Исходные данные:
| Величина | Значение | Ед. измер. |
| q | м3/сут | |
| μ | 4,2 | мПа*с |
| h | м | |
| m | 0,25 | д.ед. |
| βн | 1,09*10-9 | 1/Па |
| βп | 3,6*10-10 | 1/Па |
| rc | 0,0665 | м |
| Rк | м |
Решение:
1. Строим КВД в координатах ΔP – Lg(T):
| Т, час | Р, МПа | ∆P, МПа | LgT |
| 18,00 | 2,70 | 4,86 | |
| 18,10 | 2,80 | 4,90 | |
| 18,20 | 2,90 | 4,94 | |
| 18,24 | 2,94 | 4,97 | |
| 18,38 | 3,08 | 5,00 | |
| 18,40 | 3,10 | 5,03 | |
| 18,47 | 3,17 | 5,06 | |
| 18,52 | 3,22 | 5,09 | |
| 18,55 | 3,25 | 5,11 | |
| 18,59 | 3,29 | 5,14 | |
| 18,60 | 3,30 | 5,16 | |
| 18,64 | 3,34 | 5,18 | |
| 18,70 | 3,40 | 5,20 | |
| 18,75 | 3,45 | 5,22 | |
| 18,79 | 3,49 | 5,24 | |
| 18,80 | 3,50 | 5,26 |
2. Уклон прямолинейного участка:
Выбираем т. на прямой
3. Гидропроводность:
4. Проницаемость
5. Пьезопроводность:
6. Вычисляем Скин – фактор:
Скин – фактор, параметр определяющий потери давления в ОЗП, отрицательный, следовательно, призабойная зона улучшена относительно удаленной зоны пласта, и проектирование мероприятий по интенсификации продуктивности скважины не требуется.
2.3 Расчет условий фонтанирования скважины. Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.3.1 Расчет условий фонтанирования скважины при текущих и начальных условиях
Исходные данные:
| Величина | Значение | Ед. измер. |
| Hс | м | |
| Pпл нач | МПа | |
| Pпл тек | 19,1 | МПа |
| Dэкс | 0,146 | м |
| dэкс | 0,1304 | м |
| ρгл.р. | кг/м3 | |
| Dнкт | 0,073 | м |
| dнкт | 0,062 | м |
| ρн д | кг/м3 | |
| Руст | 1,5 | МПа |
| Рнас | 14,5 | МПа |
| Г | м3/т | |
| ρн пл | кг/м3 | |
| n | 74,6 | % |
| ρв пл | кг/м3 | |
| Ya | 0,0029 | д.ед. |
| Yс1 | 0,9501 | д.ед. |
| Tпл | ˚С |
Решение:
Минимальным забойным давлением фонтанирования называется такое давление, которое, если его пересчитать в высоту столба жидкости, то эта высота окажется больше глубины скважины, т.е. из скважины будет переливаться жидкость.
Рассчитаем минимальное забойное давление фонтанирования для текущих условий:
Объем выделившегося газа при давлении на устье 1,5 МПа, приходящийся на единицу массы дегазированной нефти, определим по формуле:
Давление насыщения при температуре 20 °С определим из соотношения:
– Функция состава газа
Объем выделившегося газа при давлении на устье 1,5 МПа
Объём выделившегося газа на башмаке подъемника равен нулю, т.к. 
Эффективный газовый фактор определяем по формуле:
Максимальную длину подъемника определим по:
– Средняя плотность жидкости на длине газожидкостного подъемника.
Продукция скважины обводнена 
. Определяем среднюю плотность нефти:
При текущих условиях (
), скважина фонтанирует и прекратит фонтанировать при снижении забойного давления до 23 – 23,96 МПа.
Аналогичным образом, рассчитаем минимальное забойное давление фонтанирования для начальных условий: 
.
