет 311,4 т, суточная добыча воды Q в составляет 104,2 т, суточная добыча газа V г составляет 91970 м3, объемный коэффициент нефти b н равен 1,18, коэффициент растворимости газа в нефти α равен 7,7 м3/м3, плотность нефти ρ н составляет 863 кг/м3, коэффициент сжимаемости газа Z равен 0,883, пластовое давление P пл составляет 7,45 МПа, пластовая температура Т пл составляет 316,3 К, атмосферное давление P 0 равно 0,1 МПа, коэффициент проницаемости пласта k равен 0,5·10-12 м2, перепад давления на забое Δ P равен 5 МПа, коэффициент гидродинамического совершенства забоя скважины φ составляет 0,8, половина расстояния между нагнетательными скважинами R равна 400 м, радиус забоя скважины r с равен 0,075 м, вязкость воды µ в равна 1 мПа·с. Определить количество воды, необходимой для поддержания пластового давления и приемистости нагнетательных скважин.
Решение.
1. Определяем объем нефти добываемой в пластовых условиях:
(1.1)
2. Определяем объем свободного газа в залежи, приведенный к атмосферным условиям:
(1.2)
3. Определяем объем свободного газа в пластовых условиях:
|
(1.3)
4. Определяем общую суточную добычу в пластовых условиях:
(1.4)
5. Для поддержания давления требуется ежесуточно закачивать в элемент эксплутационного объекта воды не менее указанного объёма. При K =1,2 – коэффициент избытка, потребуется следующее количество воды (без учета поступающего в залежь объёма контурной воды):
(1.5)
6. Определяем приемистость нагнетательных скважин:
. (1.6)
Варианты
№ | Q н | Q в | V г | b н | α | ρ н | P пл | Т пл | k ·10-12 | Δ P | φ | R | r с |
1. | 1,5 | 8,8 | 8,9 | 1,8 | 1,1 | 0,9 | 0,164 | ||||||
2. | 1,49 | 8,7 | 8,85 | 1,75 | 1,2 | 0,89 | 0,162 | ||||||
3. | 1,48 | 8,6 | 8,8 | 1,7 | 1,3 | 0,88 | 0,16 | ||||||
4. | 1,47 | 8,5 | 8,75 | 1,65 | 1,4 | 0,87 | 0,158 | ||||||
5. | 1,46 | 8,4 | 8,7 | 1,6 | 1,5 | 0,86 | 0,156 | ||||||
6. | 1,45 | 8,3 | 8,65 | 1,55 | 1,6 | 0,85 | 0,154 | ||||||
7. | 1,44 | 8,2 | 8,6 | 1,5 | 1,7 | 0,84 | 0,152 | ||||||
8. | 1,43 | 8,1 | 8,55 | 1,45 | 1,8 | 0,83 | 0,15 | ||||||
9. | 1,42 | 8,5 | 1,4 | 1,9 | 0,82 | 0,148 | |||||||
10. | 1,41 | 7,9 | 8,45 | 1,35 | 0,81 | 0,146 | |||||||
11. | 1,4 | 7,8 | 8,4 | 1,3 | 2,1 | 0,8 | 0,144 | ||||||
12. | 1,39 | 7,7 | 8,35 | 1,25 | 2,2 | 0,79 | 0,142 | ||||||
13. | 1,38 | 7,6 | 8,3 | 1,2 | 2,3 | 0,78 | 0,14 | ||||||
14. | 1,37 | 7,5 | 8,25 | 1,15 | 2,4 | 0,77 | 0,138 | ||||||
15. | 1,36 | 7,4 | 8,2 | 1,1 | 2,5 | 0,76 | 0,136 | ||||||
16. | 1,35 | 7,3 | 8,15 | 1,05 | 2,6 | 0,75 | 0,134 | ||||||
17. | 1,34 | 7,2 | 8,1 | 2,7 | 0,74 | 0,132 | |||||||
18. | 1,33 | 7,1 | 8,05 | 0,95 | 2,8 | 0,73 | 0,13 | ||||||
19. | 1,32 | 0,9 | 2,9 | 0,72 | 0,128 | ||||||||
