Добавил:
Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:

Laboratornaya_rabota__6_po_ORNGM_s_tablitsey_6_2_i_6_3

.pdf
Скачиваний:
0
Добавлен:
16.02.2020
Размер:
619.66 Кб
Скачать

ЛАБОРАТОРНАЯ РАБОТА № 6

ОПРЕДЕЛЕНИЕ ПАРАМЕТРОВ «СРЕДНЕЙ» ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

6.1 Краткая теория

Наибольшее распространение для расчета показателей разработки залежи при газовом режиме получила методика, основанная на предположении, что распределение давления в газовой залежи такое же, как при установившейся (стационарной) фильтрации газа. Это допущение без значительной ошибки позволяет использовать в расчетах уравнения притока, полученные для случая установившейся фильтрации газа.

Для проведения расчетов должны быть заданы: зависимость изменения во времени отборов газа из залежи; запасы газа; начальные пластовая давление и температура; коэффициенты фильтрационных сопротивлений для скважин; допустимые технологические режимы эксплуатации скважин.

Под технологическим режимом эксплуатации газовых скважин понимают режим, при котором поддерживается определенное соотношение между дебитом скважины и забойным давлением или его градиентом. Он должен обеспечить получение максимально возможного дебита при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, которые могут привести к различным осложнениям. Получение максимально возможного дебита способствует уменьшению числа добывающих скважин и улучшению экономических показателей разработки месторождения.

Система «пласт – скважина – газопровод – потребитель» представляет собой единую газодинамически связанную систему. Поэтому, чем меньше потери пластовой энергии в каждом ее звене, тем меньше экономические затраты на добычу газа. Однако имеется множество условий, ограничивающих дебит, которые можно разделить на четыре группы:

1)геологические – разрушение призабойной зоны пласта; образование языков и конусов обводнения; выпадение газоконденсата в призабойной зоне пласта;

2)технологические – образование гидратов в призабойной зоне и стволе скважины; необходимость очистки забоя от жидкости и твердых частиц; обеспечение необходимых условий работы установок подготовки газа к транспорту; обеспечение минимума пластовых потерь давления в зависимости от расположения скважин на залежи и регулирования величины дебитов по отдельным скважинам;

3)технические – недоброкачественность цементажа и негерметичность обсадных колонн, что может вызвать прорыв верхних или нижних вод, утечку газа; вибрацию устьевого оборудования при больших дебитах; опасность разрыва колонны обсадных труб с увеличением давления в скважине;

1

допустимое давление в наземных аппаратах и коммуникациях; ограниченную пропускную способность фонтанных (обсадных) труб и газопроводов; опасность смятия эксплуатационной колонны при малых давлениях в скважине; опасность разрушения обсадных и фонтанных труб из-за коррозии или эрозии;

4) экономические – выбор такого распределения потерь давления по системе в целом и в том числе в скважине, чтобы общие приведенные экономические затраты по месторождению были минимальными.

С учетом названных условий выбирают один из следующих технологических режимов:

-постоянного градиента давления на стенке скважины;

-постоянной депрессии давления;

-постоянного дебита скважины;

-постоянной скорости фильтрации на забое скважины;

-постоянного забойного давления;

-постоянного устьевого давления.

Различные технологические режимы эксплуатации скважин соответственно имеют различную математическую запись.

Одним из простейших (с точки зрения установления и поддержания в процессе разработки залежи) технологических режимов эксплуатации газовых скважин является режим поддержания в скважине максимально допустимой депрессии на пласт. Этот распространенный на практике режим математически записывается в виде:

РПЛ(t) – РС(t) = δ,

(6.1)

где РПЛ(t) – пластовое давление в районе некоторой скважины в момент времени t;

РС(t) – забойное давление в той же скважине в момент времени t;

δ– допустимая депрессия на пласт.

