test

4. Susuz kuyu akış hızının hesaplanması, akış hızının formasyon açılma derecesine bağımlılığı, anizotropi parametresi

Çoğu gaz taşıyan formasyonda, dikey ve yatay geçirgenlikler farklıdır ve kural olarak, dikey geçirgenlik k yatay geçirgenlikten önemli ölçüde daha azdır k g Düşük dikey geçirgenlik, açığa çıkan gaz kuyularının su taşması riskini azaltır. operasyonları sırasında dip suyuyla anizotropik oluşumlar. Bununla birlikte, düşük dikey geçirgenlik ile, kuyunun penetrasyon derecesi açısından kusurundan etkilenen alana aşağıdan gaz akışı da zordur. Anizotropi parametresi ile bir kuyunun dip suyu ile anizotropik bir formasyona girmesi durumunda izin verilen düşüm miktarı arasındaki kesin matematiksel ilişki kurulmamıştır. İzotropik oluşumlar için geliştirilen Qpr'yi belirlemeye yönelik yöntemlerin kullanılması önemli hatalara yol açmaktadır.

Çözüm algoritması:

1. Gazın kritik parametrelerini belirleyin:

2. Rezervuar koşulları altında süper sıkıştırılabilirlik katsayısını belirleyin:

3. Gaz yoğunluğunu belirleyin standart koşullar ve ayrıca rezervuarlar için:

4. 0,1 MPa'lık bir basınç oluşturmak için gereken formasyon su sütununun yüksekliğini bulun:

5. a* ve b*: katsayılarını belirleyin.

6. Ortalama yarıçapı belirleyin:

7. D katsayısını bulun:

8. K o , Q * katsayılarını ve maksimum susuz akış hızını Q pr. h oluşum derecesine bağlı olarak ve iki için farklı anlamlar anizotropi parametresi:

İlk veriler:

Tablo 1 - Susuz rejimin hesaplanması için ilk veriler.

Tablo 4 - Susuz modun hesaplanması.

Özernoye sahasındaki ESP ile donatılmış kuyuların üretim yeteneklerinin analizi

Verimlilik katsayısı nerede; - rezervuar basıncı, ; - altta izin verilen minimum basınç,...

2. Sektörün tepesinden ve kuyunun merkezinden geçen ışın boyunca basınç dağılımının bulunması. 2. Darcy yasasına göre kararlı durum gaz filtrasyonu altında, hatalarla sınırlı, p/2 açılı bir sektördeki bir gaz kuyusunun çalışmasının analizi 2...

Darcy yasasına göre kararlı durum gaz filtrasyonu altında, hatalarla sınırlı, π/2 açılı bir sektörde gaz kuyusu çalışmasının analizi

Bir gaz alanının gelişimi sırasında gaz taşıyan oluşumun kalınlığındaki değişikliklerin etkisi

Alt su katmanlarına nüfuz eden gaz kuyularının işletilmesi için teknolojik bir rejimin oluşturulması en karmaşık görevdir. Koni oluşum sürecinin durağan olmayan doğası dikkate alınarak bu soruna kesin bir çözüm...

Chekmagushevskoye petrol sahasının jeolojik yapısı ve gelişimi

Borç (şimdiki değeri) ana karakteristik kuyu, birim zamanda üretebileceği maksimum su miktarını gösterir. Akış hızı m3/saat, m3/gün, l/dak cinsinden ölçülür. Kuyunun akış hızı ne kadar büyük olursa verimliliği de o kadar yüksek olur...

Yamsoveyskoye gaz yoğunlaşma sahası kuyularının hidrodinamik çalışmaları

Kuyuya gaz girişi denklemi aşağıdaki formülle hesaplanır: ,... (1) G. A. Adamov'un boru sistemi formülü: ,... (2) dumandaki gaz hareketinin denklemi: ,... (3) burada Ppl rezervuar basıncı, MPa'dır; Рвх - manifolda giriş basıncı...

Gözenekli bir ortamda sıvı ve gazın hareketinin incelenmesi

1) Bir gaz kuyusunun akış hızının, geçirimsiz sınır ile kuyunun yönü arasındaki b açısına, sektörün tepesinden kuyunun merkezine sabit bir mesafede bağımlılığının incelenmesi...

Rezervuar taşkın yöntemleri

Şu anda. GZU bir türbin hacim ölçer ile donatılmışsa, okumaları akış kesiti boyunca sıvı fazın varlığından, viskozite değerinden, gaz ayırma kalitesinden, ölçülen üründe bir köpük yapısının varlığından etkilenir. ...

Yatay petrol kuyularının verimliliğinin değerlendirilmesi

petrol kuyusu üretkenlik drenajı Joshi formülünü uygulayacağımız bir Excel dosyası bize yardımcı olacaktır. Sarı hücreleri 0,05432 katsayısıyla doldurun...

Yeraltı akışkanlar mekaniği

Belirli bir dairesel formasyon, 4'ü kenarı A = 500 m olan bir karenin köşelerinde bulunan ve beşincisi merkezde olan beş kuyu tarafından geliştirilirse, her bir kuyunun akış hızını ve toplam akış hızını belirleriz. ..

Yeraltı akışkanlar mekaniği

Petrolün su ile düz radyal yer değiştirmesi durumunda, kuyu akış hızı aşağıdaki formülle belirlenir: (17) burada: rn, t zamanındaki petrol-su arayüzünün koordinatıdır (yarıçap).

Onarım ve yalıtım çalışmaları yapılırken yeni teknolojilerin uygulanması

Şu anda çoğu petrol sahası, özellikle üretilen ürünlerdeki yüksek su kesintisi nedeniyle üretim süreçlerinin önemli ölçüde karmaşıklaştığı geliştirme sürecinin son aşamasındadır...

Karmaşık potansiyeli düşünelim. Denklem, izobarlarla çakışan bir eşpotansiyel ailesini tanımlar: , (5) burada oluşum geçirgenlik katsayısı, oluşumu doyuran sıvının dinamik viskozite katsayısıdır...

Kısmen izole edilmiş besleme devresiyle kuyuya sıvı akışı

Akış hızını ele alalım farklı açılar Kompleks potansiyel teorisi kullanılarak açıklanan yöntemle elde edilen formasyonun geçirgen çevresinin açılması (Şekil 10). Pirinç. 10 Kuyu akış hızının açıya bağlılığı Grafikte...

Yatay madencilik projesi petrol kuyusu Vyngapurovskoye sahasında 2910 m derinlik

Şu anda üretken ufuklar açmanın birkaç yolu var: baskıyla (Rpl< Рз), депрессии (Рпл >Рз) ve denge. Eğim ve denge üzerine sondaj yalnızca tamamen çalışılmış bir bölümle gerçekleştirilir...

Gaz kuyularının maksimum susuz akış hızlarının bir elek varlığında belirlenmesi ve bu tür kuyuların incelenmesinin sonuçlarının yorumlanması için yöntemler yeterince geliştirilmemiştir. Şimdiye kadar, yapay bir perde oluşturarak gaz taşıyan oluşumları taban suyuyla açan kuyuların maksimum susuz akış hızlarını arttırma olasılığı sorusu da tam olarak araştırılmamıştır. Burada bu soruna analitik bir çözüm sunuyoruz ve kusurlu bir kuyunun taban suyuyla birlikte düzgün anizotropik dairesel bir formasyona nüfuz ettiği ve geçirimsiz bir ekranın varlığında çalıştırıldığı durumu ele alıyoruz. Geçilmez bir dip deliği eleğinin varlığı nedeniyle, doğrusal olmayan bir filtreleme yasası altında dikey gaz kuyularının maksimum susuz akış hızlarını hesaplamak için yaklaşık bir yöntem geliştirilmiştir. Maksimum susuz akış hızının değerinin yalnızca eleğin boyutuna değil aynı zamanda gaza doymuş oluşumun dikey konumuna da bağlı olduğu tespit edilmiştir; en yüksek maksimum akış hızını karakterize eden optimum elek konumu belirlendi. Belirli örnekler kullanılarak pratik hesaplamalar yapıldı.

hesaplama yöntemi

susuz akış hızı

dikey kuyu

gaz kuyusu

1. Karpov V.P., Sherstnyakov V.F. Saha verilerine göre faz geçirgenliklerinin doğası. Petrol üretimi için NTS. – M.: GTTI. – Hayır. 18. – S.36-42.