20. | 1,31 | 6,9 | 7,95 | 0,85 | 0,71 | 0,126 | |||||||
21. | 1,3 | 6,8 | 7,9 | 0,8 | 3,1 | 0,7 | 0,124 | ||||||
22. | 1,29 | 6,7 | 7,85 | 0,75 | 3,2 | 0,69 | 0,122 | ||||||
23. | 1,28 | 6,6 | 7,8 | 0,7 | 3,3 | 0,68 | 0,12 | ||||||
24. | 1,27 | 6,5 | 7,75 | 0,65 | 3,4 | 0,67 | 0,118 | ||||||
25. | 1,26 | 6,4 | 7,7 | 0,6 | 3,5 | 0,66 | 0,116 | ||||||
26. | 1,25 | 6,3 | 7,65 | 0,55 | 3,6 | 0,65 | 0,114 | ||||||
27. | 1,24 | 6,2 | 7,6 | 0,5 | 3,7 | 0,64 | 0,112 | ||||||
28. | 1,23 | 6,1 | 7,55 | 0,45 | 3,8 | 0,63 | 0,11 | ||||||
29. | 1,22 | 7,5 | 0,4 | 3,9 | 0,62 | 0,108 | |||||||
30. | 1,21 | 5,9 | 7,45 | 0,35 | 0,61 | 0,106 |
Определить коэффициент обводненности продукции.
|
Задача.
Рассмотрим ГРП в продуктивном пласте, состоящем из двух прослоев одинаковой толщины 5м, расположенных вертикально друг над другом: L =200 м, k 1=25 мД = =25×10-15 м2 – проницаемость первого прослоя, k 2=5 мД=5×10-15м2 – проницаемость второго прослоя, β *=1,5∙10-10 1/Па (коэффициент упругоемкости пласта), μ =2∙10-3 Па∙с, h 1=8 м, h 2=10 м, Р0 =24 МПа, Рс =12 МПа, l = 60 м. Указание: при подсчете дебитов по формуле (2.7) учесть, что прослоев два; определить коэффициенты пьезопроводности для каждого пропластка, параметры λ1 и значения t1 – времен достижения границы зоны дренирования.
Ответ
Для первого высокопроницаемого прослоя Q1 =72,6м3/сут., для второго Q2 =14,5м3/сут. при условии t<=t1=0,44 cут. Суммарный дебит равен 87,1м3/сут.
Варианты задачи.
№ | L | k 1 | k 2 | β * | μ | h 1 | h 2 | Р 0 | Р с | l |
1. | 0,5 | 0,3 | 25,5 | |||||||
2. | 0,6 | 0,4 | 1,2 | 10,1 | 25,6 | 10,1 | ||||
3. | 0,7 | 0,5 | 1,4 | 10,2 | 25,7 | 10,2 | ||||
4. | 0,8 | 0,6 | 1,6 | 10,3 | 25,8 | 10,3 | ||||
5. | 0,9 | 0,7 | 1,8 | 10,4 | 25,9 | 10,4 | ||||
6. | 0,8 | 10,5 | 10,5 | |||||||
7. | 1,1 | 0,9 | 2,2 | 10,6 | 26,1 | 10,6 | ||||
8. | 1,2 | 2,4 | 10,7 | 26,2 | 10,7 | |||||
9. | 1,3 | 1,1 | 2,6 | 10,8 | 26,3 | 10,8 | ||||
10. | 1,4 | 1,2 | 2,8 | 10,9 | 26,4 | 10,9 | ||||
11. | 1,5 | 1,3 | 26,5 | |||||||
12. | 1,6 | 1,4 | 3,2 | 11,1 | 26,6 | 11,1 | ||||
13. | 1,7 | 1,5 | 3,4 | 11,2 | 26,7 | 11,2 | ||||
14. | 1,8 | 1,6 | 3,6 | 11,3 | 26,8 | 11,3 | ||||
15. | 1,9 | 1,7 | 3,8 | 11,4 | 26,9 | 11,4 | ||||
16. | 1,8 | 11,5 | 11,5 | |||||||
17. | 2,1 | 1,9 | 4,2 | 11,6 | 27,1 | 11,6 | ||||
18. | 2,2 | 4,4 | 11,7 | 27,2 | 11,7 | |||||
19. | 2,3 | 2,1 | 4,6 | 11,8 | 27,3 | 11,8 | ||||
20. | 2,4 | 2,2 | 4,8 | 11,9 | 27,4 | 11,9 | ||||
21. | 2,5 | 2,3 | 27,5 | |||||||
22. | 2,6 | 2,4 | 5,2 | 12,1 | 27,6 | 12,1 | ||||
23. | 2,7 | 2,5 | 5,4 | 12,2 | 27,7 | 12,2 | ||||
24. | 2,8 | 2,6 | 5,6 | 12,3 | 27,8 | 12,3 | ||||
25. | 2,9 | 2,7 | 5,8 | 12,4 | 27,9 | 12,4 |
Построить график изменения дебита скважины.
