Разработка залежей высоковязких нефтей и битумов с применением тепловых методов
.pdf
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Таблица 2.2.1 – Результаты вычислений заносить в таблицу
Годы t |
τ |
J(τ) |
J( τ−τ* ) |
∆ |
|
, МПа |
|
|
, МПа |
p |
p |
||||||||
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
… |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3. Расчёт изменения добычи нефти и воды во времени при заданном отборе жидкости из пласта.
По условию задачи задана зависимость (рис. 2.2.2) текущей обводнённости v продукции, получаемой из залежи, от относительной суммарной добычи нефти или относительной выработки извлекаемых запасов нефти Qн.
Рисунок 2.2.2 – Зависимость текущей обводнённости v от относительного отбора нефти Qн
Относительная суммарная добыча нефти Qн есть частное от деления накопленной к моменту t времени разработки добычи нефти на количество извлекаемых запасов, т. е.
|
|
н |
= |
Qн , |
|
|
Q |
(2.2.7) |
|||
|
|
|
|
Nн |
|
где |
|
|
|
||
Qн = ∫t |
qн(λ)dλ. |
|
|||
0 |
|
|
|
||
Текущая обводнённость определяется следующим соотношением:
ν = qв / (qв +qн) −qв / qж, |
(2.2.8) |
37
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
где qв – дебит воды, добываемой одновременно с нефтью из всех скважин; qн – дебит нефти.
Формула зависимости суммарной относительной добычи нефти от текущей обводнённости для заданных условий имеет вид
|
|
|
|
|
|
|
1 |
|
|
|
. |
(2.2.9) |
||
|
|
Qн(ν) = |
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
1+0, 46 |
|
1−ν |
||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ν |
|
|
|
На первой стадии в период возрастания добычи: |
|
|||||||||||||
J1 |
(t) = |
α0 |
|
t2 при 0 ≤ t ≤ t* . |
(2.2.10) |
|||||||||
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
2Nн |
|
|
|
|
|
|
|
|
На второй стадии в период постоянной добычи: |
|
|||||||||||||
J2 |
(t) = |
qmax ж |
(t −t* ) |
при t > t* . |
(2.2.11) |
|||||||||
|
||||||||||||||
|
|
|
|
|
|
Nн |
|
|
|
|
|
|
|
|
Вычисления, произведенные по формуле занести в таблицу 2.2.2 и построить кривые зависимости обводнённости продукции скважин от времени разработки.
Таблица 2.2.2 – Результаты расчётов
ν |
u* |
|
|
н |
v** |
J(v) |
J(t) |
t, год |
Q |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
*u =1−νν; **υ =µ
1−νν.
С помощью кривой на рисунке 2.2.2 определить дебиты нефти для различных моментов времени по формуле:
q* (t) = q |
ж |
(t)(1−ν) |
ρн |
. |
(2.2.12) |
|
|||||
н |
|
bн |
|||
|
|
|
|
||
4. Все рассчитанные показатели разработки месторождения занести в таблицу 2.2.3.