Вряде методов определения показателей разработки месторождений природных газов используется понятие «средней» скважины, т. е. расчеты выполняются на «среднюю» скважину. Принимается, что «средняя» скважина – это такая гипотетическая скважина, которая имеет среднюю глубину, средние допустимые дебит и депрессию, средние коэффициенты фильтрационных сопротивлений А и В.

Введение понятия «средней» скважины преследует две цели:

- более точно учесть разнодебитность скважин на месторождении, различие скважин по продуктивным характеристикам;

- расчетом показателей разработки месторождения на основе «средней» скважины обеспечить наиболее достоверный прогноз, например, по потребному числу скважин.

Если на месторождении имеется значительное число скважин, то параметры «средней» скважины можно определять на основе методов статистики и теории вероятностей. Однако из-за недостаточного объема

2

информации при составлении проектов опытно-промышленной эксплуатации и проектов разработки месторождений используют другой метод, рассмотренный ниже.

Пусть на месторождении имеется N газовых скважин. По результатам исследований этих скважин определены:

1)уравнения притока газа к каждой скважине;

2)допустимые дебиты (депрессии) для каждой скважины. Уравнения притока газа к рассматриваемым скважинам имеют вид:

∆Р12 = Рпл2 – Рс12 = А1∙q1(t) + B1∙q12(t),

 

∆Р22 = А2∙q2(t) + B2∙q22(t),

 

………………………………………...

 

∆Рi2 = Аi∙qi(t) + Bi∙qi2(t),

(6.2)

………………………………………...

 

∆РN2 = АN∙qN(t) + BN∙qN2(t).

где ∆Рi2 – разности квадратов пластового и забойного давлений (i = 1, 2, …, N); qi – допустимые дебиты скважин (i = 1, 2, …, N);

Аi, Вi – коэффициенты фильтрационных сопротивлений скважин (i = 1, 2,

…, N).

Просуммировав данные уравнения, получим

N

 

 

 

N

A

 

 

N

B

 

.

 

P

 

 

 

q

 

q

i

 

i

i

 

i

i

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

2

 

i 1

 

 

 

i 1

 

 

 

i 1

 

 

 

Уравнение (6.3) представим в следующем виде:

(6.3)

1

N

 

 

 

1

N

A

 

 

1

N

B

 

.

 

P

 

 

 

q

 

q

 

 

 

 

 

i

 

 

i

i

 

 

i

i

 

 

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2

 

N

i 1

 

 

 

N

i 1

 

 

 

N

i 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Уравнение притока газа к «средней» скважине запишем в виде:

∆Рср2 = Аср∙qср + Bср∙qср2.

(6.4)

(6.5)

Примем, что ∆Рср2 и qср2 равны среднеарифметическим значениям от соответствующих величин, т. е.

 

1

N

 

1

N

 

Рср2

Рi2 ;

qср

qi .

(6.6)

 

 

 

N i 1

 

N i 1

 

Тогда для принятого предположения необходимо установить связь между средними значениями коэффициентов фильтрационных сопротивлений Аср и

3

Вср и коэффициентами фильтрационных сопротивлений по каждой скважине. Для этого подставим соотношения (6.6) в уравнение (6.5). Получим

1

N

 

 

 

 

1

N

 

 

 

 

1

N

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

P

2

А

 

 

 

q

 

B

ср

 

 

q

i

.

 

 

ср

 

i

 

 

i

 

 

 

 

 

 

 

N i 1

 

 

 

 

N i 1

 

 

 

N i 1

 

 

 

(6.7)

Сопоставляя уравнения (6.4) и (6.7), находим следующие выражения для вычисления средних значений коэффициентов фильтрационных сопротивлений:

 

 

 

N

 

А

 

 

Ai qi

 

 

i 1

;

 

 

 

 

 

ср

 

N

 

 

 

 

qi

 

 

 

 

i 1

 

 

 

 

 

N

 

 

 

 

 

N Bi qi

 

 

 

 

 

 

2

B

 

 

 

i 1

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ср

 

 

N

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

qi

 

 

 

 

i 1

 

 

;

(6.8)

Если теперь уравнение (6.5) записать, например, для начального момента времени в виде:

δср ∙ (2Рн - δср) = Аср∙qср + Bср∙qср2,

(6.9)

где δср – средняя величина допустимой депрессии на пласт, МПа; Рн – начальное пластовое давление, МПа.