2.3.2 Расчет распределения давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
Исходные данные:
| Величина | Значение | Ед. измер. | СИ | |
| Тпл | ° С | К | ||
| Рнас | 14,5 | МПа | Па | |
| Yc1 | 0,9501 | д.ед. | 0,4926 | д.ед |
| Ya | 0,0029 | д.ед. | 0,0535 | д.ед |
| Рпл тек | 19,1 | МПа | Па | |
| Ру | 1,5 | МПа | Па | |
| Г | м3/т | м3/т | ||
| ρнд | кг/м3 | кг/м3 | ||
| ρго | 1,02 | - | 1,02 | - |
| n | 74,6 | % | 0,746 | д.ед. |
| ρпл вода | кг/м3 | кг/м3 | ||
| Qж | м3/сут | м3/сут | ||
| dнкт | 0,062 | м | 0,062 | м |
| μ | 0,0042 | Па*с | 0,0042 | Па*с |
| Pзаб дин | 15,3 | МПа | Па | |
| dэкс | мм | 0,133 | м | |
| Hс | м | м |
Решение:
Используя метод Ф. Поэтмана – П. Карпентера. Расчет ведем "сверху-вниз".
1. Задаем шаг 
, 
и определяем число расчетных точек:
2. Рассчитываем температурный градиент потока
где 
- средний геотермический градиент скважины, Qж ст – дебит скважины по жидкости при стандартных условиях; DТ – внутренний диаметр колонны НКТ, м.
3. Определяем температуру на устье скважины
1. Рассчитываем температуру потока в рассматриваемых сечениях (точках) потока. Например, в сечении, где 
, температура будет:
5. Используя данные исследования проб пластовой нефти, определяем физические параметры, соответствующие заданным давлениям
6. Вычислим коэффициент сверхсжимаемости газа Z, для этого определим приведенные параметры смеси газов:
– относительная по воздуху плотность смеси газов,
Коэффициент сверхсжимаемости газовой смеси при Р = 3,0 МПа:
При 
и 
При 
и 
7. Определяем удельный объем ГЖС при Р=3,0 МПа
8. Определяем удельную массу смеси при стандартных условиях
9. Рассчитываем идеальную плотность ГЖСм при Р=3,0 МПа
10. Определяем корреляционный коэффициент 
:
11. Вычисляем полный градиент давления при Р=3,0 МПа
13. Рассчитываем приведенную скорость жидкости в сечении колонны, 
:
– относительная шероховатость, k = 0,262*10-3:
Вычисляем 
- обратные расчетным градиентам давления.
Последовательно определяем положение сечений (точек) с заданными термодинамическими условиями газожидкостного потока:
Аналогичным образом вычисляем распределение давления "снизу – вверх", все данные расчетов сводим в таб.3.3.2.1 и таб.3.3.2.2.
Таб.3.3.2.1. Распределение давления в НКТ, расчет "сверху вниз"
| Р, Мпа | ρ, кг/м3 | μ, мПа*с | b | Г, м3/т | T ГЖС, К | Vгв, м3/т | Рпр | Тпр | Z | Vсм | Мсм, кг/м3 | f | Росм | dp/dH | dH/dp | H |
| 1,5 | 873,2 | 5,39 | 1,041 | 35,56 | 285,3 | 21,8 | 0,338 | 0,997 | 0,89 | 5,33 | 4106,6 | 0,09 | 770,3 | 0,0077 | 129,6 | 0,0 |
