Дебит скважины на воду. Как определить и восстановить его!

Знать дебит скважины нужно для того, что понять, сможет ли ресурс обеспечить потребность в воде или ее производительность низкая

Что это такое и зачем это знать

Дебитом водного источника называется величина объема воды, которую он способен производить в течение определенного периода времени. Его значение отображается в различных единицах измерения:

  • Кубические метры в час.
  • Литры в секунду.
  • Кубические метры в сутки и т. д.

Знание дебита позволяет понять, сможет ли скважина обеспечить потребителя нужным количеством воды. Поэтому его расчет выполняется еще до ввода источника в эксплуатацию.

Как определить дебит скважины

Дебит скважины на водуЗамер дебита скважины на воду производится буровиками с помощью своего насоса. Например, насос качает 3 м3/час, они им откачали и знают, что скважина точно дает 3 м3/час. Смотрят на статический и динамический уровни. Например, если статический уровень 20 метров, а понижения при откачке нет, то значит, запас большой и скважина может дать и 4 м3/час, а может и все 5 м3/час. Но, не имея под рукой более мощных насосов, точно сказать это нельзя. Для обыкновенного дома точные вычисления не нужны, ведь дебита в 3-4 м3/час практически всегда достаточно.
Так производят расчет дебита скважины все буровики.

Если же бурится коллективная скважина, где точный дебит имеет значение и требуется измерить производительность артезианской скважины, нужно принести насос большой производительности, например, на 7 м3/час. Затем, опустить его в скважину и если он выкачает воду, тогда на выходе нужно поставить кран и зажимать его, пока он не начнет устойчиво качать, и вода не будет заканчиваться.
Далее, берется емкость, например, ведро на 10 литров, и засекается время, за которое это ведро наберется. После этого переводят л/сек в более привычные м3/час. Это более точное определение дебита скважины.
Но это уже отдельная работа, которую бесплатно никто делать не станет, тем более сегодня цены на бурение и так на грани себестоимости.
Вторая проблема в том, что такой мощный насос буровикам не нужен, а стоит он дорого и покупать его ради разового измерения дебита никто не станет, поэтому так и меряют по обычным насосам.

Дебит скважины не зависит от диаметра трубы!
Некоторые сайты указывают диаметр трубы и какой дебит вас ожидает, это делается с целью максимально упростить задачу выбора обсадной трубы. Данные вещи практически не связаны между собой: в одном случае 133-я труба может дать 5 м3/час, а в другом хоть 168 мм ставь, дебит останется не более 2 м3/час. Здесь важна мощность водоноса!

Газогидродинамические методы исследования газоконденсатных скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Обработка индикаторных линий с учетом реальных свойств газа. Оборудование для газогидродинамических исследований газовых скважин.

Введение

Газ – агрегатное состояние вещества, в котором его частицы не связаны или весьма слабо связаны силами взаимодействия и движутся свободно, заполняя весь предоставленный объем.

Начало промышленного использования природного газа относится к 1821году, когда в США он стал применяться для освещения. Сегодня основное промышленное значение имеют природные газы газовых, газоконденсатных и газоконденсатно – нефтяных месторождений.

Рассматривая концепцию научно-технической политики (НТП) в энергетике России, можно сказать, что основополагающее значение имеет развитие главной отрасли энергетики страны, какой сегодня стала газовая промышленность. В современных условиях и в будущем от газовой промышленности зависит жизнеобеспеченность и безопасность России. Это требует осуществления новой концепции развития газовой промышленности, в которой главным становится надежность подачи газа на всем пути его движения от пласта до потребителя.

Наиболее эффективный путь решения проблем надежности, увеличения газо- и конденсатоотдачи, расширения сферы и повышения эффективности использования газа может быть обеспечен за счет научно-технического прогресса. В добыче и разработке газового месторождения основная концепция НТП сводится к решению научных проблем, обеспечивающих надежную добычу газа без осложнений и аварий и разработку месторождений с высокими коэффициентами газо – и конденсатоотдачи.

Надежность добычи газа и конденсата требует широкого применения энергосберегающих дебитов, создания автоматизированного контроля и управления эксплуатацией скважин, совершенствования методики и регулярного проведения исследований скважин, а также создания системы эффективной диагностики скважин и газопромыслового оборудования.

Важнейшие источники информации о газоносном пласте и скважинах газового месторождения – газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. Результаты этих исследований необходимы при определении запасов газа и конденсата, проектировании и анализе разработки месторождений, составлении проектов обустройства, установки технологических режимов эксплуатации скважин, оценке эффективности различных геолого-технических мероприятий, проводимых на скважинах и т.д.

В практике газодобывающей промышленности все исследования, проводимые на скважинах, подразделяются на первичные, текущие, контрольные и специальные.

Первичными называются исследования, проводимые на разведочных и эксплуатационных скважинах непосредственно после окончания их бурения с целью определения максимально допустимых дебитов и параметров пласта перед пуском в эксплуатацию, отбора проб газа, воды и т.д.

Текущими называются исследования, проводимые периодически один раз в квартал или полугодие с целью установления технологического режима эксплуатации скважин, параметров пласта, потерь давления и т. д.

Контрольными называются исследования, проводимые для проверки качества первоначальных и текущих исследований, определения параметров, необходимых для проектирования и анализа разработки месторождения. Как правило, при проведении контрольных исследований используют более совершенную контрольно-измерительную аппаратуру и приборы, тщательно отарированные в промысловой лаборатории.

Специальными называются исследования газоконденсатных скважин по определению соотношения газовой и жидкой фаз при различных дебитах, давлениях и температурах, а также исследования по определению эффективности различных геолого-технических мероприятий по увеличению дебитов скважин, таких как гидроразрыв, кислотные и термокислотные обработки, торпедная и пескоструйная перфорации, а также закрепление пластов различными реагентами для предотвращения разрушения призабойной зоны и т.д.

Газогидродинамическими методами в сочетании с геофизическими можно разрешить многие вопросы проектирования и анализа разработки месторождений и в особенности, в разработке эффективных методов контроля и регулирования разработки.

По результатам исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации определяют пластовые и забойные давления, зависимости дебита газа, конденсата и воды от депрессии на пласт, а также дебита газа от разности квадратов пластового и забойного давлений (индикаторная линия). Важнейшими характеристиками, определяемыми в процессе исследования скважин, являются также максимально допустимые работы скважин и факторы, ограничивающие эти дебиты, коэффициенты фильтрационного сопротивления в формуле притока газа к скважине, а также величины свободного и абсолютно свободного дебитов скважин.

Свободный и абсолютно свободный дебиты скважины, не являясь практически реальными величинами, позволяют сравнивать характеристики параметров скважин.

Свободный дебит- это дебит полностью открытой скважины, т.е. дебит, который бы давала скважина при противодавлении на устье, равном 0,1 МПа.

Абсолютно свободный дебит- это дебит, который смогла бы дать скважина при снижении давления на ее забое до 0,1 МПа.

В настоящее время наиболее распространены газогидродинамические методы исследования газовых скважин.

Газогидродинамические методы исследования газовых скважин при стационарных режимах фильтрации

Исследование скважин, как правило, начинают с кратковременной ее продувки для очистки забоя от твердых частиц, воды, конденсата и т. д. Затем скважину закрывают и измеряют статическое давление на устье закрытой скважины, температуру на устье, а при необходимости – пластовые давления и температуру глубинными приборами. Далее скважину пускают в работу при малых дебитах и фиксируют дебит, давление и температуру на устье скважины. Увеличивая диаметр штуцера, испытывают скважину при шести – восьми различных значениях дебита вплоть до дебита, при котором начинается вынос песка или подтягивание воды. Затем исследуют скважину при обратном ходе, т.е. с уменьшением дебитов. Обратный ход осуществляется для контроля при двух – трех значениях дебита. Все значения дебитов, давлений и температур должны соответствовать стационарным (установившимся) условиям.

Время стабилизации давлений и температур для различных месторождений различно и зависит в основном от свойств пласта и насыщающего его газа.

При исследовании скважин на эксплуатируемых месторождениях используют имеющуюся систему обустройства, позволяющую, как правило, проводить на групповых установках индивидуальные замеры дебитов газа и жидкости, а также давлений и температур на скважинах. При этом исследования скважин проводятся с одновременной подачей газа потребителям.

При исследованиях скважин необходимо замерять все количество выпущенного газа для его учета в общей добыче по промыслу или месторождению.

Перед началом исследований составляют программу, учитывающую особенности данной скважины и конкретного месторождения.

Для измерения давлений используют оборудование или контрольные манометры класса точности 0,2 или 0,4. Когда требуется особенно высокая точность измерения давлений, применяют поршневые манометры (грузовые прессы).

Перед исследование скважины и после него манометры необходимо тарировать на грузовом прессе.

Результаты исследований скважины можно обрабатывать по формулам: двучленной Дарси или степенной.

При интерпретации результатов исследования скважин по двучленной формуле используют зависимость:

где A и B – коэффициенты фильтрационного сопротивления.

По полученным данным кроме индикаторную линию зависимости

Указанную зависимость выражают параболой, выходящей из начала координат (Рис 2.1).

