Главная База знаний "Allbest" Геология, гидрология и геодезия Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

Гидродинамические исследования газовых скважин и применение их на месторождении Южно-Луговское

Общие сведения о месторождении. Основные параметры горизонтов. Физико-химические свойства и состав пластового газа, воды. Запасы свободного газа. Обоснование конструкций фонтанных подъёмников и устьевого оборудования скважин месторождения Южно-Луговское.

Рубрика Геология, гидрология и геодезия
Вид дипломная работа
Язык русский
Дата добавления 29.09.2014
Размер файла 1,7 M

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Список используемой литературы

Алиев З.С., Васильевский В.Н., Петров А.И Исследование нефтяных скважин и пластов. - М.: Недра, 1973.

Васильевский В.Н., Петров А.И. Техника и технология определения параметров скважин и пластов. - М.: Недра, 1989.

Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М., Ремизов В.В., Зотов А.Г. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.

Золотов Г.А., Алиев З.С. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. - М.: Недра, 1980. - 297 с.

Коротаев Ю.П., Маргулов Р.Д. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2-х томах. - М.: Недра, 1984. - 360 с.

Требин Ф.А., Макогон Ю.Ф., Басниев К.С. Добыча природного газа. - М.: Недра, 1976. - 368 с.

Трубы нефтяного сортамента. Справочник. М., «Недра», 1987.

Технологическая схема разработки месторождения Южно-Луговское. - ОАО “Роснефть-Сахалинморнефтегаз” СахалинНИПИморнефть, 2005. - 216 с.

Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности (ПБ 08-624-03). - М.:«Научно-технический центр по безопасности в промышленности Госгортехнадзора России», 2003. - 312с.

РД 08-200-98. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. - М.: НПО ОБТ, 1998. - 134 с.

Методика (основные положения) определения экономической эффективности использования в народном хозяйстве новой техники, изобретений и рационализаторских предложений. - утв. от 14 февраля 1977. №48/16/13/3.

Приложение А

Таблица 1 А - Характеристика залежей газа

Пласт

Блок

Кате-

гория

запа-

сов

Абсо-лютные отметки

ГВК, м

Абсо-

лютная

глубина

кровли

свода, м

Размер залежей

Общая тол-

щина пласта

ср. величина,

м

Эффективная

толщина

ср. величина,

м

Газонасыщ.

толщина

ср. взв. вели- чина, м

Тип залежи

длина,

км

ширина,

км

высота,

м

Объём

на 1996 г.

