1*Н Рнас

коэффициент А, характеризующий фиктивную вязкость нефти, равен:

Л =0,944— 21,43а. (Ш.61)

Фиктивная вязкость частично разгазированной нефти определя­ется из соотношения

ИФ = >*" ⁽^^няс) ■ (111.62)

Фиктивную вязкость можно определить и по результатам гидро­динамических исследований скважин при установившихся режи­мах работы и р_заб, р_пл < р_нас. Исходя из теории фильтрации жидкости при режиме растворенного газа, фиктивную вязкость можно определить следующим образом:

^w=^idbp ^(IIL63)

где Др и АН — депрессии при установившемся режиме работы скважины, выраженные через замеренные давления и расчетные обобщенные функции Христиановича. Если исследовать группу скважин на конкретном месторождении при различных снижениях Рзаб ^и Рпл ниже давления насыщения, то по постоянству фиктивной вязкости (III.63) можно установить допустимые пределы введе­ния в расчеты постоянной фиктивной вязкости при вытеснении газированной нефти водой.

Формулы для расчетов показателей работы рядов скважин при рассматриваемом режиме составляют, исходя из схемы эквивалент­ных фильтрационных сопротивлений.

Для полссовой залежи они имеют вид:

■ (_Рк _ р_С1) = [fi_BL_H -f fxj (ц₀, s_CR) (1ф — L_H) + Цф — 1_ф) J х

^ши \Рн) п

Иф W_H (Рнас) ^{У 1 1} " ' ¹ Я JU_CM ^

+ 2 ^Q' + ^Q'4r^,n-^~^; О»-65)

где кроме ранее введенных обозначений, / = 1, 2, 3, . . ., п— число одновременно работающих рядов скважин на залежи .

Для круговой залежи система уравнений имеет аналогичный вид:

ТАБЛИЦА Ш.2

ЗНАЧЕНИЕ МНОЖИТЕЛЯ f (H_Q, s_CB) ПРИ РАСЧЕТАХ УСТАНОВИВШЕГОСЯ ВЫТЕСНЕНИЯ ГАЗИРОВАННОЙ НЕФТИ ВОДОЙ

№	i	о" 1Л	и bQ О	и		О* (Л	о -				о А, "-
0	1,0	0,847	2,525	0,1	1,00	0,841	2,632	0,15	1,0	0,840	2,695
	2,0	0,813	3,289		2,0	0,804	3,496		2,0	0,795	3,636
	2,5	0,800	3,623		2,5	0,785	3,891		2,5	0,779	4,032
	5,0	0,746	5,076		5,0	0,729	5,435		5,0	0,721	5,650
	10,0	0,685	6,093		10,0	0,668	7,519		10,0	0,660	7,874
	20,0	0,625	7,087		20,0	0,608	10,593		20,0	0,594	11,186
0,05	1,0	0,844	2,577	0,12	1,0	0,839	2,653	0,18	1,0	0,838	2,740
	2,0	0,808	3,390		2,0	0,805	3,546		2,0	0,793	3,717
	2,5	0,791	3,759		2,5	0,782	3,937		2,5	0,775	4,132
	5,0	0,740	5,236		5,0	0,726	5,525		5,0	0,715	5,780
	10,0	0,679	7,246		10,0	0,666	7,634		10,0	0,652	8,130
	20,0	0,618	10,101		20,0	0,603	10,799		20,0	0,500	20,576

Время разработки полосовой и круговой залежей при смешан­ном режиме определяют по формулам:

Ч

t_non = Bhms_cp[ -^*-; (1П.68)

J Чсумм *н ₂

f jtftm;,., f (III.69)

которые решают путем приближенного интегрирования по фор­мулам трапеций:

?^-= 2 4-(-^н-+-^-)<^-^^{; (Ш}-⁷⁰⁾

j Vcvmm \ V_CyMM ^сумм '

^lh 4'^=Lh

Нг^ = I •f(^ir-+V-)^(R5»⁺'-^RW' ""-^7,)

п

где Q_cymm= S Q_f —суммарный дебит одновременно работаю­щих рядов на залежи в рассматриваемый момент времени; s_cp — средняя водонасыщенность в зоне двухфазного потока (опреде­ляется по табл. III.2).

По пересечению кривых изменения дебита соответствующего ряда (при заданных р_с) или р_с (при заданных дебитах) во времени для режимов растворенного газа и смешанного получим момент перехода работы ряда на режим вытеснения (рис. III. 12).