Таблица 2.2.3 – Результаты расчётов
|
Добыча |
Добыча нефти |
Добыча |
Обвод- |
Накопленная |
Текущая |
|||
Время |
жидкости |
в поверхностных |
добыча |
нефте- |
|||||
воды qв, |
нённость |
||||||||
t, годы |
qж, |
* |
нефти Qн, |
отдача η, |
|||||
условияхqн , |
10 |
3 |
3 |
v, % |
|||||
|
103 м3/сут. |
103 т/сут. |
|
м /сут. |
106 т |
доли. ед. |
|||
|
|
|
|
|
|||||
1 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
… |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
15 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
38
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Варианты заданий:
№ |
R, м |
p0, |
Pнас, |
Г0, |
k, |
h, |
m, |
sн0, |
sсв, |
μн, |
qж, |
доли. |
доли. |
||||||||||
вар. |
|
МПа |
МПа |
м3/т |
10-12 м2 |
м |
% |
ед. |
ед. |
мПа·с |
м3/сут. |
0 |
2000 |
20 |
8 |
50 |
0,5 |
10 |
29 |
0,95 |
0,05 |
2 |
69,1 |
1 |
2000 |
20 |
8 |
50 |
0,5 |
10 |
29 |
0,95 |
0,05 |
2 |
138,2 |
2 |
2000 |
20 |
8 |
50 |
0,5 |
10 |
29 |
0,95 |
0,05 |
2 |
69,1 |
3 |
2000 |
23 |
10 |
60 |
0,7 |
10 |
30 |
0,95 |
0,06 |
4 |
138,2 |
4 |
2000 |
23 |
10 |
60 |
0,7 |
10 |
30 |
0,95 |
0,06 |
4 |
69,1 |
5 |
2500 |
23 |
10 |
60 |
0,7 |
15 |
30 |
0,85 |
0,06 |
4 |
138,2 |
6 |
2500 |
25 |
10 |
65 |
1 |
15 |
32 |
0,85 |
0,06 |
6 |
69,1 |
7 |
2500 |
25 |
11 |
65 |
1 |
15 |
32 |
0,85 |
0,07 |
6 |
138,2 |
8 |
2500 |
25 |
11 |
65 |
1 |
15 |
32 |
0,85 |
0,07 |
6 |
69,1 |
9 |
2500 |
25 |
11 |
65 |
1 |
15 |
32 |
0,85 |
0,07 |
6 |
138,2 |
2.3 Расчёт показателей разработки однородного пласта на основе модели двухфазной фильтрации для жёсткого водонапорного режима
Задача.
Нефтяное месторождение площадью F = 900 104 м2 запланировано разрабатывать с использованием заводнения при площадной семиточечной схеме (рис. 2.3.1) размещения скважин. Месторождение вводится в эксплуатацию и обустраивается за Т = 2 лет, причём равномерно за каждые 0,5 года вводится в
разработку N = 25 элементов площади (один элемент включает одну нагнетательную и шесть добывающих скважин). Основной объект разработки месторождения – нефтенасыщенный пласт, сложенный терригенными коллекторами, который имеет следующие параметры: общая нефтенасыщенная толщина h0, абсолютная проницаемость k, пористость m, насыщенность связанной водой Sсв = 1, вязкость нефти в пластовых условиях µн, вязкость пластовой закачиваемой воды µв = 1 мПа с.
Рисунок 2.3.1 – Схема участка месторождения
39
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Результаты геофизических исследований позволяют утверждать, что пласт в пределах нефтенасыщенной площади однороден по проницаемости. Математическая обработка данных лабораторных экспериментов по вытеснению нефти водой показала, что зависимости относительных фазовых проницаемостей для нефти kн(S) и воды kв(S) от водонасыщенности S представляются в виде аналитических соотношений:
|
|
|
|
* |
|
|
2 |
|
|
|
|||
Kн(S) = |
|
|
S − S |
|
|
|
при Sсв |
≤ S ≤ S* |
|||||
|
* |
|
|
||||||||||
|
|
|
S |
−Sсв |
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
S − Sсв |
|
|
2 |
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
при S |
|
≤ S ≤ S*, |
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
|
|
S* − S |
|
|
|
|
|
св |
|
||||
|
|
|
|
|
св |
|
|
|
|
|
|||
Kв(S) = |
|
|
|
|
|
|
|
|
(2.3.1) |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1/2 |
|
||
|
|
|
S |
− Sсв |
|
|
|
|
|||||
|
А |
|
|
при S1 ≤ S ≤1. |
|||||||||
* |
− Sсв |
||||||||||||
|
|
|
|
S |
|
|
|
||||||
При этом Sсв и S* известны. Значение S1 определяется из условия равенства относительных проницаемостей для нефти и воды при S = S1.
В соответствии с проектом разработки в каждую нагнетательную скважину радиусом rнс = 0,1 м закачивается вода с расходом q. Коэффициент охвата пласта заводнением принят по проекту равным η2. Добывающие скважины выбывают из эксплуатации при обводнённости продукции, равной В.
