На бирже курсовых и дипломных проектов можно найти образцы готовых работ или получить помощь в написании уникальных курсовых работ, дипломов, лабораторных работ, контрольных работ, диссертаций, рефератов. Так же вы мажете самостоятельно повысить уникальность своей работы для прохождения проверки на плагиат всего за несколько минут.

ЛИЧНЫЙ КАБИНЕТ 

 

Здравствуйте гость!

 

Логин:

Пароль:

 

Запомнить

 

 

Забыли пароль? Регистрация

Повышение уникальности

Предлагаем нашим посетителям воспользоваться бесплатным программным обеспечением «StudentHelp», которое позволит вам всего за несколько минут, выполнить повышение уникальности любого файла в формате MS Word. После такого повышения уникальности, ваша работа легко пройдете проверку в системах антиплагиат вуз, antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru. Программа «StudentHelp» работает по уникальной технологии и при повышении уникальности не вставляет в текст скрытых символов, и даже если препод скопирует текст в блокнот – не увидит ни каких отличий от текста в Word файле.

Результат поиска


Наименование:


контрольная работа Вопросы по геологии

Информация:

Тип работы: контрольная работа. Добавлен: 16.07.2012. Сдан: 2011. Страниц: 13. Уникальность по antiplagiat.ru: < 30%

Описание (план):


Негосударственное образовательное учреждение среднего профессионального образования  «Пермский горный техникум» 
 
 
 

Контрольная работа № 1
по учебной  дисциплине математика 

Студента Кичигина Сергея Васильевича
Специальность 131003 Бурение нефтяных и газовых скважин (базовый уровень) 
 

Вариант № 2                                                     Дата проверки______________
Дата  регистрации_______________                Оценка____________________
                                                                            ___________________________
                                                                                    (подпись преподавателя) 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2010/2011 учебный  год 

1. Понятие о процессе  метаморфизма, типы  метаморфизма
     Под метаморфизмом понимают изменение  и преобразование горных пород под  влиянием различных эндогенных геологических  процессов, вызывающих значительные изменения  термодинамических условий (прежде всего температуры и давления). Все преобразования в горных породах  при процессах метаморфизма происходят путем их перекристаллизации в твердом  состоянии. Метаморфизму могут подвергаться горные породы любого происхождения - осадочные, магматические и ранее  существовавшие метаморфические. Степень  изменения первичных горных пород (степень метаморфизма) может быть самой различной - от незначительных преобразований до полного изменения  состава и облика пород.
Главными  причинами, или факторами метаморфизма горных пород, являются температура, давление и химически активные вещества - растворы и летучие соединения.
Температура. Процессы метаморфизма, по мнению большинства исследователей, совершаются в интервале температур от 250 - 300¦ до 800¦ С. Повышение температуры всего на 10¦ С вдвое увеличивает скорость химических реакций, а на 100¦ С примерно в 1000 раз. В условиях земной коры повышение температуры вызывается двумя основными причинами:
погружением горных пород на большие глубины, что ведет к возрастанию температуры  благодаря геотермическому градиенту (в среднем 1 ¦ на 33 мм.); тепловым воздействием магматических расплавов, внедряющихся в земную кору. Повышение  температуры также может вызываться поступлением глубинных флюидов, местным  возрастанием внутреннего теплового  потока и некоторыми другими причинами.
Давление. Различают давление петростатическое (всестороннее) и боковое (одностороннее) или стресс.
Петростатическое давление является функцией глубины, и возрастание его обычно связано с погружением горных пород в глубь литосферы. Петростатическое давление также повышает температуру плавления минералов.
Боковое давление (стресс) возникает при  интенсивных тектонических движениях  дислокационного характера. Оно  приводит к деформации, вызывает появление  закономерностей пространственной ориентировки их в горной породе. Так, например, пластинчатые минералы располагаются  плоскостями спайности перпендикулярно  к направлению давления, в результате чего формируются так называемые сланцевые текстуры горных пород.
Химически активные вещества (вода, углекислота, водород, соединения хлора, серы и др.) являются катализаторами, облегчающими реакции между кристаллами, участвуют в образовании новых минералов, входя в их структуру и производя замещение старых минеральных ассоциаций новыми.
     Существенная  роль принадлежит фактору времени, ибо все это очень длительные процессы, осуществляющиеся в масштабах  геологического времени.
     Если  же метаморфические преобразования сопровождаются значительным приносом и выносом, происходит замещение  одних минеральных ассоциаций другими, изменяется химический состав горных пород. Такой метаморфизм называется метасоматическим.
     По  преобладающей роли в процессе тех  или иных факторов, а также в  зависимости от масштабов явлений  метаморфизма в пространстве выделяют отдельные виды, или типы метаморфизма. Основными типами метаморфизма являются региональный, контактовый и динамометаморфизм.
     Региональный  метаморфизм является наиболее распространенным и важным видом метаморфизма, поскольку  охватывает огромные площади или  целые регионы. Он проявляется в  условиях, когда отдельные участки  земной коры испытывают длительное прогрессивное  погружение, в результате чегогорные породы перемещаются из верхних горизонтов земной коры в более глубокие. Обычно прогибание компенсируется осадконаполнением и в качестве главных факторов регионального метаморфизма, таким образом, выступает петростатическое давление и температура, постепенное повышение которой обусловлено геотермическим градиентом; существенную роль также может играть односторонне боковое давление и химически активные вещества.
     В глубинных зонах земной коры может  проявляться особая стадия регионального  метаморфизма, называемая ультраметаморфизмом. Расплавы, возникающие при ультраметаморфизме и имеющие обычно гранитный состав, проникают во вмещающие породы, пронизывают  их, образуя своеобразные породы смешанного состава - мигматиты. Широко развиты  мигматиты в пределах древних  щитов - Балтийского, Украинского, Алданского.
     Контактовый метаморфизм проявляется на контактах  магматических расплавов, внедряющихся в земную кору, с вмещающими породами. Вблизи контакта образуется ореол метаморфических  пород, который обычно захватывает  как окружающее магматическое тело породы, так и краевые части  самого магматического тела. Ширина зоны контактового изменения (контактового ореола) может изменяться от сантиметров  до первых километров. Основными причинами  изменения горных пород в зонах  контактов являются температура, возрастающая благодаря тепловому воздействию  магматических масс на вмещающие  породы, и химически активные газовые  и жидкие растворы, выделяемые магматическими расплавами.
Процесс замещения одних минералов другими, протекающий при участии газовых  и жидких растворов и сопровождающийся изменением химического состава  минеральных образований называется метасоматозом, а разновидность  метаморфизма - контактово - метасоматическим. В зависимости от агрегатного состояния растворов различают пневматолитовый и гидротермальный контактово - метасоматический метаморфизм. Наиболее распространенным контактово - метасоматическими горными породами являются скарны и грейзены.
     Динамометаморфизм (катакластический, дислокационный метаморфизм) проявляется, главным образом, в верхних частях земной коры, в зонах развития тектонических движений дислокационного характера. Часто локализуется вдоль разрывных тектонических нарушений. Таким образом, основной причиной, вызывающей его, является одностороннее давление. При динамометаморфизме изменяются в основном структурно - текстурные особенности горных пород. Происходит их дробление, а в более глубоких зонах в связи с повышением температуры механическое разрушение сменяется пластическими деформациями. В породах появляется полосчатость, заключающаяся в чередовании слоев различных по форме зерен и окраске минералов, возникает кристаллизационная сланцеватость.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 

2. Гипотеза неорганического  происхождения нефти
     В 1805 г. знаменитый немецкий естествоиспытатель Александр фон Гумбольдт высказал предположение, что нефть образуется на больших глубинах в магматических  породах. Он наблюдал, как нефть сочилась из таких пород в Южной Америке, Венесуэле.
     В 1866 французский химик M Бертло высказал предположение, что нефть образуется в недрах Земли при воздействии углекислоты на щелочные металлы.
     В 1871 французский химик Г. Биассон выступил с идеей о происхождении нефти путем взаимодействия воды, CO2, H2S с раскаленным железом.
     В 1877 Д. И. Менделеев предложил минеральную (карбидную) гипотезу, согласно которой  возникновение нефти связано  с проникновением воды в глубь Земли по разломам, где под воздействием ее на "углеродистые металлы" - карбиды - образуются углеводороды и окись железа.
     В 1889 В. Д. Соколов изложил гипотезу космического происхождения нефти. По этой гипотезе исходным материалом для возникновения нефти служили  углеводороды, содержавшиеся в газовой  оболочке Земли ещё во время её звёздного состояния. По мере остывания  Земли углеводороды поглотились  расплавленной магмой. Затем, с формированием  земной коры, углеводороды проникли в  осадочные породы в газообразном состоянии, конденсировались и образовали нефть.
     В 50-60-е гг. 20 века различными учеными: H. А. Кудрявцев, В. Б. Порфирьев, Г. H. Доленко, Ф. Хойл и другие возрождаются различные гипотезы неорганического (космического, вулканического, магматогенного) происхождения нефти. Однако на 6-м (1963), 7-м (1967) и 8-м (1971) Международных нефтяных конгрессах неорганические гипотезы не получили поддержки 
 

