Методы увеличения дебита скважин

Обновлено: 07.07.2024

ЛЕКЦИЯ 16. МЕТОДЫ УВЕЛИЧЕНИЯ ДЕБИТОВ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

Отечественный и зарубежный опыт эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений показывает, что дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет внедрения методов интенсификации притока газа или улучшения техники и технологии вскрытия пласта. Обычно работы по интенсификации притока начинают тогда, когда месторождение вступает в промышленную разработку, хотя их можно проводить уже в период разведки и опробования горизонтов с целью определения их продуктивности.

К методам улучшения техники и технологии вскрытия пласта относятся мероприятия по сохранению начальных естественных фильтрационно-емкостных параметров призабойной зоны пласта.

Известно, что приток газа к забою скважин зависит от проницаемости пласта, его эффективной газонасыщенной толщины, депрессии на пласт, гидродинамического совершенства скважины. Перечисленные параметры в процессе эксплуатации скважин можно менять, кроме газонасыщенной толщины пласта. Наибольшее распространение имеют методы интенсификации притока газа за счет снижения фильтрационного сопротивления движению газа в призабойной зоне пласта. Это возможно благодаря образования новых каналов, каверн и трещин в ней. Дебит скважин в результате воздействия на призабойную зону пласта может увеличиться в два-три раза при постоянной депрессии на пласт.

Известны следующие методы воздействия на призабойную зону пласта:

ФИЗИКО-ХИМИЧЕСКИЕ: солянокислотная обработка (СКО); термокислотная обработка (ТКО), обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ), осушка призабойной зоны сухим газом, метанолом.

МЕХАНИЧЕСКИЕ: торпедирование, гидравлический разрыв пласта (ГРП), гидропескоструйная перфорация (ГПП), ядерный взрыв, обычный взрыв.

КОМБИНИРОВАННЫЕ: ГРП+СКО; ГПП+СКО.

При выборе метода необходимо располагать комплексом данных промыслово-геофизических исследований скважин, знать коллекторские свойства пласта, его мощность, свойства глинистого раствора, примененного при вскрытии продуктивного пласта.

Необходимо учитывать расстояние скважины до контура питания и расстояние от нижних перфорационных отверстий до газоводянного контакта. На выбор метода влияет величина пластового давления, остаточные запасы газа, очередность проведения операций в том или ином пласте-коллекторе, неоднородность пласта вдоль разреза.

Эффективность проведенного 1 метода воздействия на призабойную зону пласта определяется изменением коэффициентов А и В в уравнении притока газа. Уменьшение коэффициента А является показателем увеличения проницаемости призабойной зоны пласта.

36. Технология проведения некоторых методов воздействия на призабойную зону пласта

Солянокислотная и термокислотная обработки дают хорошие результаты в слабопроницаемых карбонатных породах (известняках, доломитах) и песчаниках с карбонатным цементирующим веществом. В песчаниках с глинистым цементирующим материалом эффективна обработка соляной и плавиковой (фтористоводородной) кислотами. Соляная кислота растворяет карбонатные породы, выделяя твердый растворимый осадок, воду, углекислый газ. При этом происходят, следующие химические реакции:

Для предотвращения коррозии металлического оборудования в процессе СКО используют вещества, называемые ингибиторами коррозии, в качестве которых применяют формалин (СНО), уникол ПБ-5, сульфанол, дисолван 4411. Дозировка ингибиторов составляет обычно 0,05-0,25% от объема раствора соляной кислоты. Так, коррозионное действие раствора 10% соляной кислоты после добавки уникола снижается:

при дозировке 0,05% - в 15 раз;

при дозировке 0,5% - в 42 раза.

В скважину нагнетается 0,5 - 4,0 м 3 кислоты на 1 метр фильтра с помощью специальных цементированных агрегатов ЦА-300, ЦА-320М, 2АН-500, смонтированных на автомашине КрАз - 219. Время реакции кислоты с момента окончания закачки не должно превышать 6-8 часов. При кислотной обработке скорость реакции пропорциональна концентрации кислоты и температуре и обратно пропорциональна давлению.

Технология кислотных обработок включает следующие операции:

- интенсивную промывку забоя и фильтра продавочной жидкостью с целью их очистки;

- кислотную ванну для разрушения и удаления глинистой корки и очистки устья трещин;

- промывку забоя и фильтра после выдержки кислоты на реакции;

- закачку и продавку в пласт всего запроектированного объема кислоты;

- освоение и ввод скважины в эксплуатацию.

Результаты обработки проверяют по данным исследования скважины на установившихся режимах фильтрации до и после обработки, а также по суммарному количеству газа, добытого из скважины за определенное время после обработки ее кислотой.

Методы механического воздействия - торпедирование, ГРП, ГПП, ядерные взрывы - обычно применяют в пластах, сложенных крепкими, плотными породами, имеющих слабую проницаемость, малую пористость, но высокие пластовые давления. Наиболее распространенным является гидравлический разрыв пласта. ГРП предполагает создание на забое скважины давления, которое в 1,5 -. 2 раза превышает гидростатическое. ГРП приводит к раскрытию имеющихся в пласте трещин или образованию новых при помощи закачки в скважину жидкости разрыва под высоким давлением и к удержанию их в раскрытом состоянии за счет закачки в образовавшиеся трещины жидкости с песком. ГРП проводят при помощи агрегатов 2АН-500, 4АН-700, развивающих давление соответственно до 50 и 70 МПа. В промытую скважину спускают НКТ диаметром 76 или 102 мм, по которым жидкость разрыва подают на забой. Для предохранения обсадной колонны от воздействия высокого давления над пластом устанавливают разобщитель - пакер. Устье скважины оборудуют специальной головкой, к которой подключают агрегаты для нагнетания жидкости. Момент разрыва пласта фиксируется по значительному увеличению приемистости скважины или резкому снижению давлению нагнетания.

После разрыва в пласт нагнетают жидкость - песконоситель, следом за которой в скважину закачивают продавочную жидкость. В дальнейшем скважину промывают, очищают от песка, осваивают. Эффективность определяется проведением исследований скважины на приток до и после обработки. При первом ГРП в образующиеся трещины закачивают до 5-6 тонн песка, при последующих до 20 тонн.

Устье скважины при гидропескоструйной перфорации оборудуют стандартной фонтанной арматурой или специальной головкой, применяемой при ГРП. Для прокачки песчаножидкостной смеси используют насосные агрегаты 2АН-500 или 4АН-700, а также цементировочные агрегаты. Готовят песчано-жидкостную смесь в пескосмесительных агрегатах ГПА, ЗПА и др.

Эффект от проведения гидропескоструйной перфорации по отдельным скважинам сохраняется от нескольких месяцев до многих лет.

Подземный ядерный взрыв - один из эффективных путей повышения дебитов газовых скважин для коллекторов с низкой проницаемостью

При взрыве заряда выделяется огромная энергия, создаются очень высокие давление и температура, возникают мощные волны: ударные, сжатия, сейсмические. Взрыв длится менее микросекунды. Одна килотонна мощности взрыва эквивалента энергии взрыва 1000 тонн тринитротолуола. При взрыве горная порода испаряется и образуется каверна больших размеров, которая затем заполняется обрушившимися сверху породами и образуется "Труба обрушения". Она имеет цилиндрическую форму диаметром, равным образовавшейся каверне. В США для повышения добычи газа были проведены ядерные взрывы, результаты которых показаны в табл.2.

Параметры	Месторождение Сан-хуан	Месторождение Рулисон
Глубина пласта, м
Пористость,%
Проницаемость, Дарси	0,175	0,1
Мощность заряда, кг
Радиус каверны, м
Высота каверны, м
Радиус зоны трещин, м

Радиоактивного заражения воздуха не обнаружено. С помощью ядерного взрыва можно существенно увеличить коэффициенты газоотдачи, сократить срок разработки месторождения, уменьшить число эксплуатационных скважин.

ЛЕКЦИЯ 17. ПОДГОТОВКА ГАЗА К ТРАНСПОРТУ

37. Сбор и транспорт газа на месторождениях

На каждом газовом месторождении имеется определенное количество эксплуатационных скважин, расположенных по всей площади и предназначенных для добычи газа и конденсата. Для получения товарного газа продукцию всех скважин необходимо собрать, провести сепарацию по разделению газа, воды, конденсата, очистить от механических примесей, т.е. газ нужно собрать и подготовить к дальнему транспорту. Весь названный комплекс работ выполняет система сбора, подготовки и транспорта газа.

Система включает в себя: межпромысловые и внутрипромысловые газопроводы различного назначения (шлейфы эксплуатационных скважин, газосборные коллекторы, ингибиторопроводы); пункты промыслового сбора и подготовки газа и конденсата, называемые УКПГ - установки комплексной подготовки газа.

При разработке газовых месторождений с незначительным содержанием конденсата в пластовом газе применяют 4 схемы внутрипромыслового сбора газа: линейную, кольцевую, лучевую, групповую. Названные схемы сбора газа обусловлены: формой площади месторождения, числом и размещением эксплуатационных скважин, числом объектов эксплуатации, составом газа, методами промысловой обработки газа (Рис. 21,22,23,24).

Приведенные схемы сбора газа имеют общие недостатки:

- промысловое оборудование расположено на значительной территории месторождения;

- требуется большое число квалифицированного персонала для обслуживания промысловых сооружений;

- значительная длина промысловых дорог, металлоемкость коммуникаций водоснабжения, теплоснабжения, доставки реагентов;

- сложность внедрения автоматизации производства.

В последнее время на месторождениях газа в Западной Сибири широкое распространение получила групповая схема сбора газа и конденсата.

При такой схеме газ от группы скважин (6-12-24 и более) без дросселирования на устье по шлейфам высокого давления поступает на УКПГ, где осуществляется его сепарация, осушка, очистка от механических примесей, предупреждение гидратообразования, делаются замеры дебитов.

Каждая УКПГ подключается к промысловому газосборному коллектору, по которому подготовленный газ попадает в магистральный газопровод. Количество УКПГ на месторождении зависит от размера газоносной площади и ее формы, от дебитов, давлений и температур газа на устьях скважин.

Рис. 21. Линейная схема

Применяется при вытянутой площади месторождения

Рис. 22. Лучевая схема

Применяется при раздельной эксплуатации самостоятельных объектов с различными пластовыми давлениями и разным составом пластового газа.

Рис. 23. Кольцевая схема

Применяется на больших по размерам площадях газоносности и с большим числом скважин.

Рис. 24. Групповая схема

При групповой схеме сбора большинство операций, в том числе управление работой скважин, производится централизовано. Следовательно, она более экономична, менее металлоемкая. Требуется меньше затрат на водопроводы, котельные установки, линии электропередач, снижается численность обслуживающего персонала.

Для расчета пропускной способности промысловых газосборных коллекторов (шлейфов от скважин до УКПГ) используют формулу

где - относительная плотность газа;

L - длина газосборного коллектора;

- коэффициент гидравлического сопротивления;

Д - внутренний диаметр газосборного коллектора;

Е - поправочный коэффициент. Остальные обозначения известны.

Обычно внутренний диаметр шлейфа единичной скважины равен 102 мм, 125 мм, 150 мм. При движении газа с куста скважин до установки (УКПГ) диаметр выкидной линии равен 200, 325, 423 мм. Внутренний диаметр газосборного промыслового коллектора изменяется от 500 до 1420 мм.

Внутренний диаметр шлейфа определяется из расчета на максимальный дебит скважины. Потери давления не должны быть больше 0,05-0,1 МПа на 1 км длины шлейфа.

Давление в любой точке линейного участка газопровода может быть определено по формуле

где X - расстояние от начала газопровода;

L - его длина;

, - давление в начале и конце газопровода.

Поддается расчету и температура в любой точке газопровода. В зависимости от расхода газа, перепада давления, теплофизических свойств грунта, самого газа температура газа в любой точке определяется по уравнению

где - температура газа в начале газопровода, °С;

- температура грунта на глубине заложения трубы, °С.

- коэффициент Джоуля-Томсона, С/кгс/см 2 ;

- теплоемкость газа при P=const, ккал/кг·град;

Q - массовый расход газа кг/час.

38. Выбор способа подготовки газа к дальнему транспорту

Природные газы, добываемые на месторождениях России, транспортируются на большие расстояния до потребителей по магистральным газопроводам, пересекающим различные природно-климатические зоны. В связи с этим особое значение приобретают вопросы качественной подготовки добываемого углеводородного сырья к транспортировке. Природные газы должны отвечать требованиям, определяющим их транспортную кондиционность. Эти требования установлены отраслевым стандартом ОСТ 51.40-83.

1. Точка росы по воде и тяжелым углеводородам при давлении 55 кгс/см 2 должна быть:

зимой (I.X - 30.IV) - 20 °С; летом (I.Y - 30. IX) -10 °С.

2. Содержание механических примесей в 1000 м 3 газа должно быть не более 1,0 гр.

3. Содержание сероводорода в 1000 м 3 газа должно быть не более 2,0 гр.

4. Содержание кислорода по весу газа должно быть не более 1,0 %. Кроме газа продукцией газоконденсатного месторождения является

сырой конденсат. Под сырым конденсатом подразумевают углеводороды в жидком состоянии с растворенными в них газообразными компонентами ( , , С₃Н₈, С₄Н₁₀) при Р=0,1 МПа и t=20 °C. Стабильный конденсат состоит только из жидких углеводородов . Из конденсата получают бензин, дизельное топливо, растворители. Поэтому он подлежит отделению при подготовке газа как ценнейшее сырье.

В зависимости от состава и объема добываемой продукции, термодинамических условий поступления ее на установки подготовки газа, требований потребителя к качеству газа и конденсата на месторождениях применяют в основном три способа обработки газа:

- низкотемпературную сепарацию (НТС);

- абсорбцию (жидкостная осушка);

- адсорбцию (осушка твердым сорбентом).

Могут осуществляться также комбинированные способы разделения газов путем сочетания сорбционных методов с предварительным охлаждением газа и сорбента.

При подготовке газа к дальнему транспорту применяются несколько разновидностей технологических установок, основными из которых являются:

- установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом за счет редуцирования газа высокого давления и предварительного охлаждения газа в теплообменниках;

- установки низкотемпературной сепарации, работающие на холоде, получаемом в специальных холодильных машинах;

- установки абсорбционной (гликолевой) осушки газа;

- установки адсорбционной осушки газа твердым сорбентом;

- установки с рециркуляцией обезжиренного газа, применяемые для максимального извлечения конденсата (сайклинг-процесс).

На чисто газовых месторождениях применяются абсорбционные и адсорбционные установки. Они дают точку росы до минус 25° С и ниже. На газоконденсатных месторождениях с содержанием конденсата 100 г/м 3 применяются НТС с собственным холодом. На газоконденсатных месторождениях с содержанием конденсата более 100 г/м 3 . применяют НТД-низкотемпературную абсорбцию. Сорбентом используют углеводородные жидкости. Окончательный выбор способа подготовки газа осуществляется на основании технико-экономических расчетов.

Тема 10. Методы увеличения дебитов скважин

Извлечение нефти из пласта и любое воздействие на него осуществляются через скважины. Призабойная зона скважины (ПЗС) - область, в которой все процессы протекают наиболее интенсивно. Здесь как в единый узел сходятся линии токов при извлечении жидкости или расходятся - при закачке. Здесь скорости движения жидкости, градиенты давления, потери энергии, фильтрационные сопротивления максимальны. От состояния призабойной зоны пласта существенно зависит эффективность разработки месторождения, дебиты добывающих скважин, приемистость нагнетательных и та доля пластовой энергии, которая может быть использована на подъем жидкости непосредственно в скважине.

Для снижения фильтрационных сопротивлений необходимо осуществлять мероприятия по воздействию на ПЗС для повышения проницаемости, улучшения сообщаемости со стволом скважины и увеличению системы трещин или каналов для облегчения притока и снижения энергетических потерь в этой ограниченной области пласта.

Все методы воздействия на ПЗС можно разделить на три основные группы: химические, механические, тепловые.

Химические методы воздействия целесообразно применять только в тех случаях, когда можно растворить породу пласта или элементы, отложение которых обусловило ухудшение проницаемости ПЗС, как например, соли или железистые отложения и др. Типичным методом воздействия является простая кислотная обработка.

Механические методы воздействия эффективны в твердых породах, когда создание дополнительных трещин в ПЗС позволяет приобщить к процессу фильтрации новые удаленные части пласта. К этому виду воздействия относится ГРП.

Тепловые методы целесообразны только в тех случаях, когда в ПЗС произошло отложение твердых или очень вязких углеводородов, таких как парафина, смол, асфальтенов, а также и при фильтрации вязкой нефти. К этому виду воздействия относятся прогревы ПЗС глубинным электронагревателем, паром или другими теплоносителями.

Существуют разновидности методов воздействия на ПЗС, которые сочетают характерные особенности перечисленных трех основных. Например, термокислотная обработка скважин сочетает в себе как химическое воздействие на породу пласта, так и тепловое воздействие в результате выделения большого количества теплоты при химической реакции со специально вводимыми веществами и т. д.

Таким образом, выбор метода воздействия основывается на тщательном изучении термодинамических условий и состояния ПЗС, состава пород и жидкостей, а также систематического изучения накопленного промыслового опыта на данном месторождении.

2. Химические методы увеличения дебита скважин.

Обработка скважин соляной кислотой нашла наиболее широкое распространение вследствие своей сравнительной простоты, дешевизны и часто встречающихся благоприятных для ее применения пластовых условий.

В нефтесодержащих породах нередко присутствуют в тех или иных количествах известняки, доломиты или карбонатные цементирующие вещества. Такие породы соляная кислота хорошо растворяет.

