Методы расчета дебитов скважин и забойных давлений добывающей газовой скважины

Определение дебита нефтяной скважины: формула и методы расчета

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:

доверенность от физлица для Росреестра

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

Методы расчета дебитов скважин и забойных давлений добывающей газовой скважины +Видео

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.

Работники компании составляют протокол осмотра скважины и акт передачи в пользование.

В документацию вносят геологические параметры и технологические характеристики :

Расчет производительности скважины на воду оценивают при помощи определения дебита.

Для вычисления дебита пользуются стандартной формулой:

D = (Vч х H) : (hc – hд)

Полученная величина дает возможность получить представление о мощности водозабора.

Расшифровка формулы:

Пример расчета скважины:

После подстановки данных, получается расчет дебита – 5 м3/ч.

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.

Dуд = D2 – D1/H2 – H1

Чем ниже уровень водоотдачи, тем значительней разница уровней, и тем меньше результат величины.

Исходя из показателей, делают вывод о низком качестве скважины.

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

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:

Сила отдачи воды насосом небольшой мощности и агрегатом с заданной продуктивностью могут иметь разительные отличия.

Скорость прилива при маленьком расходе может удовлетворить поддержание показателя динамики, которого хватит для продуктивности насоса.

Выкачка воды агрегатом с большой мощностью, даже при оптимальных показателях дебита на первом опыте, скорости наполнения может не хватить для поддержания уровня воды в динамике.

Чем это грозит? В засушливый период, с учетом получения оптимальных показателей водозабора, воды не хватит для удовлетворения потребностей дома.

Для оптимального вычисления дебита необходимо провести его для насосов с разной мощностью.

Для этого используют формулу:

Dу = (U2 – U 1) : (h2 – h1)

Расчет водоотдачи осуществляют путем умножения величины удельного дебита на высоту столба, от поверхности воды до входа в отверстие насоса для забора.

Статический уровень определяют при помощи поплавка или грузика с малым весом, которые цепляют на метровом расстоянии, при помощи шнурка из капрона. Данный метод используют для замера глубины воды в колодце. Опуская грузик нужно сделать пометку на шнуре. Определяют наиболее слабое место и получают показатель статики. Дистанция до отверстия в насос измеряют по длине шланга и добавляют к значению длину корпуса.

Продуктивность работы скважины измеряется м3/час (секунду, сутки). Показатель дебита скважины определяют при выборе продуктивности работы насоса для воды.

Моменты, которые определяют скорость наполнения скважины водой:

Скважины с продуктивностью забора воды менее 20 м3/сут., считаются малопродуктивными.

Причины низких показателей дебита:

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.

Методы расчета дебитов скважин и забойных давлений добывающей газовой скважины +Видео

Процедура проведения расчета скважины

Работники компании составляют протокол осмотра скважины 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 :

Постоянный уровень воды в скважине в состоянии покоя. Измерение проводят в метрической системе от грунта до верхнего уровня воды.
Глубину водного слоя, либо высота фильтра обсадной трубы над дном скважины.
Уровень воды в динамике в процессе работы насоса, при этом водный уровень опускается на пару метров. Эти данные необходимы для расчета глубины опускания насоса.
Параметры отдачи воды под воздействием нагрузки, которые получают при расчете параметров. Характеристики имеют название – дебит скважины.

Расчет производительности скважины на воду оценивают при помощи определения дебита.

Для вычисления дебита пользуются стандартной формулой:

Полученная величина дает возможность получить представление о мощности водозабора.

Расшифровка формулы:

h_c – уровень воды в статике;
h_д – уровень воды в динамике.
D – дебит;
V – продуктивность работы насоса;
H – высота столба воды;

Пример расчета скважины:

глубина скважины – 60 м;
продуктивность насоса (V) – 2 м 3 /ч;
уровень в статике (h_c) – 40 м;
уровень в динамике (h_д) – 32 м;
высота столба воды (H) 60 – 40 = 20 м.

После подстановки данных, получается расчет дебита – 5 м 3 /ч.

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

Dуд = D2 – D1/H2 – H1

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

Чем ниже уровень водоотдачи, тем значительней разница уровней, и тем меньше результат величины.

Исходя из показателей, делают вывод о низком качестве скважины.

