Page 139 - 4964

де р ) (t  р   gH   р   р , (6.31)
виб .н нас в 1 2
n – кількість нагнітальних свердловин;
н
р (t ) – тиск на вибої нагнітальних свердловин;
виб .н
р – тиск на викиді насосів;
нас
р , р – втрати тиску на тертя відповідно в нагнітальних
1 2
водоводах від насосів до гирла свердловин і в насосно-компре-
сорних трубах;
Н – середня глибина нагнітальних свердловин (відстань від
гирла до середини інтервалу перфорації);
 – коефіцієнт забруднення привибійної зони нагнітальних
свердловин механічними домішками і солями, який
представляє собою відношення початкової приймальної здат-
ності нагнітальних свердловин до середнього значення
приймальності свердловин за період між періодичними
очищеннями привибійної зони від бруду і зважених твердих
частинок ( = 1,2 – 1,4).
 – густина води;
в
2
р (t ) , (Rp ,t ) , р , р , р , Па; k , м ; h , H , R ,
виб .н н нас 1 2 н
2
3
3
r , м;  , Па·с;  , кг/м ; q ) (t , м /с; g =9,81 м/с .
c в в в .сум
Задача 6.1
Газоконденсатне родовище розробляють з
підтримуванням пластового тиску шляхом зворотного
нагнітання сухого газу в пласт. Визначити поточний пластовий
тиск в газоконденсатному родовищі для таких даних:
сумарна кількість відібраного 9 3
Q (t )  7 , 2  10 м ;
сухого газу, який повністю зак с . . г
нагнітається в газоконденсатне
родовище

139