К раствору соляной кислоты (НСl) добавляют следующие реагенты:

1. Ингибиторы - вещества, снижающие коррозионное воздействие кислоты на оборудование. Обычно ингибиторы добавляются в количестве до 1 % в зависимости от типа ингибитора и его исходной концентрации. В качестве ингибиторов используют: формалин (0,6%), снижающий коррозионную активность в 7 - 8 раз; уникол - липкую темно-коричневую жидкость (например, уникол ПБ-5) (0,1 %), снижающую коррозионную активность в 15 раза.

Что такое дебит скважины, как его увеличить своими руками

Источник имеет ряд важных технических характеристик. Одна из них – дебит скважины. Определить его необходимо задолго до того, как начинаются работы по изготовлению источника.

Что это такое?

Это величина производительности источника. Она указывает на реальный объем жидкости, который фактически готова выдать шахта. Измеряется такими показателями:

Глубинной помпой вода закачивается из обсадной трубы. В нее жидкость поступает из водоносного слоя. Понятное дело, что ее запас имеет предел. Поэтому дебет указывает на тот объем, который источник готов выдать за определенную единицу времени.

Необходимые характеристики

Чтобы знать, как правильно рассчитать дебит скважины, необходимо понять особенности уровня воды, он бывает:

динамическим;
статическим.

Статический и динамический уровни

Определить статический возможно в момент, когда из скважины процесс откачки не осуществляется. Необходимо оставить шахту в покое на несколько часов. Благодаря этому точка воды будет находиться на максимально высокой отметке. Измерения осуществляются до поверхности грунта и от зеркала воды в метрах.

Динамическая величина нестабильная. Отталкиваясь от условия использования источника, показатель будет постоянно изменяться. При откачке объем уменьшается. Если мощность помпы рассчитана так, что скорость откачки воды не превышает возобновление из водоносного слоя, то она восстановится. Динамическим водяным уровнем будет отметка глубины зеркала, на которой она удерживается при водозаборе с определенной скоростью.

Важно! Вычислить точный динамический показатель нереально, ведь он во многом будет зависеть от производительности и мощности используемого скважинного насоса.

Эта единица измерения нужна, чтобы четко понимать, на какую глубину допускается погружать помпу.

Процесс измерения осуществляется в два захода. Применяется интенсивный и средний водозабор. Так, первые измерения выполняете спустя один час, когда помпа непрерывно работает. За счет этого вы сможете узнать разницу, в период между интенсивным и средним водозабором. В оптимальном варианте хорошо, когда разница минимальная.

В основе вычисления также лежит формула, которая выглядит следующим образом: V * Hв / Hдин – Hстат, где

V – в момент измерения динамического показателя при интенсивном водозаборе.
Hв – указывает на высоту горизонтального водяного столба, который находится внутри обсадной колонны.
Hдин – динамический.
Hстат – статический.

Однако здесь может быть погрешность. Чтобы свести ее к минимуму, необходимо определить удельный объем, и у вас появится реальная возможность сделать расчет максимально точным.

Удельный дебит

Это то количество воды, которое шахта способна выдать при условии понижения уровня жидкости на 1 метр. Перед тем как его определить, необходимо дать время, чтобы источник заполнился и поднялся до статической отметки.

Далее необходимо интенсивно выполнить забор воды. При этом ускорение должно повышаться в отличие от предыдущего водозабора. Затем повторно проверяете динамический показатель. На практике все может выглядеть следующим образом.

Измерить и рассчитать удельный запас можно при помощи следующей формулы: Du = V2 – V1 / H2 – H1. Расшифровка выглядит следующим образом:

H1 – показатель при менее интенсивной откачке. Указывает на уменьшение столба.
H2 – показатель при сильной интенсивности водозабора. Указывает на уменьшение столба.
V1 – определяет интенсивность при первом заборе. Указывает на меньшую величину.
V2 – определяет интенсивность при втором водозаборе. Указывает на большую величину.

Реальный

Исходя из значения удельного запаса, можно выяснить реальный. Определение фактического дебита скважины осуществляется по такой формуле: D = (Hf – Hst) * Du. Она имеет следующее обозначение:

Du – удельный объем.
Hst – статический показатель.
Hf – верхний уровень фильтровой точки.

Получившееся значение может оказаться в два раза меньше. И при определении объема именно на него и следует ориентироваться. Так вы узнаете, хватит ли вам этой производительности для всех домашних и хозяйственных нужд или нет.

Как определить?

Посчитать его можно двумя простыми способами:

В источник погружаете помпу высокой производительности. Включаете ее и полностью откачиваете воду. Ваша задача – определить реальное ее количество. В качестве мерила лучше использовать большую емкость. Также можно посмотреть технические характеристики насоса по паспорту. Вас будет интересовать, какой объем воды насос способен прокачать за определенную единицу времени. Так, вам необходимо засечь время начала откачки и ее окончания. Этот уровень будет называться статическим. Вам необходимо разделить количество всей перекачанной жидкости на потраченное время. Вот вы и получите объем источника.
Такой метод подразумевает погружение насоса на самое дно. При этом помпа должна иметь такую производительность, которая будет отвечать потребностям в частном доме. В процессе откачки вам следует контролировать степень падения жидкости. Необходимо дождаться момента, когда он стабилизируется, то есть успевать восстанавливаться и удерживаться на одном уровне. Этот показатель называется динамическим.

Определить удельный объем можно так: делите разницу между динамическим и статическим уровнем. То есть это показатель отдачи при понижении уровня воды на один метр. Чтобы узнать реальный объем, для этого высоту водяного столба умножаете на статический уровень и на удельный. Вы сможете определить потенциальную возможность источника, а именно подобрать насос, который будет откачивать воду с такой же скоростью, с какой она поступает.

Расчет дебита артезианки

Реальный пример. За основу возьмем следующую формулу: D = H * V / (Hд – Hст), где

Нд и Нст – указывается динамический и статический показатель.
Н – высота столба артезианской скважины.
V – показатель производительности насоса.

Итак, в нашем случае водозабор имеет глубину 50 метров, а насос производительность 2 м 3 /час. После измерений статический уровень 30 метров, а динамический 37 метров. Водяной столб определяем так: 50 (глубина водозабора) – 30 (стат. ур.) = 20 метров. Выполнив все вычисления по формуле, мы получаем, что в час он составляет 5,6 м 3 .

Как посчитать по формуле Дюпюи?

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.

Почему снижается?

Существует несколько причин, почему максимальный уровень объема снижается, три часто встречаемые:

Источник заилился. Основная причина этому в том, что абиссинский колодец, на известняк или другой вид, бурили непрофессионалы. Важно соблюдать особую технологию, чтобы исключить фактор заиливания.
Водоносный пласт исчерпал свои ресурсы. Причиной этому может быть то, что недалеко от вас кто-то пробурил скважину глубже. Допустим, у вас она имеет глубину до 25 метров с дебитом, которого вполне хватит для небольшого домика. А поблизости построили коттеджный поселок, который данный объем не удовлетворяет. Они решили бурить глубже. Как следствие, питание прекратилось, так как вода ушла глубже. А иногда ресурс источника исчерпывается по причине особенности геологии вашего региона или сильной засухи и прочее.
Фильтр скважины на песок забился глиной. Это сильно сказывается на среднесуточной норме, которую будет выдавать источник.

Как восстановить дебит своими руками?

Существует два способа:

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.
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.

Как увеличить дебит?

Если ранее объем был нормальный, но постепенно стал уменьшаться и теперь необходимо его повысить. Существует несколько технологий. Для начала стоит провести более простые действия, например по прочистке обсадной колоны. Возможно, стоит расширить ее от различных отложений.

Важно! В процессе прочистки шахты насос необходимо поднять на поверхность.

Плюс ко всему влиять на уменьшение запаса жидкости может забившийся фильтр, поэтому его также стоит почистить. А в некоторых случаях виновником всего является насос. Выяснить это можно, если динамический уровень упал и нет желаемой производительности.

Кроме всего прочего, дебит может увеличиться, если использовать следующие технологии:

Как правильно увеличить дебит скважины

В загородных домах для обеспечения водоснабжения очень часто используются скважины на воду. Максимальное количество жидкости, которое извлекается из скважины за один временной промежуток (1 минута, 1 секунда и т.д.) называется дебит скважины.Величина этого показателя может меняться в зависимости не только климата местности и времени года, но и от условий использования скважины.

Прочистка скважины от песка.

Подготовка скважины

Определение уровня дебита скважины должно осуществляться с учетом необходимого количества воды, которое будет применяться для водоснабжения дома. Для этого нужно определиться с количеством всех кранов и приборов, потребляющих воду в доме и на прилегающем участке. Ориентировочно это количество принимается равным 0,5-0,6 куб.м на один прибор водопотребления.

Статический и динамический уровень воды в скважине.

После того как будет определено необходимое количество потребляемой воды, можно приступать к бурению скважины.

После окончания бурения скважины на воду ей необходимо выстояться в течение 5-7 дней. Далее, нужно провести замеры уровня, на котором находится вода в эксплуатационной трубе.

Столб жидкости без учета откачки будет считаться статическим уровнем. Если во время непрерывного отбора вода будет менять свое зеркало, то это будет считаться динамическим уровнем.

В том случае, если забор жидкости не будет превышать ее потребление, то через несколько дней уровень зеркала стабилизируется на определенной отметке.

Очистка скважины при помощи насоса.

Если подготовленная скважина/колодец будет правильно эксплуатироваться, т.е. не будет нарушаться ее производительность, то она прослужит долго. Для этого необходимо выполнять периодический контроль напора воды. Он должен осуществляться не реже, чем 1 раз в 3 месяца.

Для этого необходимо запастись секундомером и заполнить мерную емкость. Такое действие нужно выполнять 10-15 раз. Если после каждого включения вода будет медленнее заполнять емкость, значит, дебит скважины уменьшился.

Если произошло уменьшение заданного дебита, необходимо принять меры для его увеличения. Но прежде нужно извлечь насос и произвести замер уровня жидкости. Подобный замер можно выполнять с помощью троса, на конце которого будет закреплен груз. В том случае, если уровень будет ниже расчетного, то первым делом необходимо произвести замену фильтров. Если эти действия не привели к желаемому результату, то необходимо применить ряд мер, которые помогут увеличить дебит.

Увеличение дебита

Вибрационное воздействие на водоносный пласт.

Для того чтобы произвести очистку скважины, имеются различные инструменты, представляющие собой конструкции из металлических ершей и пробок. Но кроме них существуют и другие методы для увеличения дебита, среди которых можно перечислить следующие:

Промывка фильтров.
Метод свабирования.
Импульсивный метод.
Способ электрогидравлического удара.
Пневмоимпульсный способ.
Вибрационный способ.

При помощи промывки осуществляется обработка фильтров изнутри. Для этого применяются специальные водяные смеси, которые выполняют растворение железистых отложений. Благодаря этому жидкость начинает опять беспрепятственно двигаться по обсадной трубе. Такой метод иначе называют реагентным, поскольку в состав жидкости добавляются различные активные реагенты. Количество и состав реагента должен подбираться индивидуально.

Способ увеличения дебита скважины при помощи желонки.

Чтобы увеличить дебит на скважине, можно воспользоваться импульсивным методом, который осуществляется с помощью выполнения взрывов в колонне. Для этого применяется специальный детонирующий шнур, вследствие взрыва которого происходит большое выделение энергии. Эта энергия преобразуется в газ, обладающий высоким давлением. Более того, ударная волна вызовет разрушение всех ненужных образований.

Применение электрогидравлического удара для увеличения дебета тоже является весьма эффективным средством. При использовании этого способа образуются электромагнитные разряды, которые разрушают кальматирующие образования.

При помощи пневмоимпульса в фильтрах на скважине создаются упругие колебания, которые приводят к образованию воздушного пузыря с повышенным давлением в фильтре. Этот пузырь позволяет разрушить различные минеральные образования.

Вибрационный или звуковой способ увеличения дебита основывается на использовании давления импульса, который имеет заданную частоту.

Увеличение дебита скважины является серьезной задачей, которая помогает получить в доме необходимое количество воды.

Более того, такая вода не будет обладать различными посторонними включениями и позволит применять ее в пищевых целях.

Добыча нефти и газа

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Способы увеличения дебита

Способы увеличения дебита

Дебит отдельных скважин можно в значительной мере увеличить за счет как внедрения методов интенсификации притока газа, так и улучшения техники и технологии вскрытия пласта усовершенствования о

борудования, используемого при эксплуатации скважин.

Методы интенсификации притока газа к забою скважины и ограничения на их применение.

* гидравлический разрыв пласта (ГРП) и его различные варианты - многократный ГРП, направленный ГРП, ГРП на солянокислотной основе и т.д.;

* соляная обработка и её варианты;

* гидропескоструйная перфорация и её сочетания с ГРП и соляной обработкой.

Методы интенсификации не рекомендуется проводить в скважинах с нарушенными эксплуатационными колоннами; с колоннами некачественно зацементированными; в обводнившихся скважинах или в тех, которые могут обводниться после проведения в них работ по интенсификации; в приконтурных скважинах и в скважинах, вскрывших маломощные (2-5м) водоплавающие залежи.

Работы по интенсификации на газовых месторождениях, как правило, начинают тогда, когда месторождение вступает в промышленную разработку.

Более рационально их проводить на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации.

Добыча нефти и газа

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Методы увеличения предельного безводного дебита qпр

Методы увеличения предельного безводного дебита qпр

Способы увеличения безводного дебита: отыскание оптимальной величины вскрытия газоносного пласта, соответствующий максимальному, безводному дебиту; создание искусственных непроницаемых экранов между ГВК и нижним интервалом перфорации.