тыс. м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

XIIIб

Северный

С2

-1292

1265

0,5

0,7

27

2 300

-

21-25

22,3

13,8-17,1

15

0-17,1

8,3

Газовая, пластовая, тороподобная, ограниченная разрывами

Золото-

рыбный

С1

-1385

1324

2,4

1,2

61

18 613

-

12-23

17,5

11-21,8

16,4

0-15

12,17

Газовые, пластовые,

сводовые, ограниченные разрывами

XIIIa

Северный

С1

-1293

1235

0,7

1,3

58

9 169

8 731

19-27

23

13-19,1

16

0-19,1

12,9

Централь-

ный

-1324

1280

0,9

1,35

44

7 477

3 049

20-28

24

15-18

16,5

0-18

13,5

Золото-

рыбный

-1368

1300

2,4

1,5

68

27 321

20 130

20-29

22,7

13,8-25,8

19,8

0-23

15,5

XIIб-2

Золото-

рыбный

-1337

1274

2,5

1,5

63

11 105

1 568

18-23

20,5

5,5-9,6

7,6

0-9,6

6,0

XIIб-1

Золото-

рыбный

С2

-1284

1260

1,9

0,6

24

2 015

-

9-11

10

3,1-9,4

6,2

0-8,1

4,2

Газовая, пластовая, сводовая,

ограниченная разрывом

XIIб

Северный

С1

-1257

1205

0,7

1,4

52

6 352

7 638

28-36

32

8,8-12,8

10,8

0-12,8

7,6

Газовые, пластовые,

сводовые, ограниченные разрывами

Централь-

ный

-1303

1235

0,8

1,7

68

5 819

3 669

21-37

29

4,8-10,5

7,4

0-10,5

7,2

XIIа

Северный

-1212

1173

0,8

1,3

39

2 425

4 081

21-26

23,5

2,6-5,4

4,0

0-5,4

3,1

Централь-

ный

-1261

1200

1,8

1,7

61

4 844

1 165

22-26

24

2,9-5,5

4,2

0-5,5

3,2

XI-2

Централь-

ный

-1214

1160

1,6

1,7

54

9 001

384

8-20

14

5,4-20

12,7

0-20

8,7

XI

Северный

С2

-1137

1128

0,8

0,5

9

659

475

23-28

25,5

15,3-23,8

19,5

0-5,8

2,7

Газовая, сводовая, водоплавающая,

ограниченная разрывами

Ха

С1

-1067

1045

1,0

0,8

22

4 090

3 099

20-25

22,5

7,1-17,1

12,1

0-14,9

6,8

Газовые, пластовые,

сводовые, ограниченные разрывами

IХ

-1050

1004

1,1

1,2

46

15 251

7 941

28-34

31

15-26,8

20,9

0-26,8

19,1

Централь-

ный

С2

-1050

1030

0,3

0,8

20

809

1000

33-34

33,5

20-27,1

23,6

0-15

5,25

Газовая, пластая, водоплавающая,

ограниченная разрывом

VII

Сводовая область

-947

878

1,5

1,3

69

16 278

-

39-42

40,5

12-20

16

0-20

11,55

Газовая, пластовая, сводовая,

ограниченная разрывом

V

-807

758

1,3

1,0

49

5 840

-

73-86

79,5

11,6-26,9

19,2

0-16,5

6,1

Газовая, пластая, водоплавающая,

ограниченная разрывом

IV

-780

730

1,3

1,0

50

3 154

-

4-14

9

1,6-5,1

3,4

0-5,1

3,6

Газовая, пластовая, сводовая,

ограниченная разрывом

III

-669

644

1,1

0,5

25

2 158

-

30-40

35

19-32,5

25,8

0-10

5,3

Газовая, пластовая, сводовая,

водоплавающая

Таблица 2 А - Сведения о литолого-физических свойствах пород продуктивных пластов и покрышек Золоторыбного блока