и подставить в него значения Аср и Bср, вычисленные по формулам (6.8), и значение среднего начального допустимого дебита скважины qср, то получим квадратное уравнение относительно допустимой депрессии. Решая уравнение (6.9), находим среднюю для месторождения величину допустимой депрессии на пласт.

 

 

 

 

 

 

N

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

((2 P

δ ) δ )

δ

P

 

Р

2

 

Н

i

i

i 1

 

 

,

 

 

 

 

 

 

 

 

ср

Н

 

 

Н

 

 

N

 

 

 

 

 

 

 

 

 

(6.10)

где δi – депрессия на пласт в i-ой скважине, МПа.

В формуле (6.10) вычитаемое под знаком квадратного корня можно записать в виде тождества

 

 

 

1

N

 

 

 

 

Р

2

 

 

((2

P

δ ) δ ).

 

 

 

 

 

 

 

 

СР

 

 

 

Н

i

i

 

 

 

N

 

 

 

 

 

 

 

 

i 1

 

 

 

 

(6.11)

Прогнозные расчеты на «среднюю» скважину проводят затем при соблюдении условия δср = const.

4

В нашем случае расчеты будем проводить для эксплуатации скважины, которая эксплуатируется с постоянной депрессией на пласт, а приток газа к забою скважины описывается двучленной формулой:

- для расчета дебита i-ой скважины

 

 

 

A

i

 

 

 

А 2

 

(2 Р

Н

δ ) δ

 

q

 

-

 

 

 

i

 

 

i i

.

i

 

 

2

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

Вi

 

 

 

2 Bi

 

 

4 Вi

 

 

 

- для расчета дебита «средней» скважины

 

 

 

A

 

 

 

А

2

 

(2 Р

 

δ

) δ

 

q

 

-

 

СР

 

 

 

СР

 

 

Н

СР

СР

.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

ср

 

 

 

 

2

 

 

 

ВСР

 

 

 

 

 

2 BСР

 

4 ВСР

 

 

 

 

 

6.2. Цели и задачи лабораторной работы

(6.12)

(6.13)

Целью лабораторной работы является изучение метода определения параметров «средней» газовой скважины.

Задачи лабораторной работы:

1)изучение понятия технологического режима работы газовой скважины;

2)изучение условий, влияющих на установление дебита газовой скважины;

3)определение параметров «средней» газовой скважины.

6.3. Порядок выполнения работы

Выполнение лабораторной работы осуществляется в соответствии с индивидуальным вариантом задания, устанавливаемым преподавателем. Варианты заданий приведены в таблицах.

Результаты расчетов проанализировать и сделать выводы.

Задача для самостоятельного решения

Задача 6.1. Определить параметры «средней» скважины: коэффициенты фильтрационных сопротивлений Аср и Вср, дебит qср и депрессию δср. Исходные данные приведены в таблицах 6.1 и 6.2.

Порядок расчета линейный и не требует пояснений. Результаты промежуточных расчетов заносятся в таблицу 6.3.

5

Таблица 6.1

Коэффициенты фильтрационных сопротивлений и депрессия на пласт по скважинам

 

 

1 вариант

 

 

 

2 вариант

 

 

 

Аi,

 

 

Вi ,∙ 10-4,

δi,

Аi,

 

Вi ,∙ 10-4,

δi,

скв.

 

МПа 2 сут

 

 

МПа сут 2

МПа

скв.

