Дебит

ДЕБИТ (от франц. debit — сбыт, расход * а. discharge, flow rate, yield, production rate; н. Forderrate, Zuflußrate, Entnahmerate, Ergiebigkeit; ф. debit; и. caudal de un pozo, rendimiento de un sondeo) — объём жидкости (воды, нефти) или газа, поступающий в единицу времени из естественного или искусственного источника (колодца, скважины); измеряется л, м³, т в секунду, час, сутки. Для водозаборных скважин также используют термин "удельный дебит скважины" — объём продукта, выдаваемый скважиной при понижении уровня воды в ней на 1 метр дебита скважины — основной показатель промышленной ценности водоносных горизонтов и нефтегазоносных залежей. Дебиты скважин одного и того же месторождения могут изменяться в 50-100 раз, а дебиты скважин, расположенных на разных участках одной и той же залежи, — в 5-10 раз. Наибольший дебит скважин наблюдается при вскрытии высоконапорных водоносных горизонтов или продуктивных пластов нефти и газа с повышенной водо-, нефтегазоотдачей горных пород, а также при больших запасах; он зависит также от диаметра эксплуатационной скважины. Дебит скважины при откачке воды варьирует от нескольких м³/сутки до тысячи м³/сутки и более, при откачке нефти от 1-2 т/сутки и менее до 1500-3000 т/сутки и более, а при фонтанировании скважины достигает 4000-5000 т/сутки, при добыче газа — до десятков тысяч м³/сутки.

Дебит скважины на воду определяется коэффициентом фильтрации водоносных пород, их мощностью, величиной понижения уровня (напора) воды в скважине, запасами воды в водоносном горизонте, а также конструкцией фильтра. Дебит скважины на нефтяных промыслах прямо пропорционален депрессии на пласт (перепаду между пластовым и забойным давлением), толщине пласта и его проницаемости и обратно пропорционален вязкости нефти. Основные факторы, определяющие дебит скважины, поддаются регулированию (например, депрессия на пласт, варьирующая на разных месторождениях от 0,2 до 20 мПа). С целью увеличения дебита скважины проводится повышение или поддержание пластового давления в залежах путём нагнетания в них под давлением воды или газа. Снижение забойных давлений в добывающих скважинах достигается увеличением диаметра штуцера или спуском в скважины насоса пониженной производительности. Высокая вязкость нефти снижается прогревом пласта паром или горячей водой.

Дебит скважины определяется дебитомерами различных конструкций. Дебит скважины — величина непостоянная во времени. Различают установившийся и неустановившийся дебит скважины; при наличии в нефти или воде большого количества растворённого газа вначале получают завышенные значения дебита. Начальный дебит скважины характеризует возможность добычи продукта из неистощённого пласта. Он сохраняется длительное время (до 3 лет), но по мере извлечения запасов нефти, обводнения добываемой продукции или истощения пластовой энергии начальный дебит скважины снижается до предела экономии, рентабельности эксплуатации скважины. По результатам наблюдений за изменением дебита скважины строят кривые его зависимости от времени, по которым с помощью математических расчётов устанавливают коэффициент падения дебита скважины, используемый при подсчёте запасов.