| 2,0 | 869,7 | 5,28 | 1,056 | 39,57 | 286,8 | 21,8 | 0,45 | 1,002 | 0,84 | 4,95 | 4106,6 | 0,09 | 828,9 | 0,0083 | 120,7 | 62,6 |
| 2,5 | 867,0 | 5,19 | 1,07 | 42,68 | 288,3 | 21,2 | 0,563 | 1,007 | 0,79 | 4,71 | 4106,6 | 0,09 | 871,7 | 0,0087 | 121,5 | |
| 3,0 | 864,8 | 5,13 | 1,084 | 45,22 | 289,8 | 20,4 | 0,676 | 1,013 | 0,73 | 4,55 | 4106,6 | 0,09 | 903,3 | 0,0090 | 111,1 | 178,0 |
| 3,5 | 862,9 | 5,07 | 1,097 | 47,37 | 291,3 | 19,5 | 0,788 | 1,018 | 0,66 | 4,43 | 4106,6 | 0,09 | 927,2 | 0,0092 | 108,3 | 232,9 |
| 4,0 | 861,3 | 5,02 | 1,11 | 49,23 | 292,8 | 18,5 | 0,901 | 1,023 | 0,60 | 4,34 | 4106,6 | 0,09 | 945,6 | 0,0094 | 106,3 | 286,5 |
| 4,5 | 859,9 | 4,97 | 1,122 | 50,88 | 294,3 | 17,5 | 1,013 | 1,028 | 0,53 | 4,28 | 4106,6 | 0,09 | 959,5 | 0,0095 | 104,8 | 339,3 |
| 5,0 | 858,6 | 4,93 | 1,134 | 52,35 | 295,8 | 16,5 | 1,126 | 1,033 | 0,45 | 4,23 | 4106,6 | 0,09 | 970,1 | 0,0096 | 103,7 | 391,4 |
| 5,5 | 857,5 | 4,9 | 1,145 | 53,67 | 297,3 | 15,5 | 1,239 | 1,039 | 0,38 | 4,20 | 4106,6 | 0,09 | 0,0097 | 102,9 | 443,1 | |
| 6,0 | 856,4 | 4,86 | 1,156 | 54,89 | 298,8 | 14,4 | 1,351 | 1,044 | 0,31 | 4,17 | 4106,6 | 0,09 | 983,8 | 0,0098 | 102,3 | 494,4 |
| 6,5 | 855,5 | 4,83 | 1,166 | 56,00 | 300,3 | 13,4 | 1,464 | 1,049 | 0,23 | 4,16 | 4106,6 | 0,09 | 988,1 | 0,0098 | 101,8 | 545,4 |
| 7,0 | 854,6 | 4,8 | 1,176 | 57,04 | 301,8 | 12,4 | 1,576 | 1,054 | 0,25 | 4,16 | 4106,6 | 0,09 | 986,4 | 0,0098 | 596,4 | |
| 7,5 | 853,7 | 4,78 | 1,185 | 58,00 | 303,3 | 11,4 | 1,689 | 1,06 | 0,28 | 4,17 | 4106,6 | 0,09 | 0,0098 | 102,2 | 647,4 | |
| 8,0 | 852,9 | 4,75 | 1,194 | 58,90 | 304,8 | 10,4 | 1,802 | 1,065 | 0,29 | 4,17 | 4106,6 | 0,09 | 983,8 | 0,0098 | 102,3 | 698,5 |
| 8,5 | 852,2 | 4,73 | 1,202 | 59,74 | 306,3 | 9,4 | 1,914 | 1,07 | 0,31 | 4,18 | 4106,6 | 0,09 | 982,9 | 0,0098 | 102,4 | 749,7 |
| 9,0 | 851,5 | 4,71 | 1,21 | 60,54 | 307,8 | 8,4 | 2,027 | 1,075 | 0,33 | 4,18 | 4106,6 | 0,09 | 0,0098 | 102,5 | 800,9 | |
| 9,5 | 850,9 | 4,69 | 1,217 | 61,29 | 309,3 | 7,5 | 2,139 | 1,081 | 0,34 | 4,19 | 4106,6 | 0,09 | 981,3 | 0,0098 | 102,5 | 852,2 |
| 10,0 | 850,2 | 4,67 | 1,224 | 62,01 | 310,8 | 6,5 | 2,252 | 1,086 | 0,36 | 4,19 | 4106,6 | 0,09 | 980,6 | 0,0097 | 102,6 | 903,5 |
| 10,5 | 849,7 | 4,65 | 1,23 | 62,69 | 312,3 | 5,6 | 2,364 | 1,091 | 0,37 | 4,19 | 4106,6 | 0,09 | 980,1 | 0,0097 | 102,7 | 954,8 |
| 11,0 | 849,1 | 4,63 | 1,236 | 63,34 | 313,8 | 4,7 | 2,477 | 1,096 | 0,39 | 4,19 | 4106,6 | 0,09 | 979,6 | 0,0097 | 102,7 | 1006,1 |
| 11,5 | 848,6 | 4,61 | 1,241 | 63,96 | 315,2 | 3,8 | 2,59 | 1,101 | 0,40 | 4,19 | 4106,6 | 0,09 | 979,4 | 0,0097 | 102,7 | 1057,5 |