МПа 2 сут

 

МПа сут 2

МПа

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

тыс. м3

тыс. м3

 

 

тыс. м3

тыс. м3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1

 

0,0248

 

 

0,98

 

0,98

1

0,0801

 

1,28

 

0,81

2

 

0,0159

 

 

3,71

 

0,71

2

0,0671

 

2,49

 

0,56

3

 

0,0038

 

 

2,88

 

0,88

3

0,0987

 

1,38

 

0,63

4

 

0,0329

 

 

1,73

 

0,73

4

0,0346

 

0,97

 

0,75

5

 

0,0456

 

 

1,09

 

0,79

5

0,0865

 

0,83

 

0,88

6

 

0,0016

 

 

2,65

 

0,65

6

0,0454

 

1,45

 

0,67

7

 

0,0712

 

 

3,28

 

0,68

7

0,0333

 

3,62

 

0,99

8

 

0,0625

 

 

0,87

 

0,87

8

0,0654

 

0,99

 

0,73

9

 

0,0027

 

 

2,53

 

0,53

9

0,0452

 

2,21

 

0,82

10

 

0,0029

 

 

1,66

 

0,95

10

0,0221

 

1,09

 

0,64

 

 

3 вариант

 

 

 

4 вариант

 

 

1

 

0,0671

 

 

1,85

 

0,93

1

0,0686

 

1,48

 

0,74

2

 

0,0987

 

 

2,62

 

0,45

2

0,0217

 

2,71

 

0,93

3

 

0,0456

 

 

1,19

 

0,72

3

0,0712

 

3,88

 

0,45

4

 

0,0016

 

 

2,41

 

0,83

4

0,0625

 

2,73

 

0,72

5

 

0,0245

 

 

1,03

 

0,55

5

0,0119

 

1,49

 

0,83

6

 

0,0346

 

 

2,28

 

0,81

6

0,0065

 

1,65

 

0,67

7

 

0,0865

 

 

1,49

 

0,75

7

0,0987

 

3,25

 

0,99

8

 

0,0539

 

 

3,38

 

0,52

8

0,0227

 

1,47

 

0,73

9

 

0,0686

 

 

1,97

 

0,63

9

0,0801

 

2,31

 

0,87

10

 

0,0801

 

 

0,73

 

0,74

10

0,0618

 

1,26

 

0,99

 

 

5 вариант

 

 

 

6 вариант

 

 

1

 

0,0512

 

 

2,28

 

0,66

1

0,0217

 

0,97

 

0,69

2

 

0,0065

 

 

1,49

 

0,73

2

0,0618

 

0,83

 

0,79

3

 

0,0987

 

 

1,88

 

0,78

3

0,0355

 

1,45

 

0,65

4

 

0,0227

 

 

0,99

 

0,96

4

0,0257

 

3,62

 

0,72

5

 

0,0801

 

 

2,83

 

0,88

5

0,0065

 

0,99

 

0,54

6

 

0,0618

 

 

1,65

 

0,53

6

0,0987

 

1,75

 

0,77

7

 

0,0333

 

 

3,82

 

0,65

7

0,0227

 

2,62

 

0,66

8

 

0,0654

 

 

1,99

 

0,76

8

0,0801

 

1,96

 

0,83

9

 

0,0552

 

 

2,51

 

0,98

9

0,0618

 

3,22

 

0,73

10

 

0,0321

 

 

1,44

 

0,55

10

0,0787

 

1,49

 

0,82

6

Продолжение таблицы 6.1

скв.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

7 вариант

Аi,

 

 

 

Вi ,∙ 10-4,

 

2

сут

 

 

 

 

2

МПа

 

МПа сут

 

тыс. м

3

 

тыс. м

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,0342

 

3,46

 

 

 

0,0269

 

2,53

 

 

 

0,0378

 

0,99

 

 

 

0,0539

 

1,45

 

 

 

0,0686

 

3,24

 

 

 

0,0217

 

2,88

 

 

 

0,0618

 

0,38

 

 

 

0,0725

 

1,66

 

 

 

0,0227

 

2,33

 

