Дебит

(от франц. debit — сбыт, расход * a. discharge, flow rate, yield, production rate; н. Forderrate, Zufluβrate, Entnahmerate, Ergiebigkeit; ф. debit; и. caudal de un pozo, rendimiento de un sondeo) — объём жидкости (воды, нефти) или газа, поступающий в единицу времени из естеств. или искусств. источника (колодца, скважины); измеряется л, м³, т в секунду, час, сутки. Для водозаборных скважин также используют термин "уд. Д. скважины" — объём продукта, выдаваемый скважиной при понижении уровня воды в ней на 1 м. Д. скважины — осн. показатель пром. ценности водоносных горизонтов и нефтегазоносных залежей. Д. скважин одного и того же м-ния могут изменяться в 50-100 раз, a Д. скважин, расположенных на разных участках одной и той же залежи, — в 5-10 раз. Hаибольший Д. скважин наблюдается при вскрытии высоконапорных водоносных горизонтов или продуктивных пластов нефти и газа c повышенной водо-, нефтегазоотдачей г. п., a также при больших запасах; он зависит также от диаметра эксплуатац. скважины. Д. скважины при откачке воды варьирует от неск. м³/сут до тысячи м³/сут и более, при откачке нефти от 1-2 т/сут и менее до 1500-3000 т/сут и более, a при фонтанировании скважины достигает 4000-5000 т/сут, при добыче газа — до десятков тыс. м³/сут.

Д. скважины на воду определяется коэфф. фильтрации водоносных пород, их мощностью, величиной понижения уровня (напора) воды в скважине, запасами воды в водоносном горизонте, a также конструкцией фильтра. Д. скважины на нефт. промыслах прямо пропорционален депрессии на пласт (перепаду между пластовым и забойным давлением), толщине пласта и его проницаемости и обратно пропорционален вязкости нефти. Oсн. факторы, определяющие Д. скважины, поддаются регулированию (напр., депрессия на пласт, варьирующая на разных м-ниях от 0,2 до 20 мПа). C целью увеличения Д. скважины проводится повышение или поддержание пластового давления в залежах путём нагнетания в них под давлением воды или газа. Cнижение забойных давлений в добывающих скважинах достигается увеличением диаметра штуцера или спуском в скважины насоса пониженной производительности. Bысокая вязкость нефти снижается прогревом пласта паром или горячей водой.

Д. скважины определяется дебитомерами разл. конструкций. Д. скважины — величина непостоянная во времени. Различают установившийся и неустановившийся Д. скважины; при наличии в нефти или воде большого кол-ва растворённого газа вначале получают завышенные значения Д. Нач. Д. скважины характеризует возможность добычи продукта из неистощённого пласта. Он сохраняется длит. время (до 3 лет), но по мере извлечения запасов нефти, обводнения добываемой продукции или истощения пластовой энергии начальный Д. скважины снижается до предела экономии, рентабельности эксплуатации скважины. По результатам наблюдений за изменением Д. скважины строят кривые его зависимости от времени, по к-рым с помощью матем. расчётов устанавливают коэфф. падения Д. скважины, используемый при подсчёте запасов.

М. Л. Сургучёв.