Параметр дебита скважины — это техническая или эксплуатационная характеристика? Определение дебита скважины нефти


ИЗМЕРЕНИЕ ДЕБИТА НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН - PDF

Техническое задание ПРИЛОЖЕНИЕ 1

Техническое задание ПРИЛОЖЕНИЕ 1 ПРИЛОЖЕНИЕ 1 Техническое задание 1. Наименование работ Разработка программного обеспечения по интерпретации индикаторных исследований при многостадийном гидравлическом разрыве пласта (МГРП) на горизонтальных

Подробнее

XXX. Западная Сибирь

XXX. Западная Сибирь Скважина: Месторождение: Цель исследования: XXX Западная Сибирь Определение фильтрационных параметров пласта при проведении КПД Дата исследования: 01.01.2008 Геолог: Руководитель: Ход выполнения интерпретации

Подробнее

А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть»)

А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть») Изучение возможности применения анализа динамики дебитов и забойных давлений скважин ОАО «Татнефть» для определения фильтрационных параметров пласта А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть») В настоящее

Подробнее

/\Р = 0,00074Q + 0, Q2.

/\Р = 0,00074Q + 0, Q2. ЗАКЛЮЧЕНИЕ Проведенные исследования скв... нефтяного месторождения имели целью определения текущей продуктивной характеристики скважины, а также определения пластового давления по индикаторной диаграмме.

Подробнее

Created with Print2PDF. To remove this line, buy a license at:

Created with Print2PDF. To remove this line, buy a license at: Статические параметры скважины определены трижды: перед пуском скважины через сменные штуцеры, после работы скважины через шт. 6 мм при прямом ходе ИД, а также, после работы скважины через шт. 6 мм при

Подробнее

ФИЗИКА ПЛАСТА УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ

ФИЗИКА ПЛАСТА УЧЕБНОЕ ПОСОБИЕ МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ ФЕДЕРАЛЬНОЕ ГОСУДАРСТВЕННОЕ БЮДЖЕТНОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ОБРАЗОВАНИЯ «КУБАНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ» ФИЗИКА

Подробнее

В.Е.Тавризов ФГУП «ВНИГНИ»,

В.Е.Тавризов ФГУП «ВНИГНИ», ОЦЕНКА ОСТАТОЧНОЙ НЕФТЕНАСЫЩЕННОСТИ ЗАЛЕЖЕЙ ВЫСОКОВЯЗКОЙ НЕФТИ НА ПОЗДНЕЙ И ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИЯХ ИХ РАЗРАБОТКИ ПРИ ЗАВОДНЕНИИ КАК ОСНОВА ДЛЯ ОБОСНОВАНИЯ КОНЕЧНОЙ ВЕЛИЧИНЫ КИН И ОСТАТОЧНЫХ ИЗВЛЕКАЕМЫХ ЗАПАСОВ

Подробнее

Программное обеспечение «Мониторинг ТРАСС»

Программное обеспечение «Мониторинг ТРАСС» Программное обеспечение «Мониторинг ТРАСС» для интерпретации индикаторных трассерных исследований, формирования и работы с базами данных НАЗНАЧЕНИЕ И ФУНКЦИОНАЛЬНЫЕ ВОЗМОЖНОСТИ ПО «Мониторинг ТРАСС» Назначение:

Подробнее

RU (11) (51) МПК E21B 47/10 ( )

RU (11) (51) МПК E21B 47/10 ( ) РОССИЙСКАЯ ФЕДЕРАЦИЯ (19) RU (11) (1) МПК E21B 47/ (12.01) 168 317 (13) U1 R U 1 6 8 3 1 7 U 1 ФЕДЕРАЛЬНАЯ СЛУЖБА ПО ИНТЕЛЛЕКТУАЛЬНОЙ СОБСТВЕННОСТИ (12) ОПИСАНИЕ ПОЛЕЗНОЙ МОДЕЛИ К ПАТЕНТУ (21)(22) Заявка:

Подробнее

2.1 Краткая теория вопроса

2.1 Краткая теория вопроса Стр. 1 из 6 29.11.2012 19:49 Главная Введение Учебное пособие пособие к практ.занятиям 1. Методические указания к выполнению лабораторных работ 2. Лабораторная работа 1. Исследование прямолинейно-параллельного

Подробнее

XXX. Западная Сибирь

XXX. Западная Сибирь Скважина: Месторождение: Цель исследования: XXX Западная Сибирь Определение фильтрационных параметров пласта при проведении КВД Дата исследования: 01.01.2008 Геолог: Руководитель: Ход выполнения интерпретации

Подробнее

отзыв 1. Актуальность темы

отзыв 1. Актуальность темы отзыв официального оппонента на диссертационную работу Заночуева Сергея Анатольевича «Фазовые переходы и массообмен в призабойной зоне газоконденсатных скважин», представляемой на соискание ученой степени

Подробнее

Нефтегазовое дело, 2006

Нефтегазовое дело, 2006 УДК 5.56:57.868 РАСЧЕТНЫЕ ИССЛЕДОВАНИЯ ФИЛЬТРАЦИИ ВЯЗКОПЛАСТИЧНОЙ НЕФТИ ПРИ ЭЛЕКТРОМАГНИТНОМ НАГРЕВЕ Хайдар А.М. Башкирский государственный университет Приведены результаты теоретических исследований возможности

Подробнее

ГРАНИЦЫ ПРИМЕНИМОСТИ ЗАКОНА ДАРСИ

ГРАНИЦЫ ПРИМЕНИМОСТИ ЗАКОНА ДАРСИ МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования «НАЦИОНАЛЬНЫЙ ИССЛЕДОВАТЕЛЬСКИЙ ТОМСКИЙ ПОЛИТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Подробнее

А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть»)

А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть») Оценка параметров трещиноватых коллекторов по данным ГДИ и глубинных измерительных комплексов А.З. Хурамшина (институт «ТатНИПИнефть») Разработка нефтяных месторождений Татарии в карбонатных коллекторах

Подробнее

PhaseSampler. Отбор и PVT-анализ многофазных проб

PhaseSampler. Отбор и PVT-анализ многофазных проб PhaseSampler Отбор и PVT-анализ многофазных проб Трудноразрешимые задачи Возможность отбора представительных проб газа и жидкости из многофазного потока является уникальным техническим решением, направленным

Подробнее

Волков А.Я., Борхович С.Ю., Волков К.А.

Волков А.Я., Борхович С.Ю., Волков К.А. Волков А.Я., Борхович С.Ю., Волков К.А. ИНТЕНСИФИКАЦИЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ С ПРИМЕНЕНИЕМ ТЕРМОЦИКЛИЧЕСКОГО ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПРИЗАБОЙНУЮ ЗОНУ ДОБЫВАЮЩЕЙ СКВАЖИНЫ БУРАНОВСКОГО НЕФТЯНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ ОАО «БЕЛКАМНЕФТЬ»

Подробнее

Основы нефтегазопромыслового дела

Основы нефтегазопромыслового дела Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования Национальный исследовательский Томский политехнический университет Основы нефтегазопромыслового дела

Подробнее

И.Г. Зиятдинов (институт «ТатНИПИнефть»)

И.Г. Зиятдинов (институт «ТатНИПИнефть») Анализ эффективности эксплуатации горизонтальных скважин в кизеловском горизонте 6 блока Бавлинского нефтяного месторождения И.Г. Зиятдинов (институт «ТатНИПИнефть») В настоящее время особую актуальность

Подробнее

docplayer.ru

Измерение - дебит - нефтяная скважина

Измерение - дебит - нефтяная скважина

Cтраница 1

Измерение дебита нефтяных скважин ( количества нефти, воды и газа, поступающих из скважины) имеет значение для учета работы скважины и контроля технологического режима эксплуатации ее.  [1]

Измерение дебита нефтяных скважин, как правило, ведется не непрерывно, а периодично. Время, в течение которого непрерывно измеряется дебит скважины, называется циклом измерения.  [2]

Предназначены для измерения дебита нефтяных скважин. Применяются в автоматизированных сборно-замерных установках.  [3]

При автоматизации: процесса измерения дебита нефтяных скважин широко применяли объемные дебитомеры различных конструкций, которые использовали как при индивидуальной, так и при групповой схеме сбора нефти и газа.  [4]

Так как групповая установка предназначена для измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, нефти и газу, то способ и устройства измерения указанных параметров определяющим образом влияют на технологическое оборудование, средства автоматики и конструктивное исполнение. Разработано несколько типов групповых замерных установок, которые используют различные методы измерения дебита скважин.  [5]

Предназначена для автоматизации и телемеханизации процесса измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках закрытой системы сбора и транспортировки нефти.  [6]

На рис. 72 изображен объемно-весовой счетчик ДПН-2, предназначенный для измерения дебита нефтяных скважин.  [7]

Рассмотрим применение изложенной методики на примере перехода от старой системы измерения дебита нефтяных скважин ( с помощью мерников) к новой, более совершенной системе, использующей специальные автоматически действующие дебитомеры.  [8]

Отличительной особенностью этой ГЗУ является использование вибрационных массовых расходомеров ВМР-1, позволявших производить измерения дебитов нефтяных скважин без предварительной сепарации газожидкостной смеси. Датчики ДВМР-1 устанавливаются на входных патрубках какдой скважины. Сигналы от датчиков поступают в блок местной автоматики, в котором имеется опрашивающее устройство. Все скважины стоят на зон ере постоянно, в связи с чем датчик расхода ДВМР-1 является одновременно и датчиком подачи.  [9]

В этой главе рассматриваются вопросы учета сырой нефти на нефтедобывающих предприятиях, включая вопросы измерения дебита нефтяных скважин.  [10]

Разработанные в соответствии с условиями добычи и промыслового сбора и попутного газа системы и устройства для измерения дебита нефтяных скважин можно классифицировать по следующим группам: а) индивидуальные измерительные устройства и б) групповые измерительные системы.  [11]

Является первичным прибором время-импульсной телеизмерительной системы и предназначен в комплекте со вторичным ( показывающим или регулирующим) прибором для измерения уровня как одной, так и двух несмешивающкхся и отличающихся по плотности жидкостей. В частности, датчик применяется при измерении дебита нефтяных скважин раздельно по воде и нефти.  [12]

Является первичным прибором время-импульсной телеизмерительной системы и предназначен в комплекте со вторичным ( показывающим или регулирующим) прибором для измерения уровня как одной, так и двух несмешивающихся и отличающихся по плотности жидкостей. В частности, датчик применяется при измерении дебита нефтяных скважин раздельно по воде и нефти.  [13]

Это устройство позволяет автоматизировать и телемеханизировать процесс измерения дебита нефтяных скважин на групповых замерных установках.  [14]

Первым таким устройством явился созданный в 1965 - 1968 гг. НИПИнефтехимавтоматом совместно с Грозненским филиалом ВНИИКАНефтегаза ( ныне НПО Промавтоматика) телемеханический комплекс ПАТ Нефтяник ( ТМ-600), с установкой которого, с одной стороны, полностью решались вопросы телемеханизации ГЗУ для измерения дебита нефтяных скважин; с другой стороны телеуправление скважинами с различными способами эксплуатации, телеконтроль за их функционированием и управление работой ГЗУ с помощью этого комплекса осуществлялись одновременно.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Способ определения дебита нефтяной скважины по жидкости и устройство для его осуществления

Изобретение относится к измерению объемного и массового расхода газожидкостных смесей (ГЖС) и может быть использовано в любых технологических процессах, требующих определения расхода смеси, склонной к пенообразованию, в частности в нефтедобывающей промышленности для определения дебита нефтяной скважины.

Способы определения объемного и массового расхода газонефтяных смесей путем периодического заполнения калиброванной измерительной емкости с датчиками гидростатического давления (или двух емкостей поочередно) используются в установках для измерения дебита скважин (пат. RU №№2069264, 2100596 и др.). Эти способы не учитывают пену, образующуюся в процессе сепарации по газу, и не позволяют с достаточной точностью определять дебит скважин для газожидкостных смесей, склонных к пенообразованию.

Известен способ [1] измерения дебита нефтяной скважины по жидкости, реализованный в установке по патенту RU №2133826, в которой газожидкостную смесь сепарируют по газу в сепарационной емкости и поочередно подают ее в две измерительные емкости, сообщенные в верхней и нижней частях трубопроводами и снабженные датчиками верхнего и нижнего уровней жидкости, одновременно служащими датчиками гидростатического давления (ГСД) столба жидкости. В известном способе использован гидростатический метод взвешивания измерительного столба жидкости (нефть, вода). Дебит скважины рассчитывают по известной вместимости емкости и времени ее заполнения. Массу жидкости определяют с использованием преобразователя ГСД, при этом измеряют время изменения уровня жидкости от нижнего до верхнего.

Этот способ обладает низкой точностью измерения дебита, его погрешность существенно зависит от продолжительности процесса сепарации нефти по газу, которая продолжается в измерительной области во время измерения. Дополнительно в известном способе возникает погрешность измерения дебита для скважин, нефть которых обладает свойством вспениваться при сепарации, поскольку масса пены не учитывается.

Наиболее близким аналогом заявляемого изобретения по технической сущности и достигаемому результату является способ [2] измерения дебита нефтяных скважин по жидкости (нефть, вода) по патенту RU №2183267, в котором ГЖС от нефтяной скважины периодически направляют в измерительную калиброванную емкость (булит), где ее подвергают сепарации по газу, измеряют давление столба жидкости нижним и верхним гидростатическими преобразователями давления, ведут отсчет времени заполнения измерительной калиброванной емкости и прекращают отсчет времени после заполнения измерительной емкости и достижения газожидкостной смесью фиксированных уровней. При этом отключают подачу газожидкостной смеси в измерительную емкость, и жидкости, склонные к вспениванию, выдерживают в измерительной емкости требуемое время до достижения стабильности показаний гидростатических преобразователей давления. После этого фиксируют показания преобразователей давления и осуществляют сброс газожидкостной смеси, завершая тем самым измерительный цикл. Дебит нефтяных скважин по жидкости определяют в массовых единицах расхода по разности ГСД и времени заполнения калиброванной емкости, при этом разность гидростатических давлений определяют по установившимся показаниям нижнего и верхнего гидростатических преобразователей давления (способ выбран за прототип).

Способ по изобретению-прототипу обладает низкой точностью измерения дебита, поскольку не учитывает массу пенной структуры в измерительной емкости, которая содержит значительную часть нефти (иногда до 25%). Образовавшаяся пена может сохраняться на поверхности жидкости от несколько часов до суток, особенно для газоводонефтяных смесей с высоким содержанием асфальто-смолистых веществ (АСВ). Авторы способа-прототипа отмечают, что из-за наличия над верхним уровнем жидкости пены величина гидростатического давления, измеряемая верхним гидростатическим преобразователем давления, не является представительной (по плотности) по отношению ко всему столбу, измеряемому нижним гидростатическим преобразователем давления. По мысли авторов, вычитание непредставительной части (с заниженным значением) гидростатического столба, замеренного верхним гидростатическим преобразователем давления из всего гидростатического столба, замеренного нижним гидростатическим преобразователем, исключает значительную погрешность, возникающую из-за наличия пены в верхней части емкости. Однако это не так, поскольку объем пены в известном способе не фиксируется, плотность ее не определяется, и по показаниям верхнего датчика нельзя судить о массе пены.

Вторым существенным недостатком способа-прототипа является необходимость выдерживать измеряемый объем до стабилизации показаний датчиков давления и, как следствие, низкая оперативность измерений.

Кроме того, в способе-прототипе пренебрегают зависимостью плотности измеряемой жидкости от высоты, что вносит дополнительную погрешность в результаты измерений.

В основу изобретения положена задача разработать более оперативный и более точный способ измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, основанный на измерении величины давления газожидкостной среды на заданных уровнях при заполнении контрольного объема, не требующий разрушения пенной структуры, снижающий время сепарации по газу примерно на порядок с соответствующим уменьшением габаритов оборудования, учитывающий массу образующейся пены и неоднородность плотности жидкости по высоте измерительного устройства.

Поставленная задача решается тем, что в известном способе измерения дебита нефтяных скважин по жидкости, включающем периодическую подачу газожидкостной смеси в измерительный булит, сепарацию смеси по газу, отсчет времени достижения газожидкостной смесью измерительных уровней упомянутого булита, измерение гидростатического давления газожидкостной смеси на упомянутых уровнях и определение дебита в единицах массового расхода, сепарацию осуществляют до образования выраженной границы раздела жидкость-пена, затем подают газожидкостную смесь в измерительный участок булита без разрушения границы жидкость-пена и без образования дополнительной пены, определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена-газ и жидкость-пена по моментам достижения упомянутыми границами не менее двух измерительных уровней булита, а дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости в пене, которую определяют по скоростям перемещения указанных границ раздела и показаниям датчиков гидростатического давления.

Упомянутая выраженная (фиксируемая) граница раздела жидкость-пена образуется сравнительно быстро, что существенно снижает требования к глубине сепарации измеряемой смеси по газу. Такую сепарацию можно осуществить, не прерывая массовый поток смеси от скважины и задавшись некоторым критерием, при достижении которого граница считается фиксируемой, а измеряемые параметры позволяют рассчитать дебит скважины с приемлемой точностью.

В зависимости от выбранного критерия газожидкостной среде присущи и вполне определенные параметры, характерные для данного нефтяного месторождения или скважины, в частности объемные плотности жидкости и пены, необходимые для расчетов, что позволяет отказаться от отключения подачи газожидкостной смеси в калиброванную измерительную емкость и от затрат времени на выдерживание жидкости в измерительной емкости до ее стабилизации, как в способе-прототипе. Другим важным признаком является контроль за перемещением границ пена-газ и жидкость-пена, что позволяет определить раздельно объем, плотность и массу как жидкости, так и пены.

Ряд признаков заявленного способа можно конкретизировать.

а) Средняя плотность пены в несколько раз ниже, чем средняя плотность жидкости. При перемещении слоя пены, а затем жидкости гидростатическое давление ведет себя по разному, поэтому в варианте способа моменты времени прохождения измерительного уровня вышеописанными границами жидкость-пена и пена-газ определяют по изменению темпа нарастания гидростатического давления, характеризуемого изменением величины производной от функции гидростатического давления по времени. Если параллельно аналоговой обработке сигнала датчика записывать кривую давления самопишущим прибором, то в этот момент графическая линия давления как функции времени P(t) претерпевает характерный излом.

б) Момент прохождения границы раздела сред через измерительный уровень может быть достаточно точно определен, например, аналоговыми датчиками или преобразователями гидростатического давления, предел срабатывания которых является их паспортной величиной, а вырабатываемый сигнал может непрерывно обрабатываться контроллером (логическим устройством) и/или записываться самопишущим устройством. Точная фиксация момента достижения измерительного уровня упомянутой границей весьма важна для точности заявленного способа в целом. Этому мешают, во-первых, инерционность датчика и его инструментальная погрешность; во-вторых, не идеальная плоскость раздела сред. Таким образом, функция давления от времени имеет некоторый переходный участок. Однако темп нарастания давления для пены и для жидкости разный, и в варианте способа эту неопределенность преодолевают, линеаризовав функцию давления и положив, что искомый момент времени соответствует пересечению двух полученных прямых. Еще большую точность дает экстраполяция функции P(t) по нескольким точкам в виде полинома требуемой степени.

в) Измеряемая газожидкостная среда весьма неоднородна по компонентному составу (нефть, вода, газ) и может представлять собой эмульсию переменной по высоте плотности. Большая часть водной фракции, как более тяжелой, сосредоточена внизу, мелкие включения газа постепенно поднимаются вверх, крупные пузырьки образуют стойкий слой пены. Часть пузырьков лопается, и выше пены сосредоточен газ с включением паров и мельчайших капель жидкости. Для повышения точности измерений дополнительно измеряют гидростатическое давление жидкости не менее чем в одной точке измерительного булита, сравнивают его с давлением на измерительных уровнях, а полученную разность давлений используют для учета неоднородности плотности жидкости по высоте измерительного булита и определения среднего значения, например аппроксимируют ее экспоненциальной зависимостью. Сравнивая полученные значения с плотностью нефти, воды и газа, можно судить о компонентном составе ГЖС.

Ниже описано устройство для определения дебита нефтяной скважины по жидкости, реализующее способ, в котором смесь направляется в измерительный участок с использованием наклонного лотка сепарации с требуемым углом наклона. В заявленном устройстве параметры лотка определяют, задавшись некоторым критическим размером газовых пузырьков, таким, что за время нахождения газожидкостной среды на лотке пузырьки газа, имеющие радиус больше критического, всплывают на поверхность раздела жидкость-пена. Это условие можно принять за критерий образования выраженной границы раздела жидкость-пена, что определяет минимальное время нахождения ГЖС на лотке.

На фиг.1 показана схема осуществления способа.

На фиг.2 показана последовательность процесса измерений.

На фиг.3 приведены зависимости гидростатического давления от времени.

На фиг.4 показана схема устройства для осуществления способа.

На фиг.5 показано сечение двух смежных витков сепаратора.

Способ осуществляют следующим образом.

Газожидкостную смесь подают в измерительный булит, избегая наличия резких сужений, расширений, поворотов потока, чтобы сравнительно быстро сепарировать ее от растворенного газа, например спускают ее по наклонному лотку (фиг.1). Одну часть газа отводят в газовый коллектор, другая часть газа образует стойкую пену, которая находится над поверхностью жидкости и перемещается вместе с нею. Жидкость скапливается в нижней части емкости и начинает заполнять ее объем, при этом вместе с уровнем жидкости поднимается слой пены, как показано на фиг.1. Границы раздела пена-газ и жидкость-пена последовательно достигают измерительных уровней 1 и 2, расстояние между которыми известно, и эти моменты времени фиксируют, например, преобразователями гидростатического давления D1 и D2, что позволяет определить скорость перемещения упомянутых границ, плотность пены, плотность жидкости и их объемный расход. На фиг.1 показан момент достижения границей раздела жидкость-пена измерительного уровня 2.

Как указано в постановке технической задачи, для определения истинной производительности скважины по жидкости необходимо определить и учесть массу жидкости, находящейся в пене. Поскольку пена непрерывно образуется на границе жидкость-пена и разрушается на границе газ-пена, такую массу имела бы жидкость, образовавшаяся при мгновенном разрушении слоя пены.

Для решения этой задачи определяют отдельно скорости перемещения границ раздела пена-газ и жидкость-пена по моментам достижения ими измерительных уровней. Для простоты ограничимся рассмотрением двух измерительных уровней, хотя в реальности их может быть несколько. На фиг.2 момент t1 соответствует достижению нижнего уровня пеной (серый слой), момент t2 - жидкостью (темный слой). Соответственно, момент t3 соответствует достижению верхнего уровня пеной, момент t4 - жидкостью. На фиг.3 эти моменты легко определяются по поведению графиков P(t), фиксируемых датчиками D0, D1 и D2, показанными на фиг.1.

Дополнительная масса жидкости, которую учитывают при определении дебита скважины, характеризуется гидростатическим давлением на границе жидкость-пена в момент прохождения этой границей измерительного уровня булита (ситуация t2 для датчика D1, ситуация t4 для датчика D2 на фиг.2). Массой самого газа, содержащегося в пене, можно пренебречь, поскольку его плотность примерно на три порядка меньше, чем плотность жидкости.

Получаемая информация обрабатывается по заданной программе микропроцессорным контроллером, который автоматически управляет процессом измерений. Дебит нефтяной скважины по жидкости в единицах массового расхода определяют с учетом массы жидкости, находящейся в пене.

Предлагаемый способ позволяет определить основные параметры двухфазной среды без необходимости разрушения пенной структуры, т.е. глубина сепарации двухфазной среды по газу может быть снижена до уровня образования выраженной (фиксируемой) границы раздела жидкость-пена. Выраженную границу можно реализовать, например, на лотке сепарации, задав эффективное время пребывания газожидкостной смеси на наклонной плоскости, в течение которого газовые пузырьки, имеющие радиус больше критического, всплывают на поверхность раздела жидкость-пена. Изменение угла наклона лотка в пределах 5-15 градусов позволяет в широких пределах варьировать параметры измерения. При этом время, необходимое для сепарации, снижается примерно на порядок, с соответствующим уменьшением габаритов и металлоемкости оборудования, а сам процесс измерения значительно оперативнее, чем у известных способов-аналогов и прототипа.

Если в способах-аналогах стремятся избавиться от слоя пены, вносящего существенную погрешность в измерения, то в заявленном способе в этом нет необходимости, наоборот, следует сохранить выраженную границу жидкость-пена, не допуская бурного пенообразования на участках резкого изменения проходного сечения потока и перемешивания на участках с местными сопротивлениями. Соблюдение этих условий позволяет с высокой точностью учесть массу жидкости, находящейся в пене. Эту задачу выполняет устройство, схема которого приведена на фиг.4.

Устройство для определения дебита нефтяной скважины по жидкости содержит измерительный булит 1 с входным 2 и выходным 3 патрубками и патрубком отвода газовой фазы 4, оборудованный преобразователями гидростатического давления 5 и 6. Патрубок 4 может быть оборудован отделителем 8 мелких капель жидкости. Полость измерительного булита оборудована лотком сепарации газожидкостной среды. Лоток сепарации 7 представляет собой конструкцию желобообразного (в частном случае прямоугольного) сечения, сообщенную с патрубком 2 и нисходящую по винтовой линии вдоль стенки булита. Булит оборудован дополнительным преобразователем гидростатического давления 10.

Лоток 7 предназначен для сепарации ГЖС по газу и плавной подачи ее в измерительный участок без разрушения границы жидкость-пена и без образования дополнительной пены. Датчик 10 предназначен для определения степени неоднородности плотности эмульсии по высоте.

Устройство работает следующим образом.

ГЖС из коллектора через входной патрубок 2 поступает на лоток сепарации 7, где сепарируется по газу. Поперечное сечение лотка может иметь вид прямоугольника, горизонтальные ребра которого образованы смежными витками лотка. Описанный вариант не ограничивает возможные конструкции сепаратора по газу. Как показано на фиг.5, упомянутый лоток заполнен ГЖС, причем нижняя часть сечения заполнена слоем жидкости, верхняя часть - газом. Для ускорения процесса сепарации по газу предпочтительно, чтобы ширина лотка была больше или равна высоте его боковых стенок. ГЖС широким и тонким слоем движется по наклонной плоскости, где постепенно сепарируется по газу.

Часть газа по межвитковому пространству уходит в патрубок отвода газовой фазы 4, часть остается на поверхности жидкости в виде стойкой пены. Жидкость и слой пены заполняют измерительный участок высотой Н, их объемный расход фиксируется преобразователями давления 5 и 6. Для того чтобы исключить влияние текущей по лотку смеси на показания преобразователей давления, их устанавливают в области газовой среды, а именно в верхней части боковой стенки лотка, примыкающей к стенке булита, поэтому они срабатывают только тогда, когда жидкость со слоем пены заполняет измерительный объем булита высотой Н, и границы раздела пена-газ и жидкость-пена последовательно достигают измерительных уровней. Микропроцессорный контроллер (на чертеже не показан) обрабатывает сигналы преобразователей давления по заданной программе, включая экстраполяцию давления от времени и аппроксимацию плотности эмульсии по высоте. При достижении слоем жидкости верхнего уровня (ситуация t4 на фиг.2) преобразователь давления 6 выдает сигнал на открытие клапана 9 и цикл измерения завершается.

Предлагаемый способ за счет автоматического контроля объема и массы пены в измерительной емкости позволяет существенно повысить точность измерения дебита нефтяных скважин в объемных и массовых единицах расхода. Одновременно предлагаемый способ позволяет расширить сферу применения его для различных нефтяных скважин, включая нефтяные скважины, продукция которых содержит много АСВ и образует стойкую пену. Изобретение позволяет и для такого типа скважин повысить оперативность измерений и достичь высокой точности определения дебита по жидкости. Очевидно, что способ пригоден не только для газоводонефтяных смесей, но для любых вспенивающихся жидкостей, а также для продуктов, не образующих пену, что является частным случаем измерений с массой пены, равной нулю.

Использованные источники

[1] - Патент RU №2133826. МКИ Е 21 В 47/00. Установка для измерения дебита нефтяной скважины по жидкости. Опубл. 27 июля 1999.

[2] - Патент RU №2183267. МКИ Е 21 В 47/10. Способ определения дебита нефтяных скважин по жидкости. Опубл. 10 октября 2002. Выбран за прототип.

Использованные в описании и на иллюстрациях сокращения:

ГЖС - газожидкостная смесь, ГСД - гидростатическое давление,

АСВ - асфальто-смолистые вещества, П-Г - пена-газ, Ж-П - жидкость-пена.

bankpatentov.ru

Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждениевысшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами

 

 

Методические указания

для самостоятельных работ по дисциплине «Особенности разработки месторождений горизонтальными скважинами» для магистров, обучающихся по специальности 131000.68 «Нефтегазовое дело»

 

Составители: С. И. Грачев, А.С. Самойлов, И.Б. Кушнарев

 

Ответственный секретарь РИС   _____________ Ушакова Н.Б., (подпись) специалист ООРОП УМУ «____» ____________ 2014 г. Председатель методической комиссии института геологии и нефтегазодобычи ______________ Н.В. Назарова (подпись) «____» ____________ 2014 г.
  Подписи и контактные телефоны авторов:   ________________ Грачев С.И. (подпись) «__»___________20___г. тел. +7 (3452) 41 68 89   ________________ Самойлов А.С. (подпись) «__»___________20___г. тел. +7 919 933 8711   ________________Кушнарев И.Б. (подпись) «__»___________20___г. тел. +7 919 922 8361       Зав. кафедрой РЭНГМ __________ С.И. Грачев (подпись) «_____»_____________ 20___ г.   Протокол № 3 от 21.11.2014г.

Тюмень

ТюмГНГУ

Министерство образования и науки РФ

Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет»

Институт геологии и нефтегазодобычи

Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»

 

 

Методические указания

По дисциплине «Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами»

для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ для бакалавров направления 131000.62 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения

 

 

Тюмень 2013 г.

Утверждено редакционно-издательским советом

Тюменского государственного нефтегазового университета

 

Методические указания предназначены бакалаврам направления 131000.62 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения. В методических указаниях приведены основные задачи с примерами решения по дисциплине «Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами».

 

 

Составители: доцент, к.т.н. Самойлов А.С.

доцент, к.т.н. Фоминых О.В.

лаборант Невкин А.А.

 

© государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования

«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 2013 г.

Содержание

 

ВВЕДЕНИЕ. 2

Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов. 7

Тема 2. Расчет дебита горизонтальной скважины и наклонно - направленной с трещиной ГРП по приведенным формулам, сопоставление результатов. 2

Тема 3. Расчет дебита многоствольной скважины. 17

Тема 4. Расчет оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительная эффективность их работы с вертикальными. 21

Тема 5. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин с горизонтальным окончанием на установившихся режимах (по методике Евченко В.С.). 2

Тема 6. Дебит горизонтальной скважины с трещинами ГРП, расположенной в анизотропном, полосообразном пласте. 34

Тема 7. Расчёт предельной безводной депрессии скважины с горизонтальным окончанием………………………………………………………………………30

 

Тема 8. Моделирование неустановившегося движения жидкости к горизонтальной скважине по двухзонной схеме………………………………45

 

РЕКОМЕНДУЕМАЯ ЛИТЕРАТУРА.. 49

 

ВВЕДЕНИЕ

 

При масштабном внедрении в начале 2000-х и в течение последующего десятилетия в систему разработки месторождений Западной Сибири горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) достигалась форсированная выработка запасов нефти при быстрой окупаемости вложений без строительства новых скважин. Внедрение производилось в оперативном порядке, не всегда согласованно с принятыми проектными решениями, либо путем трансформации существующей системы разработки. Однако, без системного обоснования технологии горизонтального вскрытия и эксплуатации объектов, проектные значения коэффициента извлечения нефти (КИН) не достигаются.

В последние годы технологии горизонтального вскрытия уделяется много большее внимание при проектировании системы разработки, в некоторых компаниях обоснование строительства каждого ГС выполняется в виде мини-проекта. На что повлиял и мировой финансовый кризис, когда в целях оптимизации производства погрешность и доля неопределенности сводились к минимуму. К технологии горизонтального вскрытия применили новые подходы о чем свидетельствуют результаты эксплуатации, построенных ГС и БГС с 2009 г. (в ОАО «Сургутнефтегаз» построено более 350 скв., ОАО «Лукойл» более 200 скв., в ТНК-ВР более 100 скв., в ОАО «НГК «Славнефть» более 100 скв., в ОАО «Газпром нефть» более 70 скв., в ОАО «НК «Роснефть» более 50 скв., в ОАО НК «РуссНефть» более 20 скв.).

Известно, что не достаточно определить только основные параметры применения ГС: длину, профиль, расположение ствола относительно кровли и подошвы, предельные технологические режимы эксплуатации. Необходимо учитывать размещение и параметры сетки скважин, схемы вскрытия пластов и регулирование режимов их работы. Необходимо создание принципиально новых методов мониторинга и управления выработкой запасов нефти особенно для сложнопостроенных залежей, которые будут основаны на достоверном изучении геологического строения посредством исследования горизонтальных стволов, зависимости дебита нефти от неоднородности геологического строения и гидравлических сопротивлений по длине, создании равномерности выработки запасов нефти по всему объему коллектора дренируемого ГС, высокоточном определение зоны дренирования, возможности проведения и прогнозирования эффективности способов повышении нефтеотдачи пластов, определения главных напряжений пород, от учета которых напрямую зависит эффективность системы заводнения и механические методы воздействия на пласт (гидроразрыв пласта).

Целью настоящего методического указания является обеспечение студентов знаниями, которыми пользуется современная наука и производство при управлении продуктивностью скважин.

В методических указаниях для каждой задачи по темам представлен алгоритм расчета и приведен пример решения типовой задачи, что существенно помогает успешному выполнению задания. Однако, его применение возможно лишь после изучения теоретических основ.

Все расчеты следует проводить в рамках международной системы единиц (СИ).

Теоретические основы дисциплины хорошо изложены в учебниках, ссылки которых приведены.

Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов

 

Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi:

, (1.1)

где, Qг – дебит нефти горизонтальной скважины м3/сек; kh – горизонтальная проницаемость пласта м2; h – нефтенасыщенная толщина, м; ∆P – депрессия на пласт, Па; μн – вязкость нефти Па·с; B0 – объемный коэффициент нефти; L – длина горизонтального участка скважины, м; rc – радиус ствола скважины в продуктивном пласте, м; – большая полуось эллипса дренирования (рис. 1.1), м:

, (1.2)

где Rk – радиус контура питания, м; – параметр анизотропии проницаемости, определяемый по формуле:

, (1.3)

kv – вертикальная проницаемость пласта, м2. В расчетах принята вертикальная проницаемость, равная 0,3·kh, осредненный параметр терригенных отложений Западной Сибири, также для достоверного расчета должно выполняться условие ‑ , .

Рисунок 1.1 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте

Борисов Ю.Л. при описании эллиптического потока предложил другое условие для определения Rk. В качестве данной величины здесь используется основной радиус эллипса (рис. 1.2), представляющий собой среднюю величину между полуосями:

(1.4)

Рисунок 1.2 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте

Общая формула для притока к ГС, полученная Борисовым Ю.П., имеет следующий вид:

, (1.5)

где J – фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле:

. (1.6)

Giger предлагает использовать формулу (1.8), где за фильтрационное сопротивление J принимать выражение

(1.7)

Общая формула для притока к ГС, полученная Giger аналогична уравнениям предыдущих авторов:

. (1.8)

Все условные обозначения параметров аналогичны представленным для уравнения Joshi S.D..

Задача 1.1. Для геолого-физических условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения, представленных в таблице 1.1 рассчитать дебит скважины с горизонтальным окончанием Qг по представленным методикам, сопоставить полученные результаты, определить оптимальную длину горизонтального участка по графику зависимости дебита скважины от длины ГС для 10 значений (от изначального) с шагом в 50 метров для решений рассмотренных авторов.

Таблица 1.1

Наименование параметра Условное обозначение Единицы измерения (СИ) Значение
Нефтенасыщенная толщина h м 5,5
Проницаемость по горизонтали, м2 kh м2 443·10-15
Проницаемость по вертикали, м2 kv м2 55·10-15
Вязкость нефти μн Па·с 0,00112
Пластовое давление Рпл Па 17,5·106
Забойное давление Рзаб Па 14,5·106
Радиус горизонтального участка скважины rc м 0,1
Радиус контура питания Rk м
Объемный коэффициент нефти B0 д.ед 1,2

 

Решение. Задача решается следующим порядком:

1. Рассчитаем дебит ГС по методике Joshi S.D. Для этого необходимо определить параметр анизотропии из выражения 1.3 и большую полуось эллипса дренирования (выражение 1.2):

 

Подставляя полученные результаты в выражение 1.1 получаем,

Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).

2. Рассчитаем дебиты ГС по методике Борисова Ю.П.

Фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле 1.6:

.

Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).

3. Рассчитаем дебиты ГС по методике Giger.

Фильтрационное сопротивление J принимать выражение (1.7)

Определяем дебит ГС:

Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).

4. Сопоставляем полученные результаты:

Автор методики Полученное значение Отклонение
Joshi S.D. 1481 м3/сут  
Борисова Ю.П. 1667,9 м3/сут  
Giger 607,9 м3/сут  

 

5. Рассчитаем дебиты скважины для 20 значений длины горизонтального участка с шагом в 50 метров по представленным методикам и построим графическую зависимость:

L длина горизонтального участка Дебит ГС, м3/сут (Joshi S.D.) Дебит ГС, м3/сут (Борисова Ю.П.) Дебит ГС, м3/сут (Giger)
1360,612 1647,162 1011,10254
1982,238 2287,564 1318,32873
2338,347 2628,166 1466,90284
2569,118 2839,562 1554,49788
2730,82 2983,551 1612,26295
2850,426 3087,939 1653,21864
2942,48 3167,09 1683,77018
3015,519 3229,168 1707,43528
3074,884 3279,159 1726,30646
3124,085 3320,28 1741,70642
3165,528 3354,7 1754,51226
3200,912 3383,933 1765,32852
3231,477 3409,07 1774,58546
3258,144 3430,915 1782,59759
3281,613 3450,074 1789,60019
3302,428 3467,016 1795,77275
3321,015 3482,103 1801,2546
3337,713 3495,624 1806,15552
3352,797 3507,811 1810,56322
3366,489 3518,853 1814,54859

Рисунок 1.3 – Зависимость изменения дебита скважины от длины горизонтального участка

Выводы: По результатам расчета прогнозного дебита горизонтальной скважины по методикам Joshi S.D., Борисова Ю.П., Giger для геолого-физических условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения следует:

‑ при незначительном отличии (формой притока в горизонтальной проекции) аналитических моделей работы горизонтальных скважин, вскрывших однородно-анизотропный пласт в середине между кровлей и подошвой, отличие расчетных дебитов достаточно большое;

‑ для условий пласта ПК20 Ярайнерского месторождения были построены графические зависимости прогнозного дебита скважины от длины горизонтального участка, по результатам анализа следует, что оптимальными будут варианты в интервале L1=150 м. Q1=2620 м3/сут до L2=400 м. Q2=3230 м3/сут;

‑ полученные значения являются первыми приближенными результатами подбора оптимальной длины горизонтального участка скважины, дальнейшее обоснование строится на уточнении прогнозных значений дебитов на цифровых моделях пласта и пересчете экономики, по результатам расчета которых будет выбран наиболее рациональный вариант.

 

 

Варианты Задача №1

Вар. №скв Месторождение, пласт Длина ГС, м h нн, м Kh, мД Кv, мД Вязкость, мПа*с Рпл, МПа Рзаб, МПа Радиус скв, м Rk,м
210Г Ярайнерское, ПК20 1,12 17,5 14,0 0,1
333Г Ярайнерское, АВ3 1,16 6,0 0,1
777Г Ярайнерское, АВ7 1,16 11,0 0,1
302Г Ярайнерское, АВ10 1,16 21,8 13,0 0,1
2046Г Ярайнерское, БВ2 0,98 21,1 13,7 0,1
4132Г Ярайнерское, БВ4 0,98 23,1 16,0 0,1
4100Г Ярайнерское, БВ4-1 0,98 23,3 16,0 0,1
611Г Ярайнерское, БВ6 0,51 16,0 0,1
8068Г Ярайнерское, БВ8 0,41 24,3 5,8 0,1
Ярайнерское, БВ8 0,41 24,3 11,2 0,1
215Г Ярайнерское, ПК20 1,12 17,5 15,0 0,1
334Г Ярайнерское, АВ3 1,16 11,0 0,1
615Г Ярайнерское, АВ7 1,16 16,0 0,1
212Г Ярайнерское, АВ10 1,16 21,8 15,0 0,1
2146Г Ярайнерское, БВ2 0,98 21,1 17,8 0,1
4025Г Ярайнерское, БВ4 0,98 23,1 13,0 0,1
513Г Ярайнерское, БВ4-1 0,98 23,3 18,0 0,1
670Г Ярайнерское, БВ6 0,51 19,5 0,1
554Г Ярайнерское, БВ8 0,41 24,3 11,34 0,1
877Г Ярайнерское, БВ8 0,41 24,3 16,2 0,1
Продолжение таблицы 1.1
322Г Ярайнерское, ПК20 1,12 17,5 14,9 0,1
554Г Ярайнерское, АВ3 1,16 15,3 0,1
789Г Ярайнерское, АВ7 1,16 12,7 0,1
Ярайнерское, АВ10 1,16 21,8 9,8 0,1
2475Г Ярайнерское, БВ2 0,98 21,1 12,9 0,1
4158Г Ярайнерское, БВ4 0,98 23,1 13,8 0,1
Ярайнерское, БВ4-1 0,98 23,3 18,2 0,1
688Г Ярайнерское, БВ6 0,51 14,3 0,1
8174Г Ярайнерское, БВ8 0,41 24,3 18,6 0,1
882Г Ярайнерское, БВ8 0,41 24,3 15,2 0,1

 

Контрольные вопросы.

megalektsii.ru

расчет и определение по формуле

Дебит скважины — это параметр производительности источника жидкости или газа за единицу времени. Значение дебита характеризует экономическую выгоду эксплуатации нефтяных и газовых горных выработок, мощность водоносного горизонта и перспективу его использования.

Характеристика показателя дебита

Дебит скважины на воду характеризуется объемом жидкости, которая стабильно поступает из источника за единицу времени. Показатель определяет его способность генерировать продукт при определенном режиме эксплуатации.

Параметр учитывает сезонные колебания уровня водоносного горизонта, его истощение. В основном дебит выражается в литрах или м³ за секунду, час, сутки. Дебит нефтяной скважины измеряется в тоннах или м³/час, м³/сутки.

Замер показателя для горной геологической выработки на нефть проводится периодически на специальных мобильных измерительных установках. Их использование позволяет сделать замеры с помощью многоходового переключателя без остановки работы эксплуатационных работ.

Для определения ее дебита в объемных единицах при известном дебите в тоннах применяется формула, учитывающая плотность нефти. Дебит газовой скважины определяют в объемных единицах, приведенных к нормальным условиям.

Полную характеристику качества извлеченной продукции из пласта путем горной выработки характеризует параметр содержания воды. Он измеряется в % и рассчитывается как соотношение количества извлеченной воды к сумме объемов воды и нефти.

Средний дебит скважины, используемый при расчетах, определяется путем деления суточной добычи из всех скважин месторождения к их количеству.

Эксплуатация малодебитных скважин проводится периодически и основана на чередовании периодов извлечения и накопления нефти на забое. При периодической эксплуатации период простоя может колебаться, он зависит от коэффициента продуктивности.

Малодебитные скважины составляют значительную часть фонда, для которого используются насосы. Применение циклического способа позволяет сэкономить электроэнергию, сократить износ оборудования и обеспечить производительность низкодебитных сооружений.

Виды геологических выработок

Горная выработка связана с разведкой или добычей полезных ископаемых. В зависимости от глубины прохождения различают мелкие и глубокие буровые горные выработки круглого сечения. Каждая из них предусматривает технику и технологию бурения, специальное оборудование, эксплуатацию.

Мелкие горные выработки не требуют больших затрат, они могут использоваться временно. Бурение на значительные глубины производят с целью эксплуатации в течение длительного времени.

В зависимости от геологического строения пород и места расположения промышленного слоя с полезными ископаемыми различают геотехнологические и опорные сооружения.

Группа опорных горных выработок связана с поиском и добычей нефти, их глубина может достигать нескольких километров. Разветвленная структура на глубине уходит в разные стороны по нефтепроизводящему пласту, что увеличивает приток «черного золота».

Горные геологические выработки, связанные с добычей газа, как и другие виды, имеют свои специфические особенности. Их невозможно использовать для добычи других полезных ископаемых.

Реже при разработке месторождений закладывают нагнетательные скважины с целью поддержания необходимого давления при эксплуатации пластов. К числу технических горных выработок относится смотровой колодец, широко применяемый в системе водоснабжения в качестве индикатора качества воды.

Сооружения, предназначенные для разведки полезных ископаемых, имеют легкую конструкцию, небольшой диаметр отверстия и являются незаменимыми при разведочных работах.

Буровая горная выработка может производиться несколькими способами, среди которых распространенными являются:

  • роторный;
  • шнековый;
  • ударно-канатный;
  • вращательно-колонковый.

Наиболее быстрое бурение обеспечивает вращательный метод, но на практике часто используют роторный способ. Он экономит средства и позволяет оперативно провести оценку перспектив поиска.

Расположение водных горизонтов и их эксплуатация

Глубина горных выработок, предназначенных для водозабора, определяется уровнем расположения горизонта. Для питьевых нужд не используется слой, находящийся вверху. Он представляет собой грунтовые воды, и для его эксплуатации предназначается колодец.

Для добычи межпластовых вод закладывают специальные скважины на песок. Они получили свое название из-за того, что сосредоточены в песчаных отложениях. Для этой выработки глубиной 15-30 м используют принцип шнекового бурения.

Для обсадки применяют трубы диаметром более 10 см, а на дно укладывают фильтр. Дебит скважины на песок или абиссинского колодца составляет 0,6-1,5 м³/час.

В слое известняка скапливается вода высокой чистоты. Но для ее добычи требуется горная выработка глубиной выше 100 м, что зависит от места локализации слоя. Дебит артезианской скважины отличается постоянностью и высоким показателем. Он не зависит от сезонных колебаний и количества осадков.

Вода находится под большим пластовым давлением, что обеспечивает подержание ее уровня в колодце. Срок службы такого сооружения отличается длительностью, но основным недостатком является высокая цена установки для обслуживания.

У артезианских колодцев практически нет загрязнителей, кроме минеральных компонентов слоя, в котором они залегают. Но для их удаления существует система очистки. Качество воды и постоянный ее приток полностью оправдывают затраты, связанные с добычей и эксплуатацией горизонта. Они могут окупиться в течение нескольких лет.

Расчет дебита

Определение дебита скважины является важным параметром, определяющим ее возможности для обеспечения водоснабжения и необходимую производительность насоса.

Каждая буровая выработка имеет свой паспорт, в котором вместе с другими параметрами указывается удельный дебит скважины. Он характеризуется количеством воды, которую необходимо откачать для понижения статического уровня на 1 м.

Как определить дебит скважины на практике? Измерение проводят с использованием емкости объемом 200 л и секундомера. В результате наблюдений фиксируют время, за которое можно набрать 200 л воды.

Расчет дебита скважины производится путем простых арифметических операций. Например, в заданной скважине глубиной 50 м статический уровень воды находится на отметке 30 м. Соответственно, высота водного столба составляет 20 м (50-30).

При откачке воды насосом с расходом 2 м³/ч динамический уровень составил 37 м. Дебит рассчитывается с учетом глубины скважины, производительности насоса и разницы динамического и статического уровня. Для этого примера показатель составит 5,7 м³/ч.

Что такое дебит скважины и как он определяется на практике? После завершения бурения горная выработка отстаивается несколько суток. Столб воды в эксплуатационной трубе должен измеряться без применения откачки. Этот уровень считается статическим.

Если при непрерывном отборе вода не меняет своего зеркала, то этот показатель характеризует динамический уровень. Если интенсивность отбора не превышает отдачу, то зеркало стабилизируется на определенном интервале.

Замер дебита скважины должен производиться периодически. Для этого используют тонкую веревку с грузом на конце. Если показатель уровня воды остается неизменным или уменьшается, то необходимо провести замену фильтра.

kolodetsoved.ru


Смотрите также