2. Telkov A.P. Yeraltı akışkanlar dinamiği. – Ufa, 1974. – 224 s.

3. Telkov A.P., Grachev S.I. ve diğerleri. Petrol ve gaz sahalarının gelişiminin özellikleri (Bölüm II). – Tümen: UNOPIKBS-T'den, 2001. – 482 s.

4. Telkov A.P., Stklyanin Yu.I. Petrol ve gaz üretimi sırasında su konilerinin oluşumu. – M.: Nedra, 1965.

5. Stklyanin Yu.I., Telkov A.P. Bant benzeri anizotropik bir rezervuardaki yatay bir drenaja ve kusurlu bir kuyuya giriş. Maksimum susuz akış hızlarının hesaplanması. PMTF AS SSCB. – No. 1. – 1962.

Bu makale, bu soruna analitik bir çözüm sunmakta ve kusurlu bir kuyunun, taban suyuyla birlikte düzgün anizotropik dairesel bir formasyona nüfuz ettiği ve geçirimsiz bir perde varlığında çalıştırıldığı durumu ele almaktadır (Şekil 1). Gazın gerçek olduğuna, gaz hareketinin sabit olduğuna ve doğrusal olmayan filtreleme kanununa uyduğuna inanıyoruz.

Şekil 1. Ekranlı kusurlu bir kuyuya gaz akışının üç bölgeli şeması

Kabul edilen koşullara dayanarak, sırasıyla I, II, III bölgelerindeki kuyuya gaz girişi denklemleri şu şekilde olacaktır:

; ; (2)

; ; , (3)

burada a ve b formüllerle belirlenir. Geriye kalan semboller şemada gösterilmektedir (bkz. Şekil 1). Denklemler (2) ve (3) bu durumda sırasıyla rе ve (rе+ho) yarıçaplarıyla genişletilmiş kuyulara akışı tanımlayın.

Pascal yasasına göre gaz-su arayüzündeki kararlılık koşulu (CD çizgisine bakın) denklemle yazılacaktır.

burada ρв suyun yoğunluğudur, gaz-su arayüzünde suyla doygunluğun bir fonksiyonu olarak kılcal basınçtır.

(1)-(3)'ü birlikte çözerek, bir dizi dönüşümden sonra giriş denklemini elde ederiz.

(2) ve (4)'ün ortak çözümünden şunu elde ederiz: ikinci dereceden denklem köklerinden biri (7) dikkate alınarak ve bir dizi dönüşümden sonra aşağıdaki ifadeyle temsil edilen boyutsuz sınırlayıcı akış hızına göre:

Nerede (7)

(8)

Susuz akış hızının boyut sınırına geçiş aşağıdaki formüllere göre gerçekleştirilir:

(9)

gaz rezervuarındaki ağırlıklı ortalama basınç nerede.

Tablo 1

Alt kısımdaki ekrandan dolayı filtrasyon direnci değerleri

Ek filtreleme dirençleri Ve ekrandan dolayı bilgisayarda formüller (6) kullanılarak hesaplanır, tablolanır (Tablo 1) ve grafikler halinde sunulur (Şekil 2). Fonksiyon (6) bilgisayarda hesaplanır ve grafiksel olarak (Şekil 3) gösterilir. Maksimum çöküntü, Q=Qpr'deki giriş denklemi (4.4.4) kullanılarak belirlenebilir.

Şekil 2. Filtrasyon dirençleri Ve , kararlı bir gaz-su arayüzündeki ekranın neden olduğu

Şekil 3. Boyutsuz sınırlayıcı akış hızının qpr'nin ρ=1/æ* ve α parametrelerindeki bağıl açıklığa bağımlılığı

Şekil 3, boyutsuz maksimum akış hızının (q) Re ve a parametrelerindeki açılma derecesine bağımlılığını göstermektedir. Eğriler, ekran boyutunun artmasıyla (<20) безводные дебиты увеличиваются. Максимум на кривых соответствует оптимальному вскрытию пласта, при котором можно получить наибольший предельный безводный дебит для заданного размера экрана. С увеличением параметра ρ=1/æ* (уменьшением анизотропии) предельный безводный дебит увеличивается, а уменьшение безводного дебита для малых вскрытий объясняется увеличением фильтрационных сопротивлений, обусловленных экраном на забое.

Örnek. Dip suyuyla temas eden gaz kapağı boşaltılır. Belirlemek gerekir: bir gaz kuyusunun maksimum akış hızı, GWK'nin tabana geçişini sınırlayan ve geçilmez bir ekranın varlığında maksimum akış hızı.

Başlangıç ​​verileri: Rpl=26,7 MPa; K=35,1·10-3 µm2; Ro=300 m; ho=7,2 m; =0,3; =978 kg/m3; =210 kg/m3 (rezervuar koşullarında); æ*=6,88; =0,02265 MPa·s (rezervuar koşullarında); Tm=346 K; Tst=293 K; Sıçan=0,1013 MPa; rе=ho=7,2 m ve rе=0,5ho=3,6 m.

Yerleşim parametresinin belirlenmesi

Grafiklerden boyutsuz maksimum susuz sıvı akış hızını q(ρо,)q(6.1;0.3)=0.15 buluyoruz.

Formül (9)'u kullanarak şunları hesaplıyoruz:

Qo=52.016 bin m3/gün; bin m3/gün

Bir ekranın varlığında boyutsuz parametreleri belirliyoruz:

Grafikleri (bkz. Şekil 2) veya tabloyu kullanarak ek filtreleme dirençlerini buluyoruz: C1= C1(0,15;0,3;1)=0,6; C2= C2(0,15;0,3;1)=3,0.

Formül (7)'yi kullanarak boyutsuz parametre α=394.75'i buluruz.

Formül (9)'u kullanarak Qo47,9 bin m3/gün tutarındaki akış hızını hesaplıyoruz.

Formül (7) ve (8) kullanılarak yapılan hesaplamalar şunu verir: X=51,489 ve Y=5,773·10-2.

Formül (6) kullanılarak hesaplanan boyutsuz sınırlayıcı akış hızı, q=1.465'e eşittir.

Elek nedeniyle boyutsal sınır akış hızını Qpr=qQo=1.465·47.970.188 bin m3/gün oranından belirliyoruz.

Benzer başlangıç ​​parametrelerine sahip bir ekran olmadan hesaplanan maksimum debi 7,8 bin m3/gün'dür. Dolayısıyla, ele alınan durumda, bir ekranın varlığı maksimum akış hızını neredeyse 10 kat artırır.

rе=3.6 m alırsak; onlar. boyutun gaza doymuş kalınlığın yarısı kadar olması durumunda aşağıdaki tasarım parametrelerini elde ederiz:

2; C1=1,30; C2=5.20; X=52.45; Y=1.703·10-2; q=0,445 ve Qpr=21,3 bin m3/gün. Bu durumda maksimum debi yalnızca 2,73 kat artar.

Maksimum akış hızının yalnızca eleğin boyutuna değil aynı zamanda gazla doyurulmuş oluşumun dikey konumuna da bağlı olduğu unutulmamalıdır. Perde doğrudan tabanın önüne yerleştirilmişse, formasyonun göreceli açıklığından. Çözüm (6)'ya ilişkin çalışma, en yüksek maksimum akış hızına karşılık gelen ρ, α, Re parametrelerine bağlı olarak optimal bir elek konumunun olduğunu gösterdi. Ele alınan problemde optimal açıklık =0,6'dır.

ρ=0,145 ve =1 kabul ediyoruz. Açıklanan yöntemi kullanarak hesaplanan parametreleri elde ediyoruz: C1 = 0,1; C2=0,5; X=24.672; Y=0,478.

Boyutsuz akış hızını belirliyoruz:

q=24,672(-1) 5,323.

Boyutsal limit akış hızı formül (9) ile bulunur.

Qpr=qQo=5,323·103=254,94 bin m3/gün.

Böylece bağıl açıklık =0,3'e göre akış hızı 3,6 kat arttı.

Maksimum susuz akış hızını belirlemek için burada özetlenen yöntem yaklaşıktır, çünkü üst kısmı halihazırda rе elek yarıçapına ulaşmış olan koninin stabilitesini dikkate alır.

Yukarıdaki çözümlerle, ek filtreleme dirençlerini hesaba katarak, doğrusal olmayan bir filtreleme yasası koşulları altında kusurlu bir gaz kuyusu için q()'yu belirlemek için formüller elde ediyoruz. Bu formüller aynı zamanda yaklaşık olacaktır ve bunlardan maksimum susuz akış hızının fazla tahmin edilen değeri hesaplanır.

Son derece kararlı bir taban suyu konisi koşulları altında gaz girişi için iki terimli bir denklem oluşturmak için, bu koşullar altında filtrasyon direncinin bilinmesi gerekir. Masket-Charny kararlı koni teorisine dayanarak belirlenebilirler. Serbest akış hareketi teorisine uygun olarak, koninin tepesi kuyunun dibine doğru kırıldığında, homojen anizotropik bir formasyonda uzamsal hareket alanını kusurlu bir kuyu ile sınırlayan akım çizgisinin denklemi , formda yazacağız

(10)

burada q= verilen (bilinen) yaklaşık formüller ve grafikler kullanılarak belirlenen boyutsuz maksimum susuz akış hızıdır; - boyutsuz parametre.

Filtrasyon hızını akış hızı yoluyla ifade ederek, arayüz denklemini (10) diferansiyel denklemde (1) değiştirerek, gaz durumu yasasını dikkate alarak ve aşırı basınç P ile r yarıçapını uygun sınırlar dahilinde entegre ederek, aşağıdaki gibi bir giriş denklemi elde ederiz: kabul edilmesi gereken form (12) ve formül (13):

; , (11)

(12)

burada Li(x), integral fonksiyonuyla bağımlılıkla ilişkili olan integral logaritmasıdır.

(13)

x>1 için integral (13) t=1 noktasında ıraksar. Bu durumda Li(x) uygunsuz integralin değeri olarak anlaşılmalıdır. Boyutsuz sınırlayıcı susuz akış hızlarını belirleme yöntemleri iyi bilindiğinden, (11) ve (12) fonksiyonlarını tablolaştırmaya açıkça gerek yoktur.

1. Geçilmez bir dip deliği eleğinin varlığı nedeniyle, doğrusal olmayan bir filtreleme yasası altında dikey gaz kuyularının maksimum susuz akış hızlarını hesaplamak için yaklaşık bir yöntem geliştirilmiştir. Boyutsuz maksimum akış hızları ve karşılık gelen ilave filtreleme dirençleri bir bilgisayarda hesaplandı, sonuçlar tablolaştırıldı ve karşılık gelen grafiksel bağımlılıklar sunuldu.

2. Maksimum susuz akış hızının değerinin yalnızca eleğin boyutuna değil aynı zamanda gaza doymuş oluşumun dikey konumuna da bağlı olduğu tespit edilmiştir; en yüksek maksimum akış hızını karakterize eden optimum elek konumu belirlendi.

3. Belirli bir örnek kullanılarak pratik hesaplamalar yapılmıştır.

İnceleyenler:

Grachev S.I., Teknik Bilimler Doktoru, Profesör, “Petrol ve Gaz Sahalarının Geliştirilmesi ve İşletilmesi” Bölüm Başkanı, Jeoloji ve Petrol ve Gaz Üretimi Enstitüsü, Federal Devlet Bütçe Eğitim Kurumu Tyumen Devlet Petrol ve Gaz Üniversitesi, Tyumen;

Sokhoshko S.K., Teknik Bilimler Doktoru, Profesör, Petrol ve Gaz Sahalarının Geliştirilmesi ve İşletilmesi Bölümü Profesörü, Jeoloji ve Petrol ve Gaz Üretim Enstitüsü, Federal Devlet Bütçe Eğitim Kurumu Tyumen Devlet Petrol ve Gaz Üniversitesi, Tyumen.

Bibliyografik bağlantı

Rusya Federasyonu Eğitim ve Bilim Bakanlığı

Rusça devlet üniversitesi I.M.'nin adını taşıyan petrol ve gaz Gubkina

Petrol ve Gaz Sahası Geliştirme Fakültesi

Gaz ve Gaz Kondensat Sahaları Geliştirme ve İşletme Dairesi Başkanlığı

TEST

“Gaz ve gaz yoğuşma sahalarının geliştirilmesi ve işletilmesi” kursunda

konuyla ilgili: "Teknolojik çalışma modunun hesaplanması - Komsomolskoye gaz sahasındaki bir kuyu örneğini kullanarak maksimum susuz akış hızı."

Kibishev A.A. tarafından tamamlandı.

Kontrol eden: Timashev A.N.

Moskova, 2014

• 1. Sahanın kısa jeolojik ve saha özellikleri
• 5. Hesaplama sonuçlarının analizi

1. Sahanın kısa jeolojik ve saha özellikleri

Komsomolskoye gaz yoğunlaşması ve petrol sahası, Yamalo-Nenets Özerk Okrugu'nun Purovsky bölgesinde, Tarko-Sale köyünün bölgesel merkezinin 45 km güneyinde ve Purpe köyünün 40 km doğusunda yer almaktadır.

SSCB Devlet Rezervler Komitesi tarafından onaylanan petrol rezervlerine sahip en yakın sahalar Ust-Kharampurskoye'dir (10 - 15 km doğuda). Novo-Purpeiskoe (100 km batıya).

Saha 1967 yılında ilk olarak gaz sahası (S "Enomanskaya zatezh) olarak keşfedilmiştir. 1975 yılında ise petrol sahası olarak keşfedilmiştir. 1980 yılında ise teknolojik şema uygulaması 1986 yılında başlayan gelişme.

Mevcut gaz boru hattı Urengoy - Novopolotsk, sahanın 30 km batısında yer almaktadır. Surgut - Urengoy demiryolu güzergahı 35 - 40 km batıya doğru uzanmaktadır.

Bölge hafif engebeli (mutlak yükseklik artı 33 artı 80 m), çok sayıda gölün bulunduğu bataklık bir ovadır. Hidrografik ağ, Pyakupur ve Aivasedapur nehirleri (Pur Nehri'nin kolları) tarafından temsil edilmektedir. Nehirlerde yalnızca bir ay süren bahar selinde (Haziran) ulaşım mümkündür.

Komsomolskoye alanı, Kuzey megaswellinin bir parçası olan Pyakupurovsky kubbe şeklindeki yükselme olan P düzeni yapısı içinde yer almaktadır.

Pyakupurovsky'nin kubbe şeklindeki yükselişi yüksek bir bölgeyi temsil ediyor düzensiz şekil güneybatı-kuzeydoğu yönünde yönlendirilmiş olup, üçüncü dereceden birkaç yerel yükselme nedeniyle karmaşık hale gelmiştir.

Petrol, gaz ve suyun fiziksel ve kimyasal özelliklerinin analizi, en uygun kuyu içi ekipmanı, çalışma modunu, depolama ve taşıma teknolojisini, formasyonun dip deliği bölgesini arıtmak için operasyon türünü, enjekte edilen sıvının hacmini ve daha fazlasını seçmenize olanak tanır. Daha.

Komsomolskoye sahasındaki petrolün ve çözünmüş gazın fizikokimyasal özellikleri, yüzey ve derin örneklerden elde edilen araştırma verilerine dayanarak incelenmiştir.

Bazı parametreler doğrudan kuyularda belirlendi (basınç, sıcaklık ölçümleri vb.). Numune analizi TCL'deki laboratuvar koşullarında gerçekleştirildi. Geokhim LLC, Reaktif LLC, Tyumen.

Kuyular belirli bir modda çalışırken akış hattından yüzey numuneleri alındı. Yüzey petrol ve gaz örneklerine ilişkin tüm çalışmalar, Devlet standartlarının öngördüğü yöntemlere göre gerçekleştirildi.

Araştırma sırasında petrol gazının bileşen bileşimi incelenmiş, sonuçlar Tablo 1'de gösterilmiştir.

Tablo 1 - Petrol gazının bileşen bileşimi.

Rezervlerin hesaplanması için standart koşullar altında belirlenen parametrelerin ve sahada petrolün gazdan arındırılması koşullarına yakın, yani kademeli ayırmalı bir yöntemin kullanılması tavsiye edilir. Bu bağlamda, ortalama değerlerin hesaplanmasında, yağ diferansiyel gaz giderme yöntemi kullanılarak numunelerin incelenmesinin sonuçları kullanılmamıştır.

Yağların özellikleri de kesit boyunca değişiklik gösterir. Yağ örneklerine ilişkin laboratuvar çalışmalarının sonuçlarının analizi, kesin kalıpları belirlememize izin vermez, ancak yağların özelliklerindeki değişikliklerdeki ana eğilimleri izlemek mümkündür. Derinlikle birlikte petrolün yoğunluğu ve viskozitesi azalma eğilimi gösterir ve aynı eğilim reçine içeriği için de devam eder.

Gazların sudaki çözünürlüğü, yağdakinden çok daha düşüktür. Suyun mineralizasyonu arttıkça gazların sudaki çözünürlüğü azalır.

Tablo 2 - Kimyasal bileşim formasyon suyu.

2. Formasyon suyu bulunan sahalar için kuyu tasarımı

Gaz kuyularında gazdan buhar halindeki suyun yoğuşması meydana gelebilir ve formasyondan kuyu tabanına su akabilir. Gaz yoğuşma kuyularında formasyondan gelerek kuyu deliğinde oluşan hidrokarbon yoğuşması bu sıvıya eklenir. Rezervuar gelişiminin ilk döneminde, kuyu diplerinde yüksek gaz akış hızları ve az miktarda sıvı ile neredeyse tamamen yüzeye taşınır. Geçirgen katmanların sulanması ve gözenekli ortamın hacimsel kondens doygunluğunun artması nedeniyle dipteki gaz akış hızı azalıp kuyu dibine giren sıvının akış hızı arttıkça, akışkanın kuyudan tamamen uzaklaştırılması sağlanır. sağlanmaz ve altta bir sıvı sütunu birikir. Formasyon üzerindeki geri basıncı arttırır, akış hızında önemli bir azalmaya, düşük geçirgenlikli katmanlardan gaz akışının kesilmesine ve hatta kuyunun tamamen kapanmasına yol açar.

Formasyonun dip deliği bölgesinde su ve sıvı hidrokarbonların yoğunlaşmasının meydana gelmediği, kuyu tabanında gaz örnekleme koşullarının muhafaza edilmesi ve bir kuyunun delinmesinin engellenmesi ile kuyuya sıvı akışının engellenmesi mümkündür. kuyuya dip su konisi veya marjinal su dili. Ayrıca yabancı ve formasyon suları izole edilerek kuyuya su girişinin engellenmesi de mümkündür.

Kuyuların dibinden sıvı sürekli veya periyodik olarak uzaklaştırılır. Bir kuyudan sıvının sürekli olarak uzaklaştırılması, sıvının alttan yüzey ayırıcılara çıkarılmasını sağlayan hızlarda çalıştırılarak, bir gaz kaldırma, piston kaldırma veya pompalama kullanılarak kuyuya indirilen sifon veya çeşme boruları aracılığıyla sıvının çekilmesiyle gerçekleştirilir. kuyu içi pompalarla sıvı.

Sıvının periyodik olarak uzaklaştırılması, kuyunun formasyona sıvı çekmesi için durdurulması, enjeksiyon yapılmadan sifon veya çeşme boruları aracılığıyla kuyunun atmosfere üflenmesi veya yüzey aktif maddelerin (köpük oluşturucu ajanların) kuyu tabanına enjeksiyonu yoluyla gerçekleştirilebilir.

Kuyuların dibinden sıvının uzaklaştırılması için yöntemin seçimi, gaza doymuş formasyonun jeolojik ve saha özelliklerine, kuyu tasarımına, halka şeklindeki boşluğun çimentolama kalitesine, rezervuar geliştirme süresine ve miktara bağlıdır. ve kuyuya giren sıvının nedenleri. Formasyonun kuyuya yakın bölgesinde ve kuyu tabanında minimum sıvı salınımı, dip kuyusu basıncı ve sıcaklığının düzenlenmesiyle sağlanabilir. Kuyu tabanındaki gazdan kuyu dibi basıncı ve sıcaklığında açığa çıkan su ve kondens miktarı, gaz nem kapasitesi eğrilerinden ve yoğuşma izotermlerinden belirlenir.

Bir gaz kuyusuna dip suyu konisinin girmesini önlemek için, teorik olarak veya özel çalışmalarla belirlenen maksimum susuz akış hızlarında çalıştırılır.

Dış ve formasyon suları enjeksiyonla izole edilir çimento harcı baskı altında. Bu işlemler sırasında gaza doymuş oluşumlar, paketleyiciler ile suya doymuş olanlardan izole edilir. Yeraltı gaz depolama tesislerinde, su dolu ara katmanların içlerine yüzey aktif maddeler enjekte edilerek yalıtılması ve kuyuya su akışının engellenmesi için bir yöntem geliştirilmiştir. Pilot testler, stabil köpük elde etmek için "köpük oluşturucu madde konsantrasyonunun" (aktif madde açısından) enjekte edilen sıvı hacminin% 1,5-2'sine ve köpük stabilizatörünün -% 0,5-1'e eşit alınması gerektiğini göstermiştir. Yüzey aktif maddeleri ve havayı yüzeyde karıştırmak için özel cihaz- havalandırıcı (“borudaki delikli boru” tipi). Hava, belirtilen a, b'ye uygun olarak bir kompresör tarafından delikli borudan pompalanır. dış boru 2-3 l/s akış hızında bir pompayla sulu bir yüzey aktif madde çözeltisini pompalayın.

Sıvı giderme yönteminin etkinliği, özel kuyu çalışmaları ve teknik ve ekonomik hesaplamalarla doğrulanmıştır. Formasyona sıvının emilmesi için kuyu 2-4 saat süreyle durdurulur. Kuyu üretim oranları, çalıştırmadan sonra artar, ancak kuyunun aksamasından dolayı gaz üretimindeki kayıpları her zaman telafi etmez. Sıvı sütunu her zaman formasyona girmediğinden ve düşük basınçlarda gaz akışı devam edemeyebileceğinden bu yöntem nadiren kullanılır. Kuyunun gaz toplama ağına bağlanması alçak basınç su basmış kuyuları çalıştırmanıza, suyu gazdan ayırmanıza ve düşük basınçlı gazı uzun süre kullanmanıza olanak sağlar. Kuyular 15-30 dakika içerisinde atmosfere atılır. Alttaki gaz hızı 3-6 m/s'ye ulaşmalıdır. Yöntem basittir ve akış hızının uzun bir süre (birkaç gün) yeniden sağlanması durumunda kullanılır. Bununla birlikte, bu yöntemin birçok dezavantajı vardır: sıvı tabandan tamamen çıkarılmaz, formasyondaki artan çöküntü, yeni su bölümlerinin yoğun akışına, formasyonun tahrip olmasına, kum tıkacının oluşmasına ve kirlenmeye yol açar. çevre, gaz kayıpları.

Kuyuların 63-76 mm çapındaki borulardan veya 25-37 mm çapındaki özel olarak alçaltılmış sifon borularından periyodik olarak üflenmesi üç şekilde gerçekleştirilir: manuel olarak veya yüzeye veya tabana monte edilen otomatik makineler tarafından. Peki. Bu yöntem, atmosferik üflemeden farklıdır, çünkü yalnızca altta belirli bir sıvı sütunu biriktikten sonra uygulanır.

Kuyudan çıkan gaz, sıvıyla birlikte düşük basınçlı gaz toplama manifolduna girer, ayırıcılarda sudan ayrılır ve bir alevde sıkıştırılır veya yakılır. Kuyu başına kurulan makine periyodik olarak çalışma hattındaki vanayı açar. Halkadaki ve çalışma hattındaki basınç farkı belirli bir basınca yükseldiğinde makine bunun için bir komut alır. Bu farkın büyüklüğü borudaki sıvı sütununun yüksekliğine bağlıdır.

Alt tarafa monte edilen otomatik makineler de sıvı kolonunun belirli bir yüksekliğinde çalışır. Borunun girişine bir valf veya borunun alt kısmına birkaç gaz kaldırma başlatma valfi takın.

Altta sıvı biriktirmek için gaz-sıvı akışının kuyu içi ayrımı kullanılabilir. Bu ayırma yöntemi ve ardından sıvının alttaki ufuk çizgisine zorlanması, bir kuyudaki ön laboratuvar testlerinden sonra test edildi. Korobkovskoye sahasının 408 ve 328'i. Bu yöntem kuyudaki hidrolik basınç kayıplarını ve formasyon suyunun toplanması ve bertaraf edilmesi maliyetlerini önemli ölçüde azaltır.

Sıvının periyodik olarak uzaklaştırılması, kuyu tabanına bir yüzey aktif madde beslendiğinde de gerçekleştirilebilir. Su, köpürtücü bir maddeyle temas ettiğinde ve gaz, sıvı sütunu boyunca kabarcıklar oluşturduğunda köpük oluşur. Köpüğün yoğunluğu suyun yoğunluğundan çok daha az olduğundan, nispeten düşük gaz hızları (0,2-0,5 m/s) bile köpük benzeri bir kütlenin yüzeye çıkarılmasını sağlar.

Su mineralizasyonu 3-4 g/l'den az olduğunda, %3-5 sulu sülfonol çözeltisi kullanılır; yüksek mineralizasyon için (15-20 g/l'ye kadar), sülfonik asitlerin sodyum tuzları kullanılır. Kuyuya periyodik olarak sıvı yüzey aktif maddeler pompalanır ve 1.5-2 cm çapında granüller veya 60-80 cm uzunluğunda çubuklar yapmak için katı yüzey aktif maddeler (“Don”, “Ladoga”, Trialon vb. tozlar) kullanılır. daha sonra kuyuların dibine verilir.

Su akışı 200 l/gün'e kadar olan kuyular için, 1 l su başına 4 g'a kadar aktif yüzey aktif maddenin eklenmesi önerilir; akışı 10 t/gün'e kadar olan kuyular için bu miktar azaltılır.

Maikop sahasındaki bireysel kuyulara 300-400 litreye kadar sülfonol çözeltileri veya Novost tozu enjekte etmek, akış hızlarında ilk olanlara göre 1,5-2,5 kat artışa yol açtı, etki süresi 10-15 güne ulaştı. Sıvıda yoğuşma varlığı yüzey aktif maddenin aktivitesini% 10-30 azaltır ve sudan daha fazla yoğuşma olması durumunda köpük oluşmaz. Bu koşullar altında özel yüzey aktif maddeler kullanılır.

Sıvının alttan sürekli olarak uzaklaştırılması belirli gaz hızlarında meydana gelir ve iki fazlı bir damlacık akışının oluşması sağlanır. 2500 m'ye kadar kuyu derinliklerinde 63-76 mm çapındaki boru dizilerinde bu koşulların 5 m/s'nin üzerindeki gaz hızlarında sağlandığı bilinmektedir.

Sürekli sıvı tahliyesi, formasyon suyunun sürekli olarak kuyu tabanına beslendiği durumlarda kullanılır. Boru dizisinin çapı, dipten sıvı uzaklaştırılmasını sağlayacak akış hızlarını elde edecek şekilde seçilir. Daha küçük boru çapına geçildiğinde hidrolik direnç artar. Bu nedenle, alttan kaldırılmayan sıvı sütununun oluşumunda sürtünmeden kaynaklanan basınç kaybının karşı basınçtan az olması durumunda daha küçük çapa geçiş etkili olur.

Dip deliğinden sıvıyı çıkarmak için kuyu içi valfli gaz kaldırma sistemleri başarıyla kullanılır. Gaz, halka içinden alınır ve üzerine gaz kaldırma ve kuyu içi başlatma valflerinin monte edildiği boru sistemi yoluyla sıvı çıkarılır. Valf, yayın sıkıştırma kuvveti ve boru sistemindeki ve halkadaki (aşağı) sıvı kolonları tarafından oluşturulan basınç farkının yanı sıra halkadaki (yukarı) basıncın neden olduğu kuvvet tarafından etkilenir. Şu tarihte: hesaplanan seviye Halkadaki sıvı, hareket eden kuvvetlerin oranı, valfin açılacağı ve sıvının boruya ve ardından atmosfere veya ayırıcıya gireceği şekilde olur. Halkadaki sıvı seviyesi önceden belirlenen seviyeye düştükten sonra giriş valfi kapanır. Gaz kaldırma başlatma valfleri çalışana kadar borunun içinde sıvı birikir. İkincisi açıldığında halkadan gelen gaz boruya girer ve sıvıyı yüzeye taşır. Borudaki sıvı seviyesi düştükten sonra başlatma vanaları kapanır ve halkadan bypass nedeniyle boruların içinde tekrar sıvı birikir.

Gaz ve gaz yoğuşma kuyularında, "uçan valf" tipinde bir piston kaldırma sistemi kullanılır. Boru hattının alt kısmına bir boru sınırlayıcı monte edilir ve Noel ağacına bir üst amortisör takılır. Kılavuz kanalı görevi gören Xmas borularında - bir "silindir" ve pistonun kendisi de bir "piston" görevi görür.

Çalışma pratiği, pistonun optimal yükselme (1-3 m/s) ve düşme hızlarını (2-5 m/s) belirlemiştir. Pabuçtaki gaz hızları 2 m/s'den fazla olduğunda sürekli pistonlu elevatör kullanılır.

2500 m derinliğe kadar kuyulardaki düşük rezervuar basınçlarında, kuyu içi pompalama üniteleri. Bu durumda, sıvının uzaklaştırılması gaz hızına* bağlı değildir ve kuyu başı basıncının 0,2-0,4 MPa'ya düştüğü rezervuar gelişiminin sonuna kadar gerçekleştirilebilir. Bu nedenle kuyu içi pompalama üniteleri, diğer sıvı giderme yöntemlerinin hiç kullanılamadığı veya etkinliklerinin keskin bir şekilde düştüğü durumlarda kullanılır.

Borunun üzerine kuyu içi pompalar monte edilir ve halka içinden gaz alınır. Gazın pompa girişine girmesini önlemek için, tampon sıvı seviyesinin altındaki delikli bölgenin altına veya boruya yalnızca sıvının girmesine izin veren kuyu altı valfinin üstüne yerleştirilir.

saha kuyusu akış hızı anizotropisi

3. Kuyu işletmesinin teknolojik modları, akış hızlarının sınırlandırılmasının nedenleri

Tasarım kuyularının teknolojik çalışma şekli tasarımcının verdiği en önemli kararlardan biridir. Kuyu tipi (dikey veya yatay) ile birlikte teknolojik çalışma modu bunların sayısını, dolayısıyla yüzey borularını ve son olarak da yataktan belirli bir çıkarma için saha geliştirme için sermaye yatırımını belirler. Teknolojik mod olarak çok değişkenli ve tamamen öznel bir çözüme sahip olan bir tasarım problemini bulmak zordur.

Teknolojik rejim, akış hızı ve dip deliği basıncı (basınç gradyanı) değeriyle karakterize edilen ve belirli doğal sınırlamalarla belirlenen, formasyonda, dip deliği bölgesinde ve kuyudaki gaz hareketinin özel koşullarıdır.

Bugüne kadar, uyulması kuyunun istikrarlı çalışmasını kontrol etmeyi mümkün kılan 6 kriter tanımlanmıştır. Bu kriterler, etkinin dikkate alınmasına yönelik matematiksel bir ifadedir. çeşitli gruplarÇalışma modunu etkileyen faktörler. En büyük etki kuyuların çalışma modu şunlardan etkilenir:

Formasyon üzerinde önemli çöküntüler oluştururken gözenekli ortamın deformasyonu, özellikle kırık gözenekli formasyonlarda alt delik bölgesinin geçirgenliğinde bir azalmaya yol açar;

Kararsız, zayıf kararlı ve zayıf çimentolu rezervuarların açılması sırasında dip çukuru bölgesinin tahrip edilmesi;

Kuyu işletmesi sırasında kum-sıvı tıkaçlarının oluşumu ve bunların seçilen işletme moduna etkisi;

Dip kuyusu bölgesinde ve kuyu deliğinde hidratların oluşumu;

Dip suyuyla kuyuların sulanması;

Çalışma sırasında kuyu içi ekipmanın korozyonu;

Kuyuları topluluk toplayıcılarına bağlamak;

Katmanlar arasında hidrodinamik bağlantının varlığını hesaba katarak çok katmanlı alanlardan oluşan bir katmanın açılması vb.

Tüm bunlar ve diğer faktörler aşağıdaki biçimde ifade edilen kriterlerle ifade edilir:

dP/dR = Sabit -- kuyuların çalıştırılması gereken sabit eğim;

ДP=Ppl(t) - Pз(t) = Sabit - rezervuarda sürekli depresyon;

Pз(t) = Sabit -- sabit dip deliği basıncı;

Q(t) = Sabit -- sabit akış hızı;

Py(t) = Sabit -- sabit kuyu başı basıncı;

x(t) = Sabit -- sabit akış hızı.

Herhangi bir alan için, teknolojik çalışma modunun gerekçelendirilmesinde bu kriterlerden birinin (çok nadiren iki) seçilmesi gerekir.

Projelendirilen sahadaki kuyular için teknolojik çalışma modlarını seçerken, çalışma modunu belirleyen ana kriterler hangi kriterler olarak kabul edilirse edilsin, aşağıdaki ilkelere uyulmalıdır:

Yatağın jeolojik özelliklerini, gözenekli ortamı doyuran sıvıların özelliklerini dikkate almanın bütünlüğü;

Çevrenin ve hidrokarbon, gaz, yoğuşma suyu ve petrolün doğal kaynaklarının korunmasına ilişkin yasanın gerekliliklerine uygunluk;

Yatağın geliştirilmesi sırasında “gaz boru hattının rezervuar başlangıcı” sisteminin güvenilirliğinin tam garantisi;

Kuyu verimliliğini sınırlayan tüm faktörlerin ortadan kaldırılması olasılığının maksimum düzeyde dikkate alınması;

Saha gelişiminin bu aşamasına uygun olmayan önceden belirlenmiş modların zamanında değiştirilmesi;

Minimum sermaye yatırımı ve işletme maliyetleri ile planlanan gaz, yoğuşma suyu ve petrol üretimi hacminin sağlanması ve tüm rezervuar-gaz boru hattı sisteminin istikrarlı çalışması.

Kuyuların teknolojik çalışma moduna ilişkin kriterleri seçmek için, öncelikle tasarım kuyularının çalışma modunu gerekçelendirecek belirleyici bir faktör veya faktörler grubu oluşturmalısınız. Özel ilgi bu durumda tasarımcının dip suyunun varlığına, çok katmanlı olmasına ve katmanlar arasında hidrodinamik bağlantının varlığına, anizotropi parametresine, çökelme alanı üzerinde litolojik perdelerin varlığına, çevre sularının yakınlığına dikkat etmesi gerekir. ince, yüksek derecede geçirgen ara katmanların (süper rezervuarlar) rezervleri ve geçirgenliğine, ara katmanların stabilitesine, oluşum tahribatının başladığı sınırlayıcı eğimlerin büyüklüğüne, rezervuar-JES sistemindeki basınç ve sıcaklığa, değişikliklere basınçtan kaynaklanan gaz ve sıvının özellikleri, boru tesisatı ve gaz kurutma koşulları vb.

4. Susuz kuyu akış hızının hesaplanması, akış hızının formasyon açılma derecesine bağımlılığı, anizotropi parametresi

Çoğu gaz taşıyan formasyonda, dikey ve yatay geçirgenlikler farklıdır ve kural olarak, dikey geçirgenlik k yatay geçirgenlikten önemli ölçüde daha azdır k g Düşük dikey geçirgenlik, açığa çıkan gaz kuyularının su taşması riskini azaltır. operasyonları sırasında dip suyuyla anizotropik oluşumlar. Bununla birlikte, düşük dikey geçirgenlik ile, kuyunun penetrasyon derecesi açısından kusurundan etkilenen alana aşağıdan gaz akışı da zordur. Anizotropi parametresi ile bir kuyunun dip suyu ile anizotropik bir formasyona girmesi durumunda izin verilen düşüm miktarı arasındaki kesin matematiksel ilişki kurulmamıştır. İzotropik oluşumlar için geliştirilen Qpr'yi belirlemeye yönelik yöntemlerin kullanılması önemli hatalara yol açmaktadır.

Çözüm algoritması:

1. Gazın kritik parametrelerini belirleyin:

2. Rezervuar koşulları altında süper sıkıştırılabilirlik katsayısını belirleyin:

3. Gaz yoğunluğunu standart koşullar altında ve ardından rezervuar koşulları altında belirleyin:

4. 0,1 MPa'lık bir basınç oluşturmak için gereken formasyon su sütununun yüksekliğini bulun:

5. a* ve b*: katsayılarını belirleyin.

6. Ortalama yarıçapı belirleyin:

7. D katsayısını bulun:

8. K o , Q * katsayılarını ve maksimum susuz akış hızını Q pr. h oluşum derecesine ve anizotropi parametresinin iki farklı değerine bağlı olarak:

İlk veriler:

Tablo 1 - Susuz rejimin hesaplanması için ilk veriler.

Tablo 4 - Susuz modun hesaplanması.

5. Hesaplama sonuçlarının analizi

Farklı oluşum açılma dereceleri ve 0,03 ve 0,003'e eşit anizotropi parametresi değerleri için susuz rejimin hesaplanması sonucunda aşağıdaki bağımlılıkları elde ettim:

Şekil 1 - Anizotropi parametresinin iki değeri için maksimum susuz akış hızının açılma derecesine bağımlılığı: 0,03 ve 0,003.

Şu sonuca varılabilir: optimum değer Her iki durumda da otopsi 0,72'dir. Bu durumda akış hızı daha yüksek olacaktır. daha yüksek değer anizotropi, yani dikey/yatay geçirgenlik oranının daha yüksek olması.

Kullanılmış literatür listesi

1. “Gaz ve gaz yoğuşma kuyularının kapsamlı çalışması için talimatlar.” M: Nedra, 1980. Düzenleyen: Zotov G.A.. Aliev Z.S.

2. Ermilov O.M., Remizov V.V., Shirkovsky A.I., Chugunov L.S. “Rezervuar fiziği, gaz üretimi ve yer altı depolaması.” M.Nauka, 1996

3. Aliev Z.S., Bondarenko V.V. Gaz ve petrol ve gaz sahalarının geliştirilmesinin tasarlanması için rehberlik. Pechora: Pechora zamanı, 2002 - 896 s.

Benzer belgeler

Sahanın coğrafi konumu, jeolojik yapısı, gaz içeriği. Kuyu stok performans göstergelerinin analizi. Hesaplama sıcaklık rejimi hidratların dipte ve kuyu deliği boyunca oluşmayacağı akış hızını belirlemek için.

tez, eklendi: 04/13/2015


Üretim kuyusu diyagramı. Geliştirilmesi sırasında yapılan çalışmalar. Rezervuar enerjisi kaynakları ve gaz rezervuarının drenaj modları. Kuyu işletme yöntemlerine göre ortalama akış oranları. Dalgıç ve yüzey ekipmanları. Ticari yağ standartları.

test, eklendi: 06/05/2013


Nesnenin jeolojik ve fiziksel özellikleri. Sutorminskoye saha oluşumunun bir bölümünün Giprovostok-neft yöntemini kullanarak geliştirme projesi. Kuyu yerleştirme diyagramları, anlık kuyu akış hızları. Petrolün kuyu üretimindeki payının bağımlılığının hesaplanması.

kurs çalışması, eklendi 01/13/2011


Gaz rezerv yataklarının güvenilirliğinin analizi; kuyu stoku, tarladan yıllık çekilme, sulama koşulları. Rezervuarda sürekli depresyon bulunan kuyuların teknolojik çalışma modunda tükenmeye ilişkin saha geliştirme göstergelerinin hesaplanması.

kurs çalışması, 27.11.2013 eklendi


Bir gaz sahası için gerekli kuyu sayısının belirlenmesi. Kaynak ve havuz yöntemi. Bir gaz kuyusunun akış hızının sektör içindeki koordinatlarına bağımlılığının analizi. Kuyu merkezinden geçen ışın boyunca basınç dağılımı.

kurs çalışması, eklendi 03/12/2015


Yatağın jeolojik yapısının tanımı. Serbest gazın fizikokimyasal özellikleri ve bileşimi. Ekstraksiyon işlemi için hidrat oluşumu inhibitörünün miktarının hesaplanması. Kuyunun teknolojik çalışma modu. Rezervuar gaz rezervlerinin hesaplanması.

tez, 29.09.2014 eklendi


Gazın gerçek özelliklerini ve oluşum heterojenliğini dikkate alarak kuyu çalışmasının susuz süresini hesaplama yöntemleri. Dip suyu bulunan birikintilerden gaz yoğuşmasının geri kazanımı. Birikmiş gaz üretiminin dinamikleri ve Srednebotuobinskoye sahası rezervuarına su girişi.

kurs çalışması, eklendi 06/17/2014


Samotlor petrol sahasının jeolojik ve saha özellikleri. Bölümün tektoniği ve stratigrafisi. Verimli oluşumlardaki kayaların bileşimi ve özellikleri. Saha geliştirme aşamaları, kuyuların çalışma yöntemleri ve ölçümü. Saha yağı hazırlığı.

uygulama raporu, 12/08/2015 eklendi


Sahadaki bir kuyunun işletilmesi için santrifüj kurulumunun ekipman seçimi ve pompa bileşenlerinin seçimi. Dalgıç ekipmanın çap boyutlarının, transformatör ve kontrol istasyonunun parametrelerinin kontrol edilmesi. Elektrik motoru tasarımının açıklaması.

kurs çalışması, eklendi 24.06.2011


Gaz kısmındaki basınç dağılımı. Viskoz akışkan akışı için Bernoulli denklemi. Kuyu akış hızının ve mahfaza basıncının iç halka şeklindeki bölgenin geçirgenliğine bağımlılığının grafikleri. Homojen bir oluşumda sabit filtreleme için Dupuis formülü.

Bir kuyu oluşturmaya çalışın yerel bölge kafanın delinmesini ve güçlendirilmesini sağlayın. Tamamlandıktan sonra siparişi veren şirket kuyu için bir belge hazırlar. Pasaport kuyunun yapısının parametrelerini, özelliklerini, ölçümlerini ve hesaplamalarını gösterir.

Kuyu hesaplama prosedürü

Şirket çalışanları bir inceleme raporu ve kullanım için devir belgesi düzenler.

Prosedürler zorunludur çünkü yapının hizmet verebilirliğine ve işletmeye alma olasılığına dair belgesel kanıt elde etmeyi mümkün kılarlar.

Belgeler jeolojik parametreleri ve teknolojik özellikleri içerir:

Hesaplamanın doğruluğunu kontrol etmek için, yüksek pompa gücünde bir deneme suyu pompalamaya başlayın. Bu, gelişmiş dinamiklere olanak tanır

Uygulamada hesaplama doğruluğu için ikinci formül kullanılır. Akış hızı değerleri elde edildikten sonra ortalama gösterge belirlenir, bu da dinamikteki 1 m'lik artışla verimlilik artışının doğru bir şekilde belirlenmesini mümkün kılar.

Hesaplama formülü:

Dvurmak= D2 – D1/H2 – H1

• Dsp – spesifik akış hızı;
• D1, H1 - ilk testin göstergeleri;
• D2, H2 - ikinci testin göstergeleri.

Su alımına ilişkin araştırma ve sondajın doğruluğu ancak hesaplamalar yoluyla doğrulanabilir.

Uygulamada tasarım özellikleri

Su alımını iyi hesaplama yöntemlerine aşinalık şu soruyu gündeme getiriyor: sıradan bir su girişi kullanıcısı neden bu bilgiye ihtiyaç duyuyor? Burada, su veriminin, kabul sertifikasını imzalamadan önce sakinlerin su ihtiyacını karşılamak için kuyu performansını değerlendirmenin tek yolu olduğunu anlamak önemlidir.

Gelecekte sorun yaşamamak için aşağıdakileri yapın:

1. Hesaplama evin sakinlerinin sayısı dikkate alınarak yapılır. Ortalama su tüketimi - kişi başı 200 litre. Buna maliyetleri de dahildir ekonomik ihtiyaçlar Ve teknik kullanım. 4 kişilik bir aile için hesapladığımızda en yüksek su tüketimini 2,3 metreküp/saat ile elde ediyoruz.
2. Projede sözleşme yapılması sürecinde su alım verimliliği değeri en az 2,5 - 3 m3/saat seviyesinde alınmaktadır.
3. Çalışma tamamlandıktan ve kuyu seviyesi hesaplandıktan sonra su dışarı pompalanır, dinamikler ölçülür ve ev pompasının en yüksek debisinde su verimi belirlenir.

İcracı firmaya ait bir pompa ile kontrollü pompalama işlemi sırasında kuyu debisinin hesaplanması aşamasında sorunlar ortaya çıkabilmektedir.

Kuyu suyla doldurma hızını belirleyen anlar:

1. Su tabakasının hacmi;
2. Azaltılmasının hızı;
3. Derinlik yeraltı suyu ve mevsime bağlı olarak seviyedeki değişiklikler.

Su alma verimliliği 20 m3/gün'ün altında olan kuyular verimsiz kabul edilir.

Düşük akış hızlarının nedenleri:

• bölgenin hidrojeolojik durumunun özellikleri;
• yılın zamanına bağlı olarak değişir;
• filtrelerin tıkanması;
• yukarıya doğru su sağlayan borularda tıkanmalar veya bunların çiçeklerinin bozulması;
• pompanın doğal aşınması ve yıpranması.

Kuyu işletmeye alındıktan sonra sorunlar tespit edilirse bu, parametre hesaplama aşamasında hatalar olduğunu gösterir. Bu nedenle bu aşama en önemli aşamalardan biridir ve gözden kaçırılmaması gerekir.

Su alımının verimliliğini artırmak için kuyunun derinliği arttırılarak ilave bir su tabakası ortaya çıkarılır.

Ayrıca suyu pompalamak, su katmanlarına kimyasal ve mekanik etkiler uygulamak veya kuyuyu başka bir yere taşımak gibi deneysel yöntemler de kullanıyorlar.

Su temin sisteminin ana unsuru su temin kaynağıdır. İçin otonom sistemlerözel evlerde, kulübelerde veya çiftliklerde kaynak olarak kuyular veya sondaj kuyuları kullanılır. Su temini prensibi basittir: Akifer onları bir pompa kullanarak kullanıcılara sağlanan suyla doldurur. Pompa uzun süre çalıştığında gücü ne olursa olsun su taşıyıcının boruya saldığı sudan daha fazlasını sağlayamaz.

Herhangi bir kaynağın, birim zamanda tüketiciye verebileceği sınırlı bir su hacmi vardır.

Akış tanımları

Sondajdan sonra işi yapan kuruluş, gerekli tüm parametrelerin girildiği bir test raporu veya kuyu için bir pasaport sağlar. Bununla birlikte, müteahhitler hane halkı için sondaj yaparken genellikle pasaporta yaklaşık değerleri girerler.

Bilgilerin doğruluğunu iki kez kontrol edebilir veya kuyunuzun akış hızını kendiniz hesaplayabilirsiniz.

Su sütununun dinamiği, statiği ve yüksekliği

Ölçüm yapmaya başlamadan önce kuyudaki statik ve dinamik su seviyesinin ne olduğunu ve kuyu kolonundaki su sütununun yüksekliğini anlamanız gerekir. Bu parametrelerin ölçülmesi yalnızca kuyu verimliliğini hesaplamak için değil, aynı zamanda doğru seçim su temin sistemi için pompalama ünitesi.

• Statik seviye, su alımı olmadığında su kolonunun yüksekliğidir. Yerinde basınca bağlıdır ve arıza süresi boyunca (genellikle en az bir saat) ayarlanır;
• Dinamik Seviye – sabit seviye su alımı sırasında su, yani sıvı girişi çıkışa eşit olduğunda;
• Kolon yüksekliği kuyu derinliği ile statik seviye arasındaki farktır.

Dinamik ve statik, yerden metre cinsinden ölçülür ve sütunun kuyu dibinden yüksekliği

Aşağıdakileri kullanarak bir ölçüm yapabilirsiniz:

• Elektrikli seviye göstergesi;
• Su ile etkileşime girdiğinde temas eden bir elektrot;
• Bir ipe bağlı sıradan bir ağırlık.

Pompa performansının belirlenmesi

Debi hesaplanırken pompalama sırasındaki performansının bilinmesi gerekir. Bunu yapmak için aşağıdaki yöntemleri kullanabilirsiniz:

• Akış ölçeri veya sayaç verilerini görüntüleyin;
• Pompanın pasaportunu okuyun ve çalışma noktasına göre performansı öğrenin;
• Su basıncına göre yaklaşık akış hızını hesaplayın.

İkinci durumda, su kaldırma borusunun çıkışında daha küçük çaplı bir borunun yatay konumda sabitlenmesi gerekir. Ve aşağıdaki ölçümleri yapın:

• Boru uzunluğu (min. 1,5 m) ve çapı;
• Yerden borunun merkezine kadar olan yükseklik;
• Jetin borunun ucundan zemine çarptığı noktaya kadar olan uzunluğu.

Verileri aldıktan sonra bunları bir diyagram kullanarak karşılaştırmanız gerekir.

Bir kuyunun dinamik seviyesi ve debisinin ölçülmesi kapasiteli bir pompa ile yapılmalıdır. daha az değil Tahmini en yüksek su akışınız.

Basitleştirilmiş hesaplama

Kuyu akış hızı, su pompalama yoğunluğu ile su sütunu yüksekliğinin çarpımının dinamik ve statik su seviyeleri arasındaki farka oranıdır. Bir kuyunun akış hızını belirlemek için aşağıdaki formül kullanılır:

Dt = (V/(Hdin-Nst))*Hv, Nerede

• Dt – gerekli akış hızı;
• V – pompalanan sıvının hacmi;
• Hdin – dinamik seviye;
• Hst – statik seviye;
• Hv – su sütununun yüksekliği.

Mesela 60 metre derinliğinde bir kuyumuz var; statiği 40 metre olan; Saatte 3 metreküp kapasiteli bir pompayı çalıştırırken dinamik seviye 47 metre civarında belirlendi.

Toplamda debi şu şekilde olacaktır: Dt = (3/(47-40))*20= 8,57 metreküp/saat.

Basitleştirilmiş bir ölçüm yöntemi, pompa tek kapasitede çalışırken dinamik seviyenin ölçülmesini içerir; özel sektör için bu yeterli olabilir, ancak tam resmi belirlemek için yeterli olmayabilir.

Spesifik akış hızı

Pompa performansındaki artışla birlikte dinamik seviye ve buna bağlı olarak gerçek akış hızı azalır. Bu nedenle su alımı, verimlilik katsayısı ve spesifik akış hızı ile daha doğru bir şekilde karakterize edilir.

İkincisini hesaplamak için, farklı su alım oranlarında dinamik seviyenin bir değil iki ölçümü yapılmalıdır.

Bir kuyunun özgül debisi, her metrede kuyunun seviyesi düştüğünde açığa çıkan su hacmidir.

Formül bunu, su alım yoğunluğunun daha büyük ve daha küçük değerleri arasındaki farkın, su sütunundaki düşüş değerleri arasındaki farka oranı olarak tanımlar.

Dsp=(V2-V1)/(h2-h1), Nerede

• Dsp – spesifik akış hızı
• V2 – ikinci su alımı sırasında pompalanan suyun hacmi
• V1 – birincil pompalanan hacim
• h2 – ikinci su alımında su seviyesinde azalma
• h1 – ilk su girişinde seviye azalması

Şartlı kuyumuza dönecek olursak: Saatte 3 metreküp yoğunlukta su alımıyla dinamik ve statik arasındaki fark 7 m; Saatte 6 metreküp pompa kapasitesiyle yeniden ölçüm yapıldığında fark 15 m idi.

Toplamda spesifik debi şu şekilde olacaktır: Dsp = (6-3)/(15-7)= 0,375 metreküp/saat

Gerçek akış hızı

Hesaplama, pompa ünitesinin aşağıya daldırılmaması koşulu dikkate alınarak, özel göstergeye ve zemin yüzeyinden filtre bölgesinin üst noktasına kadar olan mesafeye dayanmaktadır. Bu hesaplama gerçeğe mümkün olduğunca yakındır.

DT= (HF-Hst) * Dud, Nerede

• Dt – kuyu akış hızı;
• Hf – filtreleme bölgesinin başlangıcına olan mesafe (bizim durumumuzda bunu 57 m olarak alacağız);
• Hst – statik seviye;
• Dsp – spesifik akış hızı.

Toplamda gerçek debi: Dt = (57-40)*0,375= 6,375 metreküp/saat olacaktır.

Gördüğünüz gibi hayali kuyumuzda basitleştirilmiş ölçümlerle sonraki ölçümler arasındaki fark verimliliğin azalması yönünde neredeyse saatte 2,2 metreküptü.

Akış hızında azalma

İşletme sırasında kuyunun verimliliği düşebilir; akış hızındaki azalmanın ana nedeni tıkanmadır ve bunu arttırmaktır. önceki seviye filtrelerin temizlenmesi gerekir.

Zamanla çarklar santrifüj pompaözellikle kuyunuz kum üzerinde ise yıpranabilir ve bu durumda verimliliği düşecektir.

Ancak başlangıçta düşük verimli bir su kuyunuz varsa temizlik işe yaramayabilir. Bunun nedenleri farklıdır: Üretim borusunun çapı yetersizdir, akiferi geçmiştir veya çok az nem içermektedir.