Требуется:
1)определить изменение во времени добычи нефти, воды, обводнённости продукции и текущей нефтеотдачи для элемента системы разработки и для месторождения в целом;
2)рассчитать динамику среднесуточных дебитов жидкости, нефти и воды для одной добывающей скважины;
Указания.
1. Определяют численные значения коэффициента А и параметра S1, входящих в приведённые зависимости Кн(S) и Кв(S). Значение коэффициента А находят из условия, что Кв(1) = 1. Зная значение коэффициента А, определяют параметр S1 из условия
|
S1 − Sсв |
2 |
|
S1 − Sсв |
1/2 |
|
|||
|
|
= А |
. |
(2.3.2) |
|||||
* |
* |
||||||||
|
S |
− Sсв |
|
S |
− Sсв |
|
|||
2. Строят зависимость относительных фазовых проницаемостей от водонасыщенности (рис. 2.3.2), задаваясь значениями S в пределах от Sсв до 1.
40
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Рисунок 2.3.2 – Зависимость относительных проницаемостей для нефти Кн(S) и воды Кв(S) от водонасыщенности
3. Строят и обрабатывают график функции Бакли-Леверетта. При Sсв ≤ S ≤ S1 функция Бакли-Леверетта равна:
f (S)
При S1 ≤ S ≤
= |
|
|
Kв(S) |
|
|
= |
(S − Sсв )2 |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
. |
|||
K |
в |
(S) + |
µв |
K |
н |
(S) |
(S − Sсв )2 +0,25 (S* − S )2 |
||||
|
|
|
µ |
н |
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
S* функция Бакли-Леверетта равна:
|
|
|
|
|
S |
− Sсв |
1/2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
A |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
* |
|
|
|
|
|
|
|
|||
f (S) = |
|
|
|
|
S |
− Sсв |
|
|
|
|
|
. |
|
|
|
|
1/2 |
|
|
|
|
|
|
2 |
|||
|
S − Sсв |
|
|
|
|
* |
− S |
|
|
||||
|
A |
|
|
+0,25 |
S |
|
|
|
|||||
* |
|
* |
|
|
|
||||||||
|
|
S |
− Sсв |
|
|
|
S |
− Sсв |
|
|
|||
(2.3.3)
(2.3.4)
В соответствии с приведенными зависимостями строят график функции Бакли-Леверетта, задаваясь значениями S в пределах от Sсв до S*.
4. Строят и обрабатывают график производной функции БаклиЛеверетта. Функцию f′(S) получают путём обычного дифференцирования функции f(S). Перед этим полезно вспомнить, по каким правилам осуществляются операции с производными (Прил. В). Определяют значения функции в точках: Sсв ≤ S ≤ S1; S1 ≤ S ≤ S* и S = S*. Таким образом, выполняется условие на входе в пласт, то есть при r = rнс, где S = S*.
В соответствии с полученными уравнениями строят график производной функции Бакли-Леверетта, задаваясь значениями S в пределах от Sсв до S*.
41
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Значение производной функции Бакли-Леверетта получают визуально по графику или рассчитывают с помощью соотношения, которое выражает тангенс угла наклона касательной, проведённой из точки S = Sсв, к кривой f(S):
f '(Sв) = |
f (Sв) |
. |
(2.3.5) |
|
|||
|
Sв − Sсв |
|
|
5. Определяют время безводной добычи нефти t* из элемента площади, включающего семь скважин (одну нагнетательную и шесть добывающих). Для этого используют соотношение
t |
* |
= |
V |
= |
m πh r2 |
, |
|
|
п |
к |
(2.3.6) |
||||
|
q f '(Sв) |
||||||
|
|
|
|
q f '(Sв) |
|
|
где Vп – объём пор пласта, охваченных заводнением;
h – охваченная заводнением толщина пласта, h = h0 η2;
r |
к |
– радиус кругового элемента, эквивалентного |
семиточечному элементу |
||||
|
|
||||||
площади, рассчитывается по формуле |
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
r = |
Fэ |
. |
(2.3.7) |
||
|
|
|
|||||
|
|
к |
π |
|
|||
|
|
|
|
|
|||
Площадь кругового элемента Fэ определяют, зная общую площадь месторождения, а также сроки и темпы его ввода в эксплуатацию. Для заданных условий по формуле
Fэ = |
F |
|
. |
(2.3.8) |
|
2 N |
T |
||||
|
|
|
6. Рассчитывают технологические показатели разработки элемента: обводнённость продукции, суточную добычу нефти и воды, текущую и накопленную добычу нефти, коэффициент текущей нефтеотдачи, используя следующее соотношение:
|
|
|
|
|
f '( |
S) |
|
= t* . |
(2.3.9) |
|
|
|
|
|
f '(Sв) |
||||
|
|
|
|
|
t |
|
|||
|
Задаются различными значениями t и, зная t* и f(Sв), рассчитывают значе- |
||||||||
ния |
По найденным |
̅ |
|
|
|||||
f '( |
S |
в) . Далее по графику производной функции Бакли-Леверетта находят |
|||||||
значения водонысыщенности . |
|
|
|||||||
|
|
|
|
значениям S с |
помощью |
графика функции Бакли- |
|||
Леверетта определяют значения f(S). Таким образом, находят обводнённость добываемой в момент времени t продукции νэ, поскольку νэ = f(S).
