Расчёт диаметра штуцера
Диаметр отверстия устьевого штуцера для газовых скважин определяется по формуле :
Где - диаметр штуцера, мм;
Коэффициент расхода,;
Qг- дебит газа, м3/сут;
Рбур- буферное давление, по промысловым данным атм.
Рассчитаем диаметр отверстия устьевого штуцера по формуле (2.16) для скважины №1104:
Расчет минимального дебита скважины, обеспечивающего вынос жидкой фазы
При эксплуатации газовых скважин наиболее часто встречающееся осложнение - поступление жидкой фазы (воды или конденсата). В этом случае необходимо определение минимального забойного дебита газовой скважины, при котором еще не происходит накопления жидкости на забое с образованием жидкостной пробки.
Минимальный дебит газовой скважины (в м3/сут), при котором не образуется на забое жидкостная пробка, рассчитывается по формуле :
Где - минимальная скорость газа, при которой не образуется жидкостная пробка, м/с;
Температура в стандартных условиях, К,
Пластовая температура, К,
Забойное давление, МПа,
Атмосферное давление, МПа,
Внутренний диаметр НКТ, по проекту = 0,062 м,
Коэффициент сверхсжимаемости газа.
Минимальная скорость газа, при которой не образуется пробка воды:
Минимальная скорость газа, при которой не образуется пробка конденсата:
При эксплуатации газовых скважин наиболее часто встречающееся осложнение - поступление жидкой фазы (воды или конденсата). В этом случае необходимо определение минимального забойного дебита газовой скважины, при котором еще не происходит накопления жидкости на забое с образованием жидкостной пробки .
Используя формулы (2.17-2.19) рассчитаем минимальные дебиты газоконденсатной скважины №1104 Самбургского НГКМ, при которых не будет происходить осаждение конденсата на забое:
Минимальный дебит, при котором выносится вода:
Или тыс.м3/сут.
Минимальная скорость газа, при которой весь конденсат выносится на поверхность:
Минимальный дебит для выноса конденсата:
Или тыс.м3/сут.
Сравнивая полученные результаты можно отметить, что при прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды.
Расчёт технологической эффективности ЗБС
Количество дополнительно добытого газа за расчётный период за счёт бурения бокового горизонтального ствола скважины №1104 по продуктивному пласту определяется по формуле:
Где - величина фактически добытой нефти по скважине за расчётный период, ;
Величина теоретической (предполагаемой) добычи нефти по скважине за расчётный период при отсутствие горизонтального ствола по продуктивному пласту, .
Где - дебит скважины с горизонтальным стволом и вертикальной, ;
Дебит вертикальной скважины, .
Поправочный коэффициент, учитывающий соответствие дополнительной добыче газа и выработке извлекаемых запасов, д.ед. На первые 2 года в=1;
Количество дополнительно добытого газового конденсата определяется по формуле:
Где - количество дополнительно добытого газового конденсата за расчётный период за счёт бурения бокового горизонтального ствола, т;
Конденсатогазовый фактор, по промысловым данным кг/м3.
Расчёт на 2 года по формулам (2.23-2.34):
В данном разделе был произведён расчёт технологической эффективности за счёт бурения горизонтального ствола в вертикальной скважине. Сопоставление «фактических» показателей разработки участка горизонтальными скважинами с показателями базового варианта, ещё раз показывает неоспоримое преимущество использования БГС при разработке низкопродуктивных пластов относительно небольшой эффективной толщины. За период эксплуатации на естественном режиме в течение двух лет при использовании горизонтальных скважин дополнительная добыча составит природного газа и т газового конденсата, что в 9 раз превышает эти показатели над базовым вариантом.
Выводы по второму разделу
1. Анализ современных методов интенсификации добычи природного газа и газового конденсата показал перспективность применения таких методов, как гидроразрыв пласта и зарезка боковых горизонтальных стволов в вертикальных и наклонно-направленных скважинахна Самбургском НГКМ. Среди этих методов интенсификации добычи ЗБС является одним из самых эффективных в условиях Самбургского месторождения.