Одной из основных задач исследования скважины является определение коэффициентов фильтрационного сопротивления А и В. Для этого достаточно привести выражение (2.1) к уравнению прямой линии, для чего следует левую и правую части его разделить на Q :

Построив затем график зависимости

получают прямую линию, отсекающую на оси ординат отрезок, равный А, тангенс угла наклона, которого равен коэффициенту В ( рисунок 2.2).

Для более точного определения коэффициентов А и В, особенно при наличии большого числа точек, можно воспользоваться методом наименьших квадратов:

В выражениях суммы берут по значениям N, (N – число режимов, на которых проводилось исследование). Для практических целей бывает вполне достаточно графического определения коэффициентов А и В.

Зная коэффициент А по результатам исследования скважин подсчитывают проницаемость пласта k:

Величину коэффициента макрошереховатости L находят по формуле:

где k – проницаемость;

Тпл – пластовая температура , К;

h – мощность пласта , м;

rс – радиус скважины , см;

L – коэффициент микрошереховатости, м;

В – коэффициент, (сут. /тыс.м3)2.

Из формулы (2.6) видно, что точность определения параметров пласта зависит от точности определения коэффициента А, характеризующего фильтрационные сопротивления в призабойной зоне пласта. Затем определяют свободный и абсолютно свободный дебит газовой скважины.

Для определения свободного дебита скважин достаточно подставить в двучленную формулу (2.1) значение забойного давления, соответствующего давлению на устье скважины, равному 0,1 МПа:

где

? -коэффициент гидравлического сопротивления ствола скважины;

Zср -средний коэффициент сверхсжимаемости газа в стволе скважины;

Tср -средняя температура газа в стволе скважины;

d вн -внутренний диаметр фонтанных труб.

Расчет аналогичен расчету забойного давления по формуле Адамова.

Расчет проводят методом последовательных приближений. Вначале принимают Z=1 и определяют Qсв.ор , по которому находят соответствующее ориентировочное забойное давление:

Затем определяют Z ср.ор и находят новое значение дебита и соответствующее . По значению находят следующее значение . Расчет продолжают до тех пор, пока не будет исключено влияние нового Zср на давление. Обычно второго приближения для практических целей бывает вполне достаточно. Следует заметить, что формула (2.8) справедлива тогда, когда скорость истечения газа из устья скважины не превышает критической, т.е. не более 400 м/с. Скорость истечения газа можно найти из выражения:

где D – внутренний диаметр трубы, м;

Q – дебит скважины, тыс.м3/ сут.

При практическом истечении газа свободный дебит газовой скважины можно определить по формуле:

Для определения абсолютно свободного дебита газовой скважины в двучленной формуле Дарси достаточно считать и решить квадратное уравнение относительно Q:

Если для измерения пластового давления скважину нельзя остановить (длительные периоды восстановления давления или другие причины), то можно провести исследования без ее остановки, измерив лишь значения давлений и дебитов при ее работе. Для обработки результатов исследования можно воспользоваться способом, предложенным Ю.П. Коротаевым и Г.А. Зотовым.

Действительно, если скважину испытывали на нескольких режимах, то для каждого из них можно написать двучленную формулу:

где n – порядковый номер режима.

Вычитая (2.13) из (2.14), получают:

Затем, приводя выражение (2.15) к уравнению прямой линии путем деления правой и левой части на (Qn – Qi ), получим:

Следовательно, обработав результаты исследования скважины в координатах можно определить искомые коэффициенты А и В. В последнем случае так же может быть использован метод наименьших квадратов для определения коэффициентов А и В (рис). Теперь поскольку коэффициенты А и В известны, легко найти пластовое давление:

Методика проведения и обработки результатов исследования скважин

Длительное время для плоскорадиальной и сферической фильтрации газа для совершенных и несовершенных скважин считались справедливыми известные формулы, основанные на двучленном законе, по которым и проводили обработку результатов исследований скважин при стационарных режимах фильтрации и осуществляли расчеты основных показателей при проектировании разработки газовых месторождений при этом решения сводились к формуле (2.1), где для гидродинамически совершенных скважин:

где h – толщина пласта.

Одновременно, уже с самого начала применения на практике двучленной формулы было известно, что результаты не подчиняются формуле (2.1). Для их обработки Ю.П. Коротаевым еще в 1956 году была предложена следующая формула:

где C – коэффициент, учитывающий начальное дополнительное сопротивление, вызванное в том числе и наличием жидкости на забое газовой скважины, уходящей в пласт при ее остановке, и другими факторами.

Обработка индикаторных линий с учетом реальных свойств газа.

