ні безводні і безгазових дебіти виявляються настільки малі, що розробка на зазначеному режимі стає нерентабельною. Наприклад, по IX пласту родовища Російський хутір (при hн = 10 м, К = 0,1 мкм2, ?? = 300 кг/см2) граничні безводні і безгазових дебіти нафти, розраховані В.В. Чернової [23] за методикою [14], склали всього лише 6-7 т/добу на початку розробки. Це підтвердилося і пробної експлуатацією.
У подібній ситуації, очевидно, треба шукати інші шляхи і методи розробки нафтової облямівки. До них можна віднести методи екранування припливу газу та води, методи спільного припливу нафти і води, нафти і газу або нафти, газу і води, і методи створення горизонтальної тріщини з метою збільшення граничних безводних дебітів. p align="justify"> У попередніх розділах на основі гідравлічної теорії безнапірного руху розглянуті завдання спільного припливу двох рідин до недосконалої свердловині, розкриваючої продуктивний пласт. Тут розглядається аналогічна задача для нафтогазової поклади з підошовної водою, коли перфорація зроблена в водоносної зоні. Іншими словами, розглядається задача зворотного конуса без відбору газу з газової шапки (рис. 2.). p align="justify"> Приймається наступна розрахункова схема. Свердловина дренирует нафтову або нафтогазовий поклад з підошовної водою з початкової нефтенасищенной товщиною hн, водонасиченого товщиною hв і газонасиченої товщиною HГ, й розкриває Водонасичені зону на величину D (см.ріс. 2). Нехай в процесі експлуатації поклади на якийсь момент часу початкові горизонтальні ГНК і ВНК займуть поточні положення, що зображують лінії струму, з розрахунковими поточними значеннями висот нефтенасищенной hнр (? t) і водонасиченого Hвр ( ? t) зон на контурі дренування відповідно і висотою циліндричної поверхні припливу У (t) на контурі свердловини радіуса rc. Нехай у процесі виснаження поклади початковий ВНК на контурі дренування опустився на величину Zк ( ? t).
Таким чином, під дією гравітаційних сил відбувається виснаження обсягу дренування. При цьому висоти на контурах харчування та свердловини в часі будуть змінюватися, а отже, буде змінюватися співвідношення видобутої нафти і води. br/>В
Рис. 2. Схема зворотного конуса води у нафтогазовій поклади
- положення поверхні розділу В«нафта-водаВ» в момент прориву вершини конуса до вибою свердловини; 2 - поточне положення кордону розділу при спільному притоці рідин; I - зона просторового припливу рідин; II - зона плоскорадіального припливу рідин
Якщо не підтримувати на контурі дренування рівні, насичені нафтою (hн) і водою (hв), постійними, то процес фільтрації відбуватиметься при сталому притоці з постійн...