2. Применение технологии ЗБС в вертикальных и наклонно-направленных скважинах Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения для перевода скважин в фонд горизонтальных позволит не только уменьшить объемы бурения, повысить дебит и рентабельность скважин, но и более рационально использовать пластовую энергию, вследствие более низких депрессий на пласт.
3. На основе анализа фонда добывающих скважин и плотности остаточных подвижных запасов пластового газа была выбрана скважина-кандидат № 1104 для проведения ЗБС. Для более масштабного внедрения данной технологии рекомендуется провести дополнительные исследования с целью выявления других скважин, перспективных для ЗБС.
3. Технологический расчет параметров скважины-кандидата по методике Алиева З.С. показал, что дебит проектный скважины после проведения ЗБС может увеличиться более чем в 10 раз с 89,3 тыс.м3/сут до 903,2 тыс.м3/сут.
4. Выполнены расчеты профиляскважины №1104. При этом в качестве технологии способа забуривания была выбрана «вырезка окна» в ЭК на глубине 2650 м, с максимальным углом набора кривизны 2,0° на 10 м в интервале 2940 - 3103 м по вертикали и длиной горизонтального участка 400 м.
5. Расчет основных параметров технологического режима работа скважины позволил определить диаметр устьевого штуцера, минимальные скорости газа (м/с, м/с) на забое, обеспечивающие полный вынос воды и газового конденсата на поверхность,а также минимальные дебиты, при которых не образуются на забое жидкостные пробки (тыс.м3/сут, тыс.м3/сут). При прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды.
6. Расчёт технологической эффективности ЗБС показывает неоспоримое преимущество использования данной технологии при разработке низкопродуктивных пластов относительно небольшой эффективной толщины.За период эксплуатации на естественном режиме в течение двух лет дополнительная добыча составит природного газа и т газового конденсата, что в 9 раз превышает эти показатели над базовым вариантом.
7. Таким образом, выполненные расчеты по применению ЗБС на Самбургском НГКМ показали свою эффективность, и данную технологию можно рекомендовать как метод интенсификации добычи природного газа и газового конденсата на данном месторождении.
Под этим понятием подразумевают то количество воды, нефти, либо газа, которое источник может выдать за условную единицу времени – одним словом, его производительность. Измеряется этот показатель в литрах за минуту, либо в кубометрах за час.
Расчет дебита необходим как при обустройстве бытовых водоносных скважин, так и в газодобывающей и нефтяной промышленности — каждая классификация при этом имеет определенную формулу для вычислений.
1 Зачем нужно делать расчет дебита скважины?
Если вы знаете дебит своей скважины, то сможете без проблем подобрать оптимальное насосное оборудование, так как мощность насоса должна точно соответствовать продуктивности источника. К тому же, в случае возникновения каких-либо проблем, правильно заполненный паспорт скважины очень поможет ремонтной бригаде выбрать подходящий способ её восстановления
Исходя из показателей дебита, выполняется классификация скважин на три группы:
- Низкодебитные (меньше 20 м³/сутки);
- Среднедебитные (от 20 до 85 м³/сутки);
- Высокодебитные (свыше 85 м³/сутки).
В газовой и нефтедобывающей промышленности эксплуатация малодебитных скважин нерентабельна. Поэтому предварительное прогнозирование их дебита является ключевым фактором, который определяет, будет ли выполняться бурение новой газовой скважины на разрабатываемой территории.
Для определения такого параметра в газовой промышленности имеется определенная формула (которая будет приведена ниже).
1.1 Как сделать расчет дебита артезианской скважины?
Для выполнения расчетов вам необходимо узнать два параметра источника – статический и динамический уровни воды.
Для этого вам понадобится веревочка, с объемным грузиком на конце (таким, чтобы при касании к водной поверхности был отчетливо слышен всплеск).
Измерить показатели можно по истечению одного дня после окончания . Выждать сутки после завершения бурения и промывки необходимо для того количество жидкости в скважине стабилизировалось. Делать замер раньше не рекомендуется — результат может быть неточным, так как в первые сутки происходит постоянное увеличение максимального уровня воды.
По истечению необходимого времени выполните замер. Делать это нужно по глубине – определите, какую длину имеет часть трубы, в которой отсутствует вода. Если скважина сделана согласно всем технологическим требованиям, то статический уровень воды в ней будет всегда выше, чем верхняя точка фильтрующего участка.
Динамический уровень – это непостоянный показатель, который будет меняться в зависимости от условий эксплуатации скважины. Когда осуществляется забор воды с источника, её количество в обсадной колонне постоянно уменьшается.В случае, когда интенсивность забора воды не превышает продуктивность источника, то спустя какое-то время вода стабилизируется на определенном уровне.
Исходя из этого, динамическим уровнем жидкости в скважине является показатель высоты водного столба, который будет держаться при постоянном заборе жидкости с заданной интенсивностью. При использовании разной мощности динамический уровень воды в скважине будет отличаться.
Оба эти показателя измеряются в «метрах от поверхности», то есть чем ниже фактическая высота столба воды в осадной колонне, тем меньшим будет динамический уровень. На практике расчет динамического уровня воды помогает выяснить, на какую максимальную глубину может быть опущен погружной насос .
Расчет динамического уровня воды осуществляется в два этапа — нужно выполнить средний и интенсивный водозабор.Производите замер после того, как насос беспрерывно проработал один час.
Определив оба фактора, вы уже можете получить ориентировочную информацию по дебиту источника – чем меньше разница между статическим и динамическим уровнем, тем большим является дебит скважины. У хорошей артезианской скважины эти показатели будут идентичными, а средний по производительности источник имеет 1-2 метра разницы.
Расчет дебита скважины может производиться несколькими способами. Вычислять дебит проще всего по следующей формуле: V*Hв/Hдин – Hстат.
В которой:
- V– интенсивность отбора воды при замере динамического уровня скважины;
- Н дин – динамический уровень;
- Н стат – статический уровень;
- Н в – высота столба воды в обсадной колонне (разница между общей высотой обсадной колонны и статическим уровнем жидкости)
Как определить дебит скважины на практике: возьмем в качестве примера скважину, высота которой составляет 50 метров, при этом перфорированная зона фильтрации расположена на 45-ти метровой глубине. Замер показал статический уровень воды глубиною 30 метров. Исходя из этого, определяем высоту столба воды: 50-30=20 м.
Чтобы определить динамический показатель, предположим, что за один час работы насосом из источника было откачано два кубометра воды. После этого замер показал, что высота столба воды в скважине стала меньше на 4 метра (произошло увеличение динамического уровня на 4 м)
То есть, Н дин = 30+4=34 м.
Для того чтобы свести возможные погрешности расчета к минимуму, после первого измерения нужно выполнить расчет удельного дебита, с помощью которого можно будет рассчитать реальный показатель. Для этого, после первого забора жидкости, необходимо дать источнику время на заполнения, чтобы уровень столба воды поднялся до статического показателя.
После чего выполняем забор воды с большей интенсивностью, чем первый раз, и повторно делаем замер динамического показателя.
Для демонстрации расчета удельного дебита используем такие условные показатели: V2 (интенсивность откачки) – 3 м³, если предположить, что при интенсивности откачки в 3 кубометра за час, Ндин составляет 38 метров, то 38-30 = 8 (h2 = 8).
Удельный дебит рассчитывается по формуле: Du = V 2 – V 1 / H 2 – H 1 , где:
- V1 – интенсивность первого забора воды (меньшая);
- V2 – интенсивность второго забора воды (большая);
- H1 – уменьшение столба воды при выполнении откачки меньшей интенсивности;
- H2 – уменьшение столба воды при откачке большей интенсивности
Вычисляем удельный дебит: Д у = 0.25 кубометра в час.
Удельный дебит нам демонстрирует, что рост динамического уровня воды на 1 метр, влечет за собой увеличение дебита скважины на 0.25 м 3 /час.
После того как рассчитан удельный и обычный показатель, можно выполнить определение реального дебита источника по формуле:
Др = (Н фильтр – Н стат) * Ду, где:
- Н фильтр – глубина верхнего края фильтрующего участка обсадной колонны;
- Н стат – статический показатель;
- Ду – удельный дебит;
Исходя из предыдущих расчетов, мы имеем: Др = (45-30)*0.25 = 3.75 м 3 /час — это высокий уровень дебита для (классификация высокодебитных источников начинается с 85 м³/сутки, у нашей скважины он составляет 3,7*24=94 м³)
Как вы видите, погрешность предварительного расчета, в сравнении с итоговым результатом, составила около 60%.
2 Применение формулы Дюпюи
Классификация скважин нефтяной и газовой промышленности требует расчета их дебита по формуле Дюпюи.
Формула Дюпюи для газовой скважины имеет следующий вид:
Для вычисления дебита нефти существует три разновидности данной формулы, каждая из которых применяется для разных видов скважин — поскольку каждая классификация имеет ряд особенностей.
Для нефтяной скважины с неустановившимся приточным режимом.
Дебит скважины - это основной параметр скважины , показывающий, сколько воды можно из нее получить за определенный промежуток времени. Измеряется данная величина в м 3 /день, м 3 /час, м 3 /мин. Следовательно, чем больше дебит скважины, тем выше ее производительность.
Определять дебит скважины нужно в первую очередь для того, чтобы знать на какой объем жидкости вы можете рассчитывать. Например, хватит ли воды для бесперебойного использования в ванной комнате, в огороде для полива и т.д. Кроме того, данный параметр отлично помогает в выборе насоса для подачи воды. Так, чем он больше, тем более производительный насос можно использовать. Если же покупать насос не обращая внимания на дебит скважины, то может случиться так, что он будет высасывать воду из скважины быстрей, чем она будет наполняться.
Статический и динамический уровни воды
Для того, чтобы рассчитать дебет скважины необходимо знать статический и динамический уровни воды. Первая величина обозначает уровень воды в спокойном состоянии , т.е. в тот момент, когда откачка воды еще не производилась. Вторая величина определяет устоявшийся уровень воды во время работы насоса , т.е. когда скорость ее выкачивания равна скорости наполнения скважины (вода перестает убывать). Другими словами, данный дебит напрямую зависит от производительности насоса, которая указывается в его паспорте.
Оба эти показателя измеряются от поверхности воды до поверхности земли. Единица измерения при этом чаще всего выбирается метр. Так, к примеру, уровень воды был зафиксирован на отметке 2 м, а после включения насоса он установился на отметке 3 м, следовательно, статический уровень воды равен 2 м, а динамический - 3 м.
Также здесь хотелось бы отметить, что если разница между двумя этими величинами не значительная (например, 0,5-1 м), то можно сказать, что дебет скважины большой и скорее всего выше производительности насоса.
Расчет дебита скважины
Как же определяется дебит скважины? Для этого требуется высокопроизводительный насос и мерная емкость для выкаченной воды, желательно, как можно больших размеров. Сам же расчет лучше рассматривать на конкретном примере.
Исходные данные 1:
- Глубина скважины - 10 м .
- Начало уровня фильтрационной зоны (зона забора воды с водоносного слоя) - 8 м .
- Статический уровень воды - 6 м .
- Высота столба воды в трубе - 10-6 = 4м .
- Динамический уровень воды - 8,5 м . Данная величина отражает оставшееся количество воды в скважине после откачки из нее 3 м 3 воды, при затраченном времени на это 1 час. Другими словами, 8,5 м - это динамический уровень воды при дебете 3 м 3 /час, который снизился на 2,5 м.
Расчет 1:
Дебит скважины рассчитывается по формуле:
D ск = (U/(H дин -Н ст))·H в = (3/(8,5-6))*4 = 4,8 м 3 /ч,
Вывод: дебет скважины равен 4,8 м 3 /ч .