 

 

0,0429

 

1,65

 

 

 

 

 

9 вариант

 

 

 

0,0248

 

1,28

 

 

 

0,0159

 

2,49

 

 

 

0,0038

 

1,38

 

 

 

0,0329

 

0,97

 

 

 

0,0456

 

0,83

 

 

 

0,0016

 

1,45

 

 

 

0,0712

 

3,62

 

 

 

0,0625

 

0,99

 

 

 

0,0027

 

2,21

 

 

 

0,0029

 

1,09

 

 

 

 

11 вариант

 

 

 

0,0618

 

0,97

 

 

 

0,0725

 

0,83

 

 

 

0,0227

 

1,45

 

 

 

0,0701

 

3,62

 

 

 

0,0661

 

0,99

 

 

 

0,0867

 

1,73

 

 

 

0,0245

 

1,09

 

 

 

0,0865

 

2,65

 

 

 

0,0987

 

4,28

 

 

 

0,0329

 

0,87

 

 

 

δi,

МПа

скв.

0,83

1

0,56

2

0,63

3

0,75

4

0,88

5

0,67

6

0,99

7

0,73

8

0,82

9

0,64

10

0,56

1

0,98

2

0,81

3

0,71

4

0,63

5

0,73

6

0,75

7

0,96

8

0,88

9

0,65

10

0,63

1

0,74

2

0,93

3

0,45

4

0,72

5

0,67

6

0,99

7

0,73

8

0,87

9

0,99

10

8 вариант

Аi,

 

 

 

Вi ,∙ 10-4,

 

2

сут

 

 

 

 

2

МПа

 

МПа сут

 

тыс. м

3

 

тыс. м

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,0349

 

2,28

 

 

 

0,0659

 

3,44

 

 

 

0,0138

 

1,68

 

 

 

0,0229

 

1,27

 

 

 

0,0556

 

0,89

 

 

 

0,0116

 

1,75

 

 

 

0,0512

 

2,62

 

 

 

0,0325

 

1,96

 

 

 

0,0127

 

3,22

 

 

 

0,0079

 

1,49

 

 

 

 

10 вариант

 

 

 

0,0135

 

0,41

 

 

 

0,0119

 

0,53

 

 

 

0,0065

 

0,92

 

 

 

0,0111

 

0,44

 

 

 

0,0387

 

0,28

 

 

 

0,0329

 

0,34

 

 

 

0,0145

 

0,63

 

 

 

0,0023

 

1,15

 

 

 

0,0245

 

0,87

 

 

 

0,0018

 

0,47

 

 

 

 

12 вариант

 

 

 

0,0454

 

0,98

 

 

 

0,0333

 

3,71

 

 

 

0,0654

 

2,88

 

 

 

0,0452

 

1,73

 

 

 

0,0221

 

1,09

 

 

 

0,0801

 

2,65

 

 

 

0,0671

 

4,28

 

 

 

0,0987

 

0,87

 

 

 

0,0346

 

2,53

 

 

 

0,0865

 

1,66

 

 

 

δi, МПа

0,96

0,71

0,88

0,73

0,82

0,65

0,58

0,87

0,53

0,97

0,81

0,75

0,52

0,63

0,74

0,93

0,45

0,72

0,83

0,55

0,65

0,67

0,87

0,99

0,68

0,73

0,53

0,82

0,91

0,64

7

Продолжение таблицы 6.1

скв.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

13 вариант

Аi,

 

 

 

Вi ,∙ 10-4,

 

2

сут

 

 

 

 

2

МПа

 

МПа сут

 

тыс. м

3

 

тыс. м

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,0138

 

1,45

 

 

 

0,0229

 

3,62

 

 

 

0,0556

 

0,99

 

 

 

0,0116

 

2,21

 

 

 

0,0512

 

1,09

 

 

 

0,0065

 

2,28

 

 

 

0,0987

 

3,44

 

 

 

0,0227

 

1,68

 

 

 

0,0801

 

1,27

 

 

 

0,0618

 

0,89

 

 

 

 

15 вариант

 

 

 

0,0346

 

1,68

 

 

 

0,0865

 

1,27

 

 

 

0,0539

 

0,89

 

 

 

0,0686

 

1,75

 

 

 

0,0801

 

2,62

 

 

 

0,0671

 

2,71

 

 

 

0,0987

 

1,39

 

 

 

0,0456

 

2,78

 

 

 

0,0016

 

3,14

 

 

 

0,0245

 

1,28

 

 

 

 

17 вариант

 

 

 

0,0556

 

2,88

 

 

 

0,0116

 

1,38

 

 

 

0,0454

 

1,66

 

 

 

0,0333

 

2,33

 

 

 

0,0654

 

1,65

 

 

 

0,0452

 

2,28

 

 

 

0,0221

 

3,44

 

 

 

0,0454

 

1,68

 

 

 

0,0333

 

1,27

 

 

 

0,0725

 

0,89

 

 

 

δi,

МПа

скв.

0,75

1

0,88

2

0,67

3

0,99

4

0,73

5

0,65

6

0,68

7

0,87

8

0,53

9

0,92

10

0,57

1

0,79

2

0,83

3

0,62

4

0,74

5

0,61

6

0,76

7

0,83

8

0,65

9

0,98

10

0,83

1

0,55

2

0,81

3

0,75

4

0,52

5

0,72

6

0,67

7

0,99

8

0,73

9

0,87

10

14 вариант

Аi,

 

 

 

Вi ,∙ 10-4,

 

2

сут

 

 

 

 

2

МПа

 

МПа сут

 

тыс. м

3

 

тыс. м

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,0725

 

2,28

 

 

 

0,0227

 

1,49

 

 

 

0,0701

 

3,38

 

 

 

0,0661

 

1,97

 

 

 

0,0539

 

0,73

 

 

 

0,0686

 

1,85

 

 

 

0,0217

 

2,62

 

 

 

0,0618

 

1,19

 

 

 

0,0355

 

2,41

 

 

 

0,0257

 

1,03

 

 

 

 

16 вариант

 

 

 

0,0539

 

3,24

 

 

 

0,0686

 

2,88

 

 

 

0,0217

 

0,38

 

 

 

0,0618

 

1,66

 

 

 

0,0725

 

2,33

 

 

 

0,0135

 

2,28

 

 

 

0,0119

 

1,49

 

 

 

0,0065

 

1,88

 

 

 

0,0111

 

0,99

 

 

 

0,0387

 

2,83

 

 

 

 

18 вариант

 

 

 

0,0349

 

1,45

 

 

 

0,0659

 

3,62

 

 

 

0,0138

 

0,99

 

 

 

0,0229

 

2,21

 

 

 

0,0556

 

1,09

 

 

 

0,0116

 

1,28

 

 

 

0,0512

 

2,49

 

 

 

0,0325

 

1,38

 

 

 

0,0127

 

0,97

 

 

 

0,0079

 

0,83

 

 

 

δi, МПа

0,77

0,66

0,83

0,73

0,82

0,69

0,79

0,65

0,72

0,54

0,64

0,75

0,88

0,67

0,99

0,74

0,93

0,45

0,72

0,67

0,88

0,66

0,83

0,95

0,88

0,67

0,98

0,74

0,82

0,64

8

Продолжение таблицы 6.1

скв.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

19 вариант

Аi,

 

 

 

Вi , ∙ 10-4,

 

2

сут

 

 

 

 

2

МПа

 

МПа сут

 

тыс. м

3

 

тыс. м

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,0344

 

1,98

 

 

 

0,0559

 

2,71

 

 

 

0,0138

 

2,88

 

 

 

0,0317

 

2,73

 

 

 

0,0376

 

2,09

 

 

 

0,0018

 

1,65

 

 

 

0,0816

 

2,28

 

 

 

0,0524

 

1,87

 

 

 

0,0037

 

3,53

 

 

 

0,0069

 

1,66

 

 

 

 

21 вариант

 

 

 

0,0456

 

2,62

 

 

 

0,0016

 

1,19

 

 

 

0,0245

 

2,41

 

 

 

0,0346

 

1,03

 

 

 

0,0865

 

2,15

 

 

 

0,0686

 

2,28

 

 

 

0,0217

 

1,49

 

 

 

0,0618

 

3,38

 

 

 

0,0725

 

1,97

 

 

 

0,0227

 

0,73

 

 

 

 

23 вариант

 

 

 

0,0333

 

2,21

 

 

 

0,0654

 

1,09

 

 

 

0,0452

 

2,28

 

 

 

0,0221

 

3,44

 

 

 

0,0801

 

1,75

 

 

 

0,0725

 

2,62

 

 

 

0,0227

 

2,71

 

 

 

0,0701

 

1,39

 

 

 

0,0661

 

1,49

 

 

 

0,0539

 

1,88

 

 

 

δi,

МПа

скв.

0,78

1

0,81

2

0,98

3

0,63

4

0,59

5

0,75

6

0,88

7

0,97

8

0,63

9

0,76

10

0,89

1

0,69

2

0,55

3

0,72

4

0,54

5

0,73

6

0,53

7

0,82

8

0,91

9

0,64

10

0,45

1

0,72

2

0,67

3

0,99

4

0,73

5

0,87

6

0,99

7

0,93

8

0,45

9

0,72

10

20 вариант

Аi,

 

 

 

Вi ,∙ 10-4,

 

2

сут

 

 

 

 

2

МПа

 

МПа сут

 

тыс. м

3

 

тыс. м

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,0701

 

3,48

 

 

 

0,0661

 

1,59

 

 

 

0,0867

 

1,28

 

 

 

0,0346

 

0,87

 

 

 

0,0865

 

0,93

 

 

 

0,0454

 

2,15

 

 

 

0,0333

 

2,72

 

 

 

0,0229

 

1,69

 

 

 

0,0556

 

2,31

 

 

 

0,0116

 

1,36

 

 

 

 

22 вариант

 

 

 

0,0801

 

1,73

 

 

 

0,0671

 

1,09

 

 

 

0,0987

 

2,65

 

 

 

0,0346

 

4,28

 

 

 

0,0865

 

0,87

 

 

 

0,0547

 

2,53

 

 

 

0,0665

 

1,38

 

 

 

0,0539

 

1,66

 

 

 

0,0686

 

2,33

 

 

 

0,0863

 

1,65

 

 

 

 

24 вариант

 

 

 

0,0119

 

2,33

 

 

 

0,0065

 

1,65

 

 

 

0,0111

 

2,28

 

 

 

0,0387

 

3,44

 

 

 

0,0333

 

0,38

 

 

 

0,0654

 

1,66

 

 

 

0,0452

 

2,33

 

 

 

0,0221

 

2,28

 

 

 

0,0454

 

1,39

 

 

 

0,0333

 

2,78

 

 

 

δi, МПа

0,61

0,76

0,83

0,65

0,98

0,57

0,79

0,83

0,62

0,74

0,73

0,65

0,68

0,87

0,53

0,65

0,67

0,87

0,99

0,68

0,99

0,73

0,65

0,68

0,87

0,53

0,92

0,75

0,88

0,67

9

Продолжение таблицы 6.1

скв.

