Cтраница 2
Довольно густой сетке скважин соответствует относительно маленький упругий запас жидкости на скважину и острая необходимость довольно быстрой организации заводнения с целью поддержания и повышения пластового давления. [16]
Коэффициент р численно равен изменению упругого запаса жидкости в единице объема пласта при изменении пластового давления на одну единицу. [17]
За это время t частично будет восполнен упругий запас жидкости, прежде отобранный при создании воронки депрессий, поскольку поднимется динамический уровень, увеличится забойное давление и уменьшится глубина воронки депрессии. [18]
Для установления режима разработки залежи необходимо определить упругий запас жидкости в пласте. Щелкачеву, под упругим запасом жидкости понимается количество жидкости, которое извлекается из пласта при снижении в нем давления за счет упругости пласта и находящейся в нем жидкости и определяется по формуле: & У3 ( т ж - pc) VoApo, где AV3 - упругий запас жидкости внутри объема пласта V при изменении давления на величину Др0; Vo - объем пласта, в котором произошло падение давления Дро; т - пористость пласта; рж Рс - коэффициенты сжимаемости соответственно жидкости и скелета породы. [19]
За это время t частично будет восполнен упругий запас жидкости, прежде отобранный при создании воронки депрессии, поскольку поднимется динамический уровень, увеличится забойное давление и уменьшится глубина воронки депрессии. [20]
Поскольку упругий запас жидкости ( или дефицит упругого запаса жидкости) воронки депрессии, создаваемой добывающей скважиной, может быть мал ( он меньше упругого запаса жидкости всей зоны дренирования добывающей скважины в 15 раз и более, но и упругий запас жидкости зоны дренирования добывающей скважины может быть мал при применении густой сетки скважин и малой толщине нефтяных пластов), то оказывается необходимо учитывать объем самой скважины, заполняемый во время ее остановки жидкостью, притекающей из нефтяных пластов. [21]
В переходный период неизменной остается величина прироста упругого запаса жидкости. [22]
Следует отметить, что в обычных условиях величина упругого запаса жидкости V в какой-нибудь области пласта мала по сравнению с абсолютным ( геологическим) запасом Уж жидкости в этой же области. [23]
К недостаткам модели укрупненной скважины следует отнести пренебрежение упругим запасом жидкости в пределах участка, что обусловит в начальный период разработки отсутствие отборов жидкости внутри участка. [24]
При прямом ходе при снижении забойного и пластового давлений был отобран избыточный упругий запас жидкости. [25]
Физический смысл величины в правой части этого равенства таков: объем упругого запаса жидкости во всем объеме закрытого пласта на единицу снижения средневзвешенного давления в нем. [26]
За время распространения зоны воздействия добывающей скважины эта скважина отбирает часть упругого запаса жидкости и создает воронку депрессии. [27]
Видно, что при R 20 38 кольцевому участку принадлежит практически весь упругий запас жидкости воронки депрессии скважины 99 2 % и только 30 % всего фильтрационного сопротивления кругового участка со скважиной в центре. Отсюда следует, что призабойные участки нефтяного пласта с радиусами гс и R при R равном 0 17, 0 37, 0 83 и 1 85 практически не содержат упругого запаса жидкости воронки депрессии, поскольку содержат менее 1 / 100000 или 0 001 %, даже призабойные участки при R 20 38 содержат менее 0 2 % упругого запаса жидкости воронки депрессии. [28]
Как видно из рис. 77, в начале каждого цикла под действием упругого запаса жидкости и пород пласта вода из призабойной зоны выбрасывается с огромной объемной скоростью. Затем дебиты скважин резко снижаются и в конце каждого цикла становятся наполовину меньше начальных. [29]
Уравнение, аналогичное (V.6), приводится также в работе [116] для определения упругого запаса жидкости в пласте. [30]