Расчетные характеристики на практике

Чтобы в дальнейшем не возникало проблем, действуйте следующим образом:

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.
В процессе составления договора в проекте берется значение продуктивности водозабора на уровне не меньше 2,5 — 3 м 3 /ч.
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.

Для оптимального вычисления дебита необходимо провести его для насосов с разной мощностью.

Для этого используют формулу:

U₁ — расход слабого насоса;
U₂ – расход мощного насоса;
h₁ – показатель уменьшения уровня воды для слабого насоса;
h₂ – показатель уменьшения уровня воды для мощного насоса;
Dу – высота столба воды.

Продуктивность работы скважины измеряется м 3 /час (секунду, сутки). Показатель дебита скважины определяют при выборе продуктивности работы насоса для воды.

Методы измерения дебита добывающих скважин

В процессе разработки месторождений работа добывающих скважин характеризуется их дебитами по нефти, газу и воде; равномерностью подачи (или пульсирующим режимом); темпом обводненности нефти и увеличением газовых факторов по отдельным скважинам.

Таким образом, измерение количества нефти, газа и воды по отдельным скважинам добывающего фонда имеет исключительно важное значение, как для техники и технологии сбора и подготовки скважинной продукции, так и для анализа контроля и регулирования за процессом разработки месторождения. При измерении продукции скважин помимо измерения дебитов скважин особое внимание должно уделяться измерению и анализу темпов обводненности нефти изменению газового фактора по каждой скважине. Продукция скважин на разных месторождениях измеряется по разному. Наиболее простыми методами измерения дебита нефти являются объемный и массовый способы.

Большинство существующих в настоящее время замерных установок используют три основных принципа измерения дебита скважин:

§ объемный метод измерения дебита (с последующим пересчетом в массовый), основанный на замере времени налива калиброванного объема, или на косвенном измерении проходящего объема жидкости и газа с помощью турбинных и/или вихревых преобразователей расхода;
§ гидростатический метод, основанный на использовании зависимости гидростатического давления столба жидкости от количества жидкости в емкости;
§ прямой метод измерения массового дебита, основанный на применении двух массовых расходомеров – на линиях измерения дебита жидкости и газа.

Все эти методы имеют существенные недостатки.

К недостаткам объемного метода измерения дебита относятся:

§ чувствительность к пене, образующейся на поверхности измеряемой среды в накопительной емкости при большом газовом факторе продукции скважины;
§ зависимость плотности среды от содержания свободного газа в жидкости;
§ высокие требования к узлу сепарирования;
§ низкий предел измерения газового дебита;
§ отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности получаемых результатов;
§ несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005 «Измерения количества извлекаемой из недр нефти и нефтяного газа».

К недостаткам гидростатического метода относятся:

§ высокая погрешность гидростатического метода измерения из-за участия в вычислениях большого количества эмпирических коэффициентов и переменных для вычисления результата измерения;
§ несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005;
§ низкий предел измерения дебита газа;
§ отсутствие рабочего эталона для оперативной проверки достоверности получаемых результатов.

К недостаткам метода с использованием массовых расходомеров относятся:

§ высокие требования массомеров к свойствам измеряемой среды (отсутствие свободного газа в измеряемой жидкости и отсутствие капель жидкости в потоке измеряемого газа);
§ низкий предел измерения дебита газа;
§ несоответствие требованиям ГОСТ Р 8.615-2005;
§ отсутствие возможности оперативной проверки достоверности получаемых результатов.

Объемный метод дает удовлетворительные результаты в случае однофазной жидкости, массовый же точнее учитывает дебит при добыче нефтегазовых смесей, поскольку газ из-за малой массы существенно не влияет на точность измерений.

В зависимости от конкретных условий для замера дебитов скважин в системе сбора нефти и газа применяются различные автоматизированные установки:

§ ЗУГ – замерные установки групповые;
§ АГУ – автоматизированные групповые установки;
§ АГЗУ – автоматизированные групповые замерные установки;
§ блочные автоматизированные замерные установки типа «Спутник».

В настоящее время на нефтяных месторождениях широко применяются автоматические устройства для замера продукции скважин: Спутник-А, Спутник-Б и Спутник-В. Принцип действия их по существу идентичный. Установки различаются по следующим показателям: рабочему давлению, числу подключаемых скважин, максимальным измеряемым дебитам скважин, количеству измеряемых параметров, номенклатуре и компоновке применяемого оборудования и приборов.

Спутник – А предназначен для автоматического переключения скважин на замер, а также для автоматического измерения дебита скважин, подключенных к Спутнику, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировки скважин при аварийном состоянии.

Рис. 1. Принципиальная схема Спутника-А.

1 – выкидные линии от скважин; 2 – обратные клапаны; 3 – многоходовой переключатель скважин (ПСМ); 4 – каретка роторного переключателя скважин; 5 – замерный патрубок от одиночной скважины; 5а – сборный коллектор; 6 – гидроциклонный сепаратор; 7 – заслонка; 8 – турбинный счетчик; 9 – поплавковый регулятор уровня; 10 – электродвигатель; 11 – гидропривод; 12 – силовой цилиндр; 13 – отсекатели

Дебит скважины определяют путем регистрации накапливаемых объемов жидкости в м3, прошедших через турбинный счетчик, на индивидуальном счетчике импульсов в блоке БМА.

Недостаток Спутника – А – невысокая точность измерения расхода нефти турбинным счетчиком вследствие попадания в счетчик вместе с жидкостью пузырьков газа, из-за плохой сепарации газа от нефти в гидроциклонном сепараторе.

Спутник-В как и Спутник-А предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического замера дебита свободного газа.

Рис. 2. Принципиальная схема Спутника – В.

1 – распределительная батарея; 2 – емкость для резиновых шаров; 3 – штуцеры; 4 – трехходовые клапаны; 5 – Замерная линия для одиночной скважины; 6 – трехходовые краны; 7 – коллектор обводненной нефти; 8 – коллектор безводной нефти; 9 – гамма – датчик уровня; 10 – сепаратор; 11 – диафрагма; 12 – заслонка; 13 – сифон; 14 – тарированная емкость; 15 – тарированная пружина.

Дебит жидкости определяется путем измерения массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма- датчиками верхнего и нижнего уровней 9 и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяется путем сравнения массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем.

При измерении дебита жидкости при помощи Спутника-В считается, что плотности нефти и воды остаются постоянными. Результаты измерения пересчитываются с учетом времени заполнения емкости в т/сут и фиксируются в БМА.

При наличии отложений парафина в выкидных линиях скважин предусмотрена их очистка резиновыми шарами, проталкиваемыми потоком нефти от устьев скважин до емкости 2.

Недостаток Спутника-В заключается в том, что при измерении парафинистой нефти отложения парафина в тарированной емкости могут существенно снизить точность определения количества жидкости.

Спутник-Б-40 также, как и вышеописанные установки, предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и для автоматического измерения дебита скважин.

Спутник-Б-40 является более совершенным по сравнению с Спутником-А, так как на нем установлен автоматический влагомер нефти, который непрерывно определяет процентное содержание воды в потоке нефти, а также при помощи турбинного расходомера (вертушки) автоматически измеряется количество свободного газа, выделившегося из нефти в гидроциклонном сепараторе. Турбинный расходомер жидкости (ТОР) установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи Спутника-Б-40 можно измерять отдельно дебиты обводненных и необводненных скважин.

На рисунке 3 приведена принципиальная схема Спутника-Б-40.

Рис. 3. Принципиальная схема Спутника – Б-40.

1 – обратные клапаны; 2 – задвижки; 3 – переключатель скважин многоходовой; 4 – каретка роторного переключателя скважин; 5 – замерный патрубок для одной скважины; 6 – сборный коллектор; 7 – отсекатели; 8 – коллектор обводненной нефти; 9, 12 – задвижки закрытые; 10, 11 – задвижки открытые; 13 – гидроциклонный сепаратор; 14 – регулятор перепада давления; 15 – расходомер газа; 16, 16а – золотники; 17 – поплавок; 18 – расходомер жидкости; 19 – поршневой клапан; 20 – влагомер; 21 – гидропривод; 22 – электродвигатель; 23 – коллектор безводной нефти; 24 – выкидные линии скважин.