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

1

2

3

4

5

6

7

8

9

10

25 вариант

Аi,

 

 

 

Вi ,∙ 10-4,

 

2

 

 

 

 

 

 

2

МПа сут

 

МПа сут

 

 

 

 

 

 

 

тыс. м

3

 

тыс. м

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,0448

 

 

1,58

 

 

 

0,0161

 

 

2,61

 

 

 

0,0058

 

 

1,89

 

 

 

0,0629

 

 

2,73

 

 

 

0,0476

 

 

1,69

 

 

 

0,0066

 

 

3,15

 

 

 

0,0517

 

 

2,58

 

 

 

0,0725

 

 

0,89

 

 

 

0,0047

 

 

2,55

 

 

 

0,0039

 

 

1,74

 

 

 

27 вариант

 

 

 

0,0686

 

 

0,93

 

 

 

0,0217

 

 

2,15

 

 

 

0,0618

 

 

2,72

 

 

 

0,0725

 

 

1,69

 

 

 

0,0349

 

 

2,31

 

 

 

0,0659

 

 

0,75

 

 

 

0,0138

 

 

0,52

 

 

 

0,0229

 

 

0,72

 

 

 

0,0556

 

 

0,67

 

 

 

0,0116

 

 

0,99

 

 

 

29 вариант

 

 

 

0,0038

 

 

2,65

 

 

 

0,0329

 

 

3,28

 

 

 

0,0456

 

 

0,87

 

 

 

0,0016

 

 

2,53

 

 

 

0,0712

 

 

1,66

 

 

 

0,0625

 

 

1,45

 

 

 

0,0333

 

 

3,62

 

 

 

0,0229

 

 

0,99

 

 

 

0,0556

 

 

2,21

 

 

 

0,0116

 

 

1,09

 

 

 

δi,

МПа

скв.

0,78

1

0,81

2

0,98

3

0,63

4

0,59

5

0,75

6

0,88

7

0,97

8

0,63

9

0,76

10

0,57

1

0,72

2

0,67

3

0,99

4

0,73

5

0,87

6

0,83

7

0,55

8

0,81

9

0,75

10

0,53

1

0,65

2

0,76

3

0,98

4

0,55

5

0,66

6

0,73

7

0,78

8

0,96

9

0,88

10

26 вариант

Аi,

 

 

 

Вi ,∙ 10-4,

 

2

 

 

 

 

 

 

2

МПа сут

 

МПа сут

 

 

 

 

 

 

 

тыс. м

3

 

тыс. м

3

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

0,0701

 

 

1,73

 

 

 

0,0661

 

 

1,09

 

 

 

0,0867

 

 

2,65

 

 

 

0,0346

 

 

3,28

 

 

 

0,0865

 

 

0,87

 

 

 

0,0454

 

 

1,98

 

 

 

0,0333

 

 

2,71

 

 

 

0,0229

 

 

2,88

 

 

 

0,0556

 

 

2,73

 

 

 

0,0116

 

 

2,09

 

 

 

28 вариант

 

 

 

0,0801

 

 

0,88

 

 

 

0,0671

 

 

2,71

 

 

 

0,0987

 

 

2,68

 

 

 

0,0346

 

 

1,73

 

 

 

0,0865

 

 

1,09

 

 

 

0,0547

 

 

1,28

 

 

 

0,0665

 

 

2,49

 

 

 

0,0539

 

 

1,38

 

 

 

0,0686

 

 

0,97

 

 

 

0,0863

 

 

0,83

 

 

 

30 вариант

 

 

 

0,0454

 

 

2,88

 

 

 

0,0333

 

 

1,73

 

 

 

0,0229

 

 

1,09

 

 

 

0,0556

 

 

2,65

 

 

 

0,0116

 

 

3,28

 

 

 

0,0701

 

 

0,81

 

 

 

0,0661

 

 

0,75

 

 

 

0,0867

 

 

0,52

 

 

 

0,0346

 

 

0,72

 

 

 

0,0865

 

 

0,67

 

 

 

δi, МПа

0,61

0,76

0,83

0,65

0,98

0,57

0,79

0,83

0,62

0,74

0,62

0,74

0,61

0,76

0,83

0,95

0,88

0,67

0,98

0,74

0,61

0,76

0,83

0,65

0,98

0,87

0,53

0,65

0,67

0,87

10

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.