Скважина предназначенная для разработки нефтенасыщенной зоны НГМ с активной подошвенной водой

Рассмотрим опережающую разработку 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. Он определяется по следующей формуле:
qн=qн1+qн2
где qн1 – безгазовый дебит, определяемый в зоне I; qн2 – безводный дебит, определяемый в зоне II.
qн1=π∙k∙∆ρнг∙g∙hк22-hс22μн∙lnRkrc
qн2=π∙k∙∆ρвн∙g∙hк22-hс22μн∙lnRkrc
Из рисунка 6 определяем:
hк2=h0+hс2=4,7+7,82=8,6 м
∆ρнг=ρн-ρг=787-89=698 кг/м3
∆ρвн=ρв-ρн=1008-787=221 кг/м3
Тогда определяем безгазовый и безводный режимы:
qн1=3,14∙0,8∙10-12∙698∙9,81∙8,62-3,921,98∙10-3∙ln2970,1=5,46 м3/сут
qн2=3,14∙0,8∙10-12∙221∙9,81∙8,62-3,921,98∙10-3∙ln2970,1=1,73 м3/сут
Тогда безгазово-безводный дебит:
qн=5,46+1,73=7,19 м3/сут