Рассчитать параметры призабойной зоны скважины, для которой экспериментально определенный коэффициент продуктивности Kпр=14.634 т/(сут*МПа) Толщина

Рассчитать параметры призабойной зоны скважины, для которой экспериментально определенный коэффициент продуктивности Kпр=14.634 т/(сут*МПа) Толщина продуктивного пласта h, м; объемный коэффициент нефти при пластовой температуре bн 1.22; плотность нефти в пластовых условий 𝜌н, кг/м3; вязкость пластовой нефти н 2 мПа*с; радиус контура питания Rк, м; приведенный радиус скважины rПР = 9*10-6 м. Дано: h=4.6 м Rк= 200 м ж = 799 кг/м3 = 0.799 т/м3

1. Определим коэффициент продуктивности: КПР' = 1.15741*10-8KПРρн КПР' = 1.15741*10-8* 14,6340.799 = 21.19*10-8 м3/(с*Па) 2. Рассчитываем коэффициент гидропроводности: k*hμн = KПР'*b*ln(RкrПР)2*π k*hμ=21.19*10-8*1.22*ln(2009*10-6)2*3.14= 0.696*10-6 м2 3. Рассчитаем коэффициент подвижности нефти: kμн = k*hμh kμн = 0.696*10-64.6 = 0.151*10-6 м2/ с*Па 4. Рассчитаем проницаемость призабойной зоны пласта: k = kμн * μн = 0.151*10-6 * 2 = 0.302*10-6 м2

. Рассчитываем коэффициент гидропроводности:
k*hμн = KПР'*b*ln(RкrПР)2*π
k*hμ=21.19*10-8*1.22*ln(2009*10-6)2*3.14= 0.696*10-6 м2
3