Задача.
Рассматривается прямолинейная фильтрация. В водонасыщенный участок пласта шириной м, толщиной м, пористостью и с расстоянием между нагнетательной и добывающей галереями l = 500м через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией с0 и темпом закачки q = 500м3/сут. ПАВ сорбируется скелетом породы по закону Генри, формула которого имеет вид a(c)=αc, где α -коэффициент сорбции; α = 0,2 (см. рисунок 3.1). Определить скорость продвижения фронта сорбции ПАВ (фронта ПАВ).
Решение.
Для определения скорости фронта ПАВ и распределения их концентрации в пласте используется уравнение материального баланса водного раствора ПАВ в первоначально водонасыщенном пласте [3]:
|
(3.1)
Для решения задачи нужно записать начальное и граничное условия.
|
В начальный момент времени t = 0 в пласте при отсутствие в нагнетаемой воде ПАВ начальное условие примет вид:
c (x, 0) = 0. (3.2)
Начиная с момента времени t = 0 в пласт через нагнетательную галерею закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией закачки . Таким образом, граничное условие будет иметь вид
c (0, t) = c 0 (3.3)
Решение задачи (3.1)-(3.3) определяют по формулам
c (x,t) = c 0,
c (x,t) = 0, (3.4)
Обозначим через скорость фильтрации из первого выражения (3.4) определяем скорость фронта сорбции
или ; (3.5)
Ответ.
Скорость продвижения фронта сорбции ПАВ составит 0,277 м/сут.
Варианты задачи.
№ | l, м | b, м | h, м | m, доли ед. | q, м3/сут | α, доли ед |
0,23 | 0,32 | |||||
0,21 | 0,30 | |||||
0,27 | 0,28 | |||||
0,19 | 0,34 | |||||
0,25 | 0,26 | |||||
0,25 | 0,34 | |||||
0,23 | 0,32 | |||||
0,21 | 0,30 | |||||
0,27 | 0,26 | |||||
0,19 | 0,28 | |||||
0,19 | 0,28 | |||||
0,25 | 0,26 | |||||
0,23 | 0,34 | |||||
0,21 | 0,30 | |||||
0,27 | 0,32 | |||||
0,27 | 0,26 | |||||
0,19 | 0,34 | |||||
0,25 | 0,32 | |||||
0,23 | 0,28 | |||||
0,21 | 0,30 | |||||
0,21 | 0,30 | |||||
0,27 | 0,28 | |||||
0,19 | 0,26 | |||||
0,25 | 0,32 | |||||
0,23 | 0,34 | |||||
0,21 | 0,32 | |||||
0,23 | 0,26 | |||||
0,25 | 0,34 | |||||
0,26 | 0,32 | |||||
0,25 | 0,30 |
Вопрос: почему скорость сорбции больше скорости фильтрации?
Задача.