42
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Суточная добыча нефти из элемента qнэ, приведённая к пластовым условиям, при t > t* составляет:
qнэ = q (1−vэ) , |
(2.3.10) |
суточная добыча воды |
|
qвэ = q vэ. |
(2.3.11) |
Накопленную добычу нефти Qнэ находят суммированием текущих отборов нефти. Текущую нефтеотдачу ηэ для элемента разработки определяют следующим образом:
∫t qнэ(t)dt
ηэ = m πh r2 |
(1− S ) . |
(2.3.12) |
|
0 |
|
|
|
0 к |
св |
|
|
Результаты расчёта показателей заносятся в таблицу, строится динамика показателей qнэ, vэ, ηэ.
7.Рассчитывают показатели разработки всего месторождения с учётом последовательности ввода элементов в разработку и остановки добывающих скважин, продукция которых достигла предела обводнённости.
8.После того как определены технологические показатели разработки месторождения, рассчитываются показатели работы одной добывающей скважины – среднесуточные дебиты жидкости, нефти и воды.
Предварительно следует определить количество действующих скважин для заданных промежутков времени с учётом темпов разбуривания и обустройства месторождения.
Если семиточечная схема размещения скважин охватывает число элементов площади N > 1, то количество добывающих скважин nд = 3N + 4.
Исходные данные:
№ вар. |
h0, м |
m, |
k, мкм2 |
S*, |
µн, |
q, м3/сут. |
η2, |
В, % |
доли ед. |
доли ед. |
мПа с |
доли ед. |
|||||
0 |
20 |
0,2 |
0,3 |
0,73 |
4 |
240 |
0,8 |
98,5 |
1 |
20 |
0,2 |
0,3 |
0,73 |
4 |
360 |
0,75 |
98 |
2 |
20 |
0,2 |
0,3 |
0,73 |
4 |
240 |
0,7 |
97,5 |
3 |
20 |
0,25 |
0,3 |
0,75 |
5 |
360 |
0,8 |
98,5 |
4 |
20 |
0,25 |
0,4 |
0,75 |
5 |
240 |
0,75 |
98 |
5 |
25 |
0,25 |
0,4 |
0,75 |
5 |
360 |
0,7 |
97,5 |
6 |
25 |
0,27 |
0,4 |
0,75 |
6 |
240 |
0,8 |
98,5 |
7 |
25 |
0,27 |
0,5 |
0,77 |
6 |
360 |
0,75 |
98 |
8 |
25 |
0,27 |
0,5 |
0,77 |
6 |
240 |
0,7 |
97,5 |
9 |
25 |
0,27 |
0,5 |
0,77 |
6 |
360 |
0,8 |
98,5 |
43
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
2.4 Расчёт температурного поля пласта при нагнетании в него горячей
воды
Задача.