| 12,0 | 848,0 | 4,6 | 1,246 | 64,55 | 316,7 | 2,9 | 2,702 | 1,107 | 0,42 | 4,20 | 4106,6 | 0,09 | 978,9 | 0,0097 | 102,8 | 1108,9 |
| 12,5 | 847,5 | 4,58 | 1,25 | 65,12 | 318,2 | 2,0 | 2,815 | 1,112 | 0,43 | 4,20 | 4106,6 | 0,09 | 978,9 | 0,0097 | 102,8 | 1160,3 |
| 13,0 | 847,1 | 4,57 | 1,254 | 65,67 | 319,7 | 1,2 | 2,927 | 1,117 | 0,45 | 4,20 | 4106,6 | 0,09 | 978,7 | 0,0097 | 102,8 | 1211,7 |
| 13,5 | 846,6 | 4,55 | 1,257 | 66,19 | 321,2 | 0,3 | 3,04 | 1,122 | 0,46 | 4,20 | 4106,6 | 0,09 | 978,9 | 0,0097 | 102,8 | 1263,1 |
| 14,0 | 846,2 | 4,54 | 1,26 | 66,70 | 322,7 | 0,1 | 3,153 | 1,128 | 0,47 | 4,20 | 4106,6 | 0,09 | 978,5 | 0,0097 | 102,8 | 1314,5 |
| 14,5 | 845,7 | 4,53 | 1,262 | 67,19 | 324,2 | 0,0 | 3,265 | 1,133 | 0,49 | 4,20 | 4106,6 | 0,09 | 0,0097 | 102,9 | 1365,9 | |
| 15,0 | 845,3 | 4,51 | 1,264 | 67,66 | 325,7 | 1,0 | 3,378 | 1,138 | 0,50 | 4,21 | 4106,6 | 0,09 | 976,6 | 0,0097 | 1417,4 |
Таб.3.3.2.2. Распределение давления в эксплуатационной колонне, расчет "Снизу вверх".
| Р, Мпа | ρ, кг/м3 | μ, мПа*с | b | Г, м3/т | T ГЖС, К | Vгв | Рпр | Тпр | Z | Vсм | Мсм, кг/м3 | f | Росм | dp/dH | dH/dp | H |
| 15,5 | 844,9 | 4,5 | 1,265 | 68,12 | 326,2 | - | - | - | 4,173 | 4224,9 | 0,01547 | 1012,4 | 0,0099 | 100,7 | ||
| 845,3 | 4,51 | 1,264 | 67,66 | 324,6 | - | - | - | 4,187 | 1009,1 | 0,0099 | ||||||
| 14,5 | 845,7 | 4,53 | 1,262 | 67,19 | 322,9 | 0,031 | 3,24 | 1,185 | 0,4212 | 4,199 | 1006,1 | 0,0099 | 101,3 | |||
| 846,2 | 4,54 | 1,26 | 66,70 | 321,3 | 0,076 | 3,048 | 1,179 | 0,3962 | 4,197 | 1006,6 | 0,0099 | 101,3 | ||||
| 13,5 | 846,6 | 4,55 | 1,257 | 66,19 | 319,7 | 0,082 | 2,939 | 1,173 | 0,3821 | 4,194 | 1007,3 | 0,0099 | 101,2 | |||
| 847,1 | 4,57 | 1,254 | 65,67 | 318,0 | 0,574 | 2,83 | 1,167 | 0,3679 | 4,193 | 1007,6 | 0,0099 | 101,2 | ||||
| 12,5 | 847,5 | 4,58 | 1,25 | 65,12 | 316,4 | 1,078 | 2,721 | 1,161 | 0,3537 | 4,191 | 1008,2 | 0,0099 | 101,1 | |||
| 848,0 | 4,6 | 1,246 | 64,55 | 314,8 | 1,598 | 2,613 | 1,155 | 0,3397 | 4,188 | 1008,8 | 0,0099 | |||||
| 11,5 | 848,6 | 4,61 | 1,241 | 63,96 | 313,1 | 2,134 | 2,504 | 1,149 | 0,3255 | 4,185 | 1009,6 | 0,0099 | ||||
| 849,1 | 4,63 | 1,236 | 63,34 | 311,5 | 2,686 | 2,395 | 1,143 | 0,3114 | 4,182 | 1010,3 | 0,0099 | 100,9 | ||||
| 10,5 | 849,7 | 4,65 | 1,23 | 62,69 | 309,9 | 3,258 | 2,286 | 1,137 | 0,2972 | 4,177 | 1011,4 | 0,0099 | 100,8 | |||
| 850,2 | 4,67 | 1,224 | 62,01 | 308,2 | 3,849 | 2,177 | 1,131 | 0,2830 | 4,173 | 1012,4 | 0,0099 | 100,7 | ||||
