Способ определения объема скважины. Формула объем скважины
Расчёт дебита скважины по формуле
Одной из характеристик пробуренной скважины является скорость поступления из пробуренного подземного пласта или отношение объема к определенному временному промежутку. Получается, что дебит скважины – это её работоспособность, измеряющаяся в м3/час (секунда, сутки). Значение дебита скважины необходимо знать при выборе производительности скважинного насоса.Факторы, определяющие скорость наполнения:
- Объем водоносного слоя;
- Скорость его истощения;
- Глубина залегания грунтовых вод и сезонные изменения уровня воды.
Дебит: методы расчета
Мощность насоса для артезианской скважины должна соответствовать её продуктивности. Перед бурением нужно рассчитать объем, требуемый для водоснабжения, и сравнить полученные данными с показателями разведки геологической службы в отношении глубины залегания пласта и его объема. Определяют дебит скважины предварительным расчетом статистических и динамических показателей относительно уровня воды.
Низкодебитными считаются скважины с продуктивностью меньше 20 м3/сутки.
Причины небольшого дебита скважины:
- естественная гидрогеологическая характеристика водоносного горизонта;
- сезонные изменения в грунтовых водах;
- засорение скважинных фильтров;
- разгерметизация или засорение труб, подающих воду на поверхность;
- механический износ насосной части насоса.
Расчет дебита скважины производится на этапе определения глубины залегания водоносного горизонта, составления конструкции скважины, выбора типа и марки насосного оборудования. По окончанию бурения производят опытно-фильтрационные работы с занесением показателей в паспорт. Если при вводе в эксплуатацию получен неудовлетворительный результат, то это означает, что допущены ошибки в определении проектной глубины бурения или подборе оборудования.
Маленький дебит скважины, что делать? Есть несколько вариантов:
- увеличение глубину скважины для вскрытия следующего водоносного горизонта;
- увеличения дебита путем применения различных методов опытной откачки;
- применение механического и химического воздействия на водовмещающий горизонт;
- перенос скважины на новое место.
Основные параметры для расчета дебита
Если вы не знаете, как рассчитать дебит скважины, то можете обратиться к специалистам или же произвести расчеты, которые помогут определить статические и динамические уровни.
- Статический уровень, Hст – расстояние от верхнего слоя почвы до уровня подземных вод.
- Динамический уровень, Hд – определяется при откачке воды насосом и замера уровня воды, которая генерируется природным путем.
Формула расчета дебита базируется на точном математическом расчете:
D = H x V/(Hд – Hст), метр:
- D – дебит;
- V – производительность насоса;
- H – высота водного столба;
- Hд, Hст – уровни по динамике и статике.
Пример расчета дебита скважины:
- глубина водозабора – 50 м;
- производительность насоса (V) – 2 м3/час;
- статический уровень (Hст) – 30 м;
- динамический уровень (Hд ) – 37 м;
- высота водного столба (H) 50 – 30 = 20 м.
Подставив данные, получаем расчетный дебит - 5,716 м3/ч.
Для проверки используется пробная откачка насосом большей мощности, который улучшит показания динамического уровня.
Второй расчет нужно выполнять по вышеуказанной формуле. Когда оба значения дебита будут известны, узнается удельный показатель, который дает точное понятие того, насколько нарастает производительность при росте динамического уровня на 1 метр. Для этого применяется формула:
Dуд = D2 – D1/h3 – h2, где:
- Dуд - удельный дебит;
- D1, h2 - данные первого опыта;
- D2, h3 - данные второго опыта.
www.burovik.ru
Формулы для расчета технологических параметров глушения скважины
1 . Максимально допустимое давление на устье скважины.
Допустимое давление на устье скважины [Рш к ] не должно превышать 80% давления последней опрессовки обсадной колонны и устья скважины - Р
где Р - давление последней опрессовки обсадной колонны, МПа.
Допустимое давление на устье скважины с точки зрения предотвращения гидроразрыва пород \РШ к \г не должно превышать допустимую прочность пород в наиболее слабом участке ствола скважины.
где Р - давление гидроразрыва наиболее слабого пласта (определяется в техническом проекте или по данным испытания пласта на приемистость), МПа;
Нслпл - глубина подошвы наиболее слабого пласта, м; рн - плотность бурового раствора в затрубном пространстве, г/см3.
Максимально допустимым давлением на устье скважины -Коз.*:.] является наименьшее из значений \РШ к}к и \РЮ к ]г .
Пример.
Давление опрессовки 244,5 мм обсадной колонны, спущенной на глубину 1200 м, равно - 18,0 МПа.
Градиент давления гидроразрыва на глубине спуска башмака колонны (глубина залегания наименее прочных пород) равен 0,02 МПа/м. Плотность бурового раствора составляет 1,25
г/см3.
Исходные данные:
-1700 м
Нок (244,5 мм) -1200м
Ропр~ 18,0 МПа
Сгр -0,02МПа/м
рн- 1,25 г/см3
Решение:
Давление гидроразрыва на глубине 1 200 м
. • Ям. = 0,02 • 1200 = 24,ОМПа Максимально допустимое давление на устье скважины.
-Р,,. -0,00981 •ря-= 24,0 - 1,25 • 0,00981 • 1200 - 9,ЗМПа
2. Плотность поступившего в скважину пластового флюида. Плотность поступившего в скважину флюида определяется по следующей формуле
_ _ V из.к из. т. )
Рф Рн
где рн - плотность бурового раствора в скважине, г/см ;
Ризт, Ршк ~ избыточные давления в трубном и затрубном
пространстве, МПа; Иф — высота столба флюида в стволе скважины, м;
з
И* = — , У0 - объем поступившего в скважину флюида, м ; р
Р - площадь поперечного сечения ствола скважины в интервале расположения пачки флюида, м .
Пример. Исходные данные:
.т- 2Д МПа Ршк -3,6 МПа рп- 1,25 г/см3
- 0, 0124м2
Решение:
Высота пачки флюида
= 186м
Р 0,0124
Плотность флюида
(Р _р ^ и 6- 2 2)
\ из.к из.т) _ У-3," *•**•)
0,00981-/2^ ~ 0,00981-186
3. Пластовое давление.
Фактическое пластовое давление проявляющего пласта рассчитывается по формуле
Рпл = 0,00981 -рн- И + Ризм
где Рпл - пластовое давление, МПа;
рн - плотность бурового раствора в скважине, г/см3;
Н - глубина залегания пласта, м;
Рюм - избыточное давление в бурильных трубах, МПа.
Пример. Исходные данные:
Р„м- 2,2 МПа
Рил.- 3,6 МПа
рн -1,25 г/см3 Я-1700м
Решение: Пластовое давление
РШ1= 0,00981- рв-Н + Ртт,= = 0,00981 • 1,25 • 1700 + 2,2 = 23,ОМПа
4. Плотность бурового раствора, необходимая для глуше ния скважины.
Плотность бурового раствора для глушения скважины определяется по формуле
Р +АР
г, =—™ . -"
0,00981Я'
где рк - плотность бурового раствора для глушения скважины,
г/см3;
Рдд - пластовое давление, МПа; АР - величина превышения гидростатического давления
над пластовым, МПа.
Величина превышения гидростатического давления над пластовым регламентируется «Инструкцией по предупреждению и ликвидации ГНВП при строительстве и ремонте скважин» следующим образом:
— 10-15% для скважин глубиной до 1200 м (интервалов от О до 1200 м), но не более 1,5 МПа;
— 5-10% для скважин глубиной до 2500 м (интервалов от 1200 до 2500 м), но не более 2,5 МПа;
— 4-7% для скважин глубиной более 2500 м (интервалов от 2500 до проектной глубины), но не более 3,5 МПа.
Пример. Исходные данные:
Р„- 23,0 МПа
/?„ -1,25 г/см3 Я - 1700 м
Ризт-2,2МПа Решение: Плотность, необходимая для глушения скважины
0,00981Я 23,0 +2,3
= 1,51 г/см"
0,00981-1700
5. Начальное давление циркуляции.
Начальное давление циркуляции определяется по следующей формуле
где Рн - начальное давление циркуляции, МПа;
Ргс — гидравлические сопротивления при выбранной для глушения подаче, МПа;
|
Р = Р г.с. г.с- |
, Ргс - гидравлические сопротивления
при бурении, МПа;
2[ - производительность насосов при бурении, л/с; ^2 - выбранная подача насоса для глушения, л/с.
Пример. Исходные данные:
Ргс~ 12,0 МПа 0, - 20 л/с 02 - 10 л/с -22 МПа
Решение:
Гидравлические сопротивления при выбранной для глушения подаче
Р'гс=Ргс{— 1 =12.оГ— 1 -3,0 МПа
Ш) (ж)
Начальное давление циркуляции Рн = рю.гп. + Р'г.с. + (0>5 + 1,0) - 2,2 + 3,0 + 0,8 = 6,ОМПа
7. Конечное давление циркуляции.
Конечное давление циркуляции определяется по следующей формуле
Р — Р рк
•* к •* г.с. '
Рн
где рк — конечная плотность бурового раствора для глушения скважины, г/см3;
рн - начальная плотность бурового раствора, г/см ; Ргс - гидравлические сопротивления при выбранной подаче насосов, МПа.
Пример. Исходные данные:
Ргс -3,0 МПа ря-\,25 г/см3 /Ок-1,51 г/см3
Решение:
Конечное давление циркуляции
www.poilg.ru
Способ определения объема скважины
Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для определения объема скважины, пробуренной в газоносных породных массивах, а также в измерительной технике для определения объема негерметичной емкости. Сущность способа заключается в том, что при определении объема скважины, пробуренной в газоносных породных массивах, устье скважины с притоками газа закрывают на время нарастания избыточного давления, затем перепускают часть газа в атмосферу с постоянным расходом, при этом объем скважины определяют по формуле, учитывающей измеренные параметры: атмосферное давление, давление в скважине до и после начала перепуска газа, давления в скважине в момент начала и окончания перепуска газа, расход перепускаемого газа, время между измерениями давлений и длительность перепуска газа. Кроме того, при измерении объема малодебитной скважины в нее нагнетают воздух, закрывают устье на время падения избыточного давления и затем перепускают часть воздуха в атмосферу. Способ определения объема скважина характеризуется простотой практической реализации и обеспечивает высокую точность измерений объема скважин, что особенно важно в условиях подземных горных работ при контроле качества дегазационных работ для решении задач безопасности горных работ. Техническим результатом является повышение точности измерений. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для определения объема скважины, пробуренной в газоносных породных массивах, а также в измерительной технике для определения объема негерметичной емкости.
Известен способ определения глубины скважин, включающий измерение длины колонны труб при спускоподъемных операциях [1]. Однако способ глубины и объема скважины с помощью колонны труб является длительной и трудоемкой операцией, особенно после технологического обустройства устья дегазационной скважины.
Известен также способ определения объема негерметичной емкости, включающий измерение давления в емкости в течение времени, при этом в емкости создают избыточное давление сжатым воздухом, затем воздух перепускают в отдельную герметизированную эталонную емкость и по величине измеренных давлений рассчитывают объем [2], принятый в качестве аналога.
Недостатком аналога является невысокая точность измерений, что обусловлено невозможностью достижения стабильного давления газа в эталонной емкости, необходимого для вычислений. Кроме того, использование эталонной емкости усложняет практическую реализацию способа, особенно в шахтных условиях, и увеличивает погрешность измерений объема больших полостей.
Наиболее близким техническим решением по назначению является способ определения объема скважины, включающий заполнение полости скважины средой и измерение давления в скважине в течение времени [3], принятый в качестве прототипа.
Недостатком прототипа является невысокая точность определения объема из-за неуправляемой фильтрации заполняющей скважину жидкости в породный массив. Кроме того, при инфильтрации жидкости в поровое пространство породного массива снижается его газопроницаемость и, соответственно, эффективность функционирования дегазационной скважины. Кроме того, недостатком прототипа является высокая трудоемкость реализации, требующая использование воды для закачки в скважину.
Задачей изобретения является повышение точности измерений объема скважины, пробуренной в газоносных угольных пластах и породных массивах, повышение эффективности функционирования дегазационных скважин, а также снижение трудоемкости измерительных операций.
Это достигается тем, что в способе определения объема скважины, включающем заполнение полости скважины средой и измерение давления в скважине в течение времени, устье скважины с притоками газа закрывают на время изменения давления, затем перепускают часть газа в атмосферу с постоянным расходом, при этом измеряют величину давления до и после перепуска газа, а объем скважины определяют по формуле
где Pat - атмосферное давление;
Р0 - давление в скважине в момент времени до перепуска газа;
P1 - давление в скважине в момент времени начала перепуска газа;
Р2 - давление в скважине в момент времени окончания перепуска газа;
P3 - давление в скважине в момент времени после перепуска газа;
Δt1 - время между измерениями значений и Р0 и P1;
Δt2 - длительность перепуска газа;
Δt3 - время между измерениями значений P2 и P3;
G - объемный расход перепускаемого газа в устье скважины.