3. Давление в нефтяных  и газовых залежах
     Пластовое и забойное давление при разработке залежей
     Энергетические  ресурсы залежи на каждом этапе ее разработки характеризуются значением  пластового давления Рпл.
     С началом эксплуатации залежи в результате отбора из нее нефти (газа) в зоне отбора происходит снижение пластового давления. В последующем в зависимости  от режима работы залежи, годовых объемов  добычи и т.д. в изменении пластового давления могут наблюдаться различные  тенденции.
     Пластовое давление в продуктивном горизонте  на какую-либо дату, устанавливающееся  при работе практически всего  фонда скважин, называют текущим  или динамическим пластовым давлением. В процессе разработки на одних участках залежи давление может снижаться, на других — стабилизироваться, на третьих  — возрастать. Рост давления после  некоторого периода его снижения может быть обусловлен уменьшением  отбора жидкости из пластов или искусственным  воздействием на пласты. Выявление  этих, иногда противоположных тенденций  на фоне различных, обусловленных глубинами  залегания горизонта значений начального давления в разных частях залежи, встречает  значительные трудности. Поэтому при  контроле за энергетическим состоянием залежи обычно пользуются значениями приведенного пластового давления.
     Приведенное пластовое давление — это давление, замеренное в скважине и пересчитанное  на условно принятую горизонтальную плоскость. Обычно это плоскость, соответствующая  значению средней абсолютной отметки  начального ВНК или ГВК. В некоторых случаях могут быть использованы и другие горизонтальные плоскости, например, при большой высоте залежи — плоскость, делящая объем залежи пополам. Положение поверхности приведения сохраняется постоянным до завершения разработки. Приведенное давление Рпл.пр. вычисляют по формуле:
Рпл.пр=Рпл.з±rgh, где Рпл.з — замеренное в скважине пластовое давление; h— расстояние между точкой замера и условной плоскостью; r — плотность воды, нефти или газа (в зависимости от того, в какой скважине — нагнетательной, добывающей нефтяной или газовой — сделан замер), g – ускорение свободного падения.
     Поправку  rgh вычитают при положении точки замера давления ниже условной плоскости и прибавляют при ее положении выше этой плоскости. На рис. 1 в законтурных водяных скв. 1 и 2 замеры давления произведены ниже условной плоскости, поэтому поправка должна вычитаться из замеренной величины. В водяной законтурной скв. 3 замер по техническим причинам выполнен выше условной плоскости, поэтому поправка прибавляется к значению замеренного давления. В этих трех скважинах поправку определяют с учетом плотности пластовой воды. По всем остальным скважинам замеры выполнены выше условной плоскости, поэтому поправку прибавляют к замеренным значениям, при этом учитывают плотность: по скв. 4, где пласт обводнен в процессе разработки, — воды, по скв. 5 — нефти.
       

Характер  распределения приведенного текущего пластового давления в пределах залежи можно показать в виде схематического профиля. На рис. 2 горизонтальная линия 1 соответствует приведенному начальному пластовому давлению, имеющему одинаковые значения по площади залежи. При вводе в эксплуатацию первой скважины в пласте происходит радиальное движение жидкости или газа к ней, и вокруг скважины образуется локальная (местная) воронка депрессии давления. В пределах воронки давление изменяется по логарифмической кривой 2. При этом начальное пластовое давление остается практически постоянным. Линия 2 в сочетании с линией 1 отражает распределение давления в пласте после ввода первой скважины. 