В нефтяной пласт с целью вытеснения из негонефти закачивается горячая вода. Темп нагнетания горячей водыв скважинуqв; толщина пластаh; коэффициент охвата пласта по толщине η2; температура горячей воды на забое нагнетательной скважины Tз; начальная пластовая температура Т0; теплоёмкость пласта и окружающих его пород спл = соп; теплоёмкость закачиваемой воды cв = 4,2 кДж/(кг·К); плотность закачиваемой воды ρв = 1 000 кг/м3; теплопроводность пласта и окружающих его пород λпл = λоп, Вт/(м·К); температуропроводность пласта и окружающих
его пород ϰпл = ϰоп = 1·10-6 м2/с; плотность пласта и окружающих его |
пород |
ρпл = ρоп = 2 500 кг/м3; радиус нагнетательной скважиныrс. |
|
Требуется определить количество накопленного в пласте тепла |
через |
5 лет после начала нагнетания в него горячей воды. |
|
Указания.
Для определения распределения температуры в пласте пользуются фор-
мулой Ловерье: |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
T (r,t) −T0 = erfc(x)η(τ−ξ). |
(2.4.1) |
||||||||||||||||
T −T |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
в |
0 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
где |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||
x = |
|
|
|
|
|
|
|
ξ |
|
|
|
|
|
; |
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
c |
|
|
ρ |
пл |
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
2 |
|
|
пл |
|
|
(τ−ξ) |
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
ρ |
|
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
c |
|
|
оп |
|
|
|
|
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
оп |
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
ξ = |
|
4πλопr2 |
|
|
; |
|
|
|
|||||||||
q hη |
|
c ρ |
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
в |
|
|
2 |
|
в |
в |
|
|||||||
τ = |
|
|
|
4λплt |
|
|
|
; |
|
||||||||
c |
ρ |
пл |
h2η2 |
|
|||||||||||||
|
|
|
пл |
|
|
|
|
|
|
2 |
|
|
|
|
|
||
Т (r, t) – температура пласта на расстоянии от нагнетательной скважины r через время t после начала закачки горячей воды, °С;
erfc(x) =1−erf (x), |
(2.4.2) |
где erf (х) – стандартное обозначение интеграла вероятности ошибок;
η(τ−ξ) – единичная функция, которая принимает следующие значения:
η(τ−ξ) =1 при τ−ξ > 0; η(τ−ξ) = 0 при τ−ξ ≤ 0.
44
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
При выводе формулы Ловерье были сделаны следующие допущения:
а) теплопроводность пласта по простиранию равна реальной теплопроводности пород, а перпендикулярно к напластованию – бесконечности;
б) теплопроводность окружающих продуктивный пласт пород в вертикальном направлении равна реальной, а в горизонтальном – нулю.
Расстояние, на котором температура отличается от начальной пластовой, определяется исходя из соотношения: η = ξ.
Результаты расчётов занести в таблицу 2.4.1.
Таблица 2.4.1 – Результаты расчётов
ri, м |
ξ |
x |
T, °C |
Tср, °С |
Qт, 103 кДж |
20 |
|
|
|
|
|
40 |
|
|
|
|
|
… |
|
|
|
|
|
Σ |
|
|
|
|
|
Варианты заданий:
№ |
qв, |
h, м |
η2, |
Тз, °С |
Т0, °С |
спл, кДж/(кг·К) |
λпл, |
rс, м |
вар. |
м3/сут. |
доли ед. |
Вт/(м·К) |
|||||
0 |
500 |
10 |
0,7 |
200 |
20 |
1 |
1,16 |
0,084 |
1 |
500 |
10 |
0,7 |
200 |
20 |
1 |
2,32 |
0,084 |
2 |
500 |
10 |
0,7 |
200 |
20 |
1 |
1,16 |
0,1 |
3 |
400 |
12 |
0,75 |
190 |
20 |
1,5 |
2,32 |
0,1 |
4 |
400 |
12 |
0,75 |
190 |
23 |
1,5 |
1,16 |
0,084 |
5 |
400 |
12 |
0,75 |
190 |
23 |
1,5 |
2,32 |
0,084 |
6 |
300 |
15 |
0,75 |
190 |
23 |
1,5 |
1,16 |
0,1 |
7 |
300 |
15 |
0,8 |
180 |
25 |
2 |
2,32 |
0,1 |
8 |
300 |
15 |
0,8 |
180 |
25 |
2 |
1,16 |
0,084 |
9 |
300 |
15 |
0,8 |
180 |
25 |
2 |
2,32 |
0,084 |
2.5 Расчёт динамики прогрева пласта при нагнетании в него водяного
пара
Задача.