Наибольшее распространение для определения содержания воды в нефти получил косвенный метод измерения обводненности нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств нефти и воды. Как известно, безводная нефть является диэлектриком, и имеет диэлектрическую проницаемость e = 2.1ё 2,5 тогда как e минерализованных пластовых вод достигает 80. Применяемые в настоящее время влагомеры работают на основе измерения емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в анализируемую водонефтяную среду

Групповые измерительные установки различаются:

§ по методам измерения дебита жидкости — объёмные, весовые, массовые;
§ по режиму измерения — с поочерёдным или одновременным подключением скважин (группы скважин);
§ по числу измеряемых параметров — однопараметровые (дебит жидкости), двухпараметровые (дебит нефти и воды или дебит нефти и газа), трёхпараметровые (с контролем производительности по нефти, газу и воде).

Основные функциональные узлы групповых измерительных установок: переключатель, посредством которого одна из присоединённых к установке скважин подключается на измерение; сепаратор свободного газа; расходомер (дебитомер) для измерения дебитов скважин по жидкости; устройства контроля производительности скважин по газу; блок местной автоматики для периодического контроля скважин; устройства аварийной сигнализации (с подачей сигналов в систему телемеханики); предохранительные клапаны; отсекатели, перекрывающие поток от скважины или отключающие систему от коллектора (при нарушении режима и аварийной ситуации), входные и выходные устройства для пуска и приёма депарафинизационных шаров при очистке трубопроводов от парафина; в некоторых типах групповых измерительных установок также обогреватели сборного пункта и продукции. Измерение дебитов скважин в групповых измерительных установках проводится с поочерёдным циклическим подключением скважин по программе, задаваемой блоком автоматики (предусмотрено также внеочередное измерение дебита). Иногда групповые измерительные установки присоединяют к системам промысловой телемеханики с дистанционным контролем работы скважин (производительности, аварийной сигнализации). Измерению дебита жидкости предшествует сепарация газа с последующей подачей отсепарированной жидкости в дебитомерное устройство (исключение составляют установки, измеряющие массу продукции). После измерения накопленного на заданное время объёма жидкости последняя вместе с газом подаётся в промысловый коллектор. На точность измерения влияют недостаточная сепарация содержащегося в продукции скважин растворённого газа, нестационарный режим измерения и переходные процессы, возникающие при переключении скважин, и др. Тип групповых измерительных установок обусловливается в основном производительностью, плотностью расположения и удалённостью скважин. Наиболее распространены установки типов “Спутник” (в различных модификациях), БИУС-40, АГМ-2,3. Первые рассчитаны на подключение 14 скважин с дебитами жидкости 1-400 м3/сутки (“Спутник” — А16 и А40) и 5-500 м3/сутки (А25, Б40), а также 24 скважин (Б40-24) с дебитами жидкости 5-400 м3/сутки. На групповой измерительной установке “Спутник”-Б40 устанавливается автоматический влагомер, измеряющий влагосодержание нефти. В групповых измерительных установках типа “Спутник”-BMP измеряется масса продукции скважин без предварительной сепарации газа, дебит жидкости 4-100 м3/сутки.

В случае удалённости отдельных скважин от основной группы или расположения их на отдельных небольших участках применяются блочные малогабаритные замерные установки типа БИУС-40, рассчитанные на подключение 2-4 скважин с дебитом жидкости не более 100 м3/сутки (принцип действия аналогичен групповым измерительным установкам “Спутник”-А). Установки выпускаются в двух вариантах: с подогревом и без подогрева продукции скважин.

Групповые измерительные установки типа АГМ-2 или АГМ-3 предназначены для измерения дебита (по воде и нефти) скважин, оснащённых штанговыми насосами. Действуют совместно с проводной системой телемеханики, что позволяет с диспетчерского пульта контролировать 12 групповых измерительных установок, к каждой из которых подключается 8 (АГМ-2) или 16 (АГМ-3) скважин. В установке используется объёмный метод измерения дебита жидкости.

Измерение дебита массоизмерительными установками АСМА. Избавиться от недостатков существующих методов измерения дебита позволяет метод статического взвешивания, применяющийся на массоизмерительных установках, изготавливаемых ООО «СОЗАиТ». Этот метод позволяет измерять скорость набора заданной массовой порции жидкости и определять массовый дебит скважины прямым методом.

К достоинствам метода статического взвешивания относятся:

§ нечувствительность метода к наличию пены на поверхности измеряемой жидкости;
§ наличие большой площади поверхности и динамического налива жидкости в емкость обеспечивают лучшее качество сепарации и, как следствие, возможность измерение дебита газа большей величины;
§ соответствие требованиям нового ГОСТ Р 8.615-2005;
§ канал измерения массы имеет возможность калибровки с помощью рабочих эталонов в месте проведения измерений, что значительно повышает достоверность получаемых результатов.

Недостатком данного способа является высокая погрешность измерения на малодебитных скважинах, за счет изменения режима работы скважины при подключении измерительной установки.

Кроме того, установки, принцип действия которых основан на указанном способе измерения дебита, обладают общим недостатком – это сравнительно высокая стоимость как самих установок, так и их обслуживания.

Рис. 4. Гидравлическая схема транспортабельной массоизмерительной установки типа «АСМА-Т»

Рис. 5. Гидравлическая схема стационарной массоизмерительной установки типа «АСМА» с многоходовым переключателем скважин

Рис. 6. Гидравлическая схема стационарной массоизмерительной установки типа «АСМА» с электроприводными переключающими клапанами

Рис. 7. Структурная схема измерительного канала дебита жидкости

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Дебит – газовая скважина

Дебит газовой скважины , приведенный к атмосферному давлению при пластовой температуре QaT 2 – 106 м3 / сут, абсолютное давление на забое рс 7 84 МПа ( 80 кгс / см2), мощность пласта / г10 м, коэффициент пористости пласта т – 18 %, коэффициент проницаемости &12 Д, средняя молекулярная масса газа 18, динамический коэффициент вязкости в пластовых условиях ц 0 015 мПа – с, температура пласта 45 С. [1]

Дебит газовых скважин зависит от эффективной перфорированной мощности пласта, числа перфорационных отверстий и других параметров. Эта зависимость функциональная и определяется с помощью уравнения притока газа к забою скважин. [2]

Дебит газовых скважин в несколько раз ( в переводе на условное топливо в 6 – 7 раз) превышает дебит нефтяных, а при снижении давления одновременно дренируются как хорошо проницаемые, так и слабопроницаемые породы. Это позволяет разрабатывать газовые залежи гораздо меньшим числом скважин, чем нефтяные. [3]

Дебиты газовых скважин при прочих равных условиях определяются величиной пластового давления. Поэтому при равномерном размещении скважин они больше и, следовательно, необходимое для разработки месторождения число скважин оказывается минимальным. При равномерной сетке скважин давления па устьях скважин близки по величине и падают медленнее. При этом увеличиваются продолжительность и эффективность работы установок низкотемпературной сепарации газа. Вместе с тем при равномерном размещении скважин растет протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций. [4]

Дебиты газовых скважин могут быть ограничены вследствие разрушения призабойной зоны пласта и в зависимости от этого выноса песчинок и частиц породы к забою скважины, а также подтягивания конуса подошвенных вод, что вызывает обводнение скважины. [5]

Дебит газовой скважины пропорционален толщине пласта и проницаемости. [6]

Дебит газовой скважины получим, подставив в формулу Дюпюи (4.34) вместо объемного расхода несжимаемой жидкости С. [8]

Дебит газовой скважины Q 250 – 103 м3 / сут; забойное давление р3 9 7 МПа; пластовая температура Т – 305 К. Требуется определить диаметр подъемных труб. [9]

Определение дебита газовых скважин может производиться как непрерывно с помощью стационарной расходоизмеритель-ной аппаратуры методом переменного перепада давления, так и периодически с помощью диафрагменного измерителя критического истечения. При использовании метода переменного перепада давления на шлейфах скважин устанавливаются стандартные диафрагмы или сопла, а также вторичные механические или электронные приборы. [10]

Тогда изменение дебитов газовых скважин определяется изменением во времени среднего пластового давления по залежи в целом. [11]

Тогда изменение дебитов газовых скважин определяется изменением во времени среднего пластового давления по залежи в целом. [12]

Для измерения дебита газовой скважины во время испытания применяют анемометр, шайбный измеритель, пневмометрическую трубку ( трубка Пито) или диафрагму. [13]

Для обеспечения дебитов газовых скважин , адекватных потенциальным возможностям, особенно для месторождений, находящихся на поздней стадии разработки, при подготовке ПЗП к оборудованию ГНФ ФСК-114 необходимо производить вырезание и расширение участка эксплуатационной колонны в интервалах суперколлекторов. [14]

Для расчета дебитов газовых скважин несовершенных по степени и по характеру вскрытия при нарушении закона Дарси может быть предложена следующая схема. Первая область имеет радиус Rl ( 2 – г – 3) гс, здесь из-за больших скоростей вблизи перфорационных отверстий происходит нарушение закона Дарси, т.е. в основном проявляется несовершенство по характеру вскрытия. Линии тока показаны на рис. 4.14. Вторая область представляет собой кольцевое пространство Rt г R2, R2 к h; здесь линии тока искривляются из-за несовершенства скважины по степени вскрытия, имеет место двучленный закон фильтрации. [15]

Определение дебита нефтяной скважины: формула и методы расчета

Что такое дебит нефтяной скважины?

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.

Методы расчета дебитов скважин.

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.

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).

N – фактическая продуктивность;

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

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

Расчет производительности скважины

Как правильно рассчитать дебит скважины?

Дебит – ключевая характеристика любой скважины. 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.

Прокачанная скважина для воды на участке

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).
к меню ↑

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).

Процедура замера уровня воды в скважине

Измерить показатели можно по истечению одного дня после окончания обустройства скважины. 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 обсадной колонны – 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 погружных насосов 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.

Процесс бурения скважины

Расчет дебита скважины может производиться несколькими способами. Вычислять дебит проще всего по следующей формуле: V*Hв/Hдин – Hстат.

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).

Процесс монтажа глубинного насоса в скважину

Удельный дебит рассчитывается по формуле: Du = V₂ – V₁/ H₂ – H₁, 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:

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 артезианской скважины (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%.
к меню ↑

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:

Формула Дюпюи для расчета газовой скважины

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:

Формула Дюпюи для нефтяной скважины с неустановившимся режимом

Для нефтяной скважины с псевдоустановившимся режимом притока:

Формула Дюпюи для нефтяной скважины с псевдоустановившимся режимом

Для нормального режима притока:

Формула Дюпюи для нефтяной скважины с нормальным режимом

q₀ – дебит источника;
K – проницаемость скважины;
h – продуктивность пласта;
P_пл – средний показатель давления породы;
P_заб – забойное давление породы;
μ₀ – коэф. вязкости нефти;
Β₀ – коэф. объема нефти;
r_e – радиус дренажа;
r_w – радиус нефтескважины;
S – скин фактор;
α – коэф. пересчета.

Источники:
http://remontidekor.ru/metody-rascheta-debitov-skvazhin-i-zabojnyx-davlenij-dobyvayushhej-gazovoj-skvazhiny-video.html
http://domsdelat.ru/vodosnabshenie-doma/metody-rascheta-debitov-skvazhin-i-zabojnyx-davlenij-dobyvayushhej-gazovoj-skvazhiny.html
http://studwood.ru/1235992/geografiya/metody_izmereniya_debita_dobyvayuschih_skvazhin
http://www.ngpedia.ru/id659037p1.html
http://snkoil.com/press-tsentr/polezno-pochitat/debit-neftyanoy-skvazhiny/
http://byreniepro.ru/skvazhiny/raschet-debita.html
http://trubamaster.ru/montazh-i-remont/montazh-plastikovyh-trub.html

Методы расчета дебитов скважин и забойных давлений добывающей газовой скважины

Определение дебита нефтяной скважины: формула и методы расчета

Что такое дебит нефтяной скважины?

Методы расчета дебитов скважин.

Формула расчета дебита скважин

Расчет производительности скважины

Методы расчета дебитов скважин и забойных давлений добывающей газовой скважины +Видео

Методы расчета дебитов скважин и забойных давлений добывающей газовой скважины +Видео

Процедура проведения расчета скважины

Расчетные характеристики на практике

Рекомендации специалистов

Методы измерения дебита добывающих скважин

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Дебит – газовая скважина

Определение дебита нефтяной скважины: формула и методы расчета

Что такое дебит нефтяной скважины?

Методы расчета дебитов скважин.

Формула расчета дебита скважин

Расчет производительности скважины

Как правильно рассчитать дебит скважины?

1 Зачем нужно делать расчет дебита скважины?

1.1 Как сделать расчет дебита артезианской скважины?

2 Применение формулы Дюпюи