№

скважи-

ны

Пласт, покрышка

№

образца

Исследуемый

интервал, м

Глуби-

на по

привязке, м

Модель пластовой воды

Керосин

Кпр,

мкм2* 10-3

Кпр.эф,

мкм2* 10-3

Ков, %

по ка-

пилл.-

метрии

Тип

породы

Коллектор +

Неколлектор

Кровля

Подошва

Кп.в,

%

dоб.пл.,

г/см3

dм.пл.,

г/см3

Кп.кер,

%

dоб.пл.,

г/см3

dм.пл.,

г/см3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

16

17

7

XIIб-1

1

1313,00

1319,50

28,00

1,86

2,61

28,20

1,86

Песч. АГ

+

7

XIIб-1

2

1313,00

1319,50

25,50

1,95

2,62

22,00

2,03

1,80

Ал.пес

+

8

XIIб-1

1

1299,00

1303,00

1299,00

28,30

1,87

2,60

27,00

1,90

2,60

0,97

0,10

84,00

Хлидолит

-

8

XIIб-1

2

1299,00

1303,00

24,40

1,96

2,60

24,30

1,98

2,61

9,75

3,83

77,80

Песч. АГ

+

6

под XIIб-1

1

1361,00

1364,00

1362,30

27,10

1,79

2,45

25,40

1,93

2,59

Не оп.гр

-

6

XIIб-2

2

1369,00

1377,00

1375,00

31,60

1,74

2,55

26,50

1,93

2,62

Не оп.гр

+

7

XIIб-2

3

1313,00

1319,50

28,00

1,88

Песч. АГ

+

7

XIIб-2

4

1319,50

1326,00

27,40

1,91

2,63

28,50

1,87

8,50

4,50

61,90

Песч. АГ

+

7

XIIб-2

5

1319,50

1326,00

26,40

1,94

2,65

27,10

1,91

Песч. АГ

+

7

XIIб-2

6

1319,50

1326,00

23,80

1,99

2,62

23,80

1,98

6,10

69,20

Песч. АГ

+

8

XIIб-2

3

1307,00

1315,00

1307,10

27,50

1,88

2,59

23,60

1,99

2,60

0,48

0,001

95,50

Песч. АГ

-

8

XIIб-2

4

1315,00

1323,00

1317,40

30,90

1,81

2,62

26,10

1,95

2,64

36,40

Песч. АГ

+

6

XIIIa

3

1395,00

1400,00

1397,50

30,30

1,77

2,54

27,30

1,91

2,62

Не оп.гр

+

6

XIIIa

4

1416,00

1424,00

1416,50

26,80

1,82

2,48

27,00

1,89

2,59

452,00

Не оп.гр

+

7

XIIIa

7

1346,00

1353,00

29,50

1,86

2,64

25,30

1,96

11,80

63,50

Песч. АГ

+

7

XIIIa

8

1346,00

1353,00

30,60

1,83

2,64

27,60

1,90

17,20

1,50

64,50

Песч. АГ

+

7

XIIIa

9

1353,00

1360,00

29,80

1,85

2,64

27,80

1,88

7,90

62,00

Песч. АГ

+

7

XIIIa

10

1353,00

1360,00

32,50

1,79

2,65

27,50

1,90

7,60

66,20

Песч. АГ

+

7

XIIIa

13

1365,00

1372,00

29,30

1,85

2,61

27,40

1,88

3,50

Ал.пес

+

8

XIIIa

5

1340,00

1348,00

1341,00

28,10

1,88

2,61

25,80

1,95

2,62

1,68

0,17

83,20

Ал.пес

+

8

XIIIa

6

1340,00

1348,00

1347,70

30,00

1,84

2,62

27,70

1,90

2,63

7,49

59,20

Песч. АГ

+

8

XIIIa

7

1348,00

1354,00

1351,50

29,20

1,86

2,63

28,00

1,90

2,63

7,67

0,56

65,00

Песч. АГ

+

8

XIIIa

8

1348,00

1354,00

30,10

1,83

2,62

26,20

1,92

2,61

10,40

62,90

Песч. АГ

+

7

XIIIб

11

1380,00

1388,00

27,30

1,87

2,57

28,20

1,87

Ал.пес

+

7

XIIIб

12

1380,00

1388,00

28,20

1,90

2,64

30,70

1,81

Ал.пес

+

7

XIIIб

14

1380,00

1388,00

28,70

1,86

2,61

26,80

1,90

2,00

82,80

Ал.пес

+

8

XIIIб

9

1357,00

1364,00

1362,40

28,40

1,86

2,60

28,50

1,88

2,62

4,66

0,93

70,10

Песч. АГ

+

8

XIIIб

10

1364,00

1370,00

1365,00

29,30

1,86

2,63

29,70

1,84

2,62

12,70

Песч. АГ

+

Таблица 3 А - Характеристика коллекторских свойств газонасыщенности Золоторыбного блока

Метод определения

пласт

XIIб-1

XIIб-2

Наименование

Проницае-мость, мкм2* 10-3

Пористость, доли ед.

Начальная газонасы-щенность, доли ед.

Насыщен-ность связанной водой, доли ед.

Проницае-мость, мкм2* 10-3

Пористость, доли ед.

Начальная газонасы-щенность, доли ед.

Насыщен-ность связанной водой, доли ед.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Лабораторные исследования керна

Количество скважин, шт

-

-

-

-

1

1

-

1

Количество определений, шт

-

-

-

-

2

3

-

2

Среднее значение

-

-

-

-

7,30

0,26

-

0,66

Коэффициент вариации, доли ед.

-

-

-

-

0,164

0,059

-

0,056

Интервал изменения

-

-

-

-

6,1-8,5

0,238-0,274

-

0,619-0,692

Метод определения

пласт

XIIIa

XIIIб

Наименование

Проницае-мость, мкм2* 10-3

Пористость, доли ед.

Начальная газонасы-щенность, доли ед.

Насыщен-ность связанной водой, доли ед.

Проницае-мость, мкм2* 10-3

Пористость, доли ед.

Начальная газонасы-щенность, доли ед.

Насыщен-ность связанной водой, доли ед.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

Лабораторные исследования керна

Количество скважин, шт

3

3

-

2

2

2

-

2

Количество определений, шт

8

9

-

7

3

5

-

2

Среднее значение

8,11

0,2992

-

0,66

6,45

0,2838

-

0,76

Коэффициент вариации, доли ед.

0,551

0,038

-

0,109

0,705

0,023

-

0,083

Интервал изменения

1,68-17,2

0,281-0,325

-

0,592-0,832

2,0-12,7

0,273-0,293

-

0,701-0,828

Таблица 4 А - Свойства и ионный состав пластовой воды (Северный блок)

№№

Наименование

Пласт

XIV

XIIIа

XIIб

XI

Хб

Количество определений

Среднее

значение

Кол-во

опред.-ий

Среднее

значение

Кол-во

опред.-ий

Среднее

значение

Кол-во

опред.-ий

Диапазон

изменен

Среднее

значение

Кол-во

опред.-ий

Диапазон

изменен.

Среднее

значение

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

1

Газосодержащие, м3/т

1

1,9

2

Вязкость мв, 10-3 Па·с

1

12,8

1

0,56

1

0,6

1

0,6

1

0,62

3

Общая минерализация, г/л

1

12

1

12,3

2

15-15.6

15,3

2

10.1-10.7

10,4

Содержание ионов, мг/л

4

Cl-

1

7198

1

6630

1

6736

2

8190-8389

8239

2

4779-5915

5347

5

SO4--

1

4,5

1

15,6

1

25,9

2

3.7-7.8

5,8

2

40-99

70

6

HCO3-

1

687

1

580

1

687

2

1118-1160

1139

2

1312-1489

1400

7

Ca++

1

138

1

160

1

172

2

241-285

263

2

134-169

152

8

Mg++

1

45

1

41

1

35

2

81-123

102

2

45-65

55

9

Na++

1

4440

1

4030

1

4340

2

5100-5320

5210

2

3240-3900

3570

10

K+

1

152

1

93

1

126

2

135-174

155

2

45-154

100

11

I-

1

-

1

11,9

1

15,2

1

19,6

2

14.4-15.6

15

12

Br-

1

34,3

1

23,7

1

23,5

1

37,2

2

18.4-31.2

24,8

13

B-

1

112

1

173,8

1

122

2

76.6-77

76,8

2

22-22.4

22,2

14

NH4+

1

125

1

39,5

1

63,3

2

89-107

98

2

68.5-82.4

75,5

15

CO3--

1

30

1

90

1

48

2

-

2

-

16

CO2 свободный

1

46,2

1

20,2

1

-

2

33.3-48.4

40,8

2

17.6-95.7

56,7

Таблица 6 А - Сводовая таблица подсчётных параметров и запасов

Блок

Пласт

Зона

Кате-

Площадь

Эффек-

Коэффициент,

Начальное

Поправки

Коэффи-

Началь

Добыча газа

Оста-

гория

газонос-

тивная

доли ед.

пластовое

циент

ные

с начала

точные

запа-

ности,

газонасы-

открытой порис-тости

газонасы-щенности

давление,

на тем-

отклоне-

перевода

балан

разработки

запасы

сов

тыс.м2

щенная

порис-

щенности

МПа

пера-

ние от

техн. ед

совые,

(потери),

газа,

толщина,

тости

туру

закона

в физич.,

запасы

млн.м3

млн.м3

м

Бойля-

МПа -1

газа

(на 1.01.05г.)

Мариотта

млн.м3

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

11

12

13

14

15

Золото-рыбный

XIII б

г

С1

1037,4

14,18

0,338

0,366

139,8

0,908

1,11

0,97

247

гв

С1

491,6

7,94

0,318

0,433

139,8

0,908

1,11

0,97

73

Итого:

С1

320

9

311

XIIIa

г

С1

1222,7

17,80

0,321

0,356

135,5

0,91

1,11

0,97

329

гв

С1

535,9

10,37

0,302

0,364

135,5

0,91

1,11

0,97

81

Итого:

С1

410

24

386

XII б-2

г

С1

1229,3

7,5

0,3

0,273

137

0,913

1,16

0,97

106

гв

С1

612,2

3,08

0,282

0,267

137

0,913

1,16

0,97

20

Итого:

С1

126

126

XII б-1

г

С2

182,1

6,33

0,298

0,227

133,6

0,916

1,15

0,97

11

гв

С2

302,3

2,85

0,307

0,229

133,6

0,916

1,15

0,97

8

Итого:

С2

19

19

Итого:

С1

856

33

823

С2

19

19

Цент-ральный

XIIIa

г

С1

305,4

17,21

0,294

0,366

145,7

0,909

1,15

0,97

83

гв

С1

247,6

8,97

0,28

0,416

145,7

0,909

1,15

0,97

38

Итого:

С1

121

15

106

XII б

г

С1

422,9

9,29

0,301

0,323

140,9

0,911

1,16

0,97

55

гв

С1

381,1

4,96

0,273

0,408

140,9

0,911

1,16

0,97

30

Итого:

С1

85

6

79

XIIa

г

С1

559

4,48

0,29

0,39

141

0,916

1,2

0,97

42

гв

С1

963

2,43

0,31

0,3

141

0,916

1,2

0,97

33

Итого:

С1

75

4

71

XI-2

г

С1

557,8

11,08

0,309

0,297

131

0,92

1,22

0,97

80

гв

С1

475,8

5,93

0,304

0,28

131

0,92

1,22

0,97

34

Итого:

С1

114

0,1

114

IX

гв

С2

154,1

5,25

0,316

0,354

114,4

0,935

1,22

0,97

11

Итого:

С1

395

25

370

С2

11

11

Северный

XIII б

г

С2

146,5

8,96

0,291

0,423

137,4

0,915

1,15

0,97

23

гв

С2

129,6

7,62

0,311

0,395

137,4

0,915

1,15

0,97

17

Итого:

40

40

XIIIa

г

С1

395,15

16,54

0,319

0,374

137,4

0,916

1,11

0,97

105

гв

С1

312,4

8,43

0,289

0,42

137,4

0,916

1,11

0,97

43

Итого:

148

61

87

XII б

г

С1

391,9

10,61

0,308

0,325

130,3

0,919

1,12

0,97

54

гв

С1

442,4

4,96

0,29

0,295

130,3

0,919

1,12

0,97

24

Итого:

78

3

75

XIIa

г

С1

328,5

4,28

0,287

0,32

137

0,923

1,2

0,97

19

гв

С1

452,7

2,25

0,292

0,313

137

0,916

1,2

0,97

14

Итого:

33

33

XI

гв

С2

245,01

2,69

0,328

0,324

124,6

0,929

1,22

0,97

10

10

Xa

г

С1

74,6

13,63

0,312

0,329

115

0,936

1,22

0,97

13

гв

С1

530,8

5,79

0,316

0,327

115

0,936

1,22

0,97

40

Итого:

