в чем измеряется коэффициент продуктивности

КОЭФФИЦИЕНТ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН

Смотреть что такое «КОЭФФИЦИЕНТ ПРОДУКТИВНОСТИ СКВАЖИН» в других словарях:

Гидродинамические исследования скважин — (ГДИС) совокупность различных мероприятий, направленных на измерение определенных параметров (давление, температура, уровень жидкости, дебит и др.) и отбор проб пластовых флюидов (нефти, воды, газа и газоконденсата) в работающих или… … Википедия

КПС — звуковой передвижной кинопроекционный аппарат Командование подводных сил Коммунистическая партия Сальвадора Коммунистическая партия Словакии контейнерный пункт сортировочный коробка пуска стартера косилка плющилка самоходная (в маркировке)… … Словарь сокращений русского языка

КПС — координационно плановая служба косм. Словарь: Словарь сокращений и аббревиатур армии и спецслужб. Сост. А. А. Щелоков. М.: ООО «Издательство АСТ», ЗАО «Издательский дом Гелеос», 2003. 318 с. КПС ПК КПС «кадры преподавателей и сотрудников»… … Словарь сокращений и аббревиатур

Продуктивность (нефтедобыча) — Продуктивность это коэффициент, характеризующий возможности скважины по добыче нефти. По определению коэффициент продуктивности это отношение дебита скважины к депрессии: где коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)], дебит… … Википедия

Нефть — Нефть (через тур. neft, от перс. нефт) горючая маслянистая жидкость со специфическим запахом, распространённая в осадочной оболочке Земли, являющаяся важнейшим полезным ископаемым. Образуется вместе с газообразными углеводородами (см.… … Большая советская энциклопедия

Татнефть — (Тatneft) Компания Татнефть, история создания компании Татнефть Компания Татнефть, история создания компании Татнефть, перспективы развития Содержание Содержание 1. О 2. История в цифрах и фактах 3. Разработка месторождений. и газа Повышение… … Энциклопедия инвестора

Объемный метод подсчета запасов нефти — ► volumetric method of defining (estimating)of oil reserves Основан на геометрических представлениях о нефтеносном пласте и на данных о его пористости, нефтенасыщенности и отдаче нефти. Объем пласта обычно определяется как произведение площади… … Нефтегазовая микроэнциклопедия

Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация — (CNPC) Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация это одна из крупнейших нефтегазовых компаний мира Китайская Национальная Нефтегазовая корпорация занимается добычей нефти и газа, нефтехимическим производством, продажей нефтепродуктов,… … Энциклопедия инвестора

Бурение — Общая схема буровой установки: 1 буровое долото; 2 УБТ; 3 бурильные трубы; 4 кондуктор; 5 устьевая шахта; 6 противовыбросовое устройства; 7 пол буровой установки; 8 буровой ротор; 9 … Википедия

Геология нефти — Содержание 1 Миграция нефти 2 Нефтеносные породы и скопления нефти … Википедия

Источник

Гидродинамические параметры пластов и скважин

Для решения многих практических задач, связанных с проектированием и разработкой НГМ, а также с установлением режимов эксплуатации отдельных скважин, необходимо определить параметры, характеризующие гидродинамические свойства скважин и пластов: продуктивность скважин, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта, коэффициент гидродинамического совершенства скважины.

Коэффициент продуктивности добывающей скважины — отношение ее дебита Q к перепаду между пластовым и забойным давлением, соответствующими этому дебиту — показывает на сколько может измениться дебит скважины при изменении депрессии на пласт на единицу:

(1.1)

где, Q – дебит жидкости добывающей скважины, т/сут или м 3 /сут;

Р_пл и Р_с – соответственно давления пластовое и на забое скважины, МПа или атм, или кгс.

Размерности коэффициента продуктивности добывающей скважины:

В литературе обозначение коэффициента продуктивности добывающей скважины можно встретить через греческую букву η.

Из формулы Дюпюи для плоско-радиального притока однородной несжимаемой жидкости в одиночную добывающую скважину из кругового пласта коэффициент продуктивности добывающей скважины может быть определен как:

(1.2)

где, k – проницаемость пласта, м 2 или Д;

h – мощность пласта, вскрытая добывающей скважиной, м;

μ – динамическая вязкость добываемой скважиной жидкости из пласта, Па·с, Пз;

R_k – радиус контура питания пласта или области дренирования добывающей скважины, м;

r_c – радиус добывающей скважины по долоту, мм.

Для нагнетательной скважины определяют аналогичный коэффициент — коэффициент приемистости нагнетательной скважины:

(1.3)

где, Q_в – расход воды, закачиваемой в данную скважину или приемистость скважины, м 3 /сут.

Коэффициент гидропроводности пласта:

(1.4)

Коэффициент e — наиболее емкая характеристика продуктивного пласта, определяющая его производительность в скважине.

К и ε связаны между собой:

(1.5)

Коэффициент проводимости или подвижности жидкости (нефти, воды) α,характеризующий подвижность жидкости в пластовых условиях в зависимости от ее динамической вязкости µ и проницаемости пласта k: α = k/ µ.

Определение данного параметра необходимо в случае исследования притока к скважинам нефтей, обладающих структурно-механическими свойствами (аномально- и сверханомально-вязкие нефти).

(1.6)

Коэффициент проницаемости пласта k – важнейшая гидродинамическая характеристика пористой среды – характеризует суммарную площадь сечения поровых каналов, по которым идет процесс фильтрации, на единичной площади фильтрации.

Способы определения коэффициента проницаемости k:

лабораторный — через образец пористой среды длиной l, площадью поперечного сечения F, пропускается жидкость или газ вязкостью μ, с объемным расходом Q, при перепаде давления на входе Р₁ и выходе Р₂ этого образца ΔP (рис. 1.1). Тогда согласно закона Дарси:

	(1.7)
	(1.8)

Рис. 1.1. Опыт Дарси по определению проницаемости

Преимущество этого способа — наиболее точный, недостаток — показывает значение k только в точке отбора керна.

o геофизический — определяют при проведении геофизических работ в скважине. Преимущество этого способа — характеризует большую область пласта (осредненно), но только на несколько сантиметров от ствола скважины;

o гидродинамический — позволяет количественно оценить проницаемость призабойной зоны пласта (ПЗП), удаленной зоны пласта и всего пласта в зоне дренирования скважины, но данный способ определения коэффициента проницаемости менее точный, чем лабораторный.

Коэффициент пьезопроводности пласта χ — характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации или характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима. Для однородного пласта применяется формула Щелкачева:

	(1.9)
	(1.10)

где, Β_ж и Β_с — соответственно коэффициент сжимаемости жидкости и пласта;

Β * — коэффициент упругоемкости пласта, Па или см 2 /кгс;

m — эффективная пористость, доли единицы.

Гидродинамическое совершенство скважины характеризуется:

o приведенным радиусом скважины;

o коэффициентом совершенства скважины.

Приведенный радиус скважины — это радиус такой воображаемой скважины (совершенной), которая в аналогичных условиях дает такой же дебит, что реальная скважина (несовершенная).

(1.11)

Таким образом, приведенный радиус скважины связывает между собой радиус реальной скважины с коэффициентом гидродинамического несовершенства с. Численная величина приведенного радиуса скважины может быть определена по результатам исследования скважины на нестационарном режиме работы скважины.

Коэффициентом гидродинамического совершенства скважины φ называется отношение дебита несовершенной скважины Q_нс к дебиту совершенной скважины Q_с, и вычисляется по выражению:

(1.12)

В настоящее время гидродинамическое совершенство скважин рассчитывается по результатам экспериментального определения приведенного радиуса r_пр, что существенно повышает точность, т.к. отпадает необходимость определения коэффициентов с₁ и с₂ по специальным графикам Щурова при заведомо неполной и недостоверной информации.

Однако во многих случаях продуктивные пласты вскрываются скважинами не на всю их толщину, а частично, такие скважины считаются несовершенными.

В нефтепромысловой практике совершенных скважин не существует, это теоретическое понятие необходимое для описания работы реальных добывающих скважин и проведения практических расчетов, дебит и другие гидродинамические параметры которых сравнивают с совершенными скважинами. Выделяют три вида несовершенства реальных добывающих скважин (рис. 1.2).

1. Несовершенство по степени вскрытия.

Несовершенство по степени обозначается – с₁. Это значит, что скважина вскрывает пласт не на всю мощность (толщину).

2. Несовершенство по характеру вскрытия.

Обозначается – с₂. Это означает, что пласт крепится обсадной колонной, которая цементируется, а затем перфорируется.

3. Несовершенство по качеству вскрытия.

Обозначается такой вид несовершенства скважины – S. S – скин-эффект или скин-фактор, явление ухудшения проницаемости в призабойной зоне пласта по разным причинам.

Скин-фактор — гидродинамический параметр, характеризующий дополнительное фильтрационное сопротивление течению флюидов в околоскважинной зоне пласта, приводящее к снижению добычи (дебита) по сравнению с совершенной (идеальной) скважиной. Причинами скин-фактора являются гидродинамическое несовершенство вскрытия пласта, загрязнение околоскважинной зоны, прочие нелинейные эффекты (турбулентное течение, разгазирование, сжатие скелета горной породы и т. д.).

Рис. 1.2. Схемы гидродинамически совершенной (а) и гидродинамически несовершенных скважин:

Скин-фактор и приведённый радиус

По определению скин-фактор описывается формулой:

(1.13)

где, — скин-фактор;

— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта;

— приведённый радиус скважины (r_пр), это модельный радиус совершенной (идеальной) скважины, при котором её расчётная продуктивность совпадает с продуктивностью реальной скважины при прочих равных условиях.

После подстановки приведённого радиуса вместо реального радиуса в гидродинамические формулы, описывающие фильтрацию к совершенной скважине, эти формулы становятся пригодными для анализа реальной несовершенной скважины.

Скин-фактор и продуктивность скважины

Применяя уравнение Дюпюи для плоскорадиального установившегося потока несжимаемой жидкости к вертикальной скважине, получаем выражение для скин-фактора:

(1.14)

где, — потенциальная продуктивность, которая может быть получена от совершенной скважины (при отсутствии скин-фактора), т/МПа·сут;

— фактическая продуктивность реальной скважины, т/МПа·сут;

— радиус контура питания (воронки депрессии), то есть расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению (примерно половина расстояния между скважинами), м;

— радиус реальной скважины по долоту в интервале вскрытия пласта, м.

где, Sз – скин-эффект вследствие повреждения породы (+);

Sp – скин-эффект из-за перфорации (+);

Spp – скин-эффект вследствие частичного проникновения скважины в пласт (+);

Sturb – скин-эффект вследствие турбуленции или скин, зависящий от темпа отбора (+);

So – скин-эффект вследствие наклона скважины (-);

Ss – скин-эффект, возникающий вследствие ГРП (-);

Скин-эффект вследствие повреждения породы Sз в лучшем случае может быть изменен до нуля (например – кислотной обработкой). Отрицательный скин возникает вследствие образования трещин (гидроразрыв).

Используя концепцию скина как кольцеобразной зоны вокруг скважины с измененной проницаемостью, Хокинс построил модель скважины, как показано на рис. 1.3. Скин-фактор может быть также вычислен с помощью свойств призабойной зоны.

(1.16)

где, k_пл – естественная проницаемость пласта в удаленной зоне, м 2 ;

k_з – проницаемость измененной зоны пласта (ПЗС), м 2 ;

r_з – радиус измененной зоны пласта (ПЗС), м;

r_с – радиус скважины по долоту, м.

Если k_з k_пл (интенсификация), скин-фактор является отрицательным. Если k_з = k_пл, (нет повреждения ПЗС по разным причинам или проницаемость ПЗС восстановлена до ее первоначального – естественного состояния), скин-фактор равен 0.

Если величина скин-фактора близка к нулю (практически с учётом погрешности определения: ), то приствольная зона пласта считается неизменённой, а скважина совершенной (приблизительно и ).

Большая положительная величина скин-фактора (то есть и ) свидетельствет о загрязнении приствольной зоны пласта и несовершенстве скважины. В таком случае на скважине проводят геолого-технологические мероприятия (ГТМ) по интенсификации притока: дополнительная перфорация, свабирование, метод переменного давления (МПД), солянокислотные обработки (СКО), гидроразрыв пласта (ГРП) и др.

Рис. 1.3. Модель скин-фактора по Хокинсу

Любое гидродинамическое несовершенство скважины приводит к снижению ее дебита жидкости.

Эффективный радиус скважины

Если проницаемость в зоне изменения k_з намного выше, чем проницаемость пласта k_пл, то скважина будет вести себя как скважина с вероятным радиусом r_эф – эффективный радиус скважины, который может быть вычислен на основе реального радиуса и скин-фактора (рис. 1.4):

	(1.17
	(1.18

Рис. 1.4. Концепция эффективного радиуса скважины

(1.19)

Радиус контура питания (воронки депрессии) – это расстояние от скважины до зоны пласта, где давление полагается постоянным и равным текущему пластовому давлению. Обычно за радиус контура питания скважины в нефтепромысловой практике принимают примерно половину расстояния между двумя добывающими скважинами.

Пример: примем радиус скважины по долоту 108 мм, а радиус дренирования скважины или радиус контура питания – 250 м, при расстоянии между двумя добывающими скважинами – 500 м, тогда:

Анализируя приведенный выше пример с учетом рассмотрения понятия «скин-фактор» или «скин-эффект», можно сказать, что наименьшее фильтрационное сопротивление движению жидкости по пласту к добывающей скважине при всех прочих равных условиях и без ухудшения фильтрационно-емкостных свойств пласта будет на расстоянии от стенки скважины, равном радиусу дренирования или контура питания скважины.

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Организация стока поверхностных вод: Наибольшее количество влаги на земном шаре испаряется с поверхности морей и океанов (88‰).

Источник

Формула Дюпюи: правильный расчет дебита скважины

Приток к совершенной скважине. Формула Дюпюи. Коэффициент продуктивности. Индикаторные диаграммы, их построение и применение

Совершенная скважина вскрывает пласт на всю его мощность и при этом вся поверхность скважины является фильтрующей.

Установившийся одномерный поток жидкости или газа реализуется в том случае, когда давление и скорость фильтрации не изменяются во времени, а являются функциями только одной координаты, взятой вдоль линии тока.

Плоскопараллельное течение имеет место в прямоугольном горизонтальном пласте длиной L с постоянной мощностью h. Жидкость движется фронтом от прямолинейного контура питания с давлением ркк галерее скважин (скважины расположены на одной прямой праллельной контуру питания в виде цепочки на одинаковом расстоянии друг от друга) шириной (длиной галереи)Вс одинаковым давлением на забоях скважинрг(рис. 4). При такой постановке задачи площадь фильтрации будет постоянной и равнаS=Bh, а векторы скорости фильтрации параллельны между собой.

Плоскорадиальный потоквозможен только к гидродинамически совершенной скважине радиусом rс. которая вскрыла пласт мощностьюhс круговым контуром питания радиусомRк. а давления на скважине и контуре питания равнырсирксоответственно.

где k-коэффициент проницаемости, дарси; h — мощность пласта, см; Рк и Рс — давление на контуре питания и в скважине, ат; Rк и Rс — радиусы контура питания и скважины, см; μ — вязкость жидкости, сантипуазы; Qr — дебит скважины, см3/сек. Ф. Д. широко применяется в нефтепромысловом деле.

продуктивность — этокоэффициент, характеризующий возможности пласта по флюидоотдаче.

По определению коэффициент продуктивности — это отношение дебита скважины к депрессии:
где
— коэффициент продуктивности [м³/(сут*МПа)],
— дебит скважины [м³/сут],
— депрессия [МПа],
— пластовое давление (на контуре питания) замеряется в остановленной скважине [МПа],
— забойное давление (на стенке скважины) замеряется в работающей скважине [МПа].

Продуктивность по нефти

Коэффициент продуктивности определяется по результатам гидродинамических исследований и эксплуатации скважин.

Используя замеры на квазистационарных режимах (установившихся отборах), получают индикаторные диаграммы (ИД), представляющие собой зависимость дебита от депрессии или забойного давления. По наклону индикаторной линии определяют фактическую продуктивность нефтяной скважины.

Продуктивность по газу

Зависимость дебита газовых скважин от депрессии существенно нелинейна вследствие значительной сжимаемости газа. Поэтому при газодинамических исследованиях вместо коэффициента продуктивности определяют фильтрационные коэффициенты и по квадратичному уравнению:

При малых депрессиях приблизительно коэффициент продуктивности по газу связан с фильтрационным коэффициентом соотношением:

Индикаторная диаграмма — для различных поршневых механизмов графическая зависимость давления в цилиндре от хода поршня (или в зависимости от объёма, занимаемого газом или жидкостью в цилиндре). Индикаторные диаграммы строятся при исследовании работы поршневых насосов, двигателей внутреннего сгорания, паровых машин и других механизмов.

Динамика, статика и высота столба воды

Прежде чем приступить к измерениям, нужно понять, что такое статический и динамический уровень воды в скважине, а также высота столба воды в скважинной колонне. Замер данных параметров необходим не только для расчета производительности скважины, но и для правильного выбора насосного агрегата для системы водоснабжения.

Динамика и статика измеряется в метрах от земли, а высота столба от дна скважины. Произвести измерение можно с помощью:

Определение производительности насоса

При расчете дебита необходимо знать производительность насоса во время откачки. Для этого можно воспользоваться следующими способами:

В последнем случае, необходимо на выходе водоподъемной трубы закрепить в горизонтальном положении трубу меньшего диаметра. И произвести следующие замеры:

После получения данных необходимо сопоставить их по диаграмме.

Сопоставьте данные по аналогии с примером.

Измерение динамического уровня и дебита скважины нужно производить насосом с производительностью не менее вашего расчетного пикового расхода воды.

Упрощенный расчет

Например, мы имеем скважину глубиной 60 метров; статика которой составляет 40 метров; динамический уровень при работе насоса производительностью 3 куб.м/час установился на отметке 47 метров. Итого, дебит составит: Dт = (3/(47-40))*20= 8,57 куб.м/час.

Упрощенный метод измерений включает замер динамического уровня при работе насоса с одной производительностью, для частного сектора этого может быть достаточно, но для определения точной картины – нет.

Удельный дебит

С увеличением производительности насоса, динамический уровень, а соответственно и фактический дебит снижается. Поэтому более точно водозабор характеризует коэффициент продуктивности и удельный дебит. Для вычисления последнего следует произвести не один, а два замера динамического уровня при разных показателях интенсивности водозабора.

Удельный дебит скважины – объем воды, выдаваемой при снижении ее уровня за каждый метр. Формула определяет его как отношение разности большего и меньшего значений интенсивности водозабора к разности между величинами падения водного столба.

Возвращаясь к нашей условной скважине: при водозаборе с интенсивностью 3 куб. м/час, разница между динамикой и статикой составила 7 м. ; при повторном замере с производительностью насоса в 6 куб.

м/час разница составила 15 м. Итого, удельный дебит составит: Dуд =(6-3)/(15-7)= 0,375 куб. м/час.

Реальный дебит скважины

Расчеты, производимые с использованием удельного дебита, дают результат, близкий к реальному. Однако в ходе расчетов следует учесть расстояние между устьем скважины и началом зоны фильтрации (HФ). Тогда реальный дебит скважины (ДР) можно вычислить, используя формулу:

Например, допустим, что величина HФ равна 28 м. Реальный дебит скважины при этом допущении составит:

В результате упрощенного расчета мы получили Д=4,8. Однако величина реального дебита оказалась меньше размера дебита, вычисленного первым способом, на 37%. Выбирая насос для установки на скважину, его производительность следует принимать меньшей на 20%. То есть менее 2,4 м³/ч. Иными словами, менее 58 м³ в течение суток.

Что такое дебит нефтяной скважины?

Дебит – объем жидкости, поставляемой через скважину за определенную единицу времени. Многие пренебрегают его расчетам при установке насосного оборудования, но это может оказаться фатально для всей конструкции. Интегральная величина, определяющая количество нефти рассчитывается по нескольким формулам, которые будут приведены ниже.

Дебит часто называют производительностью насоса. Но эта характеристика немного не подходит под определение, так как все свойства насоса имеют свои погрешности. И определенный объем жидкостей, и газов иногда в корне отличается от заявленного.

Изначально этот показатель должен просчитываться для выбора насосного оборудования. Когда вы будете знать, какой производительностью участок, можно будет сразу исключить из выбираемого списка оборудования несколько неподходящих агрегатов.

Обязательно нужно рассчитывать дебит в нефтедобывающей промышленности, так как малопроизводительные участки будут нерентабельны для любого предприятия. И неправильно подобранная насосная установка из-за упущенных расчетов может принести компании убытки, а не предполагаемую со скважины прибыль.

Он обязателен к подсчету на всех типах нефтедобывающих предприятий – даже дебиты близлежащих скважин могут слишком отличаться от новой. Чаще всего, огромная разница лежит в величинах, подставляемых в формулы для подсчета. К примеру, проницаемость пласта может существенно отличаться на километре под землей. При плохой проницаемости, показатель будет получаться меньше, а значит, и прибыльность скважины будет уменьшаться в геометрической прогрессии.

Дебит нефтяной скважины подскажет не только как правильно выбрать оборудование, но и где его установить. Установка новой нефтяной вышки –рискованное дело, так как даже самые умные геологи не могут разгадать тайны земли.

Да, созданы тысячи моделей профессионального оборудования, которое определяет все нужные параметры для бурения новой скважины, но лишь результат, увиденный после этого процесса, сможет показать правильные данные. Исходя из них, и стоит высчитывать прибыльность того или иного участка.

Формула расчета дебита скважин

Для расчетов по стандартной формуле – D = H x V/(Hд – Hст), нужна всего лишь такая информация:

Статический уровень в этом случае – расстояние от начала подземных вод до первых слоев почвы, а динамический уровень – абсолютная величина, получаемая при замере уровня воды после откачивания.

Также существует понятие, как оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения. Определяется он, как для общего установления уровня депрессии отдельной скважины, так и всего пласта в целом. Формула высчитывания среднего уровня депрессии месторождения определяется, как Р заб=0. Дебит одной скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.

Однако такая формула и сам показатель оптимального дебита применяется не на каждом месторождении. Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин. По указанным причинам, часто приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.

Это – простейшая формула расчета, которая не сможет с точностью получить правильный результат – будет большая погрешность. Для того чтобы избежать неправильных расчетов и направить себя на получение более точного результата, используют формулу Дюпюи, в которой необходимо взять гораздо больше данных, чем в выше представленной.

Но Дюпюи был не просто умным человеком, но и отличным теоретиком, поэтому он разработал две формулы. Первая – для потенциальной продуктивности и гидропроводности, которые вырабатывают насос и месторождение нефти. Вторая – для неидеального месторождения и насоса, с их фактической продуктивностью.

Рассмотрим первую формулу:

N0 = kh/ub * 2Pi/ln(Rk/rc).

Эта формула для потенциальной производительности включает в себя:

N0 – потенциальная продуктивность;

Kh/u – коэффициент, определяющий свойство гидропроводности нефтяного пласта;

B – коэффициент расширения по объему;

Rk – радиус контурного питания;

Rc – долотный радиус скважины по расстоянию до вскрытого пласта.

Вторая формула имеет такой вид:

N = kh/ub * 2Pi/(ln(Rk/rc)+S).

Этой формулой для фактической продуктивности месторождения сейчас пользуются абсолютно все компании, которые бурят нефтяные скважины. В ней поменяны только две переменные:

N – фактическая продуктивность;

S–скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).

В некоторых способах для повышения дебита нефтяных месторождений, применяется технология гидравлического разрыва пластов с полезным ископаемым. Она подразумевается образованием механическим способом трещин в продуктивной породе.

Естественный процесс снижения дебита нефтяных месторождений происходит с показателем в 1-20 процентов в год, исходя из первоначальных данных этого показателя при запуске скважины. Применяемые и описанные выше технологии могу интенсифицировать выработку нефти из скважины.

Периодически может проводиться механическая регулировка дебита нефтяных скважин. Она знаменуется повышением забойного давления, что приводит к снижению уровня добычи и высокому показателю возможностей отдельно взятого месторождения

Для повышения показателей и уровня дебита может применяться также термокислотный метод обработки. С помощью нескольких видов растворов, таких как кислотная жидкость, производится очистка элементов месторождения от смолянистых отложений, соли и других химических компонентов, мешающих качественному и результативному проходу добываемой породы.

Кислотная жидкость изначально проникает в скважину и заполняет площадь перед пластом. Далее производится процесс закрытия задвижки и под давлением кислотный раствор проникает в глубинный пласт. Оставшиеся детали этой жидкости промываются нефтью или водой после продолжения работы по добыче.

Расчет дебита следует проводить периодически для формирования стратегии векторного развития нефтедобывающего предприятия.

Основные показатели при расчете

Дебит скважины практически всегда учитывает такие характеристики, как статический и динамический уровень залегания воды.

Статический и динамический уровень воды в скважине.

В обоих случаях при расчете мощности водозабора находится горизонтальный уровень жидкости от поверхности земли до зеркала. Для того чтобы с точностью узнать глубину колодца, можно использовать подручные средства. Это может быть простая веревка с подвешенным грузом, трос. Уровень воды определить несложно. Достаточно зафиксировать длину веревки, при которой груз начнет погружаться в воду. Статический уровень отличается тем, что с его помощью оценивается расстояние непосредственно от зеркала до поверхности земли в состоянии покоя, то есть до предварительной откачки.

Что же касается динамического уровня, то он находится после работы насосного оборудования. По мере откачки подземной воды происходит значительное опускание зеркала воды. Это и есть динамический уровень. Нередко на практике встречается такая ситуация, когда после проведенной откачки уровень воды не изменяется. Это свидетельствует о том, что приток новой подземной воды равен тому объему, который откачивается. Таким образом, скважина очень быстро наполняется новой водой. В данной ситуации мощность водозабора будет равна мощности насоса. Последняя величина должна быть указана в инструкции по применению агрегата или в его паспорте.

Динамический и статический уровни

Дебит скважины рассчитать можно, если известны определенные исходные данные. Этими данными являются:

Чтобы установить данные параметры, необходимо произвести соответствующие замеры. Для этого используются: шнур, грузик и рулетка.

Как правило, замеры производятся с соблюдением следующего алгоритма:

Разница уровней позволяет оценить дебит скважины: чем меньше она, тем больше уровень водоотдачи скважины. Водозабор считается высокопроизводительным, если разница составляет не превышает 1 м. Для артезианских источников характерно совпадение статического и динамического уровней.

Как определить производительность насоса

Однако знание только величины уровней недостаточно для расчета дебита. Для этого также необходимо знать производительность насоса (P). Ее можно определить по паспорту агрегата или по маркировке на его шильдике.

Если эта информация отсутствует, производительность можно установить, используя расходомер или счетчик. Это также можно сделать, пользуясь мерным сосудом и секундомером следующим образом:

Затем производят несложные вычисления. Если, например, продолжительность заполнения равна 50 с, то производительность насоса определяется так:

В результате почасовая производительность составит:

Уравнения притока жидкости в скважине. Формула Дюпюи

Приток жидкости в скважины происходит под действием разницы между пластовым давлением и давлением на забое скважины. Так, как движение жидкости в пласте происходит с весьма малыми скоростями, то оно подчиняется линейному за­кону фильтрации — закону Дарси.

Для установившегося плоскорадиального потока однородной жидкости по закону Дарси дебит скважины можно определить по формуле

где Q — дебит скважины (объем жидкости, поступающей на забой скважины в единицу времени); k — проницаемость пла­ста; h — толщина пласта; Рпл — пластовое давление; Рз — забой­ное давление в скважине;
— вязкость жидкости; RK и rс — радиусы контура питания и скважины, соответственно.

а. Формула (4.8), называемая формулой Дюпюи, широко ис­пользуется для расчета дебита гидродинамически совершенных скважин (скважины с открытым забоем, вскрывшие пласты на всю толщину (а)).

б. Гидродинамически несовершенная по степени вскрытия — Если скважина имеет открытый забой, но вскрыла пласт не на всю толщину (б).

в. Гидродинамически не­совершенная по характеру вскрытия — Скважина, вскрывшая пласт на всю толщину, но соединяющиеся с пластом посредст­вом перфорации ( в).

г. Есть скважины и с двой­ным видом несовершенства — как по степени, так и по харак­теру вскрытия (г).

Вблизи ствола гидродинамической несовершенной скважины происходит искажение плоскорадиальной формы потока и воз­никают дополнительные фильтрационные сопротивления потоку жидкости.

К каким последствиям может привести недостаточный дебит водозаборного сооружения?

Малый дебит водозаборных сооружений может приводить к ряду затруднений на этапе обустройства, эксплуатации и ремонта. Кратко опишем эти затруднения.

Прежде чем обустроить скважину на песок с малым дебитом, придется потратить прилично времени на выбор насосного оборудования с подходящими параметрами. Большинство центробежных погружных насосов рассчитаны на добычу не менее 1000 литров воды в час. Маломощные насосы нужно еще поискать. И даже если найдена подходящая марка насоса, не факт что она будет в наличии.

При использовании насосов с большой производительностью для скважин с малым дебитом приходится решать вопрос по организации защиты насосного оборудования. Установка датчиков холостого хода приводит к удорожании системы водоснабжения на этапе обустройства и к увеличению расходов на этапе обслуживания.

Кроме этого увеличение затрат на обустройство может быть связано с использованием больших накопительных емкостей. Это решение так же приводит к увеличению затрат на обслуживание и ремонт.

Малодебитные скважины могут служить значительно меньше по времени. Связано это с возможными частыми осушениями фильтровой части. В результате на этом отрезке могут возникать химические процессы, ведущие к выходу скважины из строя.

Малый дебит скважины может стать причиной выхода из строя водопротребляющего оборудования. Но это тема отдельной статьи.

Источник