Представленный расчет очень часто применяется бурильщиками. Но он несет в себе очень большую погрешность. Так как этот расчет предполагает, что динамический уровень воды будет увеличиваться прямопропорционально скорости выкачивания воды. Например, при увеличении откачки воды до 4 м 3 /ч, согласно ему, уровень воды в трубе падает на 5 м, а это неверно. Поэтому есть более точная методика с включением в расчет параметров второго водозабора для определения удельного дебита.
Что нужно при этом делать? Необходимо после первого водозабора и снятия данных (предыдущий вариант), дать воде устояться и вернуться к своему статическому уровню. После этого произвести выкачивание воды с другой скоростью, например, 4 м 3 /час.
Исходные данные 2:
- Параметры скважины те же.
- Динамический уровень воды - 9,5 м . При интенсивности водозабора 4 м 3 /ч.
Расчет 2:
Удельный дебит скважины рассчитывается по формуле:
D у = (U 2 -U 1)/(h 2 -h 1) = (4-3)/(3,5-2,5) = 1 м 3 /ч,
В итоге получается, что повышение динамического уровня воды на 1 м способствует приросту дебита на 1 м 3 /ч. Но это только при условии, что насос будет находиться не ниже начала фильтрационной зоны.
Реальный дебит здесь вычисляется по формуле:
D ск = (Н ф -Н ст)·D у = (8-6)·1 = 2 м 3 /ч,
- H ф = 8 м - начало уровня фильтрационной зоны.
Вывод: дебет скважины равен 2 м 3 /ч .
После сравнения видно, что величины дебита скважины в зависимости от методики расчета отличаются друг от друга более, чем в 2 раза. Но второй расчет то же не точный. Дебит скважины, вычисленный через удельный дебит, лишь приближен к реальном значению.
Способы увеличения дебита скважины
В заключении хотелось бы упомянуть о том, как можно увеличить дебит скважины. Способа по сути дела два. Первый способ - это прочистить эксплуатационную трубу и фильтр в скважине. Второй заключается в том, чтобы проверить работоспособность насоса. Вдруг именно по его причине снизилось количество добываемой воды.
Владимир Хомутко
Время на чтение: 4 минуты
А А
Способы расчёта дебита нефти
При определении продуктивности определяют её дебит, который является очень важным показателем при расчете планируемой продуктивности.
Важность этого показателя трудно переоценить, поскольку с его помощью определяют – окупит полученное с конкретного участка сырье стоимость его разработки или нет.
Формул и методик расчета этого показателя несколько. Многие предприятия пользуются формулой французского инженера Дюпюи ( Дюпуи), который много лет посвятил изучению принципов движения грунтовых вод. С помощью расчета по этой методике достаточно просто определить, целесообразно ли разрабатывать тот или иной участок месторождения с экономической точки зрения.
Дебитом в данном случае называется объем жидкости, который поставляет скважина за определенный промежуток времени.
Стоит сказать, что достаточно часто добытчики пренебрегают расчетом этого показателя при установке добывающего оборудования, однако это может привести к весьма печальным последствиям. Рассчитываемая величина, которая определяет количество добываемой нефти, имеет несколько методик определения, о которых мы поговорим далее.
Зачастую этот показатель по-другому называют «производительность насоса», однако это определение не совсем точно характеризует получаемую величину, поскольку свойства насоса обладают собственными погрешностями. В связи с этим определяемый расчетным путем объем жидкостей и газов в некоторых случаях сильно разнится с заявленным.
Вообще значение этого показателя рассчитывается для того, чтобы выбрать насосное оборудование. Заранее определив с помощью расчета производительность определенного участка, можно уже на этапе планирования разработки исключить не подходящие по своим параметрам насосы.
Расчет этого значения необходим любому добывающему предприятию, поскольку нефтеносные участки с низкой производительностью просто могут оказаться нерентабельными, и разработка их будет убыточной. Кроме того, неверно выбранное насосное оборудование из-за вовремя не сделанных расчетов может привести к тому, что предприятие вместо планируемой прибыли получит существенные убытки.
Еще одним важным фактором, свидетельствующим об обязательности такого расчета для каждой конкретной скважины, является тот факт, что даже дебиты расположенных поблизости уже работающих скважин могут существенно отличаться от дебита новой.
Чаще всего такая существенная разница объясняется конкретными значениями подставляемых в формулы величин. Например, проницаемость пласта может иметь существенные различия в зависимости от глубины залегания продуктивного слоя, а чем ниже проницаемость пласта, тем меньше производительность участка и, разумеется, ниже его рентабельность.
Расчет дебита не только помогает при выборе насосного оборудования, но позволяет определить оптимальное место бурения колодца.
Установка новой добывающей вышки является рискованным делом, поскольку даже самые квалифицированные специалисты в области геологии до конца не знают всех тайн земли.
В настоящее время существует множество разновидностей профессионального оборудования для нефтедобычи, но для того, чтобы сделать правильный выбор, необходимо сначала определить все необходимые буровые параметры. Правильный расчет таких параметров позволит подобрать оптимальный рабочий комплект, который будет наиболее эффективен для участка с конкретной производительностью.
Способы расчета этого показателя
Как мы сказали ранее, методов для расчета этого показателя существует несколько.
Чаще всего используют две методики – стандартную, и с применением упомянутой нами выше формулы Дюпюи.
Стоит сразу сказать, что второй способ хотя и сложнее, но дает более точный результат, поскольку французский инженер всю свою жизнь посвятил изучению этой сферы, в результате чего в его формуле используется гораздо больше параметров, чем в стандартной методике. Однако, мы рассмотрим оба способа.
Стандартный расчет
Эта методика основана на следующей формуле:
D = H x V / (Hд – Hст), где
D – это значение дебита скважины;
Н – это высота водного столба;
V – производительность насоса;
Нд – динамический уровень;
Нст – статический уровень.
За показатель статического уровня в данном случае берется расстояние от начального уровня подземных вод до начальных почвенных слоев, а в качестве динамического уровня используется абсолютная величина, которую определяют с помощью замера уровня воды после её откачивания, используя измерительный инструментарий.
Существует понятие оптимального показателя дебита нефтеносного участка месторождения. Его определяют как для определения общего уровня депрессии конкретной скважины, так и для всего продуктивного пласта целиком.
Формула расчета среднего уровня депрессии подразумевает значение забойного давления Рзаб = 0. Дебит конкретной скважины, который был рассчитан для оптимального показателя депрессии, и является оптимальным значением этого показателя.
Механическое и физическое давление на пласт может привести к обрушению некоторых частей внутренних стенок ствола. Вследствие этого, потенциальный дебит нередко приходится уменьшать механическим способом, чтобы не нарушать бесперебойность добычи и сохранить прочность и целостность стенок ствола.
Как видите, стандартная формула является простейшей, в результате чего результат она дает с достаточно существенной погрешностью. Чтобы получить более точный и объективный результат, целесообразно использовать пусть и более сложную, но гораздо более точную формулу Дюпюи, учитывающую большее количество важных параметров конкретного участка.
Расчет по Дюпюи
Стоит сказать, что Дюпюи был не только квалифицированным инженером, но и прекрасным теоретиком.
Он вывел даже не одну, а две формулы, первая из которых применяется для определения потенциальной гидропроводности и продуктивности для насосного оборудования и нефтеносного пласта, в вторая позволяет проводить расчет для не идеальных насоса и месторождения, основываясь на показателях их фактической продуктивности.
Итак, разберем первую формулу Дюпюи:
N0 = kh / ub * 2∏ / ln(Rk/rc), где
N0 – это показатель потенциальной продуктивности;
Kh/u – коэффициент гидропроводности нефтеносного пласта;
b – коэффициент, учитывающий расширение по объему;
∏ – это число Пи = 3,14;
Rk – это значение радиуса контурного питания;
Rc – значение долотного радиуса, измеренного по всему расстоянию до вскрытого продуктивного пласта.
Вторая формула Дюпюи:
N = kh/ub * 2∏ / (ln(Rk/rc)+S, где
N – это показатель фактической продуктивности;
S – так называемый скин-фактор, который определяет фильтрационное сопротивление течению.
Остальные параметры расшифровываются так же, как и в первой формуле.
Вторая формула Дюпюи для определения фактической продуктивности конкретного нефтеносного участка в настоящее время используется практически всеми добывающими компаниями.
Стоит сказать, что для повышения производительности месторождения в некоторых случаях используют технологию гидравлического разрыва продуктивного пласта, суть которой – механическое образование в нем трещин.
Периодически возможно проведение так называемой механической регулировки дебита нефти в скважине. Она проводится с помощью повышения забойного давления, которое приводит к снижению уровня добычи и показывает фактические возможности каждого нефтеносного участка месторождения.
Кроме того, чтобы повысить дебит, применяют и термокислотную обработку.
При помощи различных растворов, содержащих в себе кислотные жидкости, производят очистку породы от образовавшихся в процессе бурения и эксплуатации отложений смол, солей и прочих химических веществ, которые мешают качественной и эффективной разработке продуктивного пласта.
Сначала кислотную жидкость заливают в ствол до тех пор, пока она не заполнит площадь перед разрабатываемым пластом. Затем закрывают задвижку, и под давлением этот раствор проходит дальше вглубь. Остатки этого раствора вымывают либо нефтью, либо водой после возобновления добычи углеводородного сырья.
Стоит сказать, что естественное снижение производительности нефтяных месторождений находится на уровне от 10 до 20 процентов в год, если считать от первоначальных значений этого показателя, полученных на момент запуска добычи. Описанные выше технологии позволяют увеличить интенсивность нефтедобычи на месторождении.
Дебит необходимо рассчитывать через определенные периоды времени. Это помогает при формировании стратегии развития любой современной нефтедобывающей компании, которая поставляет сырье предприятиям, производящим различные нефтепродукты.
Одной из характеристик пробуренной скважины является скорость поступления из пробуренного подземного пласта или отношение объема к определенному временному промежутку. Получается, что дебит скважины – это её работоспособность, измеряющаяся в м 3 /час (секунда, сутки). Значение дебита скважины необходимо знать при выборе производительности скважинного насоса .
Факторы, определяющие скорость наполнения:
Дебит: методы расчета
Мощность насоса для артезианской скважины должна соответствовать её продуктивности. Перед бурением нужно рассчитать объем, требуемый для водоснабжения, и сравнить полученные данными с показателями разведки геологической службы в отношении глубины залегания пласта и его объема. Определяют дебит скважины предварительным расчетом статистических и динамических показателей относительно уровня воды.
Низкодебитными считаются скважины с продуктивностью меньше 20 м 3 /сутки.
Причины небольшого дебита скважины:
Расчет дебита скважины производится на этапе определения глубины залегания водоносного горизонта, составления конструкции скважины , выбора типа и марки насосного оборудования. По окончанию бурения производят опытно-фильтрационные работы с занесением показателей в паспорт. Если при вводе в эксплуатацию получен неудовлетворительный результат, то это означает, что допущены ошибки в определении проектной или подборе оборудования.
Маленький дебит скважины, что делать? Есть несколько вариантов:
Основные параметры для расчета дебита
Формула расчета дебита базируется на точном математическом расчете:
D = H x V/(Hд – Hст) , метр:
Пример расчета дебита скважины:
Подставив данные, получаем расчетный дебит - 5,716 м 3 /ч.
Для проверки используется пробная откачка насосом большей мощности, который улучшит показания динамического уровня.
Второй расчет нужно выполнять по вышеуказанной формуле. Когда оба значения дебита будут известны, узнается удельный показатель, который дает точное понятие того, насколько нарастает производительность при росте динамического уровня на 1 метр. Для этого применяется формула:
Dуд = D2 – D1/H2 – H1 , где:
Китайские пельмени: виды и рецепты
Компот из клубники и черешни на зиму
Как приготовить суп с молодой, зеленой крапивой и клецками Крапивный суп с клецками без мяса
Салат с курицей, апельсином и корейской морковкой на праздник Салат из корейской моркови и апельсина
Пирог с замороженной черной смородиной: ягодные рецепты