53

53

IX

г

С1

457,7

24,56

0,311

0,361

113

0,939

1,22

0,97

157

гв

С1

340,4

11,78

0,316

0,354

113

0,939

1,22

0,97

56

Итого:

213

213

VII

г

С2

558,4

17,71

0,3

0,28

100,3

0,951

1,22

0,97

93

гв

С2

850,2

7,52

0,3

0,28

100,3

0,951

1,22

0,97

60

Итого:

С2

153

10 (потери)

143

V

гв

С2

962,1

6,07

0,3

0,28

85,9

0,965

1,22

0,97

48

Итого:

С2

48

48

IV

г

С2

728,8

3,9

0,3

0,28

83

0,968

1,22

0,97

23

гв

С2

146,6

2,13

0,3

0,28

83

0,968

1,22

0,97

3

Итого:

С2

25

25

III

гв

С2

464,7

12

0,3

0,28

72,5

0,968

1,22

0,97

15

Итого:

С2

15

15

Итого

С1

525

64

461

С2

291

10 (потери)

281

Всего по Южно-Луговскому месторождению

С1

1776

122

1654

С2

321

10 (потери)

311

Рисунок 1 А Обзорная карта района

Рисунок 2 А Геологический разрез по профилю скважин 3-ЗЛ - 7-ЗЛ - 5А - 12-ЮЛ - 1-ЮЛ - 13-ЮЛ - 15-ЮЛ

Рисунок 3 А Условные обозначения

Рисунок 4 А Структурная карта по кровле XIIIб пласта

Приложение Б

Рисунок 5 Б Технологическая схема обвязки устья скважины Южно-Луговское.

Рисунок 6 Б Оборудование устья скважины, не подключенной к газосборному пункту.

7 -- скважина; 2 -- фонтанная арматура; 3 -- лубрикатор; 4 -- лебедка; 5 -- сепаратор; 6 -- емкость для замера жидкости; 7 -- диафрагменный измеритель критического истечения; 8 -- факельная линия; 9 -- манометры; 10 -- термометр; 11 -- глубинный прибор; 12 -- крепление выкидной линий; 13 -- линия ввода ингибитора

Рисунок 7 Б Оборудование устья скважины, подключенной к газосборному пункту.

1 -- блок входных ниток; 2 -- линия контрольных замеров; 3 -- контрольный сепаратор; 4 -- узел замеров; 5 -- сепаратор I ступени; 6 -- разделительная емкость; 7 -- факельная линия; 8 -- регулятор теплового режима; 9 -- теплообменник; 10 -- регулируемый штуцер; 11 -- сепаратор II ступени

Приложение С

Таблица 11 С - Результаты обработок исследований скважин на м. Южно-Луговское

Стандартная обработка

№ Скв.

Дата

А

В

R

д, %

7

30.08.2005

2,18824

0,01018

0,581

4,2

8

04.09.2005

12,03752

-0,25191

-0,991

3,4

9

25.08.2005

9,31246

-0,24966

-0,779

12,72

10

10.07.2005

2,40088

0,01838

0,815

3,4

11

24.09.2005

1,06313

0,00567

0,539

5,8

12

19.09.2005

4,22970

-0,06027

-0,949

11,9

13

30.09.2005

0,32824

0,00415

0,356

4,4

14

26.09.2005

4,56982

-0,04562

-0,941

3,8

16

04.10.2005

8,25582

-0,22288

-0,938

9,9

Обработка при неточном определении

Рпл

№ Скв.

Дата

А

В

Спл

R

д, %

7

30.08.2005

0,20926

0,05369

20

0,947

5,2

8

04.09.2005

0,95744

0,12585

75

0,834

6,2

9

25.08.2005

0,59749

0,17829

33

0,919

9,3

10

10.07.2005

0,26267

0,06318

22

0,932

9

11

24.09.2005

0,11198

0,02408

10

0,993

2,6

12

19.09.2005

0,36443

0,02186

38

0,972

3,3

13

30.09.2005

0,03720

0,00800

5

0,567

10,9

14

26.09.2005

0,59742

0,04901

35

0,892

6,3

16

04.10.2005

0,93911

0,02378

47

0,877

6,3

Обработка при неточном определении Рзаб

№ Скв.

Дата

А

В

dCзаб

R

д, %

7

30.08.2005

0,20783

0,05906

0,857

0,949

5,3

8

04.09.2005

0,90053

0,22928

3,566

0,879

5,5

9

25.08.2005

0,61612

0,22038

1,576

0,921

6,4

10

10.07.2005

0,25093

0,07126

0,957

0,937

5,9

11

24.09.2005

0,11335

0,02544

0,474

0,993

2,3

12

19.09.2005

0,41616

0,02660

1,738

0,975

3

13

30.09.2005

0,03783

0,00818

0,231

0,568

5,4

14

26.09.2005

0,64221

0,0,06476

1,745

0,908

6,6

16

04.10.2005

1,20247

0,03671

2,544

0,890

3,4

Таблица 12 С - Параметры пласта, рассчитанные по индикаторной диаграмме для 9 скважин

№ скважины

Проницаемость

к, мкм2

7

0,001532

8

0,000342

9

0,000332

10

0,001889

11

0,003161

12

0,000388

13

0,006803

14

0,000753

16

0,000289

Таблица 15 С - Результаты расчета параметров пласта для скважины № 7

в,

е,

k,

ч,

Метод Хорнера

2321,62

0,659

0,000806

17,15

Метод касательной

1495,25

1,023

0,001252

26,62

Таблица 16 С - Результаты расчета параметров пласта для скважины № 10

в,

е,

k,

ч,

Метод Хорнера

3476,07

0,354

0,000662

12,09

Метод касательной

3447,34

0,357

0,000667

12,19

Таблица 17 С - Результаты расчета параметров пласта для скважины № 11

в,

е,

k,

ч,

Метод Хорнера

1588,31

0,880

0,001343

23,03

Метод касательной

1363,39

1,026

0,001564

26,83

Таблица 18 С - Результаты расчета параметров пласта для скважины № 14

в,

е,

k,

ч,

Метод Хорнера

892,09

1,024

0,001358

23,36

Метод касательной

1153,72

0,792

0,001050

18,06

Таблице 20 С - Расчет затрат на исследование скважин

Элементы затрат

Значения по методам замера давления

Разница

глубинным манометром

образцовым манометрам

Оплата труда операторов, руб.

2333

933.2

-1399.8

Отчисления на социальные нужды, руб.

606.58

242.63

-363.95

Расходы на использование машины, руб.

4100

1640

-2460

Затраты, связанные с потерей добычи газа, руб.

62979.5

62979.5

0

Амортизационные отчисления, руб.

13911

4683.5

-9227.5

Затраты на проведение исследований, руб.

83930.08

70478.83

-13451.3

Таблице 21 С - Исходные данные для расчета концентрационных пределов распространения пламени смесей горючих газов

Состав

СН4

С2Н6

С3Н8

nC4H10

O2

Y

94,4

0,8

0,5

0,4

0,3

Фн,%

4,15

5,5

2,3

2,1

19,3

Фв,%

13,51

13,8

8,7

7,9

32

Размещено на Allbest.ru

Страница:


Подобные документы

Работы в архивах красиво оформлены согласно требованиям ВУЗов и содержат рисунки, диаграммы, формулы и т.д.
PPT, PPTX и PDF-файлы представлены только в архивах.
Рекомендуем скачать работу.

© 2000 — 2025, ООО «Олбест» Все наилучшее для вас