     Давление  в пласте у забоя скважины при  ее работе называют забойным давлением  Pзаб. По мере разбуривания залежи, дальнейшего ввода скважин в эксплуатацию и увеличения таким путем общего отбора жидкости из залежи воронки депрессии давления на забоях скважин сближаются, одновременно происходит постепенное снижение пластового давления в залежи в целом. Образуется общая для залежи воронка депрессии давления, осложненная локальными воронками скважин.
     Повышенное  положение точек на кривой давления между действующими скважинами соответствует  значению текущего (динамического) пластового давления. Кривая 3 на рис. 2, проходящая через эти точки, характеризует текущее пластовое давление в залежи. Видно, что приведенное текущее пластовое давление снижается от контура питания к центральной части залежи.
     Характер  распределения в пласте давления при внутриконтурном нагнетании в пласт воды или другого рабочего агента (в приведенном случае —  при разрезании залежи на блоки) показан  на рис. 3. Локальные воронки действующих нагнетательных скважин обращены вершинами вверх. 

Динамическое  пластовое давление вблизи нагнетательных скважин обычно превышает начальное  пластовое давление на 15—20%, а иногда и более. Положение каждого разрешающего ряда соответствует искусственному контуру питания. 

Динамическое  пластовое давление в различных  частях залежи можно определить путем  замера его в имеющихся отдельных  простаивающих скважинах и в  специально останавливаемых единичных  скважинах (при сохранении фонда  ближайших к ним скважин в  работе). Замеренное в остановленной  скважине давление будет соответствовать  динамическому при условии, что замер выполнен после прекращения движения жидкости в прискважинной зоне и стволе скважины. 

Значения  забойного давления в скважине определяют в период установившегося режима ее работы, пластового — после продолжительной  остановки скважин (от нескольких часов  до суток и более). Для получения  данных о забойном и пластовом  давлении глубинный манометр спускают в скважину к середине пласта и  в течение некоторого времени  фиксируют забойное давление. Затем  скважину останавливают, после чего перо манометра регистрирует выполаживающуюся кривую восстановления давления (КВД)

Рис. 3. Схематический профиль приведенного пластового давления залежи при внутриконтурном нагнетании воды.
Скважины: 1 — нагнетательные, 2 — добывающие; части пласта: 3 - нефтенасыщенные, 4 — промытые водой, 5 — динамическое пластовое давление (общие воронки депрессии давления); 6 — локальные воронки депрессии (репрессии); Рпл.нач - начальное пластовое (приведенное) давление; забойное давление: Рзаб.д - в нагнетательной скважине, Рзаб.наг. — в добывающей скважине от забойного до динамического пластового. Характер КВД в добывающей и нагнетательной скважинах показан на рис. 4. По окончании исследования скважину вводят в эксплуатацию. При наличии достаточного опыта, когда становится известной необходимая в конкретных геологических условиях продолжительность остановки скважины для восстановления давления, замер динамического пластового давления можно проводить, спуская манометр в конце остановки, без снятия КВД.

     Динамическое  пластовое давление залежи в целом  освещается замерами его в скважинах, останавливаемых в последовательности, обеспечивающей неизменность условий  дренирования залежи в районе исследуемой  скважины. Не следует допускать одновременной  остановки близко расположенных  друг к другу скважин, поскольку  при этом давление на исследуемом  участке залежи восстановится до значений выше динамического, сформировавшегося  при работе всех скважин. В то же время для оценки состояния пластового давления залежи на определенную дату данные о нем должны быть получены в возможно большем количестве скважин  в короткий срок.
     Контроль  за изменением пластового давления в продуктивном пласте в целом в процессе разработки залежи проводят с помощью карт изобар. Картой изобар называют нанесенную на план расположения забоев скважин систему линий (изобар) с равными значениями динамического пластового давления на определенную дату. Эта карта отображает особенности общего распределения динамического пластового давления в залежи, без учета локальных воронок депрессии каждой скважины.
     При построении карты используют данные о приведенном пластовом давлении. Для решения некоторых специальных  задач могут быть построены карты  абсолютного (замеренного у пласта) динамического пластового давления. При построении карты на установленную  дату следует использовать замеры давления в скважинах, максимально приближенные во времени к этой дате. Однако на практике в связи с необходимостью поочередной остановки скважин для замера выполнение нужного количества измерений требует значительного времени — до одного-двух месяцев, а иногда и более. При использовании данных о давлении, полученных значительно раньше даты составления карты, необходимо в замеренные значения давления вносить поправку на время. Это можно приближенно выполнить с учетом общей тенденции снижения давления, выявленной по данным прошлых карт изобар (рис. 5, сплошная линия) и проявляющейся в периоде накопления последних данных (штрихпунктирная линия). Интервал между изобарами на карте выбирают исходя из общего диапазона значений давления в пределах залежи.

     
     Карта изобар (рис. 6) служит основой для определения среднего динамического пластового давления на определенную дату по залежи (или отдельным ее частям).
     Среднее динамическое пластовое давление в  залежи можно представить как  давление, которое установилось бы в ней после прекращения эксплуатации залежи и полного его перераспределения  и выравнивания (в условиях изоляции залежи от окружающей среды). Среднее динамическое пластовое давление залежи определяют с помощью карты изобар как среднее взвешенное по ее площади или объему.
Среднее взвешенное давление по площади  находят по формуле

где pi — среднее арифметическое значение давления в пределах i-го элемента залежи между соседними изобарами; fi — площадь i-го элемента залежи, замеряемая по карте; F -площадь залежи; n — количество элементов площади залежи с разными средними значениями давления.
     Для определения среднего взвешенного  давления по объему залежи последовательно выполняют следующие операции.
1. Строят  карту равных значений нефте(газо)насыщенной толщины пласта h и по ней определяют значения fi, и hi, для элементов площади между отдельными изопахитами.
2. Строят  карту равных значений произведения  ph, где р — приведенное пластовое давление. Значения этого произведения в разных точках пласта могут быть получены одним из двух способов: путем совмещения карты нефтегазонасыщенной толщины с картой изобар и определения значений ph в точках пересечения изолиний этих карт; по данным замеренных значений р и h по скважинам.
3. По  карте равных значений произведения  ph определяют площади элементов s, между соседними изолиниями и соответствующие элементам площади средние значения (ph)i
4. Находят  среднее значение  по формуле

где V —  нефте(газо)насыщенный объем залежи; n — количество элементов площади с разными средними значениями ph; т — количество элементов площади залежи с разными средними значениями h.
     По  нефтяным залежам среднее пластовое  давление определяют как среднее взвешенное по площади при относительно небольшой толщине продуктивных пластов (единицы и первые десятки метров), как среднее взвешенное по объему — при большой средней толщине (многие десятки и сотни метров). Поскольку залежам газа свойственна обычно значительная толщина продуктивных пластов, для них определяют среднее пластовое давление как среднее взвешенное по объему.
     Средние значения давления определяют не только для залежи в целом, но при необходимости  и для различных ее зон и  участков, представляющих самостоятельный  интерес.
     С помощью карт изобар можно выявлять степень связи залежи с законтурной  зоной, определять фильтрационную характеристику пластов. Они дают наглядное представление  об энергетических возможностях залежи в целом и отдельных ее частей. Совместное рассмотрение карт изобар, составленных на несколько дат, позволяет  судить об эффективности принятой системы  разработки и отдельных технологических  мероприятий по совершенствованию  процесса разработки. Карты изобар можно использовать для прогнозирования  поведения давления и перемещения  контуров нефтеносности.
     Перепады  давления в пласте при добыче нефти  и газа. комплексные показатели фильтрационной характеристики пластов
     Как уже указывалось, при разработке залежи в продуктивном пласте образуются воронки депрессии давления —  общая по залежи в целом и локальные в районе каждой добывающей и нагнетательной скважины. Перепад давления, соответствующий локальной воронке, применительно к добывающей скважине называют депрессией на забое скважины DРскв.д, применительно к нагнетательной скважине — репрессией на забое скважины DРскв.д. В качестве обобщающего термина (для добывающих и нагнетательных скважин) наиболее часто применяют термин перепад давления в скважине.
     В добывающей скважине забойное давление DРзаб.д меньше текущего пластового давления DРпл.тек величину депрессии, в нагнетательной скважине DРзаб.н больше DРпл.тек на величину репрессии. Соответственно перепады давления в добывающей и нагнетательной скважинах определяются выражениями:

При установившейся фильтрации жидкости депрессия на забое  добывающей скважины и репрессия  на забое нагнетательной скважины находятся  в прямой связи соответственно с  дебитом по жидкости qж и приемистостью W:

Здесь К' и К"— коэффициент продуктивности и коэффициент приемистости скважины, выражаемые соответственно в (т/сут)/0,1 MПа и в (м3/сут)/0,1 МПа и характеризующие изменение дебита и приемистости скважины на единицу изменения перепада давления в скважине. Коэффициенты К' и К." для одной и той же скважины обычно имеют разные значения. Поэтому для скважины, сначала дававшей нефть, а затем переведенной под нагнетание воды с целью совершенствования системы воздействия, эти коэффициенты должны определяться самостоятельно при добыче нефти и при закачке рабочего агента.
     Дебит скважины по жидкости qж и приемистость скважины W при установившейся фильтрации жидкости определяют по уравнениям:

где kпр — проницаемость пласта; h — толщина пласта; DРскв.д(н) =Рпл-Рзаб в добывающей (нагнетательной) скважине; Rк — радиус условного контура питания скважины: rпр — приведенный радиус скважины; и m,— соответственно вязкость нефти и воды.
     Радиус  условного контура питания скважины Rк принимают равным половине расстояния между скважинами.
     Приведенный радиус скважины rпр — радиус условной совершенной скважины, принимаемой в качестве эквивалента реальной скважины, несовершенной по качеству и степени вскрытия пласта, но имеющей те же дебит и депрессию.
     Соответственно: коэффициенты продуктивности и приемистости представляют собой комплексные характеристики соответственно добывных возможностей и приемистости скважины.

На практике коэффициент продуктивности (приемистости) определяют путем исследования скважины методом установившихся отборов. Метод  основан на измерении дебита и  забойного давления при нескольких стабилизировавшихся режимах работы скважины. Полученные результаты выражают в виде зависимости между дебитом  и депрессией на забое скважины (индикаторной диаграммы) (рис. 7). При фильтрации жидкости индикаторные линии обычно прямолинейны по всей длине или на начальном участке.

Рис. 7. Индикаторные диаграммы добывающих (а) и нагнетательных (б) скважин:
q„ — дебит скважин по нефти; W — приемистость скважин; Др — депрессия (репрессия) на забое скважины
     По  добывающим скважинам при больших  значениях дебита они могут быть изогнутыми в результате нарушения  линейного закона фильтрации вблизи скважины, уменьшения проницаемости  в связи со смыканием трещин при  значительном снижении забойного давления. По нагнетательным скважинам основной причиной искривления индикаторных линий является раскрытие микротрещин  в пласте по мере увеличения забойного  давления.
     Уравнение прямолинейной индикаторной линии  добывающей нефтяной скважины имеет  вид.
     При прямолинейном характере индикаторной кривой коэффициент K'(K'') остается постоянным в интервале исследованных режимов  и численно равен тангенсу угла между  кривой и осью перепада давления.
     На  искривленном участке индикаторной кривой коэффициент продуктивности (приемистости) изменчив и для каждой точки кривой определяется как отношение  дебита (приемистости) к соответствующему перепаду давления. Значение коэффициента продуктивности (приемистости) используют для прогноза дебитов (приемистости) скважины при перепадах давления, допустимых в рассматриваемых геологических  и технических условиях.
     В промыслово-геологической практике часто пользуются удельным коэффициентом  продуктивности (приемистости) Куд, характеризующим значение коэффициента продуктивности (приемистости) К' ( К") на 1 м работающей толщины пласта h:
     Этот  показатель используют при обосновании  кондиционных значений параметров продуктивных пластов, при сравнении фильтрационной характеристики пластов разной толщины и в других случаях.
     Дебит газа qг в скважине при установившейся фильтрации прямо пропорционален разности квадратов значений давления P2пл - P2заб

где kпр — коэффициент проницаемости; h — эффективная толщина; Тст = 273 К; Тст - (273 - tпл); Pат = 105 Па; m -вязкость пластового газа; Z — коэффициент сверхсжимаемости газа; Rк – условный радиус контура питания; rпр – приведенный радиус скважины.
В отличие  от уравнения притока нефти к  скважине в уравнении притока газа дробь в его правой части не является коэффициентом продуктивности, так как в связи с нелинейностью фильтрации газа дебит его пропорционален не депрессии, а некоторой нелинейной функции давления. Этот коэффициент пропорциональности может быть определен с помощью индикаторной линии, построенной в координатах qг и (P2пл.тек – Р2заб)/ qг. Уравнение индикаторной линии имеет вид
, где А и В— коэффициенты фильтрационного сопротивления, зависящие от параметров пласта в призабойной зоне (А) и от конструкции скважины (В).
и т.д.................


Перейти к полному тексту работы


Скачать работу с онлайн повышением уникальности до 90% по antiplagiat.ru, etxt.ru или advego.ru


Смотреть полный текст работы бесплатно


Смотреть похожие работы


* Примечание. Уникальность работы указана на дату публикации, текущее значение может отличаться от указанного.