Для обработки результатов исследования газовых скважин методом установившихся отборов используют формулы, полученные для идеального газа. При высоких пластовых давлениях и больших депрессиях это приводит к искажению вида индикаторных линий, неправильной их интерпретации и к неточному определению параметров пласта.

При высоких абсолютно пластовых давлениях и больших депрессиях следует пользоваться уравнением притока, полученным для реальных газов:

;

где – приведенные вязкости при пластовой температуре и при пластовом и забойном давлениях;

µ’ – вязкость газа при абсолютном давлении 0,1 МПа и пластовой температуре Тпл.

µ – вязкость газа при давлении p и пластовой температуре Тпл.

Формулу (2.20) можно использовать для определения коэффициентов А и В, представив ее в виде:

На рисунке приведены сравнительные результаты обработки данных испытания по формуле (2.21) и по формуле для идеального газа преобразованной к виду:

При расчетах по формуле получают заниженные значения коэффициентов А и В; для коэффициента А вместо 64 получаем 57 тыс.м3/ сут, т.е. занижение на 11%, для В вместо 0,21 получаем 0,12 тыс.м3/сут., т.е. занижение на 43 %.

На примере определим проницаемость пласта на основании исследования газовой скважины.

Вязкость газа , мощность пласта , среднее расстояние до соседних скважин . Можно принять приведенный радиус скважин , статическое давление в остановленной скважине МПа. Зависимость приведена на рисунке.

Зависимость между дебитом скважины и перепадом давления имеет вид:

или

По значению коэффициента А определяем проницаемость пласта:

Во втором примере определим, при каком забойном давлении на газовой скважине можно получить газа.

Пластовое давление, вязкость газа:

Проницаемость пласта эффективный диаметр частиц пористой среды пористость пласта m = 20 %.

Плотность газа при атмосферном давлении

Атмосферное давление

Радиус контура области дренирования , радиус скважины , мощность пласта h=8м . Зависимость дебита от перепада давления при нарушении закона Дарси можно представить в виде:

Где:

Определим забойное давление:

Мпа

Оборудование для газогидродинамических исследований газовых скважин

Схемы обвязки устья скважины могут быть различны в зависимости от конструкции скважины, характеристик месторождения, целей исследования и т.д. Однако в любой схеме необходимо предусмотреть измерение дебита газа, конденсата и воды, давления и температуры на устье скважины (в фонтанных трубах и затрубном пространстве), а также возможность наблюдения за потоком газа с целью определения содержания в газе твердых частиц, воды, конденсата, глинистого раствора и т.д.

Исследование газовых скважин можно проводить как с подачей газа потребителю в газопровод, так и с выпуском его в атмосферу. Последний способ связан с потерями газа, но при отсутствии потребителя, особенно при исследовании разведочных скважин, пробуренных на необустроенных месторождениях, приходится исследовать скважины с выпуском в атмосферу.

В процессе исследования газовых и газоконденсатных скважин применяют различные способы измерения давления и дебита газа.

Давление на устье скважины измеряют обычными пружинными манометрами. Пластовое и забойное давления измеряют глубинными манометрами, но зачастую эти давления приходится определять по устьевому давлению расчетным путем.

Наиболее точно дебит газа можно определить по методу сужения при помощи указывающих и регистрирующих приборов – дифференциальных манометров; с помощью диафрагменного измерителя критического течения ДИКТ или пневмометрической трубки первого и второго типов.

На рисунке 2.6 показана схема обвязки устья скважины при исследовании ДИКТ, называемого также прувером. На фонтанной арматуре устанавливают манометры и термокарманы для измерения давления и температуры в затрубном пространстве и на головке скважины, породоуловитель для качественной оценки выносимых из скважины примесей и ДИКТ, позволяющий измерить дебит скважины при различных диаметрах установленной в нем диафрагмы. Этот прибор применяют при исследовании газовых скважин для измерения больших расходов газа, когда скорость его истечения равна скорости критического течения. Дело в том, что увеличение расхода газа с ростом перепада давления до отверстия в диафрагме (или в , не достигнет определенного значения . При дальнейшем штуцере) и после него происходит только до тех пор, пока уменьшении этого отношения расход через отверстия стандартной диафрагмы не изменяется.

Для различных газов имеет следующие значения: воздух- 0,528; метан- 0,55; этан- 0,567. Для природных газов принимается .

Для измерения расхода газа применяют две конструкции ДИКТ: диаметрами 50 и 100мм. Измеритель диаметром 50мм представляет собой цилиндр длиной 305мм, на одном конце которого нарезана стандартная резьба под фланцы или муфты, а на другом – резьба под прижимную гайку. Для установки диафрагмы предусмотрена выточка глубиной 33 мм и диаметром, равным наружному диаметру диафрагмы. Между диафрагмой и торцевой поверхностью ставится прокладка. Температуру газа измеряют термометром, установленным в стакане.

Для разрядки давления при использовании диафрагм небольшого диаметра предназначены ниппель с вентилем, а для измерения расхода газа, содержащего механические примеси, – специальный штуцер.

Дебит газа определяют по формуле:

где Q – дебит газа ( тыс.м3/сут) , приведенный к 20о С и 760мм рт.ст.;

c -коэффициент расхода, зависящий от диаметра отверстия диафрагмы и диаметра прибора;

С- давление газа перед диафрагмой, МПа;

р- относительная плотность газа;

z – коэффициент сверхсжимаемости.

Коэффициент C принимают постоянным для данной диафрагмы и независимыми от давления и температуры.

Пневмометрическая трубка первого типа применяется для измерения расхода газа при выпуске его в атмосферу через ее открытый конец. Трубка имеет V -образную форму с отверстием, направленным навстречу потока.

Если давление в V – образном манометре не превышает 640 мм.рт.ст., расход газа определяют по формуле:

Если скоростной напор велик, вместо ртутного манометра принимают пружинный. Тогда расход газа определяют по формуле:

где Q – расход газа, м3/сут;

D – диаметр трубопровода, мм;

Mрт – высота столба ртути в манометре, мм;

p – измеренное давление, МПа;

s – относительная плотность газа;

Т – абсолютная температура газа, К.

Пневмометрическая трубка второго типа применяется для измерения расхода, когда его абсолютное давление близко к атмосферному. Способ определения расхода газа с помощью этой трубки основан на определении скоростного напора по разности полного и статического напоров Нрт. В этом приборе обычная трубка первого типа сочетается с трубкой, воспринимающей статическое давление в трубопроводе.

Конец напорной трубки устанавливают на расстоянии 1/3 D от стенки трубопровода. Расход газа определяют по формуле

где – абсолютное давление газа в трубопроводе, мм.тр.ст.

При ориентировочных определениях расхода газа рассмотренными выше способами температура его принимается равной 293 К.

Устьевая аппаратура «Испытатель» предназначена для измерения температуры и давления перед сужающим устройством и преобразования их в унифицированные частотные электрические сигналы для передачи информации по кабелю в измерительные регистрирующие или вычислительные устройства. Эти данные используют для расчета дебита газа на устье скважин с применением ЭВМ.

Аппарат состоит из датчика дебита с набором диафрагм, преобразователя давления и температуры, блока питания и комплекта кабелей.

Конструктивно датчик дебита представляет собой толстостенную трубу, имеющую резьбу на обоих концах, На один конец наворачивается фланец для соединения с устьевой арматурой скважин, на другом конце предусмотрена накидная гайка для крепления сменных диафрагм. В средней части установлен вентиль для сброса газа в атмосферу перед сменой диафрагм, имеющий раструб на повторной втулке для направления потока сбрасываемого газа.

Давление и температура перед диафрагмой измеряются потенциометрическим датчиком давления и чувствительным элементом термометра сопротивления, помещенного в защитный корпус. В датчик предусмотрены: штуцер для присоединения манометра, и карман для установки ртутного термометра.

Режимы испытания скважин изменяются заменой диафрагм, имеющих различные диаметры отверстий. Для этого закрывают задвижку на скважине, на которой установлен датчик, открывают продувочный вентиль на датчике и крепят диафрагму накидной гайкой.

Информация о температуре и давлении в выходных электрических сигналах аппаратуры «Испытатель» представлена периодами следования импульсов. Температура газа на устье скважины определяется по формуле:

где Т- температура газа, С*;

П- период следования импульсов на выходе преобразователя температуры, мкс.

Давление на устье определяется по одной из приведенной формуле:

В аппаратуре «Испытатель» используются датчики трех модификаций с предельными давлениями: 10; 25 и 40 МПа.

Скважинный глубинный прибор «Пласт» позволяет измерять давление до 40 МПа в газовых скважинах. Чувствительный элемент- мембрана, связанная с кольцевым струнным преобразователем. Таким образом, изгиб мембраны преобразованный в изменение частоты колебаний струны, возбуждаемых генератором глубинного прибора. Получаемый частотный сигнал по кабелю передается во вторичную аппаратуру, расположенную на устье скважины, где измеряемый параметр регистрируется в цифровой форме. Диапазон рабочих температур глубинного прибора «Пласт» от -10 до 1500С, погрешность измерения давления 0,4 %.

Глубинный прибор «Метан»- первый серийно выпускаемый в СССР прибор для определения дебита и профиля притока газа в газовых скважинах. «Метан» позволяет при спуске или подъеме прибора в скважине определить места и интенсивность притока газа, а также оценивать относительный дебит работающих интервалов по известному дебиту скважины. Прибор включает измеритель скорости потока вертушечного типа и герметизированный контакт (герком), переключаемый магнитом, насаженным на валу вертушки. Таким образом, частота переключений контакта соответствует частоте вращения вертушки, т.е. измеряемой скорости потока газа.

Глубинный прибор связан со вторичной аппаратурой на устье скважины одножильным бронированным каротажным кабелем, который используется для спуска прибора в скважину. Диапазон рабочих температур от -10 до 100о С.

Заключение

На основании данных испытания газовых скважин устанавливают технологический режим их эксплуатации.

Технологические режимы эксплуатации скважин должны обеспечить получение максимально возможного дебита их при минимальной затрате пластовой энергии и при нормальной эксплуатации, без нарушений, могущих привести к различным осложнениям. Так как по мере отбора газа условия разработки месторождения изменяются, то технологические режимы и максимально возможные дебиты скважин устанавливаются на период от 5 до 6 месяцев в зависимости от характеристики скважин и в последующем уточняются. При устойчивом режиме эксплуатации скважин этот период может быть увеличен до года и более.

К ограничению промышленного дебита газовой скважины могут привести следующие осложнения, возможные при чрезмерно высоких отборах газа:

1) разрушение призабойной зоны, вынос частиц породы в скважину, образование песчаных пробок, износ оборудования, возникновение неурегулированного фонтана и кратера;

2) подтягивание конуса подошвенной или языка краевой воды; обводнение, закупоривание ствола скважины;

3) чрезмерное охлаждение газа, возникновение термических напряжений в оборудовании, обмерзание оборудования, образование гидратов;

4) сильное понижение давления в скважине и опасность смятия эксплуатационной колонны под действием внешнего давления;

5) сильная вибрация оборудования, обусловленная турбулентностью и пульсацией потока газа;

6) нерациональное использование пластовой энергии, расходуемой на турбулентное движение газа;

7) неудовлетворительное состояние скважин (плохое цементирование, негерметичность, обводненность).

Отбор газа ограничивается пропускной способностью призабойной зоны, ствола скважины и газосборной сети. На основании результатов испытаний и тщательного анализа перечисленных факторов устанавливается и регулируется дебит всех эксплуатационных скважин.

Режим эксплуатации газовой скважины регулируют:

а) штуцерами, установленными для каждой скважины на групповых сборных пунктах или на устье скважины;

б) противодавлением газа в системе газосбора.

Установленный режим должен поддерживаться и систематически контролироваться геологической и технологической службами ГДУ. В случае нарушения установленного режима эксплуатации скважины следует принимать меры к его восстановлению.

режим фильтрация газ скважина

Список использованной литературы

1. Коротаев Ю. П. Эксплуатация газовых месторождений. М., Недра, 1975.

2. Куцын П. В., Эстрин Р. Я. Охрана труда и техника безопасности на газовом промысле. М., Недра, 1982.

3. Нефтяные и газовые месторождения СССР: Справочник. В двух книгах/ Под ред. С. П. Максимова. Книга вторая. Азиатская часть СССР. – М.: Недра, 1987.

4. Панов Г. Е. Охрана труда при разработке нефтяных и газовых месторождений. Учебник. М., Недра, 1982.

5. Разработка и эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений: Учебник для вузов/ Ш. К. Гиматудинов, И. И. Дунюшкин, В. М. Зайцев и др.; Под ред. Ш. К. Гиматудинова. – М.: Недра, 1988.

7. Энергетические ресурсы и нефтегазовая промышленность мира.

Лисичкин С. М. М.: Недра, 1974г.

Характеристики для расчета

Качественно решить вопрос о том, как узнать дебет скважины, позволяет учет следующего ряда факторов:

  • Расстояние между наивысшей точкой подъема воды и дном водозаборного канала.
  • Производительность насосного оборудования.
  • Статодинамические показатели.

Общий объем воды, который способен насос перекачать за определенное время, характеризует его мощность или производительную силу и определяется заводскими настройками. При этом данный показатель оборудования должен соответствовать характеристикам самой скважины, то есть в первую очередь возможностям ее водоснабжения.

Схема скважины с обозначением основных параметров

Схема скважины с обозначением основных параметров Источник burenie-chita.ru

Статический уровень воды в скважине – это максимальная высота подъема водного зеркала от дна водозаборного канала. Ее измерение осуществляется от поверхности воды до поверхности грунта. При этом прежде чем начать определение данной величины, скважина не эксплуатируется в течение нескольких часов – чтобы подземный водоносный слой пришел по возможности в свое естественное состояние.

Динамический уровень воды в скважине – что это такое с точки зрения выше рассмотренного состояния, позволяет понять, когда насосное оборудование постоянно работает. В таком случае отток воды наружу через трубопровод равен его притоку в канал из грунтовой толщи.

Важно! В отличие от статического уровня, динамический показатель водозаборного канала никогда не бывает постоянным. Так как производительность насосного оборудования может всегда измениться. Помпа может работать с разной интенсивностью – низкой, средней и высокой. При этом расстояние от водного зеркала до поверхности всегда будет разное.

Схема скважины с основными уровнями

Схема скважины с основными уровнями Источник moyaskvazhina.ru

komp.png

Как увеличить дебит скважины

Вы можете найти ряд статей о том, какими методами и как увеличить дебит скважины своими руками, но всех их объединяет одно — все это не работает.

Увеличение производительности скважины возможно только после завершения буровых работ. Метод увеличения дебита таков: буровики ставят насос в скважину, включают и выключают его, надеясь на извлечение из водоносов разрушенного известняка и бурового раствора. Сказать что это бесполезное занятие нельзя, изредка такие манипуляции помогают увеличить дебит скважины с 2 м3/час до 2.5 м3/час или даже до 3 м3/час.
Но эта методика работает только после бурения скважины, если же ваша скважина используется давно, а вода чистая и прозрачная, то водоносы уже промыты, здесь нет никаких резервов, дебит не увеличится.
Можно налить кислоты в скважину, чтобы разъело известняк и увеличило объем, но поможет это или нет — неизвестно.
Узнать больше о раскачке скважины можно в этой статье.

Если у вас малый дебит скважины и его недостаточно для водоснабжения дома, тогда нужно идти другим путем: нужно установить емкость на несколько м3 воды. В этот резервуар насос будет качать воду, независимо пользуетесь вы ей или нет, а из емкости, второй насос будет качать на все водопотребители. В итоге, у вас есть вода в нужном объеме в любое время.
Автоматизация при небольшом дебите расписана в этом материале.

Причины снижения дебета

Понижение значения дебета водозаборного источника возможен в силу следующего ряда причин:

  1. Забивка фильтрующего устройства.
  2. Порча ответственных за подачу воды элементов насосного оборудования.
  3. Сезонное понижение подземного уровня водоносного слоя.
  4. Выработка ресурсов водоносного горизонта.

Последние два случая неизбежны и независимы от человека. Повлиять на них никак невозможно. Другое дело, первые две причины – исправляются своевременной заменой фильтров, эксплуатационным обслуживанием и ремонтом, соответственно.

Фильтры для скважины

Фильтры для скважины Источник mozfiles.com

sposoby-kak-proburit-skvazhinu-svoimi-rukami-vruchnuyu-i-chto-dlya-etogo-nuzhno-124100.jpg

Как глубина погружения насоса влияет на производительность?

Погружные насосы, в соответствии с инструкцией, необходимо размещать, как можно дальше от скважинного фильтра. В то же время нормальное расстояние до статического водного уровня должно быть не менее 1 метра.

Внимание! Оптимальная глубина расположение насоса — точка наиболее интенсивного притока воды.

При этом выбирая, на какой глубине установить насосную станцию, следует учитывать, что производительность водозаборного источника снижается пропорционально удалению от дна. То есть, на глубине 40 метров, где в шахте расположен фильтр, выдача жидкости будет максимальной и по расчетам составит 3,6 м³/час.

Тогда как на глубине 28 метров выдача составит 1,8 м³/час, а на глубине равной статическому уровню дебит будет совсем небольшим. Чтобы обеспечить оптимальную производительность бытового водоснабжения, насос необходимо разместить на глубине от 28 до 35 м.

Как посчитать по формуле Дюпюи?

фото3

Стоит заметить, ее можно использовать только в условиях напорной воды. Также существует еще одно важное условие – процесс откачивания должен осуществляться исключительно с одним понижением. Формула Дюпюи для расчета запаса воды выглядит так: Q = S / S1 * Q1, где

  • Q1 – указывает на количество после окончания откачки.
  • S1 – указывает на удельное понижение уровня жидкости в процессе водозабора.
  • S – глубина зеркала.

Пример расчета объема скважины

К примеру, есть небольшое хозяйство с участком, где глубина залегания грунтовых вод до 50 м. В этом случае уместно использовать шахту диаметром 100 мм и погружной насос достаточной мощности. Применяем формулу V=0,785*D2*L и получаем расчет объема скважины 0,785*0,1002*50 = 0,3925 м3

Кроме того, можно рассчитать и истинный напор воды. Для этого объем умножается на расход. При этом полезно учитывать поправочные коэффициенты, которые зависят от структуры воды, вида почвы, ее загрязненности и т.п.

Видео о способе расчета дебита (производительности) скважины

Методы восстановления и повышения дебета

Чтобы полноценно пользоваться источником, недостаточно только знать, что такое статический и динамический уровень воды в скважине, нужно также уметь восстанавливать и при необходимости повышать его дебет. Если причина снижения этого показателя не связана с выше рассмотренными природными изменениями и выходом из строя оборудования, то основная причина кроется в заиливания канала. В этом случае применимы два восстановительных метода:

  • Действие компрессионно-дисперсионных сил.

В шахту опускаются специальные вибрационные механизмы, разрушающие иловые и глинистые отложения.

  • Разложение под действие химически агрессивных веществ.

В канал скважины загружаются специальные реагенты, активно разрушающие различные донные и настенные наслоения.

Видео о том, что такое дебит, как его рассчитать и какой насос установить в скважину:

Все выше рассмотренные способы направлены на восстановление со временем снизившегося, но изначально высокого показателя дебита. Однако бывают ситуации, когда его значения недостаточно с самого начала. В таком случае профессиональные специализированные компании устанавливают герметичный оголовок.

Суть технологии сводится к тому, что канал скважины заливается водой и сразу закрывается герметичным оголовком. Такой способ позволяет поднять статодинамический уровень, а значит, и производительность, только за счет исключения влияния атмосферного давления внутри шахты.

Видео о том, как увеличить дебит скважины:

kak-raskachat-skvazhinu-na-uchastke-podrobnaya-instruktsiya-dlya-samykh-rasprostranyennykh-sluchaev-699405.jpg

как определить дебит скважины на воду

Дебет скважины не должен быть меньше, чем производительность насоса. Иначе оборудование будет работать «всухую». Это рано или поздно приведет к его поломке. Нельзя покупать насос без запаса мощности.

Мы советуем устанавливать насосы мощностью на 10% больше, чем дебит. Запас нужен на случай сезонного увеличения количества воды. Покупать более мощную технику, чем требуется по расчетам, мы не рекомендуем. Это приведет к перерасходу электроэнергии.

13.10.2019 16:06:58

3976

Рекомендуемые статьи

Дебит скважины и производительность насоса

Нельзя допускать, чтобы дебит скважины был меньше производительности насоса, иначе насос выкачает всю воду и будет работать всухую. Защита от сухого хода не поможет, она будет постоянно срабатывать, и система будет работать не оптимально.
Также нельзя брать насос впритык, ровно такой же производительности, как и скважина, иначе он будет работать на грани то, что начнет подхватывать воздух.

Производительность глубинного насоса должна быть в районе 90% от дебита скважины. Это оптимальное сочетание.

Поделитесь статьей с друзьями:

Реальный дебит

В расчетах применяют понятие, как реальный дебит. Здесь, важно учитывать, что насос, независимо от мощности, не будет погружен ниже, чем фильтрационная зона.

Этот критерий рассчитывается просто, из учета расстояния до фильтрационной зоны, где разность статического и динамического уровня, умножается на значение удельного дебита. Реальный дебит, как правило, меньше. Его показания, относительно упрощенного дебита ниже, примерно, на 15-20 процентов.

Как восстановить дебит своими руками?

Существует два способа:

  1. Компрессионно-дисперсионный. Для этого необходимо опустить вибрационный агрегат. Под воздействием силовых волн все скопления грязи или других отложений начинают разрушаться. Это обеспечивает стабилизацию уровня жидкости.
  2. Химические реагенты. Суть их действия в том, что они проникают в щели, трещины и тому подобное. В результате этих действий все засорения разрушаются. Как следствие, щебенка или другой донный фильтр очищается. В некоторых случаях это содействует повышению среднего уровня воды.

Важно! Перед тем как приступить к работе, рекомендуется выполнить ряд действий, направленных на обследование количества и качества водоносного слоя. Также необходимо определить глубину насоса и зеркала воды.

Снижение дебита

Использование скважины показывает, что со временем объем воды может уменьшаться. Этому способствуют разные факторы вплоть до загрязнения, снижения наполняемости, уменьшение уровня питьевой воды под землей. Кольца устройства могут износиться, с чем рано или поздно столкнуться владельцы скважины на песке.

Если скважина находится еще на гарантии, то самое время вернуться к исполнителю услуги по бурению. Возможно, ваша скважина попала мимо водоносного слоя, либо она засорена. В таком случае демонтируют оборудование, принимают все возможные меры и в случае необходимости бурят новое отверстие в земле.

Рейтинг
( 1 оценка, среднее 5 из 5 )
Загрузка ...