контрольная работа

4. Расчет безводного дебита скважины, зависимость дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем, как правило, вертикальная проницаемость k в значительно меньше горизонтальной k г. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин, вскрывших анизотропные пласты с подошвенной водой в процессе их эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. Точная математическая связь между параметром анизотропии и величиной допустимой депрессии при вскрытии скважиной анизотропного пласта с подошвенной водой не установлена. Использование методов определения Q пр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям.

Алгоритм решения:

1. Определяем критические параметры газа:

2. Определяем коэффициент сверхсжимаемости в пластовых условиях:

3. Определяем плотность газа при стандартных условиях и далее при пластовых:

4. Находим высоту столба пластовой воды, необходимой для создания давления 0,1 МПа:

5. Определяем коэффициенты a* и b*:

6. Определяем средний радиус:

7. Находим коэффициент D:

8. Определяем коэффициенты K o , Q* и предельно безводный дебит Q пр.безв. в зависимости от степени вскрытия пласта h и для двух разных значений параметра анизотропии:

Исходные данные:

Таблица 1 - Исходные данные для расчета безводного режима.

Таблица 4 - Расчет безводного режима.

Анализ добывных возможностей скважин Озерного месторождения, оборудованных УЭЦН

Где - коэффициент продуктивности, ; - пластовое давление, ; - минимальное допустимое давление на забое,...

2. Нахождение распределения давления вдоль луча, проходящего через вершину сектора и центр скважины. 2. Анализ работы газовой скважины в секторе с углом р/2, ограниченном сбросами, при установившемся режиме фильтрации газа по закону Дарси 2...

Анализ работы газовой скважины в секторе с углом π/2, ограниченном сбросами, при установившемся режиме фильтрации газа по закону Дарси

Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения

Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования...

Геологическое строение и разработка Чекмагушевского нефтяного месторождения

Дебит - это главная характеристика скважины, которая показывает, какое максимальное количество воды она может дать в единицу времени. Дебит измеряется в м3/час, м3/день, л/мин. Чем больше дебит скважины, тем выше её производительность...

Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения

Уравнение притока газа к скважине рассчитывается по формуле: ,… (1) формула Г. А. Адамова для НКТ: ,… (2) уравнение движения газа в шлейфе: ,… (3) где Рпл- пластовое давление, МПа; Рвх - давление входа в коллектор...

Исследование движения жидкости и газа в пористой среде

1) Исследование зависимости дебита газовой скважины от угла б между непроницаемой границей и направлением на скважину при фиксированном расстоянии от вершины сектора до центра скважины...

Методы заводнения пластов

В настоящее время. Если ГЗУ оснащен турбинным объемным счетчиком, то на его показания влияют наличие жидкой фазы по всему сечению потока, величина вязкости, качество сепарации газа, наличие пенной структуры в измеряемой продукции...

Оценка производительности горизонтальных нефтяных скважин

нефтяной скважина производительность дренирование В этом нам поможет Excel файл, где применим формулу Джоши Заполняются желтые ячейки c 0,05432 коэф...

Подземная гидромеханика

Определяем дебит каждой скважины и суммарный дебит, если данный круговой пласт разрабатывается пятью скважинами, из которых 4 расположены в вершинах квадрата со стороной А = 500 м, а пятая - в центре...

Подземная гидромеханика

При плоскорадиальном вытеснении нефти водой дебит скважины определяется по формуле: (17) где: rн - координата (радиус) границы раздела нефть-вода в момент времени t...

Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ

В настоящее время большинство нефтяных месторождений находится на завершающей стадии разработки, на которой существенно осложняются процессы добычи, в частности, из-за высокой обводненности добываемой продукции...

Рассмотрим комплексный потенциал. Уравнение определяет семейство эквипотенциалей, совпадающих с изобарами : , (5) где - коэффициент проницаемости пласта, - динамический коэффициент вязкости насыщающей пласт жидкости...

Приток жидкости к скважине при частично изолированном контуре питания

Рассмотрим дебит при различных углах раскрытия проницаемого контура пласта (рис.10), полученный описанным методом с применением теории комплексного потенциала. Рис. 10 Зависимость дебита скважины от угла По графику видно...

Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

В настоящее время существует несколько способов вскрытия продуктивных горизонтов: при репрессии (Рпл < Рз), депрессии (Рпл > Рз) и равновесии. Бурение на депрессии и равновесии проводится только при полностью изученном разрезе...

Газовые скважины эксплуатируют фонтанным способом, т.е. за счет использования энергии пласта. Расчет лифта сводится в определении диаметра фонтанных труб. Его можно определить из условий выноса забоя твердых и жидких частиц или обеспечить максимальное устьевое давление (минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите).

Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема газа при уменьшении давления. Расчет выполняют для условий башмака фонтанных труб. Глубину спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины.

Целесообразно спускать трубы до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфораций, то скорость газового потока в эксплутационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. Значит, в нижней части и вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Поэтому нижняя часть пласта отсекается песчаноглинистой пробкой или жидкостью, при этом дебет скважины уменьшается.

Используем закон газового состояния Менделеева - Клапейрона

При заданном дебите скважины скорость газа у башмака труб равна:

где Q 0 - дебит скважины при стандартных условиях (давление P 0 = 0,1 МПа, температура T 0 = 273 К), м 3 /сут.;

P З, T З - давление и температура газа на забое, Па, К;

zo, zз - коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно при условиях T 0 , P 0 и Т, Р;

F - площадь проходного сечения фонтанных труб, м 2

d - диаметр (внутренний) фонтанных труб, м.

Исходя из формул для расчета критической скорости выноса твердых и жидких частиц и согласно опытным данным, минимальная скорость v кр выноса твердых и жидких частиц с забоя составляет 5 - 10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при котором частицы породы и жидкости выносятся на поверхность:

При эксплуатации газоконденсатных скважин из газа выделяют жидкие углеводороды (газоконденсат), которые создают в фонтанных трубах двухфазный поток. Чтобы предотвратить накопление жидкости на забое и снижение дебита, газоконденсатная скважина должна эксплуатироваться с дебитом не меньше минимально допустимого, обеспечивающего вынос газокондесата на поверхность. Величину этого дебита определяют по эмпирической формуле:

где М - молекулярная масса газа. Тогда диаметр труб:

При определении диаметра фонтанных труб, из условия обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины, необходимо предусмотреть их снижения в стволе до минимальных с тем, чтобы газ поступал на устья скважины с возможным большим давлением. Тогда уменьшатся затраты на транспорт газа. Забойное и устьевое давления газовой скважины увязаны между собой формулой Г.А.Адамова.

где P 2 - давление на устье скважины, МПа;

e - основание натуральных логарифмов;

s - показатель степени, равный s = 0,03415 с г L / (Т ср z ср);

с г - относительная плотность газа по воздуху;

L - длина фонтанных труб, м;

d - диаметр труб, м;

Т ср - средняя температура газа в скважине, К;

Qo - дебит скважины при стандартных условиях, тыс.м 3 /сут.;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

z ср - коэффициент сверхсжимаемости газа при средней температуре Т ср и среднем давлением Р ср = (Pз + P 2) / 2.

Так как P З неизвестно, то z ср определяет методом последовательных приближений. Тогда, если дебит скважины Qo и соответствующие ему забойное давление P З известны по результатам газодинамических исследований, при заданном давлении на устье P 2 диаметр фонтанных труб определяем из формулы в виде:

Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учетом стандартных диаметров. Отметим, что при расчетах, исходя из двух условий, определяющий фактор - вынос частиц породы и жидкости на поверхность. Если же дебиты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давлений до минимально возможной величины с технологической и технической точек зрения. Иногда при заданном диаметре труб, используя выписанные формулы, определяют дебит скважины или потери давления в стволе.

Расчет лифта сводится в определении диаметра насосно-компрессорных труб (Таблица 18 А Приложения А). Исходные данные: дебит скважины при стандартных условиях Q o = 38,4 тыс. м 3 /сут.= 0,444 м 3 /с (давление Р о = 0,1 МПа, температура Т о = 293 К); забойное давление Р з = 10,1 МПа; глубина скважины Н = 1320 м; коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях z о = 1; критическая скорость выноса твердых и жидких частиц на поверхность х кр = 5 м /с.

1) Температура скважины Т определим по формуле:

Т = Н? Г, (19)

где Н - глубина скважины, м

Г - геотермический градиент.

2) Коэффициент сжимаемости газа z з определим по кривой Брауна (Рисунок 6 Б Приложения Б). Для этого найдем приведенные давление Р пр и температуру Т пр:

где Р пл - пластовое давление, МПа

Р кр - критическое давление, МПа

Для метана Р кр = 4,48 МПа

где Т кр - критическая температура, К

Для метана Т кр = - 82,5? С = 190,5 К

Коэффициент сжимаемости газа на забое z з = 0,86 определяем по рисунку 6 Б (Приложение Б).

1) Диаметр насосно-компре...

• - суточный объем газа q, нм 3 /сут.,
• - начальное и конечное давление в газопроводе Р 1 и Р 2 , МПа;
• - начальная и конечная температура t 1 и t 2 , о С;
• - концентрация свежего метанола C 1 , % масс.

Расчет индивидуальной нормы расхода метанола на технологический процесс при подготовке и транспортировке природного и нефтяного газа по каждому участку ведется по формуле:

H Ti = q ж + q г + q к, (23)

где H Ti - индивидуальная норма расхода метанола по i-му участку;

q ж - количество метанола, необходимое для насыщения жидкой фазы;

q г - количество метанола, необходимое для насыщения газообразной фазы;

q к - количество метанола, необходимое для насыщения конденсата.

Количество метанола q ж (кг/1000 м 3), необходимое для насыщения жидкой фазы, определяется по формуле:

где ДW - количество отбираемой влаги из газа, кг/1000 м 3 ;

С 1 - весовая концентрация вводимого метанола, %;

С 2 - весовая концентрация метанола в воде (концентрация отработанного метанола в конце участка, на котором образуются гидраты), %;

Из формулы 24 следует, что для определения количества метанола для насыщения жидкой фазы необходимо знать влажность газа и концентрацию метанола в двух точках: в начале и в конце участка, на котором возможно образование гидратов.

Влажность углеводородных газов с относительной плотностью (по воздуху) 0,60, не содержащих азот и насыщенных пресной водой.

Определив влажность газа в начале участка W 1 и в конце участка W 2, находят количество влаги ДW, выделяющиеся из каждых 1000 м 3 проходящего газа:

ДW = W 2 - W 1 (25)

Определим влажность по формуле:

где Р - давление газа, МПа;

А - коэффициент, характеризующий влажность идеального газа;

В - коэффициент, зависящий от состава газа.

Для определения концентрации отработанного метанола С 2 вначале определяют равновесную температуру Т (° С) гидратообразования. Для этого используют равновесные кривые образования гидратов газов различной плотности (Рисунок 7 Б Приложения Б) на основе среднего давления на участке подачи метанола:

где Р 1 и Р 2 - давление в начале и конце участка, МПа.

Определив Т, находят величину снижения ДТ равновесной температуры, необходимую для предотвращения гидратообразования:

ДТ = Т - Т 2 , (28)

где Т 2 - температура на конце участка, на котором образуются гидраты, ° С.

После определения ДТ, по графику на рисунке 8 Б (Приложение Б) находим концентрацию обработанного метанола С 2 (%).

Количество метанола (q г, кг/1000 м 3), необходимое для насыщения газообразной среды, определяется по формуле:

q г = к м · С 2 , (29)

где к м - отношение содержания метанола, необходимое для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости (растворимость метанола в газе).

Коэффициент к м определяется для условий конца участка, на котором возможно образование гидратов, по рисунку 9 Б (Приложение Б) для давления Р 2 и температуры Т 2 .

Количество подачи метанола (Таблицы 20 А - 22 А Приложения А) с учетом дебита определяется по формуле.

Работы по созданию скважины на придомовом участке предусматривают бурение, укрепление оголовки. По завершению, фирма, которая выполняла заказ, составляет документ на скважину. В паспорте указывают параметры сооружения, характеристики, измерения и расчет скважины.

Процедура проведения расчета скважины

Работники компании составляют протокол осмотра и акт передачи в пользование.

Процедуры являются обязательными, поскольку дают возможность получить документальное подтверждение исправности конструкции, возможности введения ее в эксплуатацию.

В документацию вносят геологические параметры и технологические характеристики:

Для того, чтобы проверить правильность подсчета, запускают пробную качку воды на большой мощности насоса. Это позволяет улучшить показатели динамики

На практике для точности расчета пользуются второй формулой. После получения значений дебита, определяют средний показатель, позволяющий точно определить рост продуктивности при увеличении динамики на 1 м.

Формула расчета:

D уд = D2 – D1/H2 – H1

• Dуд – дебит удельный;
• D1, H1 — показатели первого испытания;
• D2, H2 — показатели второго испытания.

Лишь при помощи проведения исчислений подтверждается правильность выполнения исследований и бурения водозабора.

Расчетные характеристики на практике

Знакомство с методами расчета водозаборной скважины провоцирует возникновение вопроса – зачем нужны эти знания обычному пользователю водозабора? Здесь важно понимать, что водоотдача – единый способ оценивания работоспособности скважины, для того чтобы удовлетворить потребность жильцов в воде до подписания акта приема-передачи.

Чтобы в дальнейшем не возникало проблем, действуйте следующим образом:

1. Расчет проводится с учетом количества жильцов дома. Средний показатель потребления воды – 200 л на одного человека. Сюда прибавляют расходы на хозяйственные нужды и техническое использование. При расчете на семью из 4-х человек получаем наибольшее потребление воды 2,3 кубометра/час.
2. В процессе составления договора в проекте берется значение продуктивности водозабора на уровне не меньше 2,5 — 3 м 3 /ч.
3. После завершения работ и расчета уровня скважины, производят откачку воды, замер динамики и определение водоотдачи при наибольшем расходе домашнего насоса.

Проблемы могут возникнуть на уровне расчета дебита скважины на воду в процессе контрольной выкачки насосом, принадлежащим компании исполнителю.

Моменты, которые определяют скорость наполнения скважины водой:

1. Объем слоя воды;
2. Быстрота его уменьшения;
3. Глубина залегания грунтовых вод и изменения уровня в зависимости от сезона.

Скважины с продуктивностью забора воды менее 20 м 3 /сут., считаются малопродуктивными.

Причины низких показателей дебита:

• особенности гидрогеологической ситуации местности;
• изменения в зависимости от времени года;
• замусоривание фильтров;
• засоры в трубах, которые подают воду наверх либо их дефлорация;
• естественный износ насоса.

Если после ввода скважины в работу обнаружены проблемы, это говорит о том, что на стадии расчета параметров были ошибки. Поэтому этот этап – один из самых важных, который нельзя упускать из виду.

Для того чтобы увеличить продуктивность работы водозабора, увеличивают глубину скважины с целью вскрытия дополнительного слоя воды.

Также, используют методы выкачки воды опытным путем, применяют химическое и механическое воздействия на водные слои, либо переносят скважину в другое место.

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.

Формула расчета дебита нефтяной скважины – нужная вещь в современном мире. Все предприятия, которые добывают нефтепродукты, должны рассчитывать дебит для своих детищ. Многие используют формулу Дюпюи – французского инженера, многие годы посвятившего изучению движения грунтовых вод. Его формула поможет легко понять, стоит ли производительность того или иного источника денег на оборудование скважины.

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.

Методы расчета дебитов скважин.

Существует всего несколько методов для подсчета дебита нефтяного местарождения – стандартный и по Дюпюи. Формула человека, который практически всю жизнь занимался изучением этого материала и выведением формулы, гораздо точнее показывает результат, ведь в ней гораздо больше данных для подсчета.

Формула расчета дебита скважин

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

• Высота водного столба;
• Производительность насоса;
• Статический и динамический уровень.

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;

Pi – Число П = 3,14…;

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.

Расчет производительности скважины