Page 146 - 4964

о
тиск – 45 МПа, пластова температура – 86 С; початковий
8 3
поровий об’єм – 2,7∙10 м , коефіцієнт початкової
газонасиченості – 0,8, коефіцієнт переведення об’єму сухого
газу в об’єм пластового газу – 1,05, коефіцієнт стисливості
газу за пластової температури і пластових тисків:
початкового – 1,1, поточного – 0,98.
Задача 6.7
Газоконденсатне родовище розробляють з
підтримуванням пластового тиску шляхом зворотного
нагнітання сухого газу в пласт. Визначити тиск на вибої
нагнітальної свердловини для таких даних: глибина
свердловини (штучний вибій) – 3900 м, інтервал перфорації –
3800–3850 м, насосно-компресорні труби умовним діаметром
73 мм опущені до середини інтервалу перфорації, температура
о
на вибої свердловини – 80 С, температура на гирлі
о
свердловини – 10 С, витрата газу, що нагнітається у
3
свердловину, – 500 тис.м /д, тиск на гирлі свердловини –
25 МПа, відносна густина газу – 0,6, коефіцієнт гідравлічного
опору насосно-компресорних труб – 0,025; коефіцієнт
стисливості газу за середнього тиску і середньої температури в
стовбурі свердловини – 0,98.
Задача 6.8
Газоконденсатне родовище розробляють з
підтримуванням пластового тиску шляхом зворотного
нагнітання сухого газу в пласт. Визначити радіус границі
розділу сухого газу, який запомповується в газоконденсатне
родовище при центральному розміщенні нагнітальних
свердловин, і пластового газу для таких даних: сумарна
кількість запомпованого в родовище сухого відбензиненого
3
9
газу – 1,2·10 м , поточний пластовий тиск – 38 МПа, пластова
температура – 85 о С, товщина пласта – 22 м, коефіцієнт
відкритої пористості – 0,15, коефіцієнт початкової
газонасиченості – 0,82, коефіцієнт стисливості газу за
пластової температури і поточного пластового тиску – 0,92.

146