Нефтяная залежь разрабатывается с применением метода нагнетания пара. Система расстановки скважин – площадная. Темп закачки пара в одну нагнетательную скважину qп; степень сухости пара на забое нагнетательной скважины Хз = 0,6; скрытая теплота парообразования rп = 1 250 кДж/кг; теплоемкость горячей воды св = 4,2 кДж/(кг·К); температура пара Тп; толщина пласта h; коэффициент охвата пласта процессом по толщине η2; начальная температура пласта Т0; теплопроводность пласта и окружающих его пород λпл = λоп; плотность пласта и окружающих его пород ρпл = ρоп = 2600 кг/м3; теплоёмкость пласта и окружающих его пород спл = соп.
45
СПБГУАП группа 4736 https://new.guap.ru/i03/contacts
Требуется:
1.Рассчитать площадь нагретой части пласта в одном элементе системы расстановки скважин через 1 год после начала нагнетания пара (для вариантов с 5 по 9 – через 2 года начала нагнетания пара).
2.Построить график отражающий динамику прогрева пласта (зависи-
мость Sпр(t)).
Указания.
Площадь прогретой части пласта определим по формуле МарксаЛангенхейма:
|
q hηc |
|
ρ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
пл |
|
|
|
|
τ |
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|
||||||||||||
Sпр = |
|
т |
|
пл |
|
|
expτerfc τ + 2 |
|
−1 |
, |
(2.5.1) |
||||||
∆Т |
|
4λ |
|
|
ρ |
|
π |
||||||||||
|
п |
оп |
с |
оп |
|
|
|
|
|||||||||
|
|
|
|
оп |
|
|
|
|
|||||||||
где qт – темп подачи тепла в пласт, кДж/с; |
|
|
|
|
|
||||||||||||
qт = qпXпrп + qпcв∆Tп; |
(2.5.2) |
||||||
τ = |
4λопсопρопt |
; |
(2.5.3) |
||||
2 |
2 |
2 |
ρ |
2 |
|||
|
h |
η c |
|
пл |
|
|
|
|
|
пл |
|
|
|
||
∆Tп =Tп −T0. |
|
(2.5.4) |
|||||
Вметодике Маркса-Лангенхейма использовали следующие допущения:
1.Теплопроводность пласта в направлении, параллельном напластованию, равна нулю, а в перпендикулярном – бесконечности.
2.Теплопроводность окружающих пород перпендикулярно к пласту равна реальной теплопроводности пород, а параллельно пласту – нулю.
Варианты заданий:
№ вар. |
qп, |
h, м |
η2, |
Тп, °С |
Т0, °С |
спл, |
λпл, |
м3/сут. |
доли ед. |
кДж/(кг·К) |
Вт/(м·К) |
||||
0 |
287,7 |
45 |
0,8 |
340 |
25 |
0,85 |
2,205 |
1 |
287,7 |
35 |
0,7 |
270 |
23 |
1 |
2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
2 |
287,7 |
45 |
0,8 |
340 |
21 |
0,85 |
2,205 |
3 |
287,7 |
35 |
0,7 |
270 |
25 |
1 |
2 |
4 |
287,7 |
45 |
0,8 |
340 |
23 |
0,85 |
2,205 |
5 |
575,4 |
35 |
0,7 |
270 |
21 |
1 |
2 |
6 |
575,4 |
45 |
0,8 |
340 |
25 |
0,85 |
2,205 |
7 |
575,4 |
35 |
0,7 |
270 |
23 |
1 |
2 |
8 |
575,4 |
45 |
0,8 |
340 |
21 |
0,85 |
2,205 |
9 |
575,4 |
35 |
0,7 |
270 |
25 |
1 |
2 |
46