Определить дебит гидродинамически совершенной нефтяной скважины. Известны значения толщины (h=32,1 М) и проницаемости (k=

Определить дебит гидродинамически совершенной нефтяной скважины. Известны значения толщины (h=32,1 М) и проницаемости (k= (Решение → 32087)

Определить дебит гидродинамически совершенной нефтяной скважины. Известны значения толщины (h=32,1 М) и проницаемости (k= 0,14·10-13 м2 ) продуктивного пласта. К забою добывающей скважины двигается нефть вязкостью =2,67 мПа·с. Расстояние между забоями добывающих скважин составляет значение L=1567 М, текущее пластовое давление равняется pк =23,5 МПа. Эксплуатироваться скважина будет с давлением на забое, равным pс =12 МПа. Радиус скважины по долоту – 0,1 м.



Определить дебит гидродинамически совершенной нефтяной скважины. Известны значения толщины (h=32,1 М) и проницаемости (k= (Решение → 32087)

Классическая формула для определения притока к центральной скважине в круговом однородном пласте или объёмного расхода (дебита) нефтяной скважины в пластовых условиях: (1) Q = 2*3,14*0,14*10-13*32.12,67*10-3*ln15670.1 *23,5-12*106 =0.00125 м3 / с = 108.72 м3 / сут Таким образом дебит гидродинамически совершенной нефтяной скважины при депрессии Δp = 11,5 МПа, и толщина пласта h=32,1м составляет 108.72 м3 / сут.