Определение приемистости скважины при крс инструкция

Замер — приемистость

Cтраница 1

Замер приемистости на каждом из режимов проводят путем закачки не менее 2 м3 воды. Причем перед начальным замером в пласт должно быть закачано не менее 6 м3 воды. Если точки ложатся на прямую, то проводят четвертый замер при давлении, превышающем еще на 30 %, но не более 150 атм. Если четвертая точка ложится выше прямой, то это говорит о раскрытии микротрещин, и технологический процесс закачки при этих давлениях осуществлять нельзя. Если точка ложится ниже прямой, то призабойная зона загрязнена. Необходимо проведение глино-кислотной или соляно-кислотной обработки, иначе при закачке компонентов ВДС мгновенно будет расти давление.
 [1]

Замеры приемистости пластов после их разобщения и закачки воды в каждый пласт под различным давлением показали, что пласты, ранее не участвовавшие в разработке ( см. табл. 30), начинают принимать воду в значительных количествах. Это может быть объяснено следующим.
 [2]

Замеры приемистости пластов после их разобщения и закачки воды в каждый пласт под различным давлением показали, что пласты, ранее не участвовавшие в разработке, начинают принимать значительное количество воды.
 [3]

Производят замер приемистости агрегатом ЦА-320 каждой обрабатываемой скважины по воде на 3 — х режимах при давлении, равном рабочему давлению закачки и / — 10 атм от рабочего давления закачки.
 [4]

Производят замер приемистости от агрегата ЦА-320 на 3 — х режимах при давлении, равном рабочему давлению закачки и / — 10 атм от рабочего давления закачки.
 [5]

При исследовании РГД замер приемистости скважины и изучение ее распределения по толщине пласта начинают через 2 — 2 5 ч после спуска прибора в скважину и пуска ее под закачку. За это время не достигается установившегося режима закачки и замеряемая абсолютная величина приемистости оказывается несколько завышенной, что вносит и некоторое искажение в регистрируемый при этом характер распределения закачки по г — тцине пласта. Однако для установления перетока воды в непродуктивные пласты и интервалов нарушения обсадных колонн указанные ошибки не существенны.
 [6]

Перед началом закачки производят замер приемистости скважины на трех режимах работы агрегата.
 [8]

Обработка большого фактического материала по замерам приемистости и дебитов скважин показывает, что в условиях переслаивания пород различной проницаемости во вскрытой части продуктивных разрезов работает преимущественно от 20 до 45 % эффек.
 [9]

Скважину отключают от нагнетательной линии ППД и производят замер приемистости на трех режимах работы насосного агрегата для снятия индикаторной кривой в упрощенном режиме.
 [10]

Если число пластов над пакером или под ним больше двух, то для замера приемистости каждого пласта при разных режимах нагнетания оборудование из скважины извлекается; приемистость при этом замеряется глубинным расходомером.
 [11]

Чаще всего каждая нагнетательная скважина имеет самостоятельный водовод от КНС, что позволяет обеспечивать индивидуальный замер приемистости каждой нагнетательной скважины. Водоводы от КНС до нагнетательных скважин работают под высоким ( до 25 мГТа) давлением, изготавливаются чаще из цельнотянутых труб диаметром 89 и 102 мм, укладываются в траншеи на глубину ниже глубины промерзания грунта. Расход жидкости замеряется центролизованно на распределительной гребенке КНС с помощью диафрагменных счетчиков высокого давления.
 [13]

При исследовании некоторых нагнетательных скважин также иногда наблюдаются спады ординат записи расхода при переходе от замера приемистости п пластов к замеру суммарной приемистости га 1 пластов. Это обстоятельство побуждает более критически относиться к тем замерам по эксплуатационным скважинам, по которым были отмечены перетоки. На некоторых из этих скважин ( 357, 116 и др.) перетоки мало вероятны, так как отмеченные дебитомером поглощающие пласты имеют крайне низкие коллекторские свойства.
 [14]

