Что такое дебит скважины нефти
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
Статический уровень в этом случае – расстояние от начала подземных вод до первых слоев почвы, а динамический уровень – абсолютная величина, получаемая при замере уровня воды после откачивания.
Также существует понятие, как оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения. Определяется он, как для общего установления уровня депрессии отдельной скважины, так и всего пласта в целом. Формула высчитывания среднего уровня депрессии месторождения определяется, как Р заб=0. Дебит одной скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.
Однако такая формула и сам показатель оптимального дебита применяется не на каждом месторождении. Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин. По указанным причинам, часто приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.
Это – простейшая формула расчета, которая не сможет с точностью получить правильный результат – будет большая погрешность. Для того чтобы избежать неправильных расчетов и направить себя на получение более точного результата, используют формулу Дюпюи, в которой необходимо взять гораздо больше данных, чем в выше представленной.
Но Дюпюи был не просто умным человеком, но и отличным теоретиком, поэтому он разработал две формулы. Первая – для потенциальной продуктивности и гидропроводности, которые вырабатывают насос и месторождение нефти. Вторая – для неидеального месторождения и насоса, с их фактической продуктивностью.
Рассмотрим первую формулу:
N0 = kh/ub * 2Pi/ln(Rk/rc).
Эта формула для потенциальной производительности включает в себя:
N0 – потенциальная продуктивность;
Kh/u – коэффициент, определяющий свойство гидропроводности нефтяного пласта;
B – коэффициент расширения по объему;
Rk – радиус контурного питания;
Rc – долотный радиус скважины по расстоянию до вскрытого пласта.
Вторая формула имеет такой вид:
N = kh/ub * 2Pi/(ln(Rk/rc)+S).
Этой формулой для фактической продуктивности месторождения сейчас пользуются абсолютно все компании, которые бурят нефтяные скважины. В ней поменяны только две переменные:
N – фактическая продуктивность;
S–скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).
В некоторых способах для повышения дебита нефтяных месторождений, применяется технология гидравлического разрыва пластов с полезным ископаемым. Она подразумевается образованием механическим способом трещин в продуктивной породе.
Естественный процесс снижения дебита нефтяных месторождений происходит с показателем в 1-20 процентов в год, исходя из первоначальных данных этого показателя при запуске скважины. Применяемые и описанные выше технологии могу интенсифицировать выработку нефти из скважины.
Периодически может проводиться механическая регулировка дебита нефтяных скважин. Она знаменуется повышением забойного давления, что приводит к снижению уровня добычи и высокому показателю возможностей отдельно взятого месторождения
Для повышения показателей и уровня дебита может применяться также термокислотный метод обработки. С помощью нескольких видов растворов, таких как кислотная жидкость, производится очистка элементов месторождения от смолянистых отложений, соли и других химических компонентов, мешающих качественному и результативному проходу добываемой породы.
Кислотная жидкость изначально проникает в скважину и заполняет площадь перед пластом. Далее производится процесс закрытия задвижки и под давлением кислотный раствор проникает в глубинный пласт. Оставшиеся детали этой жидкости промываются нефтью или водой после продолжения работы по добыче.
Расчет дебита следует проводить периодически для формирования стратегии векторного развития нефтедобывающего предприятия.
Расчет производительности скважины
Дебит нефти или газа
Различают установившийся и неустановившийся дебит, так как в 1 е время можно получить завышенное значение дебита, особенно если вскрыта нефть, заключающая большое количество газов.
На основе наблюдений за дебита нефтяных скважин строят кривые, показывающие изменения дебита в процессе эксплуатации.
Анализируя эти кривые, определяют промышленные категории запасов нефти.
Этот метод кривых основан на статистическом учёте добычи нефти за определенные периоды времени.
По кривой зависимости дебита от времени с помощью математических расчётов устанавливают коэффициент падения дебита, который служит основой подсчёта запасов нефти по группам скважин и по пласту в целом.
Дебит скважины обязателен к подсчету как для определения параметров насосной установки, так и выбора остального оборудования скважин.
Оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения определяется, 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 1 й скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.
Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин, поэтому приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.
Расчет по формуле Дюпюи:
1. Идеальный случай:
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.
2. Расчет для фактической продуктивности месторождения:
N = kh/ub * 2Pi/(ln(Rk/Rc)+S).
N – фактическая продуктивность;
S – скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).
Способы расчёта дебита нефти: расписываем по порядку
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?
Исходя из показателей дебита, выполняется классификация скважин на три группы:
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.
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.
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.
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:
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:
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;
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;
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.
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
Что такое дебит скважины нефти
В ХХ столетии добыча углеводородов определила бурное технологическое развитие многих промышленных отраслей. В свою очередь, продолжают совершенствоваться и сами технологии добычи. Сегодня нефтяники умеют извлекать на поверхность содержащуюся в коллекторе жидкость эффективно и быстро
От фонтана до насоса
На этапе, когда разработка месторождения только начинается, нефть в пласте находится под большим давлением, и если внутренней природной энергии пласта оказывается достаточно, для того чтобы поднять нефть на поверхность, то говорят о фонтанном способе добычи. По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость в механизированной добыче нефти. Фонтанирование можно вызывать и искусственно, поддерживая или увеличивая пластовое давление с помощью закачки в пласт различных жидких и газообразных агентов (заводнения). Искусственное поддержание пластового давления применяется и при механизи рованной добыче. Заводнение принято относить ко вторичным методам добы чи. В этом случае речь, как правило, идет о закачке в пласт самых естественных агентов — воды или природного газа. Но есть и другие способы воздействия на пласт, например, горячим паром, растворами различных химических соединений, кислотами. Их применяют на последней стадии разработки залежи и относят к третичным методам добычи. Третичная добыча предполагает массированное воздействие на пласт и существенное изменение характеристик пласта или содержащихся в нем флюидов. Решение, довольствоваться ли на начальном этапе разработки фонтан ной добычей или сразу приступать к механизированной, принимается исходя из исследований дебитов (см. врез) скважин и их последующего экономического анализа. Дело в том, что обычно дебит фонтанирующей скважины меньше, чем объемы нефти, которые мож но добыть с помощью погружных насо сов. С другой стороны, фонтанирование позволяет избежать дополнительных затрат на спуск насоса и электроэнергию для его работы. Только оценив все эти факторы, можно экономически обосновать применение того или иного метода добычи.
Современные технологии повышения эффективности добычи
Нередко в целях сокращения капитальных затрат и повышения скорости и эффективности разработки практикуют одновременную добычу сразу из нескольких продуктивных пластов месторождения. Однако такой способ добычи может закончиться опережающим обводнением наиболее продуктивных горизонтов и частичным или полным выключением из выработки других. Избежать подобных про блем позволяет современная технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Для ее реализации в скважину опускают специальное оборудование, которое изолирует разные участки ствола, обеспечивая доступ к каждому из пластов отдельно, — как будто это не одна, а несколько скважин. В результате нефтяники получают возможность непрерывно контролировать процесс эксплуатации и управлять производительностью каждого из пластов в отдельности.
Обеспечивает успешность одновременно-раздельной добычи и возможность проводить промыслово-геофизические исследования всех задействованных пластов с помощью современных байпасных систем. Это оборудование позволяет исследовать поведение нескольких пластов через одну скважину параллельно с их эксплуатацией и таким образом получать реальное представление о свойствах пластов и перемещающихся в них жидкостях в промышленных условиях. Системы ОРЭ внедрены и успешно эксплуатируются на Приобском месторождении, разрабатываемом «Газпромнефть-Хантосом».
Качай это
Тысячи лет назад нефть просто собирали поверхности воды, добывали из неглубоких колодцев. В XIX веке первые пробуренные скважины активно фонтанировали и не нуждались в дополнительных приспособлениях для извлечения из них нефти. Затем, когда фонтан истощался, нефть вычерпывали желонкой, однако этот метод был малоэффективным.
В 1865 году в Америке на не фонтанирующих скважинах впервые начали применять глубинные плунжерные насосы. Поршень насоса приводился в движение штангой, соединенной с тем же балансиром, который использовался для проводки скважины ударным бурением. Это были предшественники современного станка-качалки. Приводом в большинстве случаев служил двигатель внутреннего сгорания, работавший на попутном газе. Примерно в то же время глубинные насосы для выкачивания нефти появились и в России, однако они долго не получали широкого распространения. В 1874 году насосы впервые применили на нефтепромыслах в Грузии, а в 1876 году — в Баку. Сегодня штанговые насосы (качалки) имеют ограниченное применение — их проблемно эксплуатировать в искривленных и глубоких скважинах. Впрочем, у качалок есть и бесспорные преимущества: надежность и простота в обслуживании и ремонте.
Еще один тип скважинных насосов, изобретенный на заре развития промышленной нефтедобычи,— газлифт. Суть его действия заключается в том, чтобы вытолкнуть нефть на поверхность с помощью газа. С этой целью газ под большим давлением закачивают в пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами (НКТ), по которым поднимается нефть. Затем открывается газлифтный клапан, и газ попадает в НКТ, вытесняя наверх находящуюся выше клапана жидкость. Впервые принцип газлифта был применен при нефтедобыче в 1897 году — на Бакинском месторождении. Инициатором использования технологии стал знаменитый инженер и изобретатель Владимир Шухов.
Штанговые глубинные насосы уступают место в скважинах УЭЦН, однако на небольших промыслах при невысокой производительности скважин это надежное и простое оборудование по-прежнему востребовано.
Газлифт — весьма надежный способ эксплуатации. Газлифтные скважины легко обслуживать и ремонтировать. Метод может применяться на скважинах с большой кривизной, а также при одновременной раздельной эксплуатации двух и более пластов. Однако среди его недостатков отмечают необходимость использования громоздкого наземного оборудования, значительную величину начальных капиталовложений, невысокий КПД и возможность образования стойких эмульсий в добываемой жидкости.
Несколько позднее для добычи нефти стали применяться электроцентробежные погружные насосы. Разработки в этой области связаны с именем российского инженера Армаиса Арутюнова. В 20х годах прошлого века он эмигрировал в США и уже там довел свое изобретение до коммерческого использования.
Скважинные центробежные насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электродвигатель вращает вал насоса, на котором закреплены рабочие колеса с направляющими лопастями. Жидкость через приемный фильтр поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса первой ступени, под влиянием центробежных сил пермещается к периферии колеса и выбрасывается в неподвижные направляющие каналы, откуда попадает на рабочее колесо следующей ступени. Цикл повторяется до тех пор, пока нефть не достигнет колонны насосно-компрессорных труб, по которым затем поднимается на поверхность.
ЭЦН может использоваться в горизонтальных и искривленных скважинах, позволяет получать высокие дебиты как с неглубоких, так и глубоких скважин, не требует высоких капитальных вложений, наземное оборудование сравнительно компактно. Однако двигатель требует стабильного источника электроэнергии. К слабым местам конструкции относят наличие электрического кабеля, который необходимо спускать в скважину. Кроме того, серьезную опасность для насоса представляют солеотложения. Проблемы могут возникать при работе с газом, механическими примесями. А если насос вышел из строя или ему необходим плановый ремонт, оборудование придется поднимать на поверхность, значит, временно прекращать эксплуатацию скважины.
Стадии разработки залежи
Всего в настоящее время насчитывается около десяти разновидностей глубинных насосов. Все они имеют свои достоинства, недостатки, области применения — в зависимости от глубины скважины, ее профиля, планируемых дебитов и ряда других факторов. В частности, в тех случаях, когда электрический центробежный насос может оказаться неэффективным (например, когда нефть слишком вязкая), применяются винтовые или струйные насосы.
По статистике, доля скважин в России, все еще оборудованных штанговыми насосами,— 34%. На ЭЦН приходится 63% скважин, при этом 82% нефти в стране добывается именно с помощью погружных электроцентробежных насосов, что говорит об эффективности этого способа. Фонтанным методом эксплуатируется 1,8% скважин, газлифт используется в 0,4% случаев — вклад этих способов в общий объем добычи — порядка 7%. В «Газпром нефти» 94% нефти извлекается с использованием УЭЦН (95% действующего нефтяного фонда скважин оборудованы УЭЦН), примерно по 3% добывается фонтанным и газлифтным способами.
Средняя производительность нефтяных скважин
Дебитом скважины называют количество жидкости, выкачанной из скважины за определенное время. В российской нефтяной промышленности принято рассчитывать суточные дебиты и измерять их либо в кубометрах, либо в тоннах. Так как жидкость, извлекаемая при добыче нефти, обычно содержит некоторое количество воды, то говорят о среднем дебите жидкости и отдельно о среднем дебите нефти. На начальных этапах разработки месторождения эти показатели обычно несильно отличаются друг от друга. На зрелых месторождениях дебит нефти постепенно падает.
По дебитам скважины классифицируют как малодебитные — до 5 тонн/сут., среднедебитные — высокодебитные — более 100 тонн/сут. В общем случае дебиты скважин зависят от целого ряда обстоятельств: величины пластовой энергии и того, какой режим разработки используется (естественный или искусственный), от правильности выбора местоположения скважины, фильтрационно-емкостных свойств коллектора и др. Для добывающих активов «Газпром нефти» средний дебит жидкости в прошлом году составил порядка 80 тонн/сут., а дебит нефти — 12 тонн/сут., что соответствует среднемировым показателям.
Предсказуемые сложности
Средняя глубина нефтяных скважин составляет около 3000 м. Естественно, их эксплуатация не может проходить идеально даже при полном соблюдении всех технологических правил и мер безопасности. Проблемы в процессе добычи могут возникать самые разнообразные: нарушения в обсадной колонне, прихваты насосно-компрессорных труб и другого подземного оборудования, падение погружного оборудования на забой, заколонные перетоки жидкости и водопритоки в добывающую скважину, образование на забое песчаных пробок. Также работа скважин нередко осложняется образованием стойкой эмульсии, отложением парафина на внутренней поверхности подъемных труб и на клапанах насосов, коррозией погружного оборудования. В случаях, когда месторождение находится на поздней стадии добычи и в извлекаемой жидкости содержится значительное количество минерализованной пластовой воды, серьезную проблему для скважины представляют отложения солей, способные за короткое время вывести ее из строя. Соли кальция, магния и других металлов могут осаждаться и закупоривать перфорационные каналы, эксплуатационные колонны, клапаны, насосы. Для борьбы с отложениями в скважину подают химические реагенты, которые можно условно разделить на две группы: реагенты для удаления отложений и реагенты (ингибиторы) для предотвращения их образования.
Количество скважин, пробуренных на одном месторождении или на одном лицензионном участке, может достигать нескольких десятков и даже сотен. Чтобы отслеживать их работоспособность, рассчитывают коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин — отношение времени фактической работы скважин за определенный период к его общей продолжительности. Этот коэффициент всегда меньше 1 и в среднем по нефте и газодобывающим предприятиям составляет На практике это означает, что простой в связи с ремонтными работами в скважинах занимает от 2 до 6% общего времени их эксплуатации.