Определение предельных дебитов скважин при разработке нефтегазовых залежей

Рисунок 2.1-Схема образования газового конуса
При разработке нефтегазовых месторождений на естественных режимах количество отбираемого газа из газовой шапки нефтегазового месторождения ограничивают путем значительного уменьшения дебитов нефтяных скважин и особенно, находящихся вблизи газонефтяного контакта. По этой причине, дебит нефтяных скважин должен быть малым из-за эффекта недопущения подтягивания газовых

Определение предельных дебитов скважин при разработке нефтегазовых залежей
Скважина, эксплуатирующая нефтяную оторочку нефтегазовой залежи,
вскрывает пласт таким образом, что верхние перфорационные отверстия находятся по вертикали на расстоянии h0 от газонефтяного контакта, а вся вскрытая скважиной толщина пласта составляет h1. Проницаемость пласта – k, вязкость нефти – μн, удельный вес нефти – γн, плотность газа в пластовых условиях – ρг. Месторождение разрабатывается с использованием семиточечной схемы расположения скважин при расстояниях между ними 2σс. Радиус скважины – rс. Исходные данные для расчёта приведены в таблице 2.
Требуется определить условный предельный безгазовый дебит скважины.
Исходные данные:
h0 = 6 м; h = 20 м;
k =0,7мкм2;
μ= 2 мПа∙с;
ρн=850кг м3; ρв=1100кг м3; ρг=70кг м3;