Геолого-экономическая оценка месторождений подземных промышленных вод (стр. 25 )

Величины потерь напора на единицу длины трубопровода в зависимости от его диаметра d и скорости