- •1 Фізичні властивості нафти, нафтового газу і пластової води
- •2 Енергетична характеристика процесів видобування нафти
- •3 Перфорація, освоєння і дослідження свердловин
- •4 Підвищення продуктивності і приймальності свердловин діянням на привибійну зону пласта
- •5. Рух газорідинної суміші у вертикальних трубах
- •6 Фонтанна експлуатація свердловин
- •7 Газліфтна експлуатація свердловин
- •8 Штангово-насосна експлуатація свердловин
- •9 Експлуатація свердловин відцентровими та іншими насосами
- •Перелік рекомендованої літератури
- •76019, М. Івано-Франківськ, вул. Карпатська, 15
7 Газліфтна експлуатація свердловин
Задача 197. Визначити величину пускового тиску однорядного газліфтного піднімача з кільцевою системою подавання газу, якщо глибина свердловини 2000 м; глибина опускання ліфтових труб 800 м, а пластовий тиск 12 МПа.
Задача 198. Розрахувати глибину опускання НКТ у газліфтну свердловину. Відомо: глибина свердловини 2800 м; діаметр обсадної колони труб 168 мм за товщини стінки 8 мм; дебіт свердловини 110 т/доб; коефіцієнт пропорціональності і показник режиму фільтрації n 20 т/(доб·МПаn) і 0,8; газовий фактор 54 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 3 м3/(м3·МПа), обводненість продукції 48%; густина нафти і води 890 і 1100 кг/м3; робочий тиск газу 18 МПа.
Задача 199. Визначити величину пускового тиску під час газліфтної експлуатації для кільцевої і центральної систем піднімача. У скільки разів відрізняються розраховані тиски між собою? Вхідні дані: у свердловині глибиною 2400 м за коефіцієнта аномалії пластового тиску 0,8 встановлено експлуатаційну колону обсадних труб з внутрішнім діаметром 152,4 мм; довжина піднімальної колони труб 1500 м за умовного діаметра 73 мм і товщини стінки 7 мм; густина свердловинної рідини 870 кг/м3. Рекомендується знехтувати поглинанням рідини під час пуску і величиною тиску на викиді із свердловини.
Задача 200. Визначити величину пускового тиску під час газліфтної експлуатації для кільцевої і центральної систем піднімача. У скільки разів відрізняються розраховані тиски між собою? Вхідні дані: у свердловині глибиною 2200 м за коефіцієнта аномалії пластового тиску 0,9 встановлено експлуатаційну колону обсадних труб з внутрішнім діаметром 152,4 мм; довжина піднімальної колони труб 1400 м за умовного діаметра 73 мм і товщини стінки 7 мм; густина свердловинної рідини 890 кг/м3; тиск на викиді із свердловини 0,6 МПа. Рекомендується знехтувати поглинанням рідини під час пуску.
Задача 201. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтної експлуатації. Відомо: дебіт свердловини 100 т/доб; вибійний тиск 18 МПа; глибина свердловини 2000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 121,3 мм; густина нафти і води 840 і 1030 кг/м3; обводненість продукції 22%; газовий фактор 70 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 3 м3/(м3·МПа); робочий тиск 18 МПа; тиск на викиді 0,5 МПа.
Задача 202. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтної експлуатації. Відомо: дебіт свердловини 250 т/доб; вибійний тиск 18 МПа; глибина свердловини 2000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 121,3 мм; густина нафти і води 880 і 1050 кг/м3; обводненість продукції 45 %; газовий фактор 40 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 2 м3/(м3·МПа); робочий тиск 18 МПа; тиск на викиді 0,8 МПа.
Задача 203. Визначити пусковий тиск для однорядного газліфтного піднімача кільцевої системи. Вхідні дані: глибина свердловини 3000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 150 мм; глибина опускання і умовний діаметр піднімальних труб 2700 м і 73 мм (за товщини стінки 5,5 мм); пластовий тиск 17 МПа; густина рідини 860 кг/м3.
Задача 204. Розрахувати величину пускового тиску для дворядного газліфтного піднімача кільцевої системи. Відомо: глибина свердловини 2700 м; довжина піднімальної колони труб 2300 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 168 мм; умовні діаметри першого ряду насосно-компресорних труб 102 мм (товщина стінки 6,5 мм) і піднімальної колони 60 мм (товщина стінки 5 мм); пластовий тиск 19 МПа; густина рідини 880 кг/м3.
Задача 205. Розрахувати величину добової витрати запомповуваного газу для газліфтної експлуатації свердловини, якщо відомо, що оптимальний режим роботи забезпечується питомою витратою газу 500 м3/м3. Вхідні дані: газовміст 75 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 6 м3/(т·МПа); густина розгазованої нафти 870 кг/м3; тиск біля башмака піднімальних труб 17 МПа; гирловий тиск 1,5 МПа; обводненість продукції 25%; дебіт свердловини 130 т/доб.
Задача 206. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтної експлуатації. Відомо: дебіт свердловини 500 т/доб; вибійний тиск 18 МПа; глибина свердловини 2000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 121,3 мм; густина нафти і води 880 і 1050 кг/м3; обводненість продукції 70 %; газовміст нафти 130 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 2 м3/(м3·МПа); робочий тиск 14 МПа; тиск на викиді 0,6 МПа.
Задача 207. Визначити глибину опускання у свердловину піднімальної колони газліфта. Вхідні дані: глибина свердловини 2300 м; пластовий тиск 18 МПа; коефіцієнт продуктивності свердловини 1,8·10–5 м3/(доб·Па); робочий тиск газу 7 МПа; дебіт свердловини 120 м3/доб; густина рідини 860 кг/м3.
Задача 208. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтної експлуатації. Відомо: дебіт свердловини 75 т/доб; вибійний тиск 18 МПа; глибина свердловини 2000 м; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 121,3 мм; густини нафти і води 880 і 1050 кг/м3; обводненість продукції 35 %; газовий фактор 170 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 2 м3/(м3·МПа); робочий тиск газу 14 МПа; тиск на викиді 0,8 МПа.
Задача 209. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтніої експлуатації. Відомо: допустима питома витрата запомповуваного газу 200 м3/т; газовміст нафти 70 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 3,3 м3/(м3·МПа); тиск на викиді 0,6 МПа; обводненість продукції 70%; густина нафти і води 880 і 1030 кг/м3; коефіцієнт пропорціональності і показник n режиму фільтрації в рівнянні припливу 28 т/(доб·МПаn) і 0,8; пластовий тиск 20 МПа; глибина свердловини 2400 м; товщина пласта 30 м.
Задача 210. Розрахувати глибину опускання і діаметр НКТ та витрату запомповуваного газу під час газліфтної експлуатації. Відомо: коефіцієнт пропорціональності і показник n режиму фільтрації в рівнянні припливу 30 т/(доб·МПаn) і 0,75; пластовий тиск 18 МПа; глибина свердловини 2200 м; густина нафти і води 890 і 1030 кг/м3; тиск на викиді 0,9 МПа; внутрішній діаметр експлуатаційної колони 121,3 мм.
Задача 211. Запроектувати газліфтну експлуатацію нафтової свердловини за методикою О.П. Крилова. Необхідно: розрахувати режимні параметри експлуатації; пусковий тиск; розміщення і тарування газліфтних клапанів; труби (на міцність); вибрати обладнання. Вхідні дані наведено в таблиці 7.1.
Задача 212. Розрахувати пусковий тиск для однорядного газліфтного піднімача кільцевої і центральної систем. Зіставити ці тиски. Відомо: умовні діаметри НКТ і обсадної колони 60 і 146 мм; глибина опускання НКТ 2000 м; глибина свердловини 2500 м; пластовий тиск 18 МПа; свердловина заповнена водою; врахувати товщини гладких труб.
Задача 213. Визначити величину пускового тиску однорядного компресорного піднімача з центральною системою, якщо глибина свердловини 2500 м; пластовий тиск 14,2 МПа; довжина піднімальних труб 1500 м; діаметр експлуатаційної колони Dвн = 150 мм; діаметр піднімальних труб 50 мм; густина рідини 830 кг/м3. Поглинанням рідини пласта знехтувати.
Задача 214. Визначити величину пускового тиску під час газліфтної експлуатації для кільцевої і центральної систем піднімача. У скільки разів відрізняються розраховані тиски між собою? Вхідні дані: у свердловині глибиною 1820 м за коефіцієнта аномалії пластового тиску 0,72 встановлено експлуатаційну колону обсадних труб з внутрішнім діаметром 152,4 мм; довжина піднімальної колони труб становить 1500 м за умовного діаметра 73 мм і товщини стінки 7 мм; густина свердловинної рідини 880 кг/м3. Рекомендується знехтувати поглинанням рідини під час пуску і величиною тиску на викиді із свердловини.
Задача 215. Розрахувати пускові тиски для однорядного компресорного піднімача за центрального і кільцевого подавання газу, якщо занурення НКТ під статичний рівень h = 450 м, густина рідини 942 кг/м3. Внутрішній діаметр експлуатаційної колони Dвн = 150 мм, зовнішній діаметр НКТ dз = 73 мм, а внутрішній – dв = 62 мм. Поглинанням рідини пластом знехтувати.
Задача 216. Розрахувати пускові тиски для однорядного (діаметр НКТ 60 мм) і дворядного (діаметр НКТ 48 і 89 мм) газліфтних піднімачів кільцевої і центральної систем. Зіставте ці тиски. Відомо: НКТ – гладкі; умовний діаметр експлуатаційної колони 168 мм; глибина опускання піднімальних труб 2200 м; відстань від гирла до рівня рідини 1300 м; густина рідини 1000 кг/м3; врахувати товщини труб.
Задача 217. Треба пустити газліфтну свердловину в роботу. У свердловині знаходяться гладкі НКТ довжиною 1500 м і діаметром 73 мм. Відомо: пластовий тиск 20 МПа за глибини свердловини 3000 м; діаметр експлуатаційної колони 168 мм; геотермічний градієнт 0,023 К/м; середньорічна температура 12ºС. Треба визначити пускові тиски, вибрати найменший із них і обчислити тривалість пуску із використанням устатковання АГУ-8К.
Задача 218. Оцінити на скільки зміниться пусковий тиск, коли матиме місце повне поглинання рідини пластом у порівнянні з відсутністю поглинання. Відомо: діаметр обсадної колони 168 мм; діаметр гладких труб НКТ 60 мм; глибина опускання НКТ 1800 м; глибина статичного рівня (від гирла) 1100 м; врахувати товщину НКТ.
Задача 219. Розрахувати пуск газліфтної свердловини в роботу за допомогою установки ДКС-7/200 А, тобто визначити пусковий тиск і тривалість пуску. Відомо: діаметр експлуатаційної колони 168 мм; діаметр і товщина гладких НКТ 60 і 7 мм; глибина свердловини 3000 м; пластовий тиск 28 МПа; свердловина заповнена водою з густиною 1000 кг/м3; пуск здійснюється у викидну лінію, в якій є тиск 0,6 МПа.
Задача 220. Визначити величину пускового тиску у газліфтній свердловині для кільцевої і центральної систем. Зіставити розрахункові тиски. Вхідні дані приведено в таблиці 7.2. Коефіцієнт поглинання пласта 0,3.
Задача 221. Розрахувати пуск газліфтної свердловини з використанням пускових отворів. Відомо: є в наявності пересувне компресорне устатковання УКС-80; пуск здійснюється у викидну лінію із тиском 0,5 МПа; свердловина заповнена нафтою із густиною 880 кг/м3; глибина опускання 60 мм гладких НКТ 2000 м; умовний діаметр експлуатаційної колони 146 мм; статичний рівень знаходиться на відстані 700 м від гирла.
Задача 222. Розрахувати розміщення пускових газліфтних клапанів аналітичним методом. Відомо: у наявності є сильфонні клапани, що керуються тиском газорідинної суміші в трубах; діаметр експлуатаційної колони 146 мм; довжина гладких 60 мм НКТ 2200 м; рівень рідини від гирла на глибині 800 м; у свердловині знаходиться нафта густиною 900 кг/м3; робочий тиск газу 12 МПа.
Задача 223. В результаті обчислень з розрахунку пуску газліфтної свердловини знайдено, що витрата газу через один з пускових клапанів становитиме 12 тис. м3/доб; тиск газу в затрубному просторі і газорідиної суміші в трубах 12 і 5 МПа; температура в точці розміщення клапана 37ºС. Підібрати типорозмір сильфонного клапана, обчислити тиск у сильфоні, тиск зарядки сильфона і мінімальний тиск тарування клапана.
Задача 224. Розрахувати трубний ефект трубного клапана Г-25, коли відомі тиски газорідинної суміші на глибині його розміщення 8 і 11 МПа.
Задача 225. Розрахувати діаметр отвору газліфтного клапана з використанням формул. Відомо: витрата газу через клапан 8 тис.м3/доб; тиск до і після клапана 4 і 7 МПа; відносна густина газу 0,9; температура в місці розміщення клапана 310 К; коефіцієнт витрати газу через клапан 0,85.
Таблиця 7.1 – Вхідні дані до задачі 211 з проектування газліфтної експлуатації свердловин
Параметри |
Перша буква прізвища |
Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки) |
|||||||||
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
||
Глибина свердловини, м |
А – К |
2000 |
2100 |
2050 |
1850 |
1950 |
1800 |
1900 |
2200 |
2300 |
2400 |
Л – Я |
2400 |
2300 |
2200 |
2000 |
1800 |
2200 |
2100 |
2000 |
1800 |
1900 |
|
Діаметр експлуатаційної колони, мм |
|
142 |
|||||||||
Довжина інтервалу перфорації, м |
|
80 |
70 |
40 |
120 |
50 |
30 |
20 |
60 |
75 |
85 |
Гирловий тиск , МПа |
|
0,5 |
0,6 |
0,7 |
0,8 |
0,9 |
1 |
1,1 |
1,2 |
1,3 |
1,4 |
Обводненість продукції, % |
А – К |
60 |
50 |
40 |
30 |
20 |
10 |
15 |
25 |
35 |
0 |
Л – Я |
40 |
30 |
60 |
10 |
45 |
25 |
30 |
40 |
20 |
30 |
|
Тиск насичення, МПа |
А – Я |
10 |
12 |
18 |
14 |
20 |
18 |
15 |
16 |
20 |
18 |
Дебіт свердловини, т/доб |
А – К |
– |
60 |
– |
80 |
– |
– |
70 |
– |
65 |
120 |
Л – Я |
– |
90 |
– |
50 |
– |
– |
120 |
– |
80 |
60 |
|
Коефіцієнт продуктивності, т/(доб·МПа) |
А – Я |
30 |
25 |
45 |
30 |
40 |
60 |
38 |
27 |
42 |
65 |
Газовий фактор, м3/м3 |
А – Ж |
40 |
35 |
20 |
38 |
30 |
27 |
40 |
45 |
34 |
32 |
З – Н |
45 |
50 |
35 |
42 |
40 |
35 |
52 |
28 |
43 |
45 |
|
О – Т |
50 |
42 |
48 |
46 |
50 |
42 |
43 |
32 |
48 |
49 |
|
У – Я |
58 |
54 |
55 |
58 |
60 |
53 |
36 |
40 |
55 |
53 |
|
Допустима питома витрата запомповуваного газу, м3/м3 |
А – К |
– |
– |
180 |
– |
200 |
– |
– |
210 |
– |
190 |
Л – Я |
– |
– |
220 |
– |
180 |
– |
– |
170 |
– |
230 |
Таблиця 7.2 – Вхідні дані до задачі 220 з визначення величини пускового тиску
Параметри |
Перша буква прізвища |
Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки) |
|||||||||
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
||
Глибина свердловини, м |
А – Ж |
1000 |
1100 |
1200 |
1300 |
1400 |
1500 |
1600 |
1700 |
1800 |
1900 |
З – П |
2000 |
2100 |
2200 |
2300 |
2400 |
2500 |
2600 |
2700 |
2800 |
2900 |
|
Р – Я |
3000 |
3100 |
3200 |
3300 |
3400 |
3500 |
3600 |
3700 |
3800 |
3900 |
|
Коефіцієнт аномалії пластового тиску |
А – К |
0,7 |
0,75 |
0,8 |
0,85 |
0,9 |
0,85 |
0,8 |
0,85 |
0,75 |
0,7 |
Л – Я |
0,8 |
0,85 |
0,7 |
0,75 |
0,8 |
0,9 |
0,7 |
0,75 |
0,8 |
0,85 |
|
Густина рідини, кг/м3 |
А – К |
850 |
855 |
860 |
865 |
870 |
875 |
880 |
885 |
890 |
895 |
Л – Я |
860 |
870 |
850 |
875 |
860 |
865 |
870 |
875 |
880 |
890 |
|
Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, мм |
|
161,6 |
153,7 |
164 |
159,4 |
152,4 |
157 |
171,9 |
124,7 |
174,7 |
164 |
Умовний діаметр першого ряду НКТ, мм |
|
102 |
73 |
114 |
73 |
89 |
73 |
102 |
60 |
114 |
73 |
Умовний діаметр другого ряду НКТ, мм |
|
48 |
- |
60 |
- |
42 |
- |
48 |
- |
60 |
- |
Товщина стінки труб першого ряду, мм |
|
6,5 |
5,5 |
7 |
7 |
8 |
5,5 |
6,5 |
5 |
7 |
5,5 |
Товщина стінки труб другого ряду, мм |
|
4 |
- |
5 |
- |
3,5 |
- |
4 |
- |
5 |
- |
Довжина піднімальної колони труб, м |
А – Ж |
700 |
750 |
800 |
850 |
900 |
950 |
1000 |
1100 |
1200 |
1300 |
З – П |
1800 |
1850 |
1900 |
1950 |
2000 |
2100 |
2150 |
2200 |
2300 |
2400 |
|
Р – Я |
1400 |
1500 |
1600 |
1700 |
1600 |
1900 |
1800 |
1000 |
1050 |
1100 |
Задача 226. Розрахувати і побудувати розподіл тиску природного газу в затрубному просторі газліфтної свердловини за барометричною формулою. Відомо: робочий тиск газу на гирлі 8 МПа; геотермічний градієнт 0,02 К/м; середньорічна температура 14ºС.
Задача 227. Розрахувати питому енергію природного газу, яка припадає на одиницю витрати рідини і подається в газліфтну свердловину. Розглянути і зіставити випадки, коли процеси ізотермічний і політропічний, гази ідеальний і реальний. Відомо: питома витрата газу 180 м3/м3; тиск на кінцях НКТ 16 і 0,7 МПа; температура на кінцях НКТ 20 і 48ºС.
Задача 228. Підібрати конкретні труби для опускання в газліфтну свердловину. Відомо: розрахунковий внутрішній діаметр і глибина опускання НКТ 50,3 мм і 3000 м.
Задача 229. Розрахувати плунжерний піднімач. Відомо: глибина свердловини 2000 м; глибина розміщення пакера 1950 м; дебіт свердловини 50 т/доб; вибійний тиск 5 МПа; тиск на гирлі 0,4 МПа; пластовий газовий фактор 350 м3/т; коефіцієнт розчинності газу в нафті 14 м3/(м3·МПа); густина рідини 860 кг/м3.
Задача 230. Розрахувати пускові тиски свердловини для однорядного піднімача відповідно з кільцевим та центральним подаванням газу, зіставити відношенням ці значини. Вхідні дані приведено у таблиці 7.3.
Задача 231. Розрахувати технологічний режим і підібрати обладнання для експлуатації газліфтної свердловини. При цьому вирішити питання: 1. Вибрати конструкцію піднімача. 2. При заданому дебіті визначити вибійний тиск, при заданому вибійному тиску – дебіт, а при необмеженому відборі – дебіт і відповідний йому вибійний тиск. 3. Встановити діаметр та глибину опускання ліфтових труб у свердловину. 4. Розрахувати добову витрату газу. 5. Розрахувати пусковий тиск та вибрати метод пуску. Вхідні дані наведено в таблиці 7.4.
Таблиця 7.3 – Вхідні дані для розрахунку технологічного режиму до задачі 231
Параметри |
Перша буква прізвища |
Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки) |
|||||||||
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
||
Глибина свердловини, м |
А – І |
1000 |
1100 |
1200 |
1300 |
1400 |
1500 |
1600 |
1700 |
1800 |
1900 |
К – П |
2000 |
2100 |
2200 |
2300 |
2400 |
2500 |
2600 |
2700 |
2800 |
2900 |
|
Р – Я |
3000 |
3100 |
3200 |
3300 |
3400 |
3500 |
3600 |
3700 |
3800 |
3900 |
|
Пластовий тиск, МПа |
А – І |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
14 |
15 |
К – П |
16 |
17 |
18 |
19 |
20 |
21 |
22 |
23 |
24 |
25 |
|
Р – Я |
26 |
27 |
28 |
29 |
30 |
31 |
32 |
33 |
34 |
35 |
|
Густина рідини, кг/м3 |
А – К |
855 |
860 |
870 |
880 |
890 |
900 |
1000 |
1050 |
1100 |
1200 |
Л – Я |
870 |
880 |
855 |
860 |
870 |
880 |
875 |
870 |
880 |
855 |
|
Умовний діаметр НКТ, мм |
А – І |
73 |
73 |
60 |
89 |
48 |
73 |
60 |
89 |
48 |
60 |
К – П |
89 |
60 |
73 |
60 |
60 |
48 |
73 |
73 |
89 |
48 |
|
Р – Я |
60 |
89 |
48 |
48 |
73 |
60 |
48 |
60 |
73 |
73 |
|
Умовний діаметр експлуатаційної колони, мм |
А – І |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
К – П |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
|
Р – Я |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
146 |
168 |
|
Товщина стінки НКТ, мм |
А – І |
5,5 |
7 |
5 |
6,5 |
4 |
5,5 |
5 |
6,5 |
4 |
5 |
К – П |
6,5 |
5 |
5,5 |
5 |
5 |
4 |
7 |
5,5 |
6,5 |
4 |
|
Р – Я |
5 |
6,5 |
4 |
4 |
7 |
5 |
4 |
5 |
5,5 |
7 |
Таблиця 7.4 – Дані до задачі 231 з розрахунку технологічного режиму роботи газліфтної свердловини
Параметри |
Перша буква прізвища |
Варіанти (остання цифра шифру залікової книжки) |
|||||||||
0 |
1 |
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
||
2 |
3 |
4 |
5 |
6 |
7 |
8 |
9 |
10 |
11 |
12 |
13 |
Глибина свердловини, м |
|
1840 |
2730 |
3240 |
1600 |
2300 |
2580 |
3370 |
3150 |
2420 |
3540 |
Товщина пласта, м |
|
40 |
100 |
85 |
30 |
140 |
180 |
130 |
180 |
120 |
170 |
Внутрішній діаметр експлуатаційної колони, мм |
|
122 |
150 |
150 |
130 |
125 |
134 |
145 |
121 |
125 |
143 |
Пластовий тиск, МПа |
|
12 |
16 |
17 |
9 |
14 |
15 |
17 |
16 |
13 |
20 |
Вибійний тиск, МПа |
А – К |
– |
– |
70 |
– |
– |
70 |
– |
80 |
65 |
– |
Л – Я |
– |
– |
90 |
– |
– |
95 |
– |
92 |
80 |
– |
|
Буферний тиск, МПа |
|
0,6 |
0,7 |
0,5 |
0,8 |
0,4 |
0,3 |
0,5 |
0,4 |
0,5 |
0,8 |
Дебіт свердловини, м3/добу |
|
Необме-жений |
120 |
– |
60 |
Необме-жений |
– |
80 |
– |
– |
Необме- жений |
Коефіцієнт продуктивності, м3/(МПа·добу) |
А – К |
11 |
25 |
13 |
20 |
15 |
16 |
10 |
9 |
8 |
7 |
Л – Я |
15 |
13 |
20 |
13 |
11 |
20 |
16 |
12 |
14 |
10 |
|
Газовий фактор, м3/м3 |
|
40 |
50 |
30 |
45 |
65 |
35 |
55 |
44 |
48 |
75 |
Коефіцієнт розчинності, м3/(м3·МПа) |
|
4 |
5 |
5 |
6 |
4,5 |
5 |
6 |
5 |
4,7 |
5 |
Відносна густина нафти |
|
0,84 |
0,9 |
0,85 |
0,88 |
0,9 |
0,86 |
0,88 |
0,9 |
0,92 |
0,93 |
Відносна густина газу |
|
0,9 |
0,88 |
0,92 |
0,9 |
0,85 |
0,9 |
0,93 |
0,94 |
0,85 |
0,8 |
Вміст води, % |
|
– |
2 |
– |
– |
4 |
– |
5 |
– |
8 |
– |
Наявність піску |
|
Сліди |
– |
Сліди |
Сліди |
– |
– |
Сліди |
Сліди |
– |
– |
Робочий тиск, МПа |
|
5 |
7 |
8 |
5 |
6 |
8 |
8 |
8 |
6 |
8 |
Допустима питома витрата нагнітального газу, м3/м3 |
А – К |
150 |
– |
– |
– |
220 |
– |
– |
– |
– |
340 |
Л – Я |
170 |
– |
– |
– |
180 |
– |
– |
– |
– |
260 |