Измерения в эксплуатации нефтяных и газовых скважин сообщение

Обновлено: 02.07.2024

Все известные способы эксплуатации скважин подразделяются на следующие группы:

1) фонтанный, когда нефть извлекается из скважин самоизливом;

2) с помощью энергии сжатого газа, вводимого в скважину извне;

3) насосный - извлечение нефти с помощью насосов различных типов.

Выбор способа эксплуатации нефтяных скважин зависит от величины пластового давления и глубины залегания пласта.

Фонтанный способприменяется, если пластовое давление велико. В этом случае нефть фонтанирует, поднимаясь на поверхность по насосно-компрессорным трубам за счет пластовой энергии. Условием фонтанирования является превышение пластового давления над гидростатическим давлением столба жидкости, заполняющей скважину.

Устройство скважины для фонтанной добычи нефти показано на рис. 4.37.

Нефть поступает в нее из пласта через отверстия в колонне эксплуатационных труб 1. Внутри эксплуатационной колонны находятся насосно-компрессорные трубы 2. Нефть поступает в них через башмак 3. Верхний конец насосно-компрессорных труб через фланец 4 соединяется с фонтанной арматурой 5. Фонтанная арматура представляет собой систему труб с задвижками. К этой системе присоединен штуцер 6, представляющий собой стальную болванку с цилиндрическим каналом малого сечения. Назначение штуцера заключается в ограничении притока нефти в скважину путем дросселирования давления на выходе из нее.

Установка штуцера позволяет обеспечить длительную и бесперебойную работу скважины в фонтанном режиме. Кроме того, благодаря низким скоростям притока нефти, уменьшается загрязнение скважины частицами породы.

Из штуцера пластовая нефть попадает в сепаратор (или трап), где происходит ее разделение на нефть и нефтяной газ.

Фонтанный способ эксплуатации нефтяных скважин применяется на начальном этапе разработки месторождений.

Все газовые скважины эксплуатируются фонтанным способом. Газ поступает на поверхность за счет пластового давления.

Компрессорнымназывается способ эксплуатации нефтяных скважин, при котором подъем жидкости из пласта на поверхность осуществляется сжатым газом, нагнетаемым в колонну подъемных труб.

Устройство скважины для компрессорной добычи нефти показано на рис. 4.38.

При компрессорном способе в скважину опускают две соосные трубы. Внутреннюю 2, по которой смесь извлекается наверх, называют подъемной,а наружную 3, по затрубному пространству между которой и трубой 2 в скважину под давлением подается газ, - воздушной.Подъемная труба короче воздушной.

Механизм компрессорной добычи нефти следующий (рис. 4.39). При закачке газа в скважину нефть сначала полностью вытесняется в подъемную трубу. После этого в подъемную трубу проникает закачиваемый газ. Он смешивается с нефтью, в результате чего плотность смеси в подъемной трубе становится значительно меньше плотности нефти. Вследствие этого чтобы уравновесить давление, создаваемое столбом нефти между трубами 1 и 3, столб смеси в подъемной трубе 2 удлиняется, достигает поверхности земли и поступает в выкидную линию скважины.

В зависимости от того какой газ под давлением закачивается в скважину различают два способа компрессорной добычи нефти: газлифт (рабочий агент - природный газ) и эрлифт (рабочий агент - воздух). Применение эрлифта менее распространено, т.к. при контакте с воздухом нефть окисляется.

Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.

Достоинствами компрессорного способа эксплуатации нефтяных скважин являются:

1) отсутствие подвижных и быстроизнашивающихся деталей (что позволяет эксплуатировать скважины с высоким содержанием песка);

2)доступность оборудования для обслуживания и ремонта (поскольку все оно размещается на поверхности земли);

3)простота регулирования дебита скважин.

Однако у способа имеются и недостатки:

1) высокие капитальные вложения на строительство мощных компрессорных станций и разветвленной сети газопроводов;

Для уменьшения капиталовложений там, где возможно, в нефтяную скважину подают под давлением без дополнительной компрессии газ из газовых пластов. Такой способ называют бескомпрессорным лифтом.

В зависимости от конкретных условий месторождений и геолого-технических характеристик скважин применяют непрерывный и периодический газлифтные способы эксплуатации. При периодическом газлифте подача газа в скважину периодически прерывается с тем, чтобы в ней накопилось необходимое количество жидкости. Таким образом, эксплуатируют скважины с низкими забойным давлением и коэффициентом продуктивности. При низком забойном давлении, но высоком коэффициенте продуктивности применяют тот из двух способов, который имеет лучшие показатели (например, меньший расход нагнетаемого газа).

Принципиальная схема газлифтного цикла приведена на рис. 4.40.

При наличии газовой скважины высокого давления реализуется бескомпрессорный лифт. Газ из скважины 1 через газовый сепаратор 2 подается в теплообменник 3. Нагретый газ после дополнительной очистки в сепараторе 4 проходит через газораспределительную батарею 5 и направляется к газлифтным скважинам 6. Продукция скважин направляется в газонефтяной сепаратор 7, после которого нефть поступает в коллектор, а газ, содержащий капельки нефти проходит дополнительную очистку в сепараторе 8 и после сжатия в компрессорной станции 9 поступает в систему промыслового сбора.

Если газовой скважины высокого давления нет, то для газлифта используется попутный нефтяной газ. После компримирования газ из компрессорной станции 9 последовательно проходит теплообменник 3, газовый сепаратор 4 и так далее, пока вновь не поступит на станцию 9. В данном случае используется замкнутый газлифтный цикл, при котором нагнетаемый в скважины газ многократно используется для подъема жидкости.

При насосном способеэксплуатации подъем нефти из скважин на поверхность осуществляется штанговыми и бесштанговыми насосами.

Штанговый насоспредставляет собой плунжерный насос специальной конструкции, привод которого осуществляется с поверхности посредством штанги (рис. 4.41).

В нижней части насоса установлен всасывающий клапан 1. Плунжер насоса, снабженный нагнетательным клапаном 2, подвешивается на насосной штанге 3. Верхняя часть штанги пропускается через устьевой сальник 5 и соединяется с головкой балансира 6 станка-качалки. При помощи кривошипно-шатунного механизма 7 головка 9 балансира передает возвратно-поступательное движение штанге 3 и подвешенному на ней плунжеру. Станок приводится в действие электродвигателем 8 через систему передач.

Работает насос следующим образом. При ходе плунжера вверх верхний клапан 2 закрыт, так как на него действует давление вышележащего столба жидкости и плунжер работает как поршень, выталкивая нефть на поверхность. В это же время открывается приемный клапан 1 и жидкость поступает в цилиндр насоса. При ходе плунжера вниз нижний клапан закрывается, а верхний открывается и через полый плунжер жидкость выдавливается из цилиндра насоса в насосные трубы 10.

При непрерывной работе насоса в результате подкачки жидкости уровень последней в насосных трубах поднимается до устья и она поступает в выкидную линию через тройник 4.

Недостатками штанговых насосов являются громоздкость, возможность обрыва штанг, ограниченность применения в наклонных и сильнообводненных скважинах, недостаточно высокая подача, небольшие (до 2 км) глубины эксплуатации.

В связи с этим в последние годы при эксплуатации нефтяных скважин все шире применяются бесштаиговые насосы(погружные электроцентробежные насосы, винтовые насосы и др).

Схема установки в скважине погружного электроцентробежного насоса(ЭЦН) приведена на рис. 4.42. Она включает центробежный многоступенчатый насос 1, погружной электродвигатель 2, подъемные трубы 3, обратный клапан 4, устьевую арматуру 5. Бронированный кабель для питания электродвигателя и источник электропитания на схеме условно не показаны.

Принцип действия установки следующий. Электрический ток из промысловой сети через автотрансформатор и станцию управления по бронированному кабелю поступает к электродвигателю 2. Вращая вал насоса 1, электродвигатель приводит его в действие. Всасываемая насосом нефть проходит через фильтр (на схеме не показан) и нагнетается по подъемным трубам 3 на поверхность. Чтобы нефть при остановке агрегата не сливалась из подъемных труб в скважину, в трубах над насосом смонтирован обратный клапан 4.

Погружной электроцентробежный насос представляет собой набор отдельных ступеней, в каждой из которых имеется свой ротор (центробежное колесо) и статор (направляющий аппарат). Роторы отдельных ступеней посажены на один вал, жестко соединенный с валом погружного электродвигателя.

Каждая из ступеней ЭЦН развивает напор 3. 5.5 м. Поэтому для обеспечения напора в 800. 1000 м в корпусе насоса монтируют 150. 200 ступеней.

Существенными недостатками электроцентробежных насосов являются их низкая эффективность при работе в скважинах с дебитом ниже 60 м 3 /сут; снижение подачи, напора и кпд при увеличении вязкости откачиваемой смеси, а также при увеличении свободного газа на приеме насоса.

Погружные винтовые насосыстали применяться на практике сравнительно недавно. Винтовой насос - это насос объемного действия, подача которого прямо пропорциональна частоте вращения специального винта (или винтов). При вращении винт и его обойма образуют по всей длине ряд замкнутых полостей, которые передвигаются от приема насоса к его выкиду. Вместе с ними перемещается и откачиваемая жидкость.

Применение винтовых насосов особенно эффективно при откачке высоковязкой нефти. Схема их установки в скважине такая же, как и при применении ЭЦН.

Для насосной эксплуатации скважин используются также диафрагменные, гидропоршневые и струйные насосы.

Нефтяные, газовые и газоконденсатные скважины оснащены специальным подземным и наземным оборудованием. К подземномуотносится оборудование забоя и оборудование ствола скважины, а к наземному- оборудование устья, прискважинные установки и сооружения.

Для добычи нефти и газа строится эксплуатационная скважина.

Во время бурения нужны данные для ряда целей, таких как:

принятие решений для мониторинга и управления бесперебойной работой бурения;
учет геологических формаций, в которые проникает скважина;
формирование статистики операций и контрольных показателей производительности (точные исторические данные о производительности операций, необходимые для проведения статистического анализа рисков для будущих операций скважин).

измерение диаметра скважины. Прибор для измерения - каверномер;
измерение сразу нескольких Ø в одном поперечном сечении скважины - Профилеметрия. Необходимость в таких измерениях возникает потому, что скважины не всегда имеют сечение круговой формы. При профилеметрии обычно измеряют 2 взаимно перпендикулярных Ø;
измерение углов искривления буровой скважины - Инклинометрия. Положение скважины в пространстве определяется ее глубиной и 2 мя угловыми параметрами:

определение угла и азимута падения пластов, пересеченных скважиной - Пластовая наклонометрия;
исследования - оценка качества цементирования обсадных колонн (ОК) в скважинах - Цементометрия. Эксплуатационные скважины на месторождениях по окончании бурения обсаживают стальными колоннами, пространство между колонной и стенкой скважины заполняют цементом высоких марок, после чего вскрывают продуктивные пласты с помощью перфораторов, чтобы открыть доступ нефти или газа из пласта в скважину;
контроль состояния ОК и выявление их дефектов - Дефектометрия ОК;

Характеристики ОК:
- внутренний диаметр колонн,
- толщина стенок,
- местоположение муфтовых соединений и участков нарушения целостности труб в результате перфорации, трещин и коррозии,
- местоположение прихватов труб горными породами.

измерение скорости потока (или расхода) жидкости по стволу скважины - Потокометрия (расходометрия, дебитометрия):

- определение дебита нефти по пластам и пропласткам в добывающих скважинах или расхода воды в нагнетательных;
- определение мест притока и поглощения жидкости в скважинах;
- изучение гидродинамических характеристик коллекторов.

опробование пласта. Это занимает много времени:

- опробование выполняют после завершения бурения, спуска и цементирования обсадной колонны методом пробной эксплуатации,
- исследуемый интервал вскрывают перфораторами, изолируют от других интервалов и откачивают из него нефть, газ или воду (в зависимости от характера насыщения пласта).

прострелочно-взрывные работы в скважинах (ПВР). Состав:

- отбор грунта (отбор образцов пород из стенок скважины),
- перфорация обсадных колонн,
- торпедирование - взрыв в скважине с целью ликвидации прихватов бурильных труб, НКТ, и других труб в скважинах, для ликвидации аварий при бурении, для очистки фильтров в скважинах, а также для восстановления дебита старых нефтяных и газовых месторождений,
- другие операции.

изучение керна и каротаж. Позволяет получать основные сведения о геологическом разрезе пробуренных скважин;
перфорация обсадных колонн - необходима для того, чтобы вскрыть нефтеносные или газоносные залежи и обеспечить доступ флюида из пласта в скважину;

исследование условий на буровом долоте, которое включает:

- скорость вращения бурильной колонны;
- плавность этого вращения;
- тип и серьезность любой вибрации в скважине;
- температура в скважине;
- крутящий момент и вес на долоте, измеренный около бурового долота;
- объем грязевого потока.
Эта информация полезна для оператора, поскольку позволяет бурить скважину более эффективно, а также обеспечить, чтобы приборы и любые другие скважинные инструменты, такие как буровой двигатель, системы поворотного управления и инструменты каротажа, эксплуатировались в допустимых режимах, чтобы предотвратить отказ инструмента. Эта информация также полезна для геологов, ответственных за информацию о скважине.

В настоящее время, несмотря на активный поиск альтернативных источников энергии, нефть и природный газ остаются важнейшими энергоносителями, а нефтепродукты – основным видом топлива.

Для извлечения нефти и газа из природных коллекторов используется эксплуатационное бурение скважин.

Способы эксплуатация нефтяных скважин могут быть различными. Выбор того иди иного способа зависит от индивидуальных особенностей продуктивных пластов, из которых добывается сырьё, а также от свойств самого добываемого продукта.

Кроме этого, эксплуатация нефтяных и газовых скважин зависит от степени их обводненности, показателей внутрипластового давления и ряда других факторов. Добывающие, нагнетательные и прочие виды скважин называются объектами нефтедобычи. Эксплуатация объектов нефтедобычи представляет собой комплекс работ, в котором используется различное оборудование.

Немаловажную роль при выборе метода эксплуатации объекта добычи играет энергия продуктивного пласта. Жидкие и газообразные углеводороды могут извлекаться фонтанным, газлифтным или насосным способом. Все перечисленные технологии объединены общим названием – механизированные способы добычи полезных ископаемых. Далее мы рассмотрим перечисленные методики и дадим краткое описание их основных принципов.

Фонтанный метод эксплуатации

Эта нефтедобывающая технология для извлечения полезных ископаемых из природных коллекторов на поверхность использует энергию самих продуктивных пластов.

Главным достоинством этого способа добычи является высокая степень экономичности, так как подъем природного ресурса идет естественным путем, а следовательно, дополнительных затрат временных и трудовых ресурсов не требуется.

Также отпадает необходимость применения специального оборудования, что позволяет значительно сократить капитальные вложения, которые требуются для покупки такого оборудования и его дальнейшего технического обслуживания.

Для обустройства скважины фонтанного типа необходимы: из наземного оборудования – колонная головка, фонтанная арматура и выкидная линия (манифольд); из подземного – трубная эксплуатационная колонна. Насосно-компрессорные трубы (НКТ) опускают в скважину до уровня пластовых отверстий, проделанных с помощью перфорации. Именно по НКТ и происходит подъем добываемого нефтегазового сырья на поверхность.

Кроме того, эти трубы служат для:

регулировки режима работы скважины;
обеспечения производства работ по изучению пробуренной выработки;
устранения парафиновых и смолистых отложений;
проведения эксплуатационно-технологических мероприятий;
защиты эксплуатационной колонны от коррозионных воздействий;
ликвидации образующихся песчаных пробок;
обеспечения глушения скважины, которое необходимо в процессе проведения ремонтных работ её ствола;
защиты от резкого повышения давления, а также от его значительных перепадов.

При фонтанной эксплуатации скважины подъем добываемого сырья обеспечивает внутрипластовое давление.

Стоит сказать, что фонтанирование через достаточно короткое время может прекратиться, даже в случае достаточно высокого давления в продуктивном пласте. В таких случаях главным способом продлить период фонтанирования или возобновить его в случае прекращения, является уменьшение диаметра используемых труб. К примеру, если фонтан в скважине поступал из трубы диаметром 114 миллиметров, а затем естественный подъем сырья прекратился, замена существующих насосно-компрессорных труб на меньший диаметр (к примеру, на 60 миллиметров), как правило, позволяет возобновить естественный процесс подъема нефти.

Общая формула энергетического баланса любой добывающей скважины выглядит так:

Читать также: Как осуществляется газлифтная эксплуатация нефтяных скважин?

W1 – это энергия, затрачиваемая на подъем газожидкостной смеси от забоя до устья скважины;

W2 – энергия, расходуемая добываемой смесью в процессе движения через устьевое оборудование;

W3 – энергия, которую уносит газожидкостная струя за пределы скважинного устья;

Wп – природная энергия продуктивного пласта;

Wи – энергия, добавляемая в скважину извне (с поверхности).

Если значение Wи – нулевое, то говорят о фонтанной эксплуатации добывающей горной выработки. Если этот параметр отличен от нуля, то это – либо газлифтная, либо насосная эксплуатация.

Внешняя энергия Wи представляет собой либо подачу в скважину сжатого воздуха или газовой смеси, либо применение насосного оборудования.

Нефтяная и газовая скважина. Газлифтный метод эксплуатации

Как уже было сказано выше, энергии продуктивного пласта (Wп) со временем становится недостаточно для обеспечения естественного подъема добываемого сырья. В таких случаях дополнительную энергию (Wи) можно передать посредством подачи в скважину газовой смеси с высоким значением давления.

Это позволит возобновить приток добываемого продукта. Такой способ добычи называется газлифтным.

Принцип действия этой технологии основан на том, что подаваемый газ смешивается с внутрипластовой жидкостью, и плотность полученной смеси становится достаточно небольшой. Снижение уровня давления в скважинном забое дает возможность повысить дебит эксплуатируемой выработки и обеспечить устойчивый приток полезного ископаемого на поверхность.

Газлифтная эксплуатация нефтедобывающей скважины подразумевает применение двух технологий: с применение компрессорного оборудования и без него.

Достоинства этой методики таковы:

оборудование, с помощью которого обеспечивается такая добыча, расположено на поверхности, что значительно упрощает его техническое обслуживание и ремонт;
конструкция применяемого оборудования достаточно проста, и его эксплуатация – тоже;
подъем сырья можно обеспечивать в больших количествах, которые не зависят ни от глубины скважинного ствола, ни от его диаметра;
дебит добываемой продукции достаточно просто не только контролировать, но и задавать самостоятельно (для этого необходимо лишь изменить объём подаваемого в скважину газа);
газлифтовая технология позволяет эксплуатировать даже те газовые или нефтяные горные выработки, которые либо были залиты водой, либо были пробурены в горных породах с высоким содержанием песка;
при таком способе эксплуатации исследования в скважинах проводить и быстрее, и проще.

Разумеется, как и любой другой, этот метод имеет и свои недостатки. Например, в процессе газлифтной эксплуатации возникает необходимость регулярной замены труб НКТ, а используемый при проведении работ подъемник имеет достаточно малый коэффициент полезного действия. Помимо этого, компрессорные системы достаточно дороги, и затраты электроэнергии, приходящиеся на одну тонну добываемого сырья, весьма немаленькие.

Насосный способ эксплуатации

Такая эксплуатация нефтяных и газовых скважин может обеспечиваться с помощью различного технологического оборудования.

Типы применяемых устройств могут быть следующими:

Эксплуатация нефтяных скважин штанговыми насосами

Для нефте- и газодобычи такие устройства используются чаще всего, и связано это с простотой их конструкции, долговечностью и способностью такого оборудования выкачивать довольно большие объемы жидкого и газообразного сырья.

Более половины всех действующих в настоящее время газовых и нефтяных скважин используют штанговые насосные станции. Стоит сказать, что применение такого оборудования позволяет производить его ремонт непосредственно в процессе его работы, без демонтажа и отвоза в специальные сервисные центры, а в качестве первичного мотора могут применяться все существующие типы приводов. Штанговый насос способен работать в достаточно сложных условиях, включая наличие песка и жидкостей с высокой коррозионной агрессивностью.

Читать также: Особенности морской добычи нефти и газа

К недостаткам применения такого оборудования относятся:

невысокий уровень подачи;
наличие ограничений по спуску оборудования;
наличие ограничений, связанных с углом наклона скважинного ствола.

Простой штанговый насос имеет следующие основные элементы конструкции: цилиндр и плунжер, оборудованный клапаном типа шар-седло, которые обеспечивают подъем добываемого ресурса, одновременно исключая его обратное стекание. Также конструкция может оборудоваться всасывающим клапаном, который ставится ниже цилиндра. Работу штангового насоса обеспечивают передвижения плунжера под действием приводного устройства. В таком насосе присутствует верхняя штанга, которая крепится на головке балансировочного элемента.

Основные элементы конструкции насоса штангового типа:

рама;
пирамидообразная стойка с четырьмя гранями;
балансировочный элемент;
редуктор, оборудованный противовесом;
траверса;
поворотная салазка.

Штанговые насосы бывают двух типов: вставные и невставные.

Первые тип опускают в ствол скважины в готовом виде, а перед этим по насосно-компрессорным трубам вниз опускают замок. Для замены такого оборудования опускание и подъем труб несколько раз не требуется. Невставные штанговые насосы опускают в скважину в полуготовом виде. Если такому насосу требуется ремонт или замена, то его подъем осуществляется по частям: сначала – плунжер, а потом насосно-компрессорные трубы. Оба типа штанговых устройств имеют как свои достоинства, так и недостатки, поэтому выбор производят, основываясь на конкретных условиях планируемой эксплуатации.

Использование центробежного насоса, оборудованного электроприводом

Насос центробежного типа с электроприводом представляет собой устройство, не столь широко распространенное, как штанговое оборудование. однако такое устройство характеризуется внушительными параметрами, касающимися количества получаемого с их помощью газового или нефтяного сырья. Достаточно сказать, что больше 80-ти процентов добываемых в нашей стране углеводородов получают из скважины, оборудованных такими насосами.

Центробежный насосный агрегат – это удлиненная конструкция небольшого диаметра, способная работать даже в агрессивной среде. В составе такого механизма есть погружной аппарат, кабельная линия, насосно-компрессорные трубы, устьевое оборудование и наземные управляющие устройства.

Основные элементы конструкции центробежного насоса:

само насосное устройство, в составе которого есть несколько ступеней и секций, а также колеса и стальная труба;
погружной электромотор, заполненный маслом;
устройство защиты от влажности, которое располагается между двумя предыдущими узлами и защищает электропривод, одновременно обеспечивая передачу вращения на сам насос;
кабельная линия для электроподачи, идущая от подстанции; этот кабель имеет бронированный защитный слой и отличает круглым сечение на участке выше уровня спуска, а после погружного элемента сечение меняется на плоское.

При использовании такого оборудования могут применяться следующие дополнительные элементы:

газового сепаратора, основное назначение которого – уменьшение объема поступающих в насос газов; если в этом нет нужды, то вместо сепаратора применяют обычный модуль, обеспечивающий подачу в насос жидкости;
термической системы, оборудованной манометром (сокращенно – ТМС); её задача – измерение температуры и давления среды, в которой работает насосное устройство.

Читать также: Методы бурения нефтяных и газовых скважин

Такую установку монтируют непосредственно в процессе спуска в скважинный ствол.

Сборка происходит поэлементно и последовательно, по направлению от низа к верху, включая подсоединение кабеля к установке и подсоединение установки к трубам. Крепят конструкцию специальными металлическими поясами. Кабельную линую, находящуюся на поверхности, подключают к трансформатору и управляющей станции.

Помимо перечисленных выше элементов, колонна НКТ оснащается двумя клапанами – сливным клапаном и клапаном обратного хода, которые ставятся над насосом. Клапан обратного хода нужен для подачи жидкости в колонну НКТ перед тем, как заработает насос. Этот же клапан не позволяет жидкости проливаться вниз. Сливной клапан ставится над клапаном обратного хода и нужен при сливе жидкостей, который производится в случае подъема оборудования на поверхность.

Основные узлы установки УЭЦН

Главными преимуществами электрических насосов центробежного типа перед штанговыми установками являются:

легкость наземной конструкции и упрощенная функциональная схема;
возможность выкачивать значительно большие объемы жидких и газообразных природных ресурсов;
возможность работы на больших глубинах (больше трех километров);
долгий срок эксплуатации при минимальных ремонтных работах;
длительные временные интервалы между плановыми ремонтами;
возможность проведения исследований внутри ствола скважины без подъема конструкции на поверхность;
повышенная легкость удаления отложений парафинов, оседающих на стенках НКТ.

Эксплуатация насосов такого типа возможна как в горизонтальных, так и в наклонных скважинах, а также в горных выработках с высокой степенью обводненности, с высокой концентрацией брома в воде.

Их также применяют для выкачивания растворов, в составе которых есть соли и кислоты. В некоторых случаях погружные центробежные насосы применяют для выкачивания из горной породы воды для поддержания нужного уровня пластового давления.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your quota.

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.

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

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.

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;
Ндин – динамический уровень;
Нстат – статический уровень;
Нв – 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, Ндин = 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.

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: Ду = 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 м3/час.

После того как рассчитан удельный и обычный показатель, можно выполнить определение реального дебита источника по формуле:

Др = (Нфильтр – Нстат) * Ду, где:

Нфильтр – глубина верхнего края фильтрующего участка обсадной колонны;
Нстат – статический показатель;
Ду – удельный дебит;

Исходя из предыдущих расчетов, мы имеем: Др = (45-30)*0.25 = 3.75 м3/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

Формула / Реферат

Способ определения дебита нефтяных скважин, в котором измеряют лабораторным путем обводненность пластовой жидкости, вязкость нефти и плотность воды и нефти, измеряют давление, температуру и динамический уровень пластовой жидкости, а также измеряют расход газа, постоянное время, скачкообразное уменьшение дебита пластовой жидкости, радиус контура питания и скважины, среднюю молекулярную массу i-го компонента газа и расстояние от забоя до устья скважины и по полученным значениям производят расчет и строят кривую восстановления пластового давления, по которой определяют прогнозное значение восстанавливаемого пластового давления, причем кривую восстановления пластового давления строят по формулам

полученную кривую аппроксимируют по формуле

и по ней определяют прогнозное значение пластового давления и время восстановления давления, а для расчета дебита скважины по нефти, газу и пластовой жидкости предварительно определяют коэффициент проницаемости пласта по формуле

и рассчитывают дебит скважины по формулам

где δPз(t) — изменение забойного давления;

δPу(t) — изменение давления в устье скважины;

δH(t) — изменение уровня пластовой жидкости в эксплуатационной колонне в момент времени t;

g — ускорение свободного падения;

e-t/T — экспоненциальное изменение уровня жидкости в эксплуатационной колонне;

ρпж, ρн, ρв – плотности соответственно пластовой жидкости, нефти и воды;

w — обводненность пластовой жидкости;

Рпл- пластовое давление;

Рз — давление в забойной скважине;

ln — символ натурального логарифма;

p — число пи=180 или 3,14;

Qг — расход газа;

Kу — коэффициент усиления, который при t®¥ равен A/δP(¥);

А=δQ=QT-Q0 — скачкообразное уменьшение дебита пластовой жидкости от текущего значения QT до нуля — Q0;

t — текущее время;

Т — постоянное время;

Qпж — объемный расход пластовой жидкости;

Gн, Gb — массовый расход, соответственно, нефти и воды;

mпж, mн — вязкость пластовой жидкости и нефти (mпж=mн(1+2,5w));

K — коэффициент проницаемости пласта;

hп — мощность пласта;

Rk, rс — соответственно, радиусы контура питания и скважины;

Р0 — атмосферное давление;

Mср. — средняя молекулярная масса газа;

CiMi — соответственно, содержание и молекулярная масса i-го компонента газа;

R — универсальная газовая постоянная;

Hз — расстояние от забоя до устья скважины;

Н(t) — динамический уровень жидкости в эксплуатационной колонне в момент времени t;

t — температура в газовой фазе в момент времени t.

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.

Читайте также: