Дебит скважины

Путь наверх

В ХХ столетии добыча углеводородов определила бурное технологическое развитие многих промышленных отраслей. В свою очередь, продолжают совершенствоваться и сами технологии добычи. Сегодня нефтяники умеют извлекать на поверхность содержащуюся в коллекторе жидкость эффективно и быстро

От фонтана до насоса

На этапе, когда разработка месторождения только начинается, нефть в пласте находится под большим давлением, и если внутренней природной энергии пласта оказывается достаточно, для того чтобы поднять нефть на поверхность, то говорят о фонтанном способе добычи. По мере истощения пластовой энергии фонтанирование скважин прекращается и возникает необходимость в механизированной добыче нефти. Фонтанирование можно вызывать и искусственно, поддерживая или увеличивая пластовое давление с помощью закачки в пласт различных жидких и газообразных агентов (заводнения). Искусственное поддержание пластового давления применяется и при механизи рованной добыче. Заводнение принято относить ко вторичным методам добы чи. В этом случае речь, как правило, идет о закачке в пласт самых естественных агентов — воды или природного газа. Но есть и другие способы воздействия на пласт, например, горячим паром, растворами различных химических соединений, кислотами. Их применяют на последней стадии разработки залежи и относят к третичным методам добычи. Третичная добыча предполагает массированное воздействие на пласт и существенное изменение характеристик пласта или содержащихся в нем флюидов. Решение, довольствоваться ли на начальном этапе разработки фонтан ной добычей или сразу приступать к механизированной, принимается исходя из исследований дебитов (см. врез) скважин и их последующего экономического анализа. Дело в том, что обычно дебит фонтанирующей скважины меньше, чем объемы нефти, которые мож но добыть с помощью погружных насо сов. С другой стороны, фонтанирование позволяет избежать дополнительных затрат на спуск насоса и электроэнергию для его работы. Только оценив все эти факторы, можно экономически обосновать применение того или иного метода добычи.

Современные технологии повышения эффективности добычи

Нередко в целях сокращения капитальных затрат и повышения скорости и эффективности разработки практикуют одновременную добычу сразу из нескольких продуктивных пластов месторождения. Однако такой способ добычи может закончиться опережающим обводнением наиболее продуктивных горизонтов и частичным или полным выключением из выработки других. Избежать подобных про блем позволяет современная технология одновременно-раздельной эксплуатации (ОРЭ). Для ее реализации в скважину опускают специальное оборудование, которое изолирует разные участки ствола, обеспечивая доступ к каждому из пластов отдельно, — как будто это не одна, а несколько скважин. В результате нефтяники получают возможность непрерывно контролировать процесс эксплуатации и управлять производительностью каждого из пластов в отдельности.

Обеспечивает успешность одновременно-раздельной добычи и возможность проводить промыслово-геофизические исследования всех задействованных пластов с помощью современных байпасных систем. Это оборудование позволяет исследовать поведение нескольких пластов через одну скважину параллельно с их эксплуатацией и таким образом получать реальное представление о свойствах пластов и перемещающихся в них жидкостях в промышленных условиях. Системы ОРЭ внедрены и успешно эксплуатируются на Приобском месторождении, разрабатываемом «Газпромнефть-Хантосом».

Качай это

Тысячи лет назад нефть просто собирали поверхности воды, добывали из неглубоких колодцев. В XIX веке первые пробуренные скважины активно фонтанировали и не нуждались в дополнительных приспособлениях для извлечения из них нефти. Затем, когда фонтан истощался, нефть вычерпывали желонкой, однако этот метод был малоэффективным.

В 1865 году в Америке на не фонтанирующих скважинах впервые начали применять глубинные плунжерные насосы. Поршень насоса приводился в движение штангой, соединенной с тем же балансиром, который использовался для проводки скважины ударным бурением. Это были предшественники современного станка-качалки. Приводом в большинстве случаев служил двигатель внутреннего сгорания, работавший на попутном газе. Примерно в то же время глубинные насосы для выкачивания нефти появились и в России, однако они долго не получали широкого распространения. В 1874 году насосы впервые применили на нефтепромыслах в Грузии, а в 1876 году — в Баку. Сегодня штанговые насосы (качалки) имеют ограниченное применение — их проблемно эксплуатировать в искривленных и глубоких скважинах. Впрочем, у качалок есть и бесспорные преимущества: надежность и простота в обслуживании и ремонте.

Еще один тип скважинных насосов, изобретенный на заре развития промышленной нефтедобычи,— газлифт. Суть его действия заключается в том, чтобы вытолкнуть нефть на поверхность с помощью газа. С этой целью газ под большим давлением закачивают в пространство между обсадной колонной и насосно-компрессорными трубами (НКТ), по которым поднимается нефть. Затем открывается газлифтный клапан, и газ попадает в НКТ, вытесняя наверх находящуюся выше клапана жидкость. Впервые принцип газлифта был применен при нефтедобыче в 1897 году — на Бакинском месторождении. Инициатором использования технологии стал знаменитый инженер и изобретатель Владимир Шухов.

Штанговые глубинные насосы уступают место в скважинах УЭЦН, однако на небольших промыслах при невысокой производительности скважин это надежное и простое оборудование по-прежнему востребовано.

Газлифт — весьма надежный способ эксплуатации. Газлифтные скважины легко обслуживать и ремонтировать. Метод может применяться на скважинах с большой кривизной, а также при одновременной раздельной эксплуатации двух и более пластов. Однако среди его недостатков отмечают необходимость использования громоздкого наземного оборудования, значительную величину начальных капиталовложений, невысокий КПД и возможность образования стойких эмульсий в добываемой жидкости.

Несколько позднее для добычи нефти стали применяться электроцентробежные погружные насосы. Разработки в этой области связаны с именем российского инженера Армаиса Арутюнова. В 20х годах прошлого века он эмигрировал в США и уже там довел свое изобретение до коммерческого использования.

82% нефти в России добывается с помощью погружных электроцентробежных насосов

Скважинные центробежные насосы приводятся в действие погружными электродвигателями. Электродвигатель вращает вал насоса, на котором закреплены рабочие колеса с направляющими лопастями. Жидкость через приемный фильтр поступает на лопасти вращающегося рабочего колеса первой ступени, под влиянием центробежных сил пермещается к периферии колеса и выбрасывается в неподвижные направляющие каналы, откуда попадает на рабочее колесо следующей ступени. Цикл повторяется до тех пор, пока нефть не достигнет колонны насосно-компрессорных труб, по которым затем поднимается на поверхность.

ЭЦН может использоваться в горизонтальных и искривленных скважинах, позволяет получать высокие дебиты как с неглубоких, так и глубоких скважин, не требует высоких капитальных вложений, наземное оборудование сравнительно компактно. Однако двигатель требует стабильного источника электроэнергии. К слабым местам конструкции относят наличие электрического кабеля, который необходимо спускать в скважину. Кроме того, серьезную опасность для насоса представляют солеотложения. Проблемы могут возникать при работе с газом, механическими примесями. А если насос вышел из строя или ему необходим плановый ремонт, оборудование придется поднимать на поверхность, значит, временно прекращать эксплуатацию скважины.

Стадии разработки залежи

Всего в настоящее время насчитывается около десяти разновидностей глубинных насосов. Все они имеют свои достоинства, недостатки, области применения — в зависимости от глубины скважины, ее профиля, планируемых дебитов и ряда других факторов. В частности, в тех случаях, когда электрический центробежный насос может оказаться неэффективным (например, когда нефть слишком вязкая), применяются винтовые или струйные насосы.

По статистике, доля скважин в России, все еще оборудованных штанговыми насосами,— 34%. На ЭЦН приходится 63% скважин, при этом 82% нефти в стране добывается именно с помощью погружных электроцентробежных насосов, что говорит об эффективности этого способа. Фонтанным методом эксплуатируется 1,8% скважин, газлифт используется в 0,4% случаев — вклад этих способов в общий объем добычи — порядка 7%. В «Газпром нефти» 94% нефти извлекается с использованием УЭЦН (95% действующего нефтяного фонда скважин оборудованы УЭЦН), примерно по 3% добывается фонтанным и газлифтным способами.

Средняя производительность нефтяных скважин

Дебитом скважины называют количество жидкости, выкачанной из скважины за определенное время. В российской нефтяной промышленности принято рассчитывать суточные дебиты и измерять их либо в кубометрах, либо в тоннах. Так как жидкость, извлекаемая при добыче нефти, обычно содержит некоторое количество воды, то говорят о среднем дебите жидкости и отдельно о среднем дебите нефти. На начальных этапах разработки месторождения эти показатели обычно несильно отличаются друг от друга. На зрелых месторождениях дебит нефти постепенно падает.

По дебитам скважины классифицируют как малодебитные — до 5 тонн/сут., среднедебитные — 6–100 тонн/сут., высокодебитные — более 100 тонн/сут. В общем случае дебиты скважин зависят от целого ряда обстоятельств: величины пластовой энергии и того, какой режим разработки используется (естественный или искусственный), от правильности выбора местоположения скважины, фильтрационно-емкостных свойств коллектора и др. Для добывающих активов «Газпром нефти» средний дебит жидкости в прошлом году составил порядка 80 тонн/сут., а дебит нефти — 12 тонн/сут., что соответствует среднемировым показателям.

Предсказуемые сложности

Средняя глубина нефтяных скважин составляет около 3000 м. Естественно, их эксплуатация не может проходить идеально даже при полном соблюдении всех технологических правил и мер безопасности. Проблемы в процессе добычи могут возникать самые разнообразные: нарушения в обсадной колонне, прихваты насосно-компрессорных труб и другого подземного оборудования, падение погружного оборудования на забой, заколонные перетоки жидкости и водопритоки в добывающую скважину, образование на забое песчаных пробок. Также работа скважин нередко осложняется образованием стойкой эмульсии, отложением парафина на внутренней поверхности подъемных труб и на клапанах насосов, коррозией погружного оборудования. В случаях, когда месторождение находится на поздней стадии добычи и в извлекаемой жидкости содержится значительное количество минерализованной пластовой воды, серьезную проблему для скважины представляют отложения солей, способные за короткое время вывести ее из строя. Соли кальция, магния и других металлов могут осаждаться и закупоривать перфорационные каналы, эксплуатационные колонны, клапаны, насосы. Для борьбы с отложениями в скважину подают химические реагенты, которые можно условно разделить на две группы: реагенты для удаления отложений и реагенты (ингибиторы) для предотвращения их образования.

Количество скважин, пробуренных на одном месторождении или на одном лицензионном участке, может достигать нескольких десятков и даже сотен. Чтобы отслеживать их работоспособность, рассчитывают коэффициент эксплуатации действующего фонда скважин — отношение времени фактической работы скважин за определенный период к его общей продолжительности. Этот коэффициент всегда меньше 1 и в среднем по нефте и газодобывающим предприятиям составляет 0,94–0,98. На практике это означает, что простой в связи с ремонтными работами в скважинах занимает от 2 до 6% общего времени их эксплуатации.

Области применения способов механизированной добычи

Основные виды механизированного подъема жидкости из скважины
(механизированной добычи нефти)

Смотреть в большом размере

Добыть и подготовить

После того как продукцию скважин подняли на поверхность, ее направляют в систему сбора и подготовки. Дело в том, что из нефтяных скважин добывается не чистая нефть, а смесь нефти, воды и газа с небольшими примесями других веществ и твердых частиц. Содержание воды в скважинной жидкости, в особенности на завершающей стадии эксплуатации месторождений, может достигать 80% и более. Это сильно минерализованная среда, способная вызвать быстрое коррозионное разрушение труб и наземного оборудования. Твердые частицы, поступающие с нефтью из скважины, также приводят к ускоренному износу оборудования. Попутный нефтяной газ, в свою очередь, может быть использован как сырье и топливо.

Разделение всех этих компонентов проходит в несколько этапов, на каждом из которых используются различные технологии: гравитационный отстой, горячий отстой, термохимические методы, электрообессоливание и электрообезвоживание. При гравитационном отстое нефть выдерживается в резервуарах определенное время, в течение которого идут процессы коагуляции капель воды: более крупные и тяжелые капли под действием силы тяжести оседают на дно и скапливаются в виде слоя подтоварной воды. Для отделения воды от нефти продукцию скважин нагревают, а также добавляют в нее реагенты-деэмульгаторы. Наиболее низкое остаточное содержание воды достигается при использовании электрических методов обезвоживания и обессоливания. Для это го жидкость пропускают через специальные аппараты — электродегидраторы, где под действием электрического поля высокого напряжения происходит отделение воды от нефти. Также из нефти необходимо извлечь легкие углеводороды. Этот процесс называется стабилизацией нефти. Легкие нефтяные фракции — это ценное сырье для нефтехимической промышленности. К тому же если их не отделить от подготовленной нефти, то при транспортировке и хранении они будут испаряться, увлекая за собой и часть более тяжелых фракций.

80% может достигать содержание воды в скважинной жидкости на поздней стадии эксплуатации залежи

Подготовленная нефть направляется в резервуары товарного парка. Затем через головную насосную станцию она подается в магистральный нефтепровод для дальнейшей поставки потребителям. Что касается подтоварной воды, образовавшейся в процессе подготовки нефти, ее также необходимо очистить от механических примесей, капель нефти, гидратов окиси железа и солей. Только после этого ее используют для дальнейшего заводнения нефтяных пластов или утилизируют.

Что такое дебит водяной скважины, и как его рассчитать

Когда вода поступает из водоносного пласта, нужно уметь оценить приток. Иначе при полной нагрузке воды не хватит для всех потребителей. Дебит скважины – параметр, указывающий на то, сколько воды можно получать из источника в единицу времени. Расчет достаточно сложен, и требует внимания, аккуратности и терпения.

Динамика, статика и высота столба воды

Значение этих терминов нужно изучить, чтобы понять, как определить дебит скважины. Это основные показатели эффективности скважины в процессе водоснабжения. Измерить их до того, как рассчитать дебит скважины. На основании полученных данных определяется мощность насосного оборудования.

Под статическим уровнем понимают глубину шурфа, заполненного водой, при условии, что забор жидкости не производится. Чтобы определить его, нужно обеспечить простой источника в период не менее 60 минут. Динамическим уровнем именуется величина глубину водяного столба, который установится, если забор жидкости будет равным притоку. Величина необходима для расчета дебита скважины.

Как измерить статический и динамический уровень воды.

А под высотой водяного столба предполагают расстояние от дна до отметки статического уровня. При измерении есть одна особенность. Этот параметр определяется от дна, в то время, как остальные – от нулевой отметки (от поверхности земли). А чтобы лучше понять, что такое дебит скважин, нужно рассмотреть принцип проведения расчетов и разобраться в особых требованиях к процедуре.

Определение дебита

Одним из необходимых параметров является производительность насоса. Она указана в технической документации. Если под рукой его не окажется, придется сделать следующее:

  1. Установить полутораметровую отводную трубу.
  2. Замерить, как высоко от земли она находится.
  3. Включить насос.
  4. Измерить, на какое расстояние выбрасывается жидкость из трубы.
  5. Сопоставить полученные данные с разработанной специалистами диаграммой.

При определении высоты столба, воды вручную, нужно пользоваться насосом, мощность которого равна или превосходит общую потребность. Иными словами, ее должно хватать, чтобы обеспечить все потребители.

Как рассчитывают дебит

Чтобы получить искомую величину, нужно иметь исходные данные, в качестве которых служат показатели статического и динамического уровня, объема получаемой жидкости, высота столба. Формула зависит от типа расчетных операций.

Упрощенный расчет

Таким методом рассчитывается средний дебит скважины. Для получения точных сведений нужно будет воспользоваться иным способом. Но для частного дома упрощенного расчета вполне достаточно. Чтобы определить дебит скважины, нужно умножить интенсивность откачивания на высоту водного столба, а полученную величину разделить на разницу между динамическим и статическим уровнем.

К примеру, имеется скважина глубиной 50 метров.

Статическая отметка – 40 метров, динамическая – 35 м. Количество водный масс, перекачиваемых за 60 минут, указано на насосе, и составляет 2,5 куб/час. Тогда расчет производится следующим образом:

Dт = (2,5/(35-30))*10= 5,0 куб.м/час.

Удельный дебит

Если увеличить мощность насосного оснащения, дин. уровень станет ниже. Это приведет к тому, что дебит снизится. Именно поэтому для получения достоверных данных рассчитывают удельный дебит скважины. Показатель указывает на количество воды, выдаваемой при падении ее уровня на 1 метр. Процедура предполагает произведение двух замеров.

Если установить, что интенсивность водозабора равна V, а снижения отметки залегания воды в скважине v, то формула будет выглядеть следующим образом:

Dуд=(V2-V1)/(h2-h1)

Цифровые индексы указывают на то, к какому замеру (первому или второму) относятся данные. На примере это выглядит так:

  1. Производятся два замера дебита скважины, а именно исходных данных.
  2. Замеряется интенсивность выкачки воды (допустим, она равна 3 кум/час).
  3. Оцениваются показатели уровней. Допустим, статические показатели уровня отличны от динамических на 7 м.

Процедуру повторяют, установив насос, производительность которого равна не 3, а 6 куб/час. В данном случае, предположим, разница между статикой и динамикой – 15 м. Тогда определяя дебит скважины, что это такое становится понятным из расчета:

Dуд =(6-3)/(15-7)= 0,375 куб.м/час.

Полученные данные более точны, но есть возможность произвести расчет, который будет максимально соответствовать реальным показателям, которые характерны для конкретной скважины.

Реальный дебит

Главное требование – отметка, на которой установлен насос, должна быть выше, чем аналогичный показатель для фильтровального пласта. Необходимо измерить, как глубоко от земли находится фильтровальная зона. При этом в формулу Дюпри включен показатель удельного дебита, который рассчитывается, как указано выше.

Кроме того, нужно знать величину статического уровня. Если эти данные имеются, то для расчета нужно высчитать разницу между ним и глубиной фильтрационной зоны, а полученную величину умножить на удельный дебит. В качестве примера можно использовать данные из предыдущего раздела.

В этом случае чтобы получить реальные значения дебита нужно сделать следующее:

Dт =(57-40)*0,375= 6,375 куб.м/час.

Этот способ измерения дает более точные результаты, чем упрощенный. Однако он более трудоемкий, и не всегда применим. Нужен второй насос, которого под рукой можеть просто не оказаться. По-другому невозможно измерить удельные показатели, а значит, этот способ применить уже нельзя.

Вывод + полезное видео

Чтобы определить, какой нужен насос, и хватит ли притока воды в скважине, чтобы обеспечить нужды всех проживающих в доме, нужно произвести соответствующие замеры и выполнить расчеты. Для этого потребуется электрический уровнемер. При его отсутствии можно воспользоваться нитью с грузилом. Это для того, чтобы измерить уровни.

Для точных расчетов потребуются два насоса.

Если такой возможности нет, и взять их негде, то можно воспользоваться упрощенным способом. Но полученные данные могут отличаться на 20-30% от фактических. Однако общую картину этот метод предоставит. Но главное, процедура доступна для каждого, и все действия можно выполнить собственными руками.

Что такое дебит скважины и как его посчитать?

До начала бурения нужно понимать, как много воды нужно получить. Для частного дома, СНТ или предприятия требуется разное количество воды. От планируемого дебита зависит вид скважины и глубина бурения. Этот показатель влияет на выбор оборудования. Рассмотрим подробнее, что такое дебет артезианских и песчаных источников, и по каким формулам он рассчитывается.

Дебет скважин на воду: что это такое?

Это количество воды, которое можно выкачать за определенную единицу времени. Показатель измеряется в литрах в секунду или кубометрах в час. Точный дебет можно определить только после окончания бурения. Рабочая бригада измеряет его для внесения в техпаспорт.

До начала бурения можно узнать планируемый дебит скважины. В буровых компаниях есть карты местности, на которых указана глубина и насыщенность водяных горизонтов. Средний дебет для водоносных горизонтов в Подмосковье:

Результат измерения вносится в техпаспорт. Со временем уровень водоотдачи может меняться. Необходимо повторять измерения при каждом техобслуживании. Вовремя заметив уменьшение дебета, можно избежать проблем с водоснабжением дома.

Как посчитать дебит скважины?

После бурения вода поднимается вверх по обсадной трубе и останавливается на определенной высоте. Для расчета производительности нужно определить 4 показателя:

  • Высота столба (Hw): расстояние между дном и водяным зеркалом.
  • Статический уровень (Hst) – расстояние от земли до воды, когда насос не работает.
  • Динамический уровень (Hd) – расстояние от земли до воды при работающем насосе.
  • Интенсивность откачивания (V) – характеристики насоса (измеряется в м3/час).

Дебет рассчитывается по формуле: (V*Hw)/(Hst- Hd). Методика дает погрешность. Как определить дебит скважины точно: использовать насосную технику разной мощности.

Удельный дебит (Du) показывает, как меняются значения при смене насоса. Он рассчитывается по формуле V2-V1/h2-h1, где h –разница между статикой и динамикой.

Реальный дебит определяется по формуле (Hf-Hst)/Du, в которой Hf – точка водозабора (глубина погружения насоса).

По каким причинам дебит может понизиться?

В скважинах на первый песок уровень воды нестабилен. Если глубина бурения меньше 30 метров, дебет меняется в течение года. Водоотдача повышается после обильных дождей или таянья снега. Но в жару источник может пересохнуть, а зимой – замерзнуть.

Дебет артезианской скважины стабилен. Если он понизился, это говорит об исчерпании водяного пласта. Количество воды снижается из-за интенсивной эксплуатации горизонта. Это происходит в районах с интенсивным строительством. Если артезианская скважина стала давать недостаточно питьевой воды, нужно бурить на более глубокий горизонт.

Водоотдача снижается из-за поломок оборудования. Например, если стенки обсадной колонны заилились, если фильтр забился глиной. Тогда проблему можно устранить, выполнив ремонт.

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.

  • Дебит — в гидрогеологии, количество воды, выдаваемое горной выработкой в единицу времени… Словарь геологических терминов
  • ДЕБИТ СКВАЖИНЫ (КОЛОДЦА) — объем воды, выдаваемой скважиной в единицу времени. Определяется в литрах в секунду или в кубических метрах в секунду, час или в сутки… Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
  • УДЕЛЬНЫЙ ДЕБИТ СКВАЖИНЫ — отношение дебита скважины, выраженного в л/сек, к понижению уровня воды в скважине в… Словарь по гидрогеологии и инженерной геологии
  • Дебит скважины — –º output of well, well production Количество продукции, которое получается из скважины в единицу времени. Нефть всегда имеет своим спутником нефтяной газ, выделяющийся из нефти при выходе ее на поверхность… Нефтегазовая микроэнциклопедия
  • Оптимальный технологический режим скважины — –º best well behavior Работа скважины при таком дебите, который может быть получен при снижении забойного давления в данной скважине до такой величины, чтобы не было ущерба для залежи и скважины… Нефтегазовая микроэнциклопедия
  • ДЕБИТ — количество жидкости, даваемое источником в единицу времени. Выражается в л/с или в м3/с, м3/сутки… Экологический словарь
  • ДЕБИТ — объем жидкости или газа, поступающих и ед. времени из естеств. или искусств. источника … Большой энциклопедический политехнический словарь
  • ДЕБИТ — объём жидкости или газа, поступающих из естеств. или искусств, источника в единицу времени. Д. жидкости выражается в л/с или м3/с, м3/ч, м3/сут… Естествознание. Энциклопедический словарь
  • Дебит — — объём жидкости или газа, поступающий в единицу времени из естеств. или искусств. источника … Геологическая энциклопедия
  • ДЕБИТ КОЛОДЦА (СКВАЖИНЫ) — количество воды, выдаваемое колодцем в единицу времени. Выражается в л/сек, в м3/сек, м3/ч, м3/сут. Син.: производительность колодца, расход скважины… Геологическая энциклопедия
  • ДЕБИТ СКВАЖИНЫ УДЕЛЬНЫЙ — количество воды, выдаваемое скважиной при откачке или самоизливом при понижении уровня воды в ней на 1… Геологическая энциклопедия
  • Дебит — объём жидкости или газа, поступающих в единицу времени из естественного или искусственного источника . Д. жидкости выражается в литрах в секунду или кубических метрах в секунду, час или сутки… Большая Советская энциклопедия
  • ДЕБИТ — объем жидкости или газа, поступающих из естественного или искусственного источника в единицу времени. Дебит жидкости выражается в л/с или м&sup3/с, м&sup3/ч, м&sup3/сут… Большой энциклопедический словарь
  • дебит — деб’… Русский орфографический словарь
  • дебит — ; мн. деби/ты, Р. деби/тов… Орфографический словарь русского языка
  • ДЕБИТ — ДЕБИ́Т, -а, муж. . Количество воды, нефти или другой жидкости, а также газа, поступающее из источника в определённый промежуток времени. Д. нефтяной скважины… Толковый словарь Ожегова