От каких свойств нефти зависит дебит скважины

При определении продуктивности нефтяной скважины определяют её дебит, который является очень важным показателем при расчете планируемой продуктивности.

Важность этого показателя трудно переоценить, поскольку с его помощью определяют – окупит полученное с конкретного участка  сырье стоимость его разработки или нет.

Формул и методик расчета этого показателя несколько. Многие предприятия пользуются формулой французского инженера Дюпюи (формула нефти Дюпуи), который много лет посвятил изучению принципов движения грунтовых вод. С помощью расчета по этой методике достаточно просто определить, целесообразно  ли разрабатывать тот или иной участок месторождения с экономической точки зрения.

 Загрузка …

Дебит нефтяной скважины

Дебитом в данном случае называется объем жидкости, который поставляет   скважина за определенный промежуток времени.

Стоит сказать, что достаточно часто добытчики пренебрегают расчетом этого показателя при установке добывающего оборудования, однако это может привести к весьма печальным последствиям. Рассчитываемая величина, которая определяет количество добываемой нефти, имеет несколько методик определения, о которых мы поговорим далее.

Зачастую этот показатель по-другому называют «производительность насоса», однако это определение не совсем точно характеризует получаемую величину, поскольку  свойства насоса обладают собственными погрешностями. В связи с этим определяемый расчетным путем объем жидкостей и газов в некоторых случаях сильно разнится с  заявленным.

Вообще значение этого показателя рассчитывается для того, чтобы  выбрать  насосное оборудование. Заранее определив с помощью расчета   производительность определенного участка, можно уже на этапе планирования разработки исключить не подходящие  по своим параметрам насосы.

Расчет этого значения  необходим любому добывающему предприятию, поскольку нефтеносные участки с низкой производительностью просто могут оказаться нерентабельными,  и разработка их будет убыточной. Кроме того, неверно выбранное  насосное оборудование  из-за вовремя не сделанных расчетов может привести к тому, что предприятие вместо планируемой прибыли получит существенные убытки.

Еще одним важным фактором, свидетельствующим об обязательности такого расчета для каждой конкретной скважины, является тот факт,  что даже дебиты расположенных поблизости уже работающих скважин могут существенно отличаться от дебита новой.

Чаще всего такая существенная разница объясняется конкретными значениями подставляемых в формулы  величин. Например, проницаемость пласта может иметь существенные различия в зависимости от глубины залегания продуктивного слоя, а чем ниже проницаемость пласта, тем меньше производительность участка и, разумеется, ниже его рентабельность.

Расчет дебита не только помогает при выборе насосного оборудования,  но позволяет определить оптимальное место бурения колодца.

Установка новой добывающей вышки является рискованным делом, поскольку даже самые квалифицированные специалисты в области геологии до конца не знают всех  тайн земли.

В настоящее время существует множество разновидностей  профессионального оборудования для нефтедобычи,  но для того, чтобы сделать правильный выбор, необходимо сначала определить все необходимые буровые параметры. Правильный расчет таких параметров позволит подобрать оптимальный рабочий комплект, который будет наиболее эффективен для участка с конкретной производительностью.

Способы расчета этого показателя

Как мы сказали ранее, методов для расчета этого показателя существует несколько.

Чаще всего используют две методики –  стандартную, и  с применением упомянутой нами выше формулы Дюпюи.

Стоит сразу сказать, что второй способ хотя и сложнее, но дает более точный результат, поскольку французский инженер всю свою жизнь посвятил изучению этой сферы, в результате чего в его формуле используется гораздо больше параметров, чем в стандартной методике. Однако, мы рассмотрим оба способа.

Стандартный расчет

Эта методика основана на следующей формуле:

D = H x V / (Hд – Hст), где

D – это значение дебита скважины;

Н – это высота водного столба;

V – производительность насоса;

Нд – динамический уровень;

Нст – статический уровень.

За показатель статического уровня в данном случае берется расстояние от начального уровня подземных вод до начальных почвенных  слоев, а в качестве динамического уровня используется абсолютная величина, которую определяют с помощью замера уровня воды после её откачивания, используя измерительный инструментарий.

Существует понятие оптимального показателя дебита нефтеносного участка месторождения. Его определяют как для определения общего уровня депрессии конкретной скважины, так и для всего продуктивного  пласта целиком.

Формула расчета среднего уровня депрессии подразумевает значение забойного давления Рзаб = 0. Дебит конкретной скважины, который был рассчитан для оптимального показателя депрессии, и является оптимальным значением этого показателя.

Однако такая формула позволяет рассчитать  оптимальный дебит не на любом месторождении.

Механическое и физическое давление на пласт  может привести к обрушению некоторых частей внутренних стенок ствола. Вследствие этого, потенциальный дебит нередко приходится уменьшать механическим способом, чтобы не нарушать бесперебойность  добычи и сохранить прочность и целостность стенок ствола.

Как видите, стандартная формула является простейшей, в результате чего результат она дает с достаточно существенной погрешностью. Чтобы получить более точный и объективный результат, целесообразно использовать пусть и более сложную, но гораздо более точную формулу Дюпюи, учитывающую большее количество важных параметров конкретного участка.

Расчет по Дюпюи

Стоит сказать, что Дюпюи был не только квалифицированным инженером,  но и прекрасным теоретиком.

Он вывел даже не одну, а две  формулы, первая из которых применяется  для определения потенциальной гидропроводности и продуктивности для насосного оборудования и нефтеносного пласта, в вторая позволяет проводить расчет  для не идеальных насоса и месторождения, основываясь на показателях их фактической продуктивности.

Итак, разберем первую формулу Дюпюи:

N0 = kh / ub  *  2∏ / ln(Rk/rc), где

N0  – это показатель потенциальной продуктивности;

Kh/u – коэффициент гидропроводности нефтеносного пласта;

b – коэффициент, учитывающий  расширение по объему;

∏ –  это число Пи = 3,14;

Rk – это значение  радиуса контурного питания;

Rc – значение долотного радиуса, измеренного по всему расстоянию до вскрытого продуктивного пласта.

Вторая формула Дюпюи:

N = kh/ub  * 2∏ / (ln(Rk/rc)+S, где

N – это показатель  фактической продуктивности;

S – так называемый скин-фактор, который определяет фильтрационное сопротивление течению.

Остальные параметры расшифровываются так же,  как и в первой формуле.

Вторая  формула Дюпюи для определения  фактической продуктивности конкретного нефтеносного участка в настоящее время используется практически всеми добывающими компаниями.

Способы повышения производительности

Стоит сказать, что для повышения производительности  месторождения в некоторых случаях используют технологию гидравлического разрыва продуктивного пласта, суть которой – механическое  образование в нем трещин.

Периодически возможно проведение так называемой механической регулировки дебита нефти в скважине. Она проводится с помощью повышения забойного давления, которое приводит к снижению уровня добычи и показывает фактические возможности каждого нефтеносного участка месторождения.

Кроме того, чтобы  повысить дебит, применяют и термокислотную  обработку.

При помощи различных растворов, содержащих в себе  кислотные жидкости, производят очистку породы от образовавшихся в процессе бурения и эксплуатации  отложений смол, солей и прочих химических веществ, которые  мешают качественной и эффективной разработке продуктивного пласта.

Сначала кислотную жидкость заливают  в ствол до тех пор, пока она не заполнит  площадь перед разрабатываемым пластом. Затем закрывают задвижку,  и под давлением этот раствор проходит дальше вглубь. Остатки этого раствора вымывают либо  нефтью, либо водой после возобновления  добычи углеводородного сырья.

Стоит сказать, что естественное снижение производительности нефтяных месторождений находится на уровне от 10 до 20 процентов в год, если считать от первоначальных значений этого показателя, полученных на момент  запуска добычи. Описанные выше технологии позволяют увеличить  интенсивность нефтедобычи на месторождении.

Дебит необходимо рассчитывать  через определенные периоды времени. Это помогает при  формировании стратегии развития любой современной нефтедобывающей компании, которая поставляет сырье предприятиям, производящим различные нефтепродукты.

YouTube responded with an error: The request cannot be completed because you have exceeded your <a href=»/youtube/v3/getting-started#quota»>quota</a>.