В водонасыщенный участок пласта, имеющий r к = 200м и толщину h = 10м и пористость m = 0,2, через центральную скважину радиусом r c=0,1м закачивается водный раствор ПАВ с концентрацией с 0 и темпом закачки q = 250 м3/сут (рис. 4.1). ПАВ интенсивно сорбируются пористой средой по закону Генри.
, где .
Определить закон движения фронта ПАВ (фронта сорбции ПАВ) и время подхода его к линии отбора, расположенной на расстоянии м от центральной нагнетательной скважины. Движение жидкостей в пласте считать плоско-радиальным, а жидкости -несжимаемыми.
Решение.
Положение фронта ПАВ в момент времени t после его закачки в нагнетательную скважину можно определить по соотношению (4.2).
Дифференцируя обе части уравнения (4.2) по t, определяется скорость продвижения фронта ПАВ
(4.3)
Таким образом, скорость продвижения фронта ПАВ в случае плоско-радиальной фильтрации падает с течением времени убывает обратно пропорционально rф (t).
Определяется время подхода фронта ПАВ к линии отбора. Для этого подставляется в соотношение (4.2) значение r ф(t)= r К и обе части полученного равенства возводятся в квадрат
года.
Ответ.
Времени подхода фронта сорбции ПАВ к линии отбора составит 3,58 года.
Варианты задачи.
№ | l, м | b, м | h, м | m, доли ед. | q, м3/сут | α, доли ед |
0,19 | 0,32 | |||||
0,25 | 0,30 | |||||
0,23 | 0,26 | |||||
0,21 | 0,28 | |||||
0,27 | 0,32 | |||||
0,21 | 0,30 | |||||
0,27 | 0,28 | |||||
0,23 | 0,34 | |||||
0,25 | 0,26 | |||||
0,26 | 0,34 | |||||
0,19 | 0,30 | |||||
0,25 | 0,28 | |||||
0,23 | 0,34 | |||||
0,21 | 0,26 | |||||
0,27 | 0,34 | |||||
0,27 | 0,32 | |||||
0,19 | 0,30 | |||||
0,23 | 0,26 | |||||
0,21 | 0,28 | |||||
0,27 | 0,32 | |||||
0,19 | 0,30 | |||||
0,25 | 0,28 | |||||
0,25 | 0,34 | |||||
0,23 | 0,26 | |||||
0,21 | 0,34 | |||||
0,27 | 0,32 | |||||
0,19 | 0,30 | |||||
0,25 | 0,26 | |||||
0,25 | 0,28 | |||||
0,25 | 0,30 |
Нарисовать графики изменения скорости сорбции, скорости фильтрации и истинной скорости.
Задача.
В пласт, первоначально насыщенный водой с пористостью m = 0,2 и имеющий размеры l = 500м, b = 30м, h = 10м, закачивается оторочка ПАВ с концентрацией с 0 = 0,001 при расходе м3/сут. Оторочка проталкивается водой с тем же расходом q. ПАВ адсорбируется пористой средой по закону, формула которого имеет вид , где . На стадии проталкивания оторочки водой происходит десорбция ПАВ (т.е. обратное растворение части адсорбированного ПАВ в проталкиваемой воде) [4]:
, где ;
характеризует, необратимо сорбированное породой, количество ПАВ (рисунок 5.1).
Определить оптимальный объём оторочки ПАВ и время, необходимое для её создания. Оптимальным считать такой объём оторочки, который исчезает при подходе фронта ПАВ к линии отбора. Движение жидкостей считать прямолинейным, а сами жидкости- несжимаемыми.
Решение.
На стадии создания оторочки ПАВ решение известно (см. задачу 3):
где .
Считается, что в момент времени формирование оторочки закончилось и началась стадия проталкивания её по пласту водой, закачиваемой с расходом q. Уравнение распределения концентрации ПАВ в пласте на стадии проталкивания оторочки водой
(5.1)
В момент времени (момент окончания создания оторочки и начала проталкивания её водой) во всех сечениях пласта, через которые прошел фронт оторочки ПАВ, концентрация ПАВ будет равна концентрации закачки. Таким образом, начальное условие имеет вид
(5.2)
Начиная с момента времени оторочка будет проталкиваться водой, не содержашей ПАВ. Поэтому граничное условие примет вид
, (5.3)
Решая уравнение (5.1) с начальным и граничным условиями (5.2),(5.3), получим
(5.4)
где υ т – скорость тыла оторочки, определяемая по соотношению:
(5.5)
Характерное распределение концентрации ПАВ в пласте показано на рисунке 5.2.
Рисунок 5.2 – Зависимость концентрации ПАВ в пласте при проталкивании оторочки раствора водой (случай линейных изотерм сорбции и десорбции ПАВ) от расстояния.
Движение жидкостей – прямолинейно-параллельное. Время создания оторочки определяется по формуле:
(5.6)
года.
Объем оторочки ПАВ при этом составит:
(5.7)
Ответ.
Для условий нашей задачи оптимальным является объем оторочки ПАВ, равный 15 % порового объема пласта Vпор.
Варианты задачи.
№ | l, м | b, м | h, м | m, доли ед. | q, м3/сут | α, доли ед |
0,23 | 0,32 | |||||
0,21 | 0,30 | |||||
0,27 | 0,28 | |||||
0,19 | 0,34 | |||||
0,25 | 0,26 | |||||
0,25 | 0,34 | |||||
0,23 | 0,32 | |||||
0,21 | 0,30 | |||||
0,27 | 0,26 | |||||
0,19 | 0,28 | |||||
0,19 | 0,28 | |||||
0,25 | 0,26 | |||||
0,23 | 0,34 | |||||
0,21 | 0,30 | |||||
0,27 | 0,32 | |||||
0,27 | 0,26 | |||||
0,19 | 0,34 | |||||
0,25 | 0,32 | |||||
0,23 | 0,28 | |||||
0,21 | 0,30 | |||||
0,21 | 0,30 | |||||
0,27 | 0,28 | |||||
0,19 | 0,26 | |||||
0,25 | 0,32 | |||||
0,23 | 0,34 | |||||
0,19 | 0,26 | |||||
0,25 | 0,28 | |||||
0,23 | 0,28 | |||||
0,21 | 0,26 | |||||
0,27 | 0,34 |
Задача.
В нагнетательную скважину закачивается теплоноситель – горячая вода. Глубина скважины Η =1300м; геотермический градиент Г т = 0,01°С; диаметр скважины d c = 0,168м; расход закачиваемой в пласт воды q в=500м3/сут; температура воды на устье Т у=180 °С. Теплопроводность окружающих скважину пород λ оп=2,33Вт/(м·К); температуропроводность пород χоп=8,55·10-7 м2/с; плотность воды ρ в=103кг/м3; теплоемкость воды с в = 4,2кДж/(кг·К).
На некоторой глубине под землей имеется некоторый слой пород, называемый нейтральным, в котором температура не зависит от климатических условий на поверхности. Температура нейтрального слоя θ0 = 10 °С. Требуется определить температуру Т зна забое нагнетательной скважины через один год после начала закачки в пласт горячей воды[4].
Решение.
Температуру воды на забое скважины определяем по формуле А. Ю. Намиота:
, (6.1)
где
;(6.2)
. (6.3)
При выводе формулы (6.1) предполагалось, что теплопроводность окружающих пород в направлении, перпендикулярном к оси скважины, равна реальной, а в направлении, параллельном ее оси,— нулю.
Подставив исходные данные, получим
Ответ.
Температура на забое нагнетательной скважины через один год после начала закачки в пласт горячей воды будет равна 146,7ºC.
Варианты задачи.
№ | Η | Г т | d c | q в | Т у | λ оп | χоп, 10-7 | ρ в | с в | θ0 |
0,03 | 0,168 | 2,33 | 8,55 | 103 | 4,2 | |||||
0,03 | 0,168 | 2,33 | 8,5 | 103 | 4,2 | |||||
0,03 | 0,168 | 2,33 | 8,45 | 103 | 4,2 | |||||
0,03 | 0,168 | 2,33 | 8,4 | 103 | 4,2 | |||||
0,03 | 0,168 | 2,33 | 8,35 | 103 | 4,2 | |||||
0,03 | 0,168 | 2,3 | 8,3 | 103 | 4,2 | |||||
0,025 | 0,168 | 2,3 | 8,25 | 103 | 4,2 | |||||
0,025 | 0,168 | 2,3 | 8,2 | 103 | 4,2 | |||||
0,025 | 0,168 | 2,3 | 8,15 | 103 | 4,2 | |||||
0,025 | 0,168 | 2,3 | 8,1 | 103 | 4,2 | |||||
0,025 | 0,110 | 2,22 | 8,05 | 103 | 4,2 | |||||
0,025 | 0,110 | 2,22 | 103 | 4,2 | ||||||
0,02 | 0,110 | 2,22 | 7,95 | 103 | 4,2 | |||||
0,02 | 0,110 | 2,22 | 7,9 | 103 | 4,2 | |||||
0,02 | 0,110 | 2,22 | 7,85 | 103 | 4,2 | |||||
0,02 | 0,110 | 2,2 | 7,8 | 103 | 4,2 | |||||
0,02 | 0,110 | 2,2 | 7,75 | 103 | 4,2 | |||||
0,02 | 0,110 | 2,2 | 7,7 | 103 | 4,2 | |||||
0,015 | 0,110 | 2,2 | 7,65 | 103 | 4,2 | |||||
0,015 | 0,110 | 2,2 | 7,6 | 103 | 4,2 | |||||
0,015 | 0,124 | 2,12 | 7,55 | 103 | 4,2 | |||||
0,015 | 0,124 | 2,12 | 7,5 | 103 | 4,2 | |||||
0,015 | 0,124 | 2,12 | 7,45 | 103 | 4,2 | |||||
0,015 | 0,124 | 2,12 | 7,4 | 103 | 4,2 | |||||
0,01 | 0,124 | 2,12 | 7,35 | 103 | 4,2 | |||||
0,01 | 0,124 | 2,1 | 7,3 | 103 | 4,2 | |||||
0,01 | 0,124 | 2,1 | 7,25 | 103 | 4,2 | |||||
0,01 | 0,124 | 2,1 | 7,2 | 103 | 4,2 | |||||
0,01 | 0,124 | 2,1 | 7,15 | 103 | 4,2 | |||||
0,01 | 0,124 | 2,1 | 7,1 | 103 | 4,2 |
Задача.
С целью повышения нефтеотдачи пласта в нагнетательную скважину закачивается пар. Глубина скважины Η =250м; диаметр скважины d c = 0,143м; темп нагнетания пара q п=500т/сут; степень сухости пара на устье Х у=0,8; температура пара Т п = 250°С; средняя начальная температура в скважине Т ср=15°С; скрытая теплота парообразования ξ п=1750кДж/кг; теплопроводность окружающих скважину пород λоп=8,1Вт/(м·К); температуропроводность окружающих скважину пород χоп=2,89·10-6 м2/с. Требуется определить степень сухости пара на забое нагнетательной скважины через 1 год после начала закачки [4].
Решение.
Степень сухости пара на забое нагнетательных скважин можно вычислить, используя следующую зависимость:
, (7.1)
|
|
Состав сооружений: решетки и песколовки: Решетки – это первое устройство в схеме очистных сооружений. Они представляют...
История создания датчика движения: Первый прибор для обнаружения движения был изобретен немецким физиком Генрихом Герцем...
Опора деревянной одностоечной и способы укрепление угловых опор: Опоры ВЛ - конструкции, предназначенные для поддерживания проводов на необходимой высоте над землей, водой...
Эмиссия газов от очистных сооружений канализации: В последние годы внимание мирового сообщества сосредоточено на экологических проблемах...
© cyberpedia.su 2017-2024 - Не является автором материалов. Исключительное право сохранено за автором текста.
Если вы не хотите, чтобы данный материал был у нас на сайте, перейдите по ссылке: Нарушение авторских прав. Мы поможем в написании вашей работы!