Скважина предназначенная для разработки нефтенасыщенной зоны НГМ с активной подошвенной водой

Рассматривается опережающая разработка нефтенасыщенной части пласта нефтегазовой залежи. Разделим нефтенасыщенную толщу посередине плоскостью А-А. При разработке нефтяной зоны давление на забое падает, давление в газовой шапке и водонасыщенной зоне постоянно. Положения ГНК и ВНК будут смещаться в нефтяную зону, образуя конусы . Предельным значением безгазово-безводного дебита нефтяной скважины принимаются значения, при которых оба конуса (газовый сверху и водяной снизу) одновременно достигнут верхних и нижних отверстий перфорации.
Определяем
hk2=h0+hc2=4.5+7.62=8.3 м
∆ρнг = ρн − ρг = 785-87=698 кг/м 3 ;
∆ρвн = ρв − ρн =1006 − 785 = 221 кг/м 3 .
Находим безгазовый дебит:
qH1=3,14*0,6*10-12*698*9,8*(8,32-3,82)1,96*In2950.1=4,48*10-5м3с=3,87 м3/сут
Находим безводный дебит:
qH2=3,14*0,6*10-12*221*9,8*(8,32-3,82)1,96*In2950.1=1,42*10-5м3с=1,23 м3/сут
Из формулы (4.1) находим безгазово-безводный дебит:
qн =3,87+1,23=5,1 м3/сут.
Формулы (4.4) имеют вид аналогичной формуле Дюпюи, но ∆Р1 и ∆Р2 зависят от разности плотностей нефти, воды и газа