Увеличение Qпр путём отыскания hопт При вскрытии газоносного пласта с подошвенной водой производительность вертикальной скважины зависит от степени вскрытия пласта и расстояния от забоя до ГВК. При этом, чем меньше степень вскрытия, тем больше влияние несовершенства скважины на её производительность. При небольших степенях вскрытия пласта влияние несовершенства на производительность существеннее, чем влияние депрессии на пласт. Поэтому естественно, что существует некоторая величина вскрытия, зависящая от параметров пласта и свойств газа и воды, при которой скважина дает максимальный безводный дебит.

На всех кривых зависимостей Qпр от `h (рис.4.13), построенных для изотропного и анизотропного пластов с неподвижным и подвижным ГВК, имеется точка, соответствующая максимальному значению Qпр . Значение `h в этих точках соответствует оптимальной величине вскрытия пласта. Величину hвс,опт можно определить двумя способами: аналитическим и графоаналитическим.

При аналитическом способе неизбежны допущения, которые снижают точность искомой величины. Поэтому лучше определять оптимальную толщину вскрытия hопт графоаналитическим методом.

Подъём ГВК в процессе разработки приводит к непрерывному уменьшению газонасыщеной толщины пласта Для заданного вскрытия пласта hвс уменьшение во времени газонасыщенной толщины приводит к увеличению значения относительного вскрытия. Поэтому величина вскрытия, являющаяся в начале разработки оптимальной, становится неоптимальной (перемещается вправо от оптимума) и предельный, безводный дебит резко снижается. Это означает, что каждой текущей толщине газоносного пласта h(t) соответствует своя оптимальная величина вскрытия. При этом относительная величина оптимального вскрытия остается постоянной величиной (рис.4.15). С увеличением времени t, т.е. с уменьшением h(t), установленная вначале hопт растет и стремится к `h=1. При подъеме ГВК установленная вначале hопт через некоторое время оказывается в обводненной зоне, и поэтому безводный дебит равняется нулю. Это означает, что каждой текущей толщине газоносного пласта h(t) соответствует своя оптимальная величина вскрытия. При этом для заданного пласта с неизменными, кроме толщины, параметрами оптимальная величина вскрытия при учете изменения h(t) остается постоянной, как это показано кривой 2 на рис. 4.15. Приведенные закономерности указывают на то, что необходимо синхронное с подъёмом ГВК уменьшение вскрытой толщины пласта с целью обеспечения оптимального вскрытия в течении всего периода разработки.

Увеличение Qпр путём создания непроницаемого экрана. Создание непроницаемого экрана (рис. 4.16) между нижним интервалом перфорации и ГВК затрудняет прорыв в скважину конуса воды, вершина которого находится непосредственно подо дном. Уровень ГВК даже на небольшом расстоянии от ствола скважины намного ниже, чем непосредственно у ствола, что связано с распределением давления в пласте работающей скважине. Следовательно, создание искусственного непроницаемого экрана позволяет существенно снизить опасность обводнения, продлить продолжительность безводной эксплуатации скважины и увеличить саму величину дебита в несколько раз.

Материалы, из которых изготавливаются экраны. Специальные смолы

Размеры экрана. Характер изменения величины Qпр, соответствующей оптимальной толщине вскрытия, от радиуса непроницаемого экрана Rп показан на рис 4.17. Видно, что изменение радиуса до 50м приводит к росту Qпр в 8 раз. Наибольшее изменение Qпр происходит в области изменения размера экрана до 10м. Далее темп роста Qпр значительно снижается. Кроме того , при величине вскрытия, не превышающей половины толщины газоносного пласта, создание экрана больших размеров, кроме экономической нецелесообразности, приводит к потере энергии пласта. Поэтому целесообразно создавать перегородки радиусом не более 10м.

Толщина непроницаемого экрана практически не влияет на величину допустимой депрессии на пласт и на Qпр. При небольшой толщине газоносного пласта толщину экрана можно свести к минимуму.

В неоднородных по мощности и по площади пластах возможно отклонение от цилиндрической формы экрана.

Добыча нефти и газа

Вы здесь: Разработка нефтяных и газовых месторождений Способы увеличения дебита

Способы увеличения дебита

борудования, используемого при эксплуатации скважин.

Методы интенсификации притока газа к забою скважины и ограничения на их применение.

* соляная обработка и её варианты;

* гидропескоструйная перфорация и её сочетания с ГРП и соляной обработкой.

Более рационально их проводить на стадии разведки и опытно-промышленной эксплуатации.

Читайте также: