Как определить расстояние между скважинами

Относительное расстояние при принятых периметрах сетки скважин: .

Расстояние между рядами скважин при многорядном КЗВ:

если скважины расположены в шахматном порядке в = 0,85а, м;

при квадратной сетке в = а, м.

5. Глубина скважины, lскв, м

где Ну — высота уступа;

— угол наклона скважины к горизонту, для вертикальных скважин = 1;

lпер — глубина перебура , м

Перебур не делается, если взрываемые породы подстилаются породами, f ≤ 4.

6. Масса заряда в скважине

Длина заряда в скважине:

где Р – вместимость 1 м скважины, кг/м.

Длина забойки , м, что должно соответствовать условию .

Полученное значение Qзар проверяется на вместимость:

где — длина скважины с перебуром, м;

— длина забойки, м;

, вместимость 1м скважины, кг/м.

Если , то необходимо уменьшить Qзар или увеличить dc, а затем повторить расчет.

7. Параметры блока и развала взорванной горной массы

Ширина развала породы от первого ряда: , м

Определить кратчайшее расстояние между ребрами AB и SC. Замена плоскостей проекции

где — коэффициент взрываемости породы;

= 3-3,5 для трудновзрываемых;

= 2,5-3 для средневзрываемых;

= 2,-2,5 для легковзрываемых;

— коэффициент дальности отброса породы (при мгновенном взрывании – 1, при многорядном короткозамедленном взрывании -0,8-0,09).

8. Расчетная ширина взрываемого блока определяется:

— требуемая ширина развала,

где А — ширина заходки экскаватора;

— количество заходок, принимается не менее 2-х.

Расчетное число рядов скважин при или

Фактическая ширина взрываемого блока

Фактическая ширина развала взорванной горной массы:

9. Ожидаемая высота развала

10. Минимальная длина экскаваторного блока по условиям обеспечения

экскаватора взорванной горной массой (по формуле Ф. К. Алексеева)

где — месячная производительность экскаватора, м 3 ;

— коэффициент резерва взорванной горной массы (периодичность взрывания)

— ширина взрываемого блока, фактическая, м;

— высота уступа, м.

11. Объем взрываемого блока

Суммарная длина скважин в блоке.

Выход горной массы с 1 м скважины

Количество ВВ на взрыв

где — масса заряда в одной скважине, кг;

— расстояние между скважинами в ряду, м ;

Фактический удельный расход ВВ

кг/м 3 ,

что должно практически совпадать с расчетными q.

Выбор типа бурового станка.

По выбранному диаметру скважины, коэффициенту крепости пород f с достаточной степенью точности выбирают тип бурового станка:

Техническая характеристика станка (выбранного):

• диаметр скважины dскв, м;
• глубина бурения, l, м;
• максимальное осевое усилие на долото Р, КН;
• частота вращения бурого става n, об/мин;
• расход сжатого воздуха м3/мин;
• масса станка G, т

Источник: studfile.net

Определение расстояние между параллельными прямыми (Способ замены плоскостей проекции).

Определение числа скважин и расстояния между ними

Дебит скважин с учетом взаимодействия вычисляют по формуле:

Qвз.скв = 0,97 · 3000 = 2910 м 3 / сут

где авз. – коэффициент взаимодействия, принимают в зависимости от расстояния между скважинами (табл. 6), по таблице 7 расстояния между скважинами принимаем 40 м.

Таблица 6 — Значение коэффициента взаимодействия авз. от принятого расстояния между скважинами в зависимости от R

Расстояния между скважинами	2R	R	0,5R	0,2R	0,02R	0,002R
авз.	1	0,97	0,9	0,81	0,64	0,53

Оптимальные расстояния между скважинами, от которых зависит величина их взаимодействия, устанавливают на основании технико-экономических расчетов. Ориентировочно их можно принимать по таблице 7.

Таблица 7 — Рекомендуемые расстояния между колодцами (скважинами), м

Мощность водоносного пласта, м

Необходимое число рабочих скважин определяют по формуле:

Полученный результат округляют до ближайшей большей целой величины. Количество резервных скважин принимают по таблице 8 в зависимости от числа рабочих скважин и категории водозабора n раб =2 шт.

Таблица 8 — Количество резервных скважин

Количество резервных скважин на водозаборе при категории

1. В зависимости от гидрогеологических условий и при соответствующем обосновании количество резервных скважин может быть увеличено.

2. Для водозаборов всех категорий следует предусматривать наличие на складе резервных насосов; при количестве рабочих скважин до 12 – один; при большем количестве – 10 % числа рабочих скважин.

Фактический дебит одной скважины равен:

Qфак. = 3000/2 = 1500 м 3 / сут = 62,5 м 3 /ч

При расположении скважин на расстоянии, меньшем, чем сумма их радиусов влияния и забирающих воду из одного и того же водоносного пласта, они оказывают влияние на производительность друг друга, т.к. происходит перераспределение области питания между скважинами [5].

Расчет фильтра

Расчет фильтра заключается в определении его диаметра и длины.

Размеры фильтра определяют, исходя из условий создания допускаемых скоростей движения воды при поступлении ее из водоносного пласта в скважину:

где Qфак. — максимальный расход воды, забираемый из скважины, м 3 /сут; F — рабочая площадь фильтра; Vф — допускаемая скорость входа воды в фильтр.

Для трубчатых фильтров с круглой и щелевой перфорацией, а также каркасно-щелевых фильтров с водоприемной поверхностью из проволочной обмотки, стального штампованного листа и сеток:

где kф — коэффициент фильтрации м/сут.

Для фильтров с гравийной обсыпкой и блочных фильтров:

Площадь фильтрующей поверхности фильтра:

F = 3,14·0,15·11,8 = 5,6 м 2

где Dф — диаметр фильтра, м; ℓф — длина рабочей части фильтра, ℓф = (0,8…0,9)m, м.

В гравийном фильтре за Dф принимают диаметр внешнего контура обсыпки т.е. диаметр цилиндрической поверхности водоносной породы, прилегающей к фильтру. Следовательно, диаметр фильтра:

Полученный диаметр фильтра неприемлем ни по теоретическим (диаметр не рекомендуется более 300мм), ни по производственным соображениям, поэтому принимаем диаметр Dнар = 150 мм, исходя из условий производства работ и конструктивных особенностей скважины.

Рабочую часть фильтра устанавливают на расстоянии не менее 0,5 м от кровли и подошвы водоносного пласта. При использовании нескольких водоносных пластов рабочие части фильтров устанавливают в каждом водоносном горизонте и соединяют между собой глухими трубами.

Определяем водозахватывающую способность при Dнар.:

Qфак = 0,15 · 3,14 · 11,8 · 5,2 = 28,9 м 3 /ч

Уточняем необходимое число рабочих скважин по формуле:

Полученный результат округляют до ближайшей большей целой величины. Количество резервных скважин принимают по таблице 8 в зависимости от числа рабочих скважин и категории водозабора n раб =5 шт.

Фактический дебит скважины при nраб скважинах:

Подбираем тип и марку фильтра по справочным данным [8]. Принимаем трубчатый фильтр с проволочной обмоткой из нержавеющей стали (толщиной проволоки t = 1,5 мм) и водоприемной поверхностью из сетки марки ТП – 5Ф 2В, Dнар = 168 мм, dвн = 132 мм, скважностью 22,5 %.

Дата добавления: 2018-04-15 ; просмотров: 2197 ; Мы поможем в написании вашей работы!

Источник: studopedia.net

Как определить расстояние между скважинами

Расстояния между скважинами, с одной стороны, определяют наименьшее число скважин для разработки залежи (учитывают вопросы экономики вскрытия), а с другой — обеспечивают технологические требования метода, т.е. являются компромиссом между ними. Для выбора расстояния между скважинами необходимо учитывать физико-геологические условия (мощность, структурную форму, коллекторские свойства, гидрогеологический режим и т.д.), взаимодействие (интерференцию) скважин, задаться конечным извлечением (по мере увеличения плотности сетки скважин извлечение полезного ископаемого растет, но темп его роста постепенно замедляется и при определенной плотности остается практически неизменным, т.е. для каждого конкретного месторождения существует оптимальный предел плотности сетки скважин, отвечающий наиболее экономичной эксплуатации) и обеспечить добычу через каждую скважину определенных запасов полезного ископаемого за конкретный срок ее работы.
При определении расстояний между скважинами учитываются:
— глубина залегания залежи (в общем случае при прочих равных условиях чем глубже месторождение, тем реже сетка);
— ширина залежи, мощность рудовмещающих горизонтов, состав руд и т.д.
— технологичность процесса добычи (в конкретных ГМ можно осуществлять процесс добычи на каких-то определенных расстояниях между добычными скважинами);
— извлекаемость полезного ископаемого при различных сетках скважин;
— производительность пласта — каждая скважина должна обеспечить получение заданного объема добычи. При конкретных данных по мощности залежи, содержанию полезного компонента и коэффициенту извлечения сетка скважин позволяет рассчитывать извлекаемые запасы;
— условия залегания (для горизонтального и наклонного пластов расстояние между скважинами должно быть разным. Необходимо считаться с наличием тектонических нарушений и граничных зон залежи).
Помимо перечисленных факторов при выборе сетки скважин следует учитывать неоднородность пласта и особенно характер рельефа, его почвы, располагая добычные скважины в углублениях почвы рудного тела. В общем случае чем выше проницаемость пласта, тем больше могут быть расстояния между скважинами.
В ряде ГМ (например, подземное растворение солей) сетка скважин прежде всего определяется устойчивостью кровли камер растворения, причем зависимость размеров целиков и камер растворения определяется расчетным путем.
С экономической точки зрения расстояние между скважинами можно определить из расчета окупаемости затрат на сооружение скважины и ее эксплуатацию

где Би — извлекаемые запасы, реализация которых покрывает затраты на добычу; m — мощность пласта; η — коэффициент извлечения; zl — параметры сетки скважин.

• Основные элементы системы разработки (часть 1)
• Выбор системы разработки месторождений
• Классификация систем разработки (часть 2)
• Классификация систем разработки (часть 1)
• Исследования в скважинах и их документация (часть 2)
• Исследования в скважинах и их документация (часть 1)
• Взаимодействие скважин
• Изоляция пластов
• Экспресс-опробование скважины (часть 2)
• Экспресс-опробование скважины (часть 1)
• Расширение скважин (часть 2)
• Расширение скважин (часть 1)
• Фильтры (часть 3)
• Фильтры (часть 2)
• Фильтры (часть 1)
• Кольматация (часть 2)
• Кольматация (часть 1)
• Потери напора в пласте
• Гидравлическая система скважина-пласт
• Требования и классификация взрывчатых веществ (часть 2)
• Требования и классификация взрывчатых веществ (часть 1)
• Ядовитые газообразные продукты (часть 2)
• Ядовитые газообразные продукты (часть 1)
• Передача детонации. Кумулятивное действие взрыва заряда ВВ
• Плотность взрывчатых веществ. Работоспособность и бризантность ВВ
• Начальный импульс и чувствительность взрывчатых веществ
• Понятие о взрыве и взрывчатом веществе (часть 2)
• Понятие о взрыве и взрывчатом веществе (часть 1)
• Условия безопасной эксплуатации бурильного оборудования
• Пылеподавление и водоснабжение (часть 2)

Источник: industry-portal24.ru

Определение числа скважин и расстояния между ними.

Радиусы рядов:

, откуда

, откуда

, откуда

Количество скважин в ряду:

Определение дебитов

Запишем систему уравнений Борисова для трехрядной системы разработки:

где забойное давление и дебит первого ряда;

забойное давление и дебит второго ряда;

забойное давление и дебит третьего ряда;

забойное давление и дебит центральной скважины;

внешнее фильтрационное сопротивление между фронтом нагнетания и первым рядом скважин;

внешнее фильтрационное сопротивление между первым и вторым рядами скважин;

внешнее фильтрационное сопротивление между вторым и третьим рядами скважин;

внутреннее фильтрационное сопротивление первого ряда скважин;

внутреннее фильтрационное сопротивление второго ряда скважин;

внутреннее фильтрационное сопротивление третьего ряда скважин;

внутреннее фильтрационное сопротивление центральной скважины.

Преобразуем систему уравнений:

В результате получаем:

дебит первого ряда	дебит второго ряда	дебит третьего ряда	дебит центральной скважины	годовая добыча
	,	,	,	,	,
		0,00218	0,00036		707,5

Момент времени, когда фронт вытеснения достигнет первого ряда скважин:

Считаем технологические показатели разработки месторождения по третьему варианту на 20 лет. Результаты приведены в табл. 3.:

Год	Добыча жидкости, тыс.м3.	Добыча нефти, тыс.т.	Дебит одной скважины, т/сут	Накопленныя добыча нефти, тыс.т.	Обводненность, %	КИН
907,0	707,4	66,8	707,4	0,0	0,003
904,7	705,6	66,7	1413,1	0,0	0,007
902,4	703,9	66,5	2116,9	0,0	0,010
900,1	702,1	66,3	2819,0	0,0	0,013
897,9	700,3	66,2	3519,3	0,0	0,016
895,6	698,6	66,0	4217,9	0,0	0,020
893,4	696,9	65,8	4914,8	0,0	0,023
891,2	695,2	65,7	5610,0	0,0	0,026
889,1	693,5	65,5	6303,4	0,0	0,029
886,9	691,8	65,4	6995,2	0,0	0,033
884,7	690,1	65,2	7685,3	0,0	0,036
882,6	688,4	65,0	8373,7	0,0	0,039
880,5	686,8	64,9	9060,5	0,0	0,042
878,4	685,2	64,7	9745,7	0,0	0,045
876,3	683,5	64,6	10429,2	0,0	0,049
874,3	681,9	64,4	11111,1	0,0	0,052
872,2	680,3	64,3	11791,4	0,0	0,055
870,2	678,7	64,1	12470,2	0,0	0,058
868,1	677,1	64,0	13147,3	0,0	0,061
866,1	675,6	63,8	13822,9	0,0	0,064

Заключение

Были рассмотрены три варианта разработки с системами размещения скважин в один, два и три ряда. По ним получены следующие основные показатели:

Показатели	1вар	2вар	3вар
Фонд добывающих скважин
Накопленная добыча нефти, тыс. т.	7235,7	11412,7	13822,9
Обводненность	0,0	0,0	0,0
Расчетный КИН	0,03	0,05	0,06
Максимальная годовая добыча нефти, тыс. т.	363,7	579,2	707,4

Очевидно, что с технологической точки зрения оптимальным является третий вариант, при реализации которого планируется достижение максимального КИН и максимальной добычи нефти из пласта. Другие два варианта уступают третьему по показателям.

Список литературы

1. Поплыгин В. В. Проектирование разработки нефтяных и газовых залежей. Практикум: учеб.-метод. пособие / В. В. Поплыгин, С. В. Галкин. –Пермь: Изд-во Перм. нац. исслед. политехн. ун-та, 2011. – 132 с.

2. Справочное руководство по проектированию разработки и эксплуатации нефтяных месторождений. Проектирование разработки. Ш. К. Гиматудинов, Ю. П. Борисов и др. М., Недра, 1983, 463 с.

3. Сборник задач по разработке нефтяных месторождений: Учеб. пособие для вузов/Ю. П. Желтов, и др., М.: Недра, 1985, 296 с., ил.

Источник: studopedia.ru