При совместно-раздельной закачке воды в два или более пластов обвязка устья должна иметь диафрагмы для замера приемистости каждого объекта нагнетания переносным дифференциальным манометром.
 [15]

Страницы:  

   1

   2

---

Подборка по базе: практическая работа 2.6 Человек — созидание.docx, Практическая работа 3.docx, практическая работа.docx, Контрольная работа № 2.docx, Практическая работа 1.docx, Контрольная работа 5А.doc, Практическая работа «Целостный педагогический процесс_ единство , Практическая работа №1.docx, Курсовая работа на тему _Противодействие коррупции в органах гос, Практическая работа № 2 (Часть 1) Раздел программы_ 2.1.4. Объек

---

Практическая работа по дисциплине

«Ремонтно-изоляционные работы в скважине»

Вариант — 3

Практическая работа № 1
«Расчеты при проверке скважины на приемистость»
Задача №1: Определить объем вытесняющей жидкости, объем жидкости, отдаваемой пластов, используя номограмму для определения утечки жидкости из колонны.
Таблица 1 – Исходные данные для расчета

Номер варианта	3
Dн, мм	168
Ру, МПа	0,7

Открывают выкидную линию на затрубном пространстве и замеряют объем вытекающей жидкости (V_ж). По номограмме (рисунок 1) определяют V_у – объем вытекающей жидкости, обусловленный упругими деформациями обсадной колонны и заполняющей ее промывочной жидкости, находящейся под давлением Р.

Количество жидкости, отдаваемое пластом:
V_жп = V_ж — V_у.
где V_жп – объем жидкости, отдаваемый пластом.

V_ж – объем вытекающей жидкости.

V_у – объем вытекающей жидкости, обусловленный упругими деформациями обсадной колонны и заполняющей ее промывочной жидкости, находящейся под давлением Р.

Ответ: V_жп = 9,8 м³, V_ж = 18 м³.

Практическая работа № 2
«Расчет цементирования скважины при РИР»

Задача №1: Определить объем заливочных труб комбинированной колонны.

а) НКТ d = 48 мм, длиной 700 м;

б) НКТ d = 60 мм, длиной 500 м;

в) НКТ d = 73 мм, длиной 350 м.

Для определения объема 73,0 мм колонны заливочных труб на шкале I находим точку с отметкой 73. Приложив к ней линейку и вращая ее в плоскости чертежа, находим на шкале III точку с отметкой 350 м. По прямой, соединяющей точки, расположенные на шкалах I и III, в точке пересечения со шкалой II, определяем объем (V) колонны труб диаметром 73 мм, который равен 1,05 м³.

Аналогичным образом определяем объем (V) труб диаметром 60 мм и длиной 500 м; в данном случае он равен 1 м³.

Для труб диаметром 48 мм и длиной 700 м, V= 0,9 м³.

Таким образом, общий объем комбинированной колонны заливочных труб длиной 1550 м равен:
V = 1,05 + 1 + 0,9 = 2,95 м³

Ответ: V=2,95 м³.

Задача №2: Определить высоту подъема 1 м³ тампонажного раствора в затрубном пространстве. Исходные данные для расчета представлены в таблице 2.
Таблица 2 – Исходные данные для расчета

Номер варианта	3
dнкт, мм	114
Dэкс, мм	168

Решение На шкале I находим точку с отметкой 114 мм, расположенной на прямой А. Проводим прямую линию через точку (168 мм) на прямой I и точку (114 мм) на прямой А до пересечения со шкалой II; находим высоту подъема 1 м³ тампонажного раствора в затрубном пространстве.

В этом случае высота подъема тампонажного раствора составит 140 м. Также можно определить высоту (прямая Б) подъема тампонажного раствора в затрубном пространстве, приготовленного из 1 т цемента или смеси.

Ответ: высота подъема тампонажного раствора составит 140 м.

Практическая работа № 3
«Основы расчета колонн заливочных труб»

Задача №1: Определить наибольшую глубину спуска трехступенчатой колонны заливочных труб, составленной из НКТ диаметрами 73, 89 и 114 мм, изготовленных из стали марки Е.Данные по страгивающим нагрузкам и вес 1п/м труб представлены в таблице 3.

Таблица 3 – Данные по страгивающим нагрузкам и вес 1п/м труб

dнкт, мм	73	89	114
Qстр	426000	645000	822000
q	94,6	136,7	190,9

Решение: Предельно допустимую длинуL, м, трехразмерной колонны НКТ с учетом растяжения от собственного веса определяют по выражению:
L = l₁+ l₂ + l₃,
где : l₁,l₂, l₃‒ длины нижней, средней и верхней секции, м.
,
где : Q_стр‒ страгивающая нагрузка на резьбовые соединения труб, кН;

K ‒ коэффициент запаса прочности (равен 1,5);

q₁,q₂, q₃‒ вес 1 п.м. труб диаметром 73; 89 и 114 мм, Н.

L = 3002 + 1068 + 618 = 4688 м.

Ответ: наибольшая глубина спуска трехступенчатой колонны заливочных труб L = 4688 м.

Практическая работа № 4
«ОПРЕДЕЛЕНИЕ ГЛУБИНЫ УСТАНОВКИ КОНЦА

ЗАЛИВОЧНЫХ ТРУБ ПРИ ЦЕМЕНТИРОВАНИИ СКВАЖИН

ПОД ДАВЛЕНИЕМ ЧЕРЕЗ ИНТЕРВАЛ ПЕРФОРАЦИИ»
Задача №1: Определить глубину установки конца заливочных труб при цементировании скважин под давлением через отверстия фильтра, расположенные на глубине H₁-H₂ м, если скважина заполнена буровым раствором плотностью . Исходные данные для расчетов представлены в таблице 4.
Таблица 4 – Исходные данные для расчета

Номер варианта	3
Интервал перфорации, м	1725-1736
ρц.м, кг/м3	1770
ρж, кг/м3	1230

Решение: Глубина установки конца заливочных труб определяется по формуле:
,
где : H₂– расстояние от устья скважины до верхних отверстий фильтра, м;

l₁=H₁ — H₂ – интервал отверстий фильтра;

_цр – плотность цементного раствора, кг/м³;

_ж – плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/м³.

Ответ: H₃ = 1709 м.
Практическая работа № 5
«Основы расчета цементирования скважин

под давлением»
Задача: Произвести расчет цементирования скважины под давлением при следующих исходных данных:

— Н_скв = 2450 м;

— d_э.к. = 168 мм;

— Q_прием = 0,3 м³/мин.

В скважину спущена колонна заливочных труб диаметром 73х89 мм на глубину Н=2400 м, в т.ч. трубы диаметром 73 мм ‒ на глубину 1600 м; трубы диаметром 89 мм ‒ на глубину 800 м. Средняя температура по стволу скважины t_ср=+10 С

Решение:

1) t_заб= t_ср + (0,010,025)  Н, С
2) Допустимое время цементирования:

Т_доп = 0,75  Т_затв, мин.

Т_затв ‒ время начала затвердевания тампонажного (цементного) раствора. Принять равным 105 мин.

t_заб = 10 + 0,01*2400 = 10 + 9,6 = 19,6 С

Т_доп = 0,75*105=78,75 мин.
3) Объем колонны заливочных труб:
,
где : d_В1 и d_В2 – соответственно внутренний диаметр НКТ 73 мм (толщина стенки 5,5 мм) и 89 мм (толщина стенки 6,5 мм), м;

h₁ иh₂ – соответственно длина секции колонны заливочных труб диаметром 73 мм и 89 мм;

 – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости,  = 1,01–1,10.

4) Определим время, необходимое для полного заполнения колонны заливочных труб при работе одним агрегатом ЦА-320М на V скорости при диаметре втулок 115 мм:

q_v = 16,1 (подача насоса ЦА-320М на V скорости).

5) Время вымыва излишнего тампонажного раствора при обратной промывке при работе одним агрегатом ЦА-320М на IV скорости:

q_IV = 10,7 (подача насоса ЦА-320М на IV скорости).

6) Время на затворение и продавку тампонажного раствора в пласт:
Т = Т_{доп.вр.цем.} – (Т_зап + Т_в +Т_о), мин

где : Т_о– время на подготовительные и заключительные работы при затворении цемента (5 – 10 мин).
Т =78,75 – (9,2 + 13,8 +10) = 45,75 мин
V_{там.р-ра} = Q_прием  Т_{доп.вр.цем}
Однако раствор, исходя из приемистости, закачивают в несколько приемов.
V_{там.р-ра} = 0,3  78,75 = 23,6 м³
7) Определим плотность тампонажного раствора по формуле:
, кг/м³
где : m– жидкостно-цементное соотношение m= 0,4 – 0,5

_ц,_ж– соответственно плотность тампонажного цемента и жидкости затворения _ц и _ж принять равными 3150 кг/м³ и 1000 кг/м³.

Практическая работа № 6
«Основы расчета установки пакеров и якорей»
Задача 1. Произвести расчет возможного давления при установке пакера (рисунок 5) в скважине глубиной до верхних отверстий интервала перфорации Н₁=3000 м, спускаемого на НКТ диаметром 89 мм при следующих условиях:

— d_эк = 146 мм;

— _{толщ.ст.тр.}= 10 мм;

— Р_пл = 20,0 МПа;

— высота столба над пакером Н₂=2000 м.

Максимально возможное давление Р, при котором пакер будет находиться в равновесии, определяется по формуле:

Рисунок 5 – Схема для расчета давления при установке пакера

где: G – вес НКТ, Н (принять равным 410100);

Н₁ – глубина до кровли перфорированного пласта, м;

Н₂ – глубина спуска пакера, м;

₁ и ₂ – плотность жидкости в трубах и затрубье (1000 кг/м³);

D_в= 126 мм (внутренний диаметр эксплуатационной колонны);

d_н = 89 мм (НКТ);

d_в = 76 мм (НКТ).

Ответ:P=32,36 Мпа

Задача 2: Цементирование с применение пакеров. Цементирование с пакерами применяется при изоляции пластовых вод.

Определить глубину установки извлекаемого пакера, спускаемого на НКТ d=73 мм при проведении РИР заливкой под давлением через отверстия фильтра, расположенных на глубине 2342-2350 м, если скважина заполнена водой.

Решение: Перед проведением работ скважина обследуется и промывается. Затем спускают колонну заливочных труб с пакером, которой устанавливают и уплотняют на глубине, определяемой по формуле:

, м
где Н – расстояние от устья, до верхних отверстий фильтра;

h_ц – высота цементного стакана, оставленного в колонне (15 м).

_цр и _ж принять равными 1860 кг/м³ и 1030 кг/м³.

Объем жидкости, V_пр.ж, необходимый для продавки цементного раствора, определяется по формуле:

,
где:  – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (1,01 – 1,10);

h_р.т. – высота цементного раствора в трубах в момент окончания продавки, м (h_р.т.=10 м);

f_тр – площадь поперечного сечения канала заливочных труб, м² (f_тр=0,003019 м²).

Ответ: L = 2314 м, V_пр.ж = 7,3м³

Практическая работа № 7
«Основы расчета цементирования

нефтецементным раствором»
Задача: Произвести расчет цементирования скважины нефтецементным раствором при следующих данных:

— глубина искусственного забоя L=1440 м;

— диаметр эксплуатационной колонны D_эк=168 мм;

— средняя толщина ()стенки =9 мм;

— глубина отверстий перфорации 1420 – 1426 м;

— диаметр НКТ d_НКТ=89 мм (с толщиной стенки 6,5 мм);

— скважина заполнена водой и испытана на поглощение.

Количество тампонажного цемента (ТЦ) для заливки принимаем равным 4 т. Цемент затворяем на дизельном топливе с =870 кг/м³ с добавкой 1,5 % ПАВ.

Решение:

1. Плотность тампонажного раствора определяем по формуле:
кг/м³
гдеm– жидкостно-цементное соотношение m= 0,4-0,5.

_ц,_жз– соответственно плотность тампонажного цемента и жидкости затворения _ц и _жз принять равными 3150 кг/м³ и 870 кг/м³.

кг/м³
2. Количество дизельного топлива для затворения 4000 кг цемента определим по формуле:

м³
где: К₂ – коэффициент потерь при затворении (=1,05).
м³
3. Объем нефтецементного раствора, приготовленного из 4000 кг цемента и 2400 кг дизельного топлива, составит:

м³
м³
4. Объем нижней буферной пробки выбираем таким, чтобы после окончания прокачки ее внутри заливочных труб она заполнила бы затрубное пространство высотой 30 – 50 м. Этот объем определяется по формуле:
м³
где D_B – внутренний диаметр эксплуатационной колонны;

d_т – наружный диаметр НКТ, м;

h_н.п.– высота подъема нижней буферной пробки в затрубном пространстве, м (принимается равной 30-50 м).
м³
5. Глубина установки конца заливочных труб определяется по формуле:

м
где: Н₂ – расстояние от устья скважины до верхних отверстий интервала перфорации, м;

l₁ – интервал отверстий перфорации, м.

_ж. – плотность жидкости, находящейся в скважине, кг/м³ (1000 кг/м³).
м
6. Объем продавочной жидкости находим по формуле:
, м³

где:  – коэффициент сжимаемости продавочной жидкости (=0,01-0,10);

d_В – внутренний диаметр НКТ, м;

Н – длина НКТ, м.
м³
7. Минимальный объем верхней буферной пробки, необходимый для предотвращения смешивания продавочной жидкости с нефтецементным раствором:

, м³
где: V_c – суммарный объем закачиваемых в скважину нефтецементного и продавочного растворов V_c = V_ц.р. +V_пр;

d_В – внутренний диаметр заливочных труб, м;

Н – глубина установки конца заливочных труб, м.
V_c = 5,7 + 0,32=6,02 м³
м³

Ответ: _т.р.=1681 кг/м³, V_ж =2,4 м³, V_ц.р. =5,7 м³, V_н.п. =0,57 м³, Н₃=1401 м,

V_п.р. =0,32 м³, V_в.п. =0,13 м³.

Практическая работа № 8
«Определение нагрузок, действующих на колонну

при цементировании (основы расчета)»
Задача: Определить осевое растягивающее усилие эксплуатационной колонны диаметром 146 мм с толщиной стенки 7 мм, если внутреннее давление при затвердении цементного раствора увеличилось на 4,5 МПа.

Решения: Для эксплуатационной колонны, жестко закрепленной на устье скважины, осевое растягивающее усилие определяем по формуле:
Р_р =0,47Pd², Н
где: Р – увеличение внутреннего давления при ОЗЦ, Н;

d – внутренний диаметр эксплуатационной колонны, см.
Р_р = 0,47 4,5  10³ 0,132² = 36851 Н = 36,8 кН
Устранить дополнительное осевое усилие на колонну можно путем ее подвески во время цементирования и ОЗЦ, а также с помощью регулировочного клапана в цементировочной головке.
Ответ: Р_р =36,8 кН

Практическая работа № 9

«ограничение поступления песка в скважину»
Задача: Определить размер частиц песка, которые могут быть вынесены из пласта без нарушения устойчивости его скелета, и критическую скорость выноса.

Исходные данные:

— внутренний диаметр скважины D_в=150 мм (внешний 168 мм);

— К_п пласта, m=0,32 (пористость);

— К_ф = 0,0045 см/с (скорость фильтрации);

— кинематическая вязкость нефти _н=0,24 см²/с (площадная скорость);

— плотность нефти _н=0,9 г/см³.

Фракционный состав песка:

— d > 0,25 мм – 35 %;

— d > 0,25 – 0,10 мм – 38 %;

— d > 0,10 – 0,01 мм – 23 %;

— d< 0,01 мм – 4 %.

Решения: Размер частиц песка, которые могут быть вынесены из пласта без нарушения целостности скелета:

где D_о– диаметр шарообразной частицы, которая может свободно пройти через сечение порового канала породы, см;

К_ф – коэффициент фильтрации равен (скорость фильтрации);

_н – кинематическая вязкость нефти;

m – коэффициент пористости;

g– ускорение свободного падения, g=9,81 см/с².
⸱10^-2 см = 0,1 мм
Теперь определяем критическую скорость их выноса:

где V_кр – критическая скорость потока, см/с;

d – диаметр выносимых частиц;

а – эмпирический коэффициент для естественных пород а=0,1 – 1,7, в нашем случае а=0,6);

=_п/_в – фактор вязкости (отношения абсолютных вязкостей нефти и воды при данной температуре).

,

где _п – плотность частиц породы, кг/м³;

_в – плотность воды, кг/м³;

 – коэффициент трения;

 – угол между направлением силы тяжести вытесненных частиц и скоростью;

К_ф – коэффициент фильтрации.

Допустим пласт горизонтальным, т.е.  =90 и К_о=0,5; =_п/_в = 21,6.

Ответ: V_кр= 2м/сут

Задача 2. По условиям задачи 1 определить допустимый отбор жидкости из пласта(Q_кр), если h_вскр=20 м.

Решения: Критический дебит (допустимый отбор жидкости из пласта в скважину) определяется по формуле:

Q_кр= DhmV_кр,

где Q_кр ‒ критический дебит скважины, м³/сут;

D‒ внутренний диаметр скважины (D =0,15 м);

h ‒ толщина вскрытой части пласта (h =20 м);

m ‒ пористость пород пласта (m =0,32);

V_кр, ‒ критическая скорость фильтрации потока (V_кр, =2 м/сут).
Q_кр= 3,14  0,15 20  0,32 2 = 5,03 м³/сут.
Ответ: V_кр= 2м/сут

ПРИЁМИСТОСТЬ СКВАЖИНЫ (а. well injectivity; н. Empfangvermogen der Воhrung; ф. injectivite du puits; и. susceptibilidad del pozo) — характеристика нагнетательной скважины, показывающая возможность закачки рабочего агента (воды, газа, пара и др.) в пласт; определяется объёмом смеси, закачиваемой в пласт в единицу времени.

Приемистость скважины зависит от репрессии, создаваемой на забое скважины (разности забойного и пластового давлений), совершенства вскрытия пласта, его мощности и проницаемости для закачиваемого флюида. В технологических расчётах используется также коэффициент приемистости скважины, равный отношению количества рабочего агента, закачиваемого в пласт в единицу времени, к репрессии, создаваемой на забое скважины при закачке. Расход рабочего агента измеряется на поверхности (например, расход наиболее распространённого рабочего агента — воды определяется с помощью счётчиков или расходомеров диафрагменного типа, турбинных, электромагнитных и других приборов, устанавливаемых на кустовых насосных станциях, водораспределительных пунктах или на устье скважин) и (или) в скважине, в интервале перфорации пласта-коллектора (с помощью глубинных расходомеров, спускаемых в скважину на кабеле). В последнем случае строится профиль приёмистости вскрытого пласта (пластов), представляющий собой зависимость расхода жидкости или газа от глубины, на которой производятся измерения (интегральный профиль). Данные о приемистости скважины используются при проектировании и регулировании разработки месторождений, в пласты которых производится закачка рабочих агентов (с целью вытеснения нефти водой, горячим паром, газом и др.); при инициировании и поддержании внутрипластового горения, при создании подземных газохранилищ и др.

Одной из основных задач при проектировании отработки месторождений геотехнологическими способами является выбор расположения эксплуатационных скважин, обеспечивающий заданную приемистость (дебит) каждой скважины и всей системы в целом.

Решение этой задачи начинается с анализа начальных и граничных условий рудовмещающего водоносного горизонта. С этой точки зрения можно выделить месторождения с границами I рода и месторождения, ограниченные в плане непроницаемыми породами. Расстояние между скважинами, расход рабочих растворов, подаваемых в одну скважину и суммарный его расход выбираются из технологических соображений и являются заданными параметрами. Требуется найти систему нагнетания и откачки воды, удовлетворяющую этим параметрам.

Рассмотрим методику решения этих задач на примере Гаурдакского и Язовского месторождений, отрабатываемых подземной выплавкой.

В условиях Гаурдакского месторождения задаются следующие исходные данные: давление на устье скважин не менее 0,6 МПа, приемистость каждой скважины не менее 100 м3/ч, расположение скважин по сетке 25×25 м в шахматном порядке рядами, параллельными границе безнапорной зоны, расстояние до которой 300 м. Водопроводимость пласта 200 м2/сут. Суммарный объем вырабатываемого теплоносителя — 500 м3/ч. Начальный уровень воды на глубине 60 м; глубина до кровли рудного тела 250 м, мощность руды 40 м. Скважины имеют водную колонну 168 мм и серную 114 мм. Плотность пластовых вод 1,05.

Определим сначала положение уровня теплоносителя вследствие разности плотностей по формуле

где Ар — разность плотностей пластовой воды и теплоносителя; Hс — высота столба пластовой воды над кровлей; h — глубина от поверхности земли до уровня воды; рт — плотность теплоносителя.

Потери на трение определяем для условий подачи теплоносителя по серной колонне

Значение с принимаем по опытным данным равным 3*10в-5хН2 = 3*10в-5*290*100в2 = 87 м.

Избыточный напор на устье вследствие сопротивления труб и начального давления составит 87—26 = 61 м.

Таким образом, минимальное давление на устье будет обеспечено при любом расположении скважин.

Теперь определим повышение пластового давления в результате нагнетания воды. Используя известный метод отображения, получим следующую формулу для определения изменения уровня под влиянием линейного ряда из пяти скважин:

где х=х/b; у=у/b; с=L/b; L — расстояние до границы с постоянным напором; b — расстояние между скважинами; х, у — координаты точки, в которой определяется изменение напора. Для центральной скважины (х = 0, y = L+r0)

Подставив значения r0=0,l; b=25; L=300, получим R=-35,0. Отсюда

Окончательно, напор на устье скважины в центре ряда составит 61+33 = 94 м, В остальных скважинах давления будут иметь промежуточные значения.

Аналогичным образом можно рассчитать давление на устье при любом другом расположении скважин.

Расчет приемистости в условиях месторождений с закрытыми или весьма удаленными границами имеет некоторые особенности. Рассмотрим решение задачи о приемистости для условий Язовского месторождения со следующими заданными параметрами: водопроводимость пласта 10 м2/сут, скважины расположены рядами с расстоянием 40 м между скважинами в шахматном порядке; приемистость одной скважины не менее 10 м3/ч; давление па устье не более 1,5 МПа, разгрузка ведется из двух водоотливных рядов скважин на удалении 120 м от действующих серодобычных скважин поверхностными центробежными насосами. Пласт мощностью 15 м залегает на глубине 220 м. Производительность котельной 800 м3/ч. Минерализация воды 4 г/л.

Прежде всего убедимся, что потери напора на трение в технологических колоннах ничтожны и могут не учитываться. Так, при с = 2*10в-5 и L = 230 м получим

С точки зрения технологии выгодно иметь в работе не менее двух рядов серодобычных скважин. Тогда всего будет в работе 80 скважин, по 40 скважин в ряду. На каждую добычную скважину будет приходиться 1 водоотливная скважина, дебит которой будет также равен 10 м3/ч.

Ряд водоотливных скважин представляет собой границу с постоянным напором. Средняя отметка этого напора может быть определена через дополнительное понижение в дискретных источниках по сравнению с линейной дреной

где b — расстояние между скважинами; r0 — радиус скважин. При b = 40 м; r0 = 0,1 и Q = 10 м3/ч получим

Уровень в скважинах находится на глубине всаса центробежных насосов — 7 м. Средний напор в равноценной сплошной галерее будет составлять 16—7=9 м выше поверхности земли.

Рассматривая водоотливной ряд как границу с постоянным напором, составим, используя метод суперпозиции, уравнение для расчета повышения уровня:

Обозначения те же, что в формуле (IV,67). Значение 5 отсчитывается от среднего напора водоотливного ряда. Для скважины в центре второго ряда, находящейся в самых неблагоприятных условиях, значение гидравлического сопротивления определяется формулой, полученной из (IV.70) путем подстановки соответствующих координат: х’=0; у’=с+1+r’0

Здесь n=(N-1)/2, где N — число скважин в ряду.

Подставив числовые значения, получим:

Дополнительное повышение уровня вследствие разности плотностей составит

Суммарный напор над устьем

Расчет показывает, что условие предельного давления на устье не соблюдается.

При давлении на устье, равном 0,16 МПа, S = 160—32 = 128 м; приемистость скважин Q = 8,3 м3/ч. Для скважин первого серодобычного ряда R = 73, соответственно

Таким образом, оказывается, что работа двумя рядами при заданных условиях не обеспечивает минимальной приемистости скважин. Поэтому нужно расположить серодобычные скважины в один ряд. Однако при таком расположении длина фронта из 80 скважин составит 3,2 км, что больше размера залежи. Поэтому принимается решение работать двумя рядами с разгрузкой в обе стороны. Симметричное расположение скважин позволяет свести задачу к схеме с одним действующим рядом скважин, описываемым уравнением, аналогичным (III.67). Гидравлическое сопротивление при этом равно 42; репрессия при расходе 10 м3/ч — 80 м; напор над устьем 112 м. Таким образом, расположение скважин двумя рядами с двухсторонней разгрузкой является в данных условиях оптимальным, обеспечивая запас надежности около 25%. При большом числе взаимодействующих скважин возникают трудности с вычислением гидравлического сопротивления. В связи с этим проведены вычисления для некоторых типовых условий: расположение скважин в шахматном порядке, одновременное включение одного, двух, трех рядов; водоотлив из скважин на различном удалении — от первого до третьего рядов. Результаты вычислений представлены в виде графиков зависимости гидравлического сопротивления от числа взаимодействующих скважин (рис. 37).

Приблизительную оценку приемистости скважин (в м2/ч) можно проводить по формуле

где km — водопроводимость, м2/сут; P — давление на устье 0,1 мПа в — коэффициент, учитывающий взаимодействие скважин. Значения в приведены в табл. 9.

Например, требуется оценить приемистость скважин при расположении их в два ряда и разгрузке через два ряда. Boдопроводимость составляет 10 м2/сут, давление на устье 1,4 МПа. По таблице в=0,07

При двухсторонней разгрузке дебиты удваиваются.

При гидродинамических расчетах не учитывается изменение проницаемости в процессе подземной выплавки. Анализ работы скважин показал, что основным условием является обеспечение нужной приемистости в начале работы, когда процесс выплавки еще не оказывает значительного влияния на проницаемость пласта. Кроме того, в процессе выплавки наряду с повышением проницаемости в зоне плавления происходит компенсирующее снижение на границах зон, где расплавленная сера частично перекрывает сечение водоносного горизонта. Поэтому приведенная методика, несмотря на ряд допущений, дает вполне приемлемые по точности на стадии проектирования результаты.

---

• Несовершенство эксплуатационных скважин. Зависимость между устьевым давлением и расходом
• Фильтрации однородной жидкости в однородном пласте в условиях взаимодействия систем нагнетательных и дренажных скважин
• Задачи и особенности гидродинамических расчетов
• Месторождения, перспективные для подземной газификации
• Месторождения, перспективные для отработки подземной выплавкой
• Месторождения, перспективные для отработки выщелачиванием и растворением
• Месторождения, перспективные для скважинной гидродобычи (СГД)
• Связь свойств руд с их генезисом
• Подземное растворение
• Подземная газификация