Кроме того, в малодебитную скважину предварительно нагнетают воздух.
Предложенный способ поясняется схемой, отражающей осуществление способа в газоносных породных массивах.
В породном массиве 1 ранее пробурена скважина 2, обсаженная в устье трубой 3. На выходе из трубы 3 установлены расходомер газа 4, а внутри трубы - вентиль 5, и манометр 6.
Способ осуществляют следующим образом.
Осуществляют заполнение полости скважины средой. При измерении объема скважины в газоносном породном массиве с помощью вентиля 5 перекрывают сечение трубы 3. Таким образом, устье скважины с притоками газа закрывают на время изменения давления. Вследствие поступления газа из породного массива в полость скважины 2 происходит повышение давления до величины Р0, которое фиксируют манометром 6. В соответствии с уравнением Менделева-Клапейрона масса газа в скважине составляет
где m0 - масса газа в скважине;
µ - молярная масса газа;
R - универсальная газовая постоянная;
Т - абсолютная температура газа;
V - объем скважины.
Через последующее время Δt1 от момента измерения давления Р0 до момента начала перепуска газа в атмосферу давление в скважине изменяется до величины Р1. Масса газа в скважине перед перепуском составляет
где m1 - масса газа в скважине перед перепуском газа в атмосферу.
Темп перетока массы газа между скважиной 2 и окружающим породным массивом составляет
Далее с помощью вентиля 5 устье скважины 2 открывают и в течение времени Δt2 перепускают часть газа с постоянным массовым расходом в атмосферу. Показания объемного расхода газа измеряют расходомером газа 4. При этом из скважины через устьевую трубу 3 выходит газ массой
где Δm - масса газа, перепускаемого в атмосферу через устьевую трубу 3;
Pat - атмосферное давление;
G - постоянный объемный расход газа, перепускаемого в атмосферу.
После перепуска газа в атмосферу давление газа в скважине 2 уменьшается до величины P2. Поэтому масса оставшегося газа в скважине 2 составляет
где m2 - масса газа в скважине после перепуска в атмосферу.
Затем через время Δt3 после перепуска газа измеряют величину давления Р3. На этой стадии темп перетока массы газа между скважиной 2 и окружающей средой составляет
Следовательно, средневзвешенный по времени темп перетока массы газа между скважиной 2 и окружающей средой составляет
В течение времени Δt2 истечения газа из устьевой трубы 3 другая часть газа перетекает из скважины 2 через породный массив, а также, в случае плохой герметизацию устья скважины, проходит обход устьевой трубы 3. Масса этого газа составляет
В соответствии с законом сохранения массы выполняется равенство
Из решения уравнения (9) с учетом зависимостей (1-8) получим выражение для расчета объема скважины
Таким образом на основе замеров параметров Р0, Р1, Р2, Р3, Δt1, Δt2, Δt3 и G, выполненных при реализации технологических операций данного способа, определяют объем скважины. Достоинством способа является высокая точность определения объема, поскольку для его реализации требуется минимальное количество оборудования при высокой точности измерений необходимых параметров: времени, давления и расхода газа. Способ характеризуется высокой эффективностью функционирования дегазационной скважины, поскольку в технологических операциях закрытия и открытия устья дегазационных скважин расширяются каналы фильтрации и увеличивается газопроницаемость, что способствует увеличению дебитов метана. Использование в качестве рабочей среды газа метана, поступающего из породного массива, исключает необходимость использования дополнительного оборудования для нагнетания рабочей среды в скважину. Это обеспечивает низкую трудоемкость при реализации.
При определении объема скважины 2 в породных массивах 1 с небольшой газоносностью, для сокращения длительности измерительных операций, в малодебитную скважину 2 предварительно нагнетают воздух, закрывают скважину 2 на время Δt1 падения избыточного давления от величины Р0 до величины Р1, затем перепускают часть воздуха в атмосферу с постоянным расходом G в течение времени Δt2. В конце процесса измеряют давление газа Р2. Затем через время Δt3 после перепуска газа измеряют давление газа Р3. Также как в первом варианте, расчет производят по формуле (10).
По сравнению с прототипом во втором варианте использование сжатого воздуха в качестве рабочей среды вместо воды также обеспечивает более низкую трудоемкость реализации, исключающей использования габаритных емкостей и нагнетательного оборудования.
Пример реализации 1. Шахта им. С.М. Кирова расположена в Кузнецком угольном бассейне. На шахте применяют дегазацию выемочного столба в пласте "Поленовский" с помощью скважин, пробуренных из вентиляционного и конвейерного штреков. При экспертизе эффективности работы дегазационных скважин необходимо иметь точную информацию об их объеме и длине. С этой целью устье дегазационной скважины обустраивают в соответствии с представленной схемой, при монтаже которой использованы: для измерения объемного расхода газа - ротаметр ЭМИС-МЕТА 210; для измерения давления газа в скважине используют манометр типа ТВ, серия 10; для перекрытия устья скважины - вентиль в виде шарового крана типа 11Б27п. В частом случае при реализации способа выполнены следующие операции. Заполняли полости скважины средой. Устье скважины закрыли и в результате притока газа из угольного пласта в скважине сформировалось избыточное абсолютное давление, значение которого на манометре составляет Р0=2,0 бар. Через Δt1=40 мин после измерения избыточного давления газа его абсолютное давление увеличилось и составило Р1=2,3 бар. Затем с помощью вентиля открыли устье скважины и обеспечили перепуск газа в атмосферу с постоянным расходом газа G=0,03 м3/мин в течение времени Δt2=30 мин. Абсолютное давление в скважине в конце процесса перепуска газа составляет Р2=1,5 бар. Затем через время Δt3=25 мин измерили давление газа в скважине Р3=1,6 бар. Следовательно, расчетный объем скважины по формуле (10) составляет
При диаметре скважины d=93 мм (0,093 м) длина скважины равна
Пример реализации 2. На шахте им. С.М. Кирова по пласту "Болдыревский" ряд дегазационных скважин являются малодебитными, что требует большого времени ожидания для формирования избыточного давления в скважине. Поэтому для сокращения длительности операций по определению объема скважины в нее предварительно закачивают воздух. С помощью манометра измерили избыточное давление Р0=4,0 бар. Затем, через время Δt1=40 мин зафиксировали падение давления до величины Р1=3,8 бар. После этого осуществили перепуск воздуха в атмосферу с постоянным расходом G=0,14 м3/мин в течение времени Δt2=20 мин. Измеренное давление составило Р3=2,4 бар. Затем через время Δt3=30 мин измеряют давление в скважине Р3=2,3 бар. Полученных данных достаточно для выполнения расчета по формуле (10)
Длина скважины при диаметре d=0,093 м составляет
Разработанный способ определения объема скважины обеспечивает высокую точность измерений объема и длины скважины и характеризуется простотой практической реализации, что особенно важно при решении задач горного дела в условиях подземных горных работ при контроле качества дегазационных работ. В частности, своевременный контроль за величиной объема ранее пробуренных дегазационных скважин способствует решению актуальной задачи обеспечения безопасности при разработке газоносных угольных пластов. В целом, реализация разработанного способа сокращает материальные затраты на измерительные операции при высокой точности результата измерений.
Источники информации
1. Патент RU 2215140, кл. Е21В 47/01, Е21В 47/04 от 27.10.2003.
2. Патент РФ №2026533, кл. G01F 17/00 от 09.01.1995.
3. Авт. свид. СССР №533723, кл. Е21В 47/08 от 30.10.1976 (прототип).
1. Способ определения объема скважины, включающий заполнение полости скважины средой и измерение давления в скважине в течение времени, отличающийся тем, что устье скважины с притоками газа закрывают на время изменения давления, затем перепускают часть газа в атмосферу с постоянным расходом, при этом измеряют величину давления до и после перепуска газа, а объем скважины определяют по формуле
где Pat - атмосферное давление;Р0 - давление в скважине в момент времени до перепуска газа;Р1 - давление в скважине в момент времени в начале перепуска газа;Р2 - давление в скважине в момент времени в конце перепуска газа;Р3 - давление в скважине в момент времени после перепуска газа;Δt1 - время между измерениями значений Р0 и Р1;Δt2 - длительность перепуска газа;Δt3 - время между измерениями значений Р2 и Р3;G - объемный расход перепускаемого газа в устье скважины.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в малодебитную скважину предварительно нагнетают воздух.
www.findpatent.ru