| 9,5 | 850,9 | 4,69 | 1,217 | 61,29 | 306,6 | 4,462 | 2,068 | 1,125 | 0,2688 | 4,168 | 1013,6 | 0,0099 | 100,6 | |||
| 851,5 | 4,71 | 1,21 | 60,54 | 304,9 | 5,104 | 1,959 | 1,119 | 0,2547 | 4,163 | 1014,8 | 0,0100 | 100,5 | ||||
| 8,5 | 852,2 | 4,73 | 1,202 | 59,74 | 303,3 | 5,77 | 1,851 | 1,113 | 0,2406 | 4,157 | 1016,3 | 0,0100 | 100,3 | |||
| 852,9 | 4,75 | 1,194 | 58,90 | 301,7 | 6,471 | 1,742 | 1,107 | 0,2265 | 4,151 | 1017,7 | 0,0100 | 100,2 | ||||
| 7,5 | 853,7 | 4,78 | 1,185 | 58,00 | 300,0 | 7,203 | 1,633 | 1,101 | 0,2123 | 4,144 | 1019,4 | 0,0100 | ||||
| 854,6 | 4,8 | 1,176 | 57,04 | 298,4 | 7,974 | 1,524 | 1,095 | 0,1981 | 4,138 | 1021,1 | 0,0100 | 99,8 | ||||
| 6,5 | 855,5 | 4,83 | 1,166 | 56,00 | 296,8 | 8,804 | 1,415 | 1,089 | 0,3990 | 4,162 | 1015,2 | 0,0100 | 100,4 | |||
| 856,4 | 4,86 | 1,156 | 54,89 | 295,1 | 9,672 | 1,306 | 1,083 | 0,4486 | 4,171 | 1012,9 | 0,0099 | 100,6 | ||||
| 5,5 | 857,5 | 4,9 | 1,145 | 53,67 | 293,5 | 10,607 | 1,197 | 1,077 | 0,5000 | 4,186 | 1009,4 | 0,0099 | ||||
| 858,6 | 4,93 | 1,134 | 52,35 | 291,9 | 11,606 | 1,089 | 1,071 | 0,5522 | 4,208 | 0,0098 | 101,5 | |||||
| 4,5 | 859,9 | 4,97 | 1,122 | 50,88 | 290,2 | 12,69 | 0,98 | 1,065 | 0,6056 | 4,241 | 996,3 | 0,0098 | 102,3 | |||
| 861,3 | 5,02 | 1,11 | 49,23 | 288,6 | 13,883 | 0,871 | 1,059 | 0,6589 | 4,289 | 985,1 | 0,0097 | 103,5 | ||||
| 3,5 | 862,9 | 5,07 | 1,097 | 47,37 | 286,9 | 15,196 | 0,762 | 1,053 | 0,7114 | 4,359 | 969,3 | 0,0095 | 105,2 | |||
| 864,8 | 5,13 | 1,084 | 45,22 | 285,3 | 16,68 | 0,653 | 1,047 | 0,7625 | 4,464 | 946,4 | 0,0093 | 107,7 | ||||
| 2,5 | 867,0 | 5,19 | 1,07 | 42,68 | 283,7 | 18,37 | 0,544 | 1,041 | 0,8114 | 4,627 | 913,2 | 0,0090 | 111,6 | |||
| 869,7 | 5,28 | 1,056 | 39,57 | 282,0 | 20,356 | 0,435 | 1,035 | 0,8576 | 4,895 | 863,2 | 0,0085 | 118,1 |
Строим график распределения давления и оцениваем погрешность результата расчета:
2.4 Технико-экономическое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования и режима его работы
Расчёты оптимального, допускаемого и предельного давлений на приёме насоса
Оптимальным называется давление, при котором в продукции скважины имеется такое количество газа, попадание которого в насос не влечёт за собой отклонений реальных характеристик от стендовых при максимальном (h); оно определяется по эмпирическим формулам и при 
Допускаемым называется давление, при котором попадание свободного газа в ЭЦН приводит к отклонению реальных характеристик от стендовых, однако устойчивая работа насоса обеспечивается при допустимых h.
При 
Предельным называется давление, при котором в продукции скважины имеется такое количество свободного газа, попадание которого в насос приводит к нестабильной его работе или к срыву подачи, когда h = 0; определяется по формуле
Рассчитанные 
имеют максимальное значение, поскольку формулы выведены из предположения, что коэффициент сепарации газа на приёме насоса равен нулю, и весь свободный газ попадает в насос. Если же какое-то количество газа отделяется у приёма насоса, то эти давления будут ниже максимальных. Величинами 
определяется глубина спуска насоса и, следовательно, расходы труб, материалов, электроэнергии и т.д.
Глубина погружения насоса должна соответствовать зоне оптимального содержания газа в жидкости; приблизительно её можно определить по формуле
Глубина спуска насоса Lн=1760 м.
Необходимый напор ЦН определяется из уравнения условной характеристики скважины
- высота, соответствующая депрессии на пласт при показателе степени в уравнении притока жидкости, равном единице,
потери напора за счёт трения движущейся жидкости в НКТ, определяемые по формуле
Подбор насоса ведётся в зависимости от дебита скважины и необходимого напора, а также диаметра эксплуатационной колонны.
Для рассматриваемой скважины приемлем насос УЭЦНД5-30-1600 с числом рабочих ступеней 
.
Для подвода электроэнергии к электродвигателю используется кабель плоского сечения марки КПБК3×35 с площадью сечения жилы 35 мм2. От сечения и длины кабеля зависят потери электроэнергии в нём и к.п.д. установки.
Потери электроэнергии в кабеле КПБК3×35 длиной 100 м определяются по формуле:
где 
– сила тока в статоре электродвигателя;
R – сопротивление в кабеле длиной 100 м, которое определяется по формуле
где 
площадь сечения жилы кабеля, 
– удельное сопротивление при средней температуре в скважине, определяемое по формуле
где 
Ом×мм2/м – удельное сопротивление меди при Т = 293К;
– температурный коэффициент для меди; тогда 
,
.
Длина кабеля должна равняться глубине спуска насоса, увеличенной на 10% для учёта расстояния от скважины до станции управления
Общие потери электрической мощности в кабеле составят
Расчётная мощность двигателя, необходимая для работы УЭЦН, определяется по формуле
С учётом потерь мощности в кабеле потребная мощность двигателя составит
Принимается двигатель ПЭД40-103 с номинальной мощностью 40 кВт и диаметром 
.
Наружные диаметры двигателя, насоса и НКТ необходимо выбирать с учётом их размещения вместе с кабелем в эксплуатационной колонне. Допустимый зазор между наружным диаметром агрегата и внутренним диаметром эксплуатационной колонны должен быть не менее пяти мм; тогда наибольший допустимый основной размер агрегата
фактический диаметр агрегата с учётом плоского кабеля составит
– толщина плоского кабеля,
– толщина металлического пояса, крепящего кабель к агрегату.
Результат расчётов показывает, что насосный агрегат в эксплуатационной колонне размещается удовлетворительно.
7. Для выбора автотрансформатора и определения величины напряжения в его вторичной обмотке необходимо найти падение напряжения в кабеле
– активное удельное сопротивление кабеля,
= 0,1 Ом/км – индуктивное удельное сопротивление кабеля,
– коэффициент мощности установки,
– коэффициент реактивной мощности.
Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно сумме напряжений электродвигателя (520 В) и потерь напряжения в кабеле, т.е. на вторичной обмотке трансформатора требуется напряжение 465 + 117,6 = 582,6 В; этому требованию удовлетворяют автотрансформаторы АТС 30-0,5.
Заключение
В настоящем курсовом проекте рассмотрены вопросы ввода в эксплуатацию и особенностей эксплуатации скв. № 1263 Лянторского месторождения, в частности установлено, что данную скважину наиболее целесообразно эксплуатировать с помощью УЭЦН.
Приложение
Таблица 1 - Лянторское месторождение. Геолого-физические параметры продуктивных пластов
| Параметры | АС 9 | АС10 | АС11 |
| Средняя глубина залегания, м | |||
| Тип коллектора | Терригенный | ||
| Средняя общая толщина, м | 11,73 | 22,84 | 23,1 |
| Газовый фактор, м3/т | |||
| Эффективная средняя толщина, м | 8,6 | 16,71 | 13,26 |
| Пористость газонасыщенного коллектора, доли едениц | 0,248 | 0,247 | 0,24 |
| Пористость нефтенасыщенного коллектора, доли едениц | 0,248 | 0,251 | 0,246 |
| Начальная насыщенность газом, доли едениц | 0,665 | 0,686 | 0,673 |
| Начальная насыщенность нефтью, доли едениц | 0,625 | 0,623 | 0,639 |
| Объемный коэффициент газа, доли едениц | 0,0048 | 0,0048 | 0,0048 |
| Объемный коэффициент нефти, доли едениц | 1,7 | 1,7 | 1,7 |
| Объемный коэффициент воды, доли едениц | 1,01 | 1,01 | 1,01 |
| Плотность газа в поверхностных условиях, кг/м3 | 0,686 | 0,636 | 0,686 |
| Плотность нефти в поверхностных условиях, кг/м3 | |||
| Плотность воды в поверхностных условиях, кг/м3 | |||
| Средняя проницаемость по керну, мкм2 | 0,299 | 0,399 | 0,266 |
| Средняя проницаемость по геофизике, мкм2 | 0,432 | 0,539 | 0,496 |
| Средняя проницаемость по гидродинамике, мкм2 | 0,122 | 0,109 | 0,1 |
| Вязкость газа в пластовых условиях, мПа×с | 0,0188 | 0,0188 | 0,0188 |
| Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа×с | 3.67/4.5 | 6.18/4.2 | 6.18/4.2 |
| Вязкость воды в пластовых условиях, мПа×с | 0,49 | 0,49 | 0,49 |
| Плотность газа в пластовых условиях, кг/м3 | 144,8 | 144,8 | 144,8 |
| Плотность нефти в пластовых условиях, кг/м3 | 812/795 | 846/796 | 846/796 |
| Плотность воды в пластовых условиях, кг/м3 | |||
| Газовый фактор, м3/т | |||
| Пластовая температура,°С | 61,5 | 61,5 | 61,5 |
| Пластовое давление, МПа | |||
| Давление насыщения нефти газом, МПа | 15.2/20 | 14.5,19 | 14.5/19 |
| Средняя продуктивность, 10м3/(сут×МПа) | 0,96 | 1/13 | 1,08 |
| Коэффициент песчанистости, доли едениц | 0,733 | 0,732 | 0,574 |
| Коэффициент расчлененности, доли едениц | 2,295 | 4,048 | 5,193 |
| Содержание серы в нефти, % | 1,22 | 1,22 | |
| Содержание парафина в нефти, % | 2,33 | 1,98 | 1,98 |
Таблица 2 - Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти (мольное содержание, %) пласта АС10
| Показатели | Пласты | |||
| АС9 | АС10 | |||
| гнз | нз | гнз | нз | |
| Содержание в газе | ||||
| (молярная концентрация), %: | ||||
| диоксида углерода | 1,3 | 0,48 | 1,31 | 0,47 |
| азота | 0,83 | 0,23 | 0,45 | 0,51 |
| метана | 96,1 | 91,5 | 95,5 | 93,1 |
| этана | 0,86 | 1,89 | 1,12 | 2,57 |
| Газ газовой шапки: | ||||
| Давление нач.конденсации, МПа | ||||
| Плотность, кг/м3 | 1,448 | 1,448 | ||
| Вязкость, мПа·с | 0,0188 | 0,0188 | ||
| Содержание стабильного конденсата в газе, г/м3 | 39,7 | 39,7 | ||
| Коэффициент сверхсжим-ти, z | 0,8629 | 0,8629 |
