USD 64.0213

+0.25

EUR 70.8524

+0.22

BRENT 62.23

-0.22

AИ-92 42.36

+0.01

AИ-95 46.16

+0.01

AИ-98 51.79

+0.18

ДТ 47.5

+0.05

Дебит нефти или газа

Дебит нефти или газа

Дебит нефти или газа - объём нефти или газа, поступающих в единицу времени из естественного или искусственного источника (колодца, буровой скважины и тд).
Дебит является характеристикой источника (буровой скважины, трубы, колодца и тд), определяющей его способность генерировать продукт, при заданном режиме эксплуатации, зависящей от его связей с прилегающими нефте-, газо- или водоносными слоями, истощения этих слоёв, а также сезонных колебаний (для грунтовых вод).
Дебит скважины — объем продукции, добываемой из скважины за единицу времени (секунду, сутки, час и др.).
Может характеризовать добычу нефти, газа, газового конденсата, воды.

Дебит нефтяных скважин измеряется в м³ либо т/единицу времени (м³/час, м³/сутки). 
Дебит газовых скважин измеряется в 1000 м³/единицу времени (тыс м³/час, тыс м³/сутки).
Дебит газоконденсатных скважин измеряется в т/единицу времени (т/час, т/сутки). 
Дебит водных скважин измеряется в м³/единицу времени (м³/с, м³/час, м³/сутки). 
Используются понятия: дебит конкретной скважины; средний дебит скважины (рассчитывается как суточная добыча группы скважин (месторождения, объекта разработки) по отношению к количеству добывающих скважин).

Дебит характеризует устойчивое поступление жидкости или газа в течение длительного времени.
Объём воды, протекающий в единицу времени через поперечное сечение реки или водоносного горизонта, называется расходом воды.
Дебит применяют для измерения объёма воды, получаемого при искусственной откачке воды из колодцев и скважин, в процессе которой подаваемое количество жидкости зависит от способа и интенсивности откачки и понижения её уровня.
Для характеристики производительности водозаборных скважин служит удельный дебит (отнесённый к понижению уровня воды при откачке на 1 м).
Дебит скважины зависит от проницаемости и мощности продуктивного горизонта , условий его питания, распространения и взаимосвязи с другими горизонтами, наличия напора и прочего, а также от условий эксплуатации продуктивного горизонта, степени его вскрытия, понижения уровня нефти или газа при откачке и других факторов.

Различают установившийся и неустановившийся дебит, так как в 1е 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.

Существует всего методы для подсчета дебита скважин нефтяного месторождения - стандартный и по Дюпюи:

Расчет по стандартной формуле:
D = H x V/(Hд – Hст), 
H - Высота водного столба;
V - Производительность насоса;
Hд, Hст - статический и динамический уровень.
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.

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 1й 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 = kh/ub * 2Pi/ln(Rk/Rc), где 

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).

Система Orphus