РАСЧЕТ ДЕБИТА НЕФТЯНОЙ СКВАЖИНЫ
Где Q – дебит скважины; k – размерный коэффициент пропорциональности; n – показатель степени, характеризующий режим движения жидкости (фильтрации).
При n = 1 выражение записывается так:
Где Kпр – коэффициент продуктивности скважины, т / (сут 
МПа) (стандартные условия).
Дебит несовершенной скважины в условиях плоскорадиального притока в соответствии с формулой Дюпюи
Q = 
(63)
Где k – проницаемость пласта (призабойной зоны скважины), м; h – толщина пласта (работающая), м; µнп – вязкость нефти в пластовых условиях, мПа с; rпр – приведенный радиус скважины, м; Rк – радиус контура питания, м.
Из сопоставления (62) и (63) получаем
Kпр = 0,54287 
(64)
В соответствии с (64) дебит скважины в стандартных условиях, замеряемый в т/сут, можно рассчитать по следующей формуле:
Q = 0,54287 
(65)
Задача 10. Вычислить дебит нефтяной скважины при забойном давлении, равном давлению насыщения, для следующих условий:
Решение. Прежде всего, рассчитываем по (41) объемный коэффициент нефти
Затем определяем давление насыщения при пластовой температуре, так как в исходных данных оно дано при стандартной температуре. Для этого воспользуемся формулой (21), переписав ее следующим образом:
= 
– 
.
Приводим заданное газосодержание 
пластовой нефти к размерностям 
в вышеприведенном уравнении. Для этого пользуемся (22):
= 
= 84,8 
Таким образом, давления насыщения при 
= 
– 
=11,18 МПа
Рассчитываем по (65) дебит скважины
Q = 
295,3 т/сут.
Расчетный дебит скважины в стандартных условиях составляет 295,3 т/сут.
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).
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
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
Способы расчёта дебита нефти
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.
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;
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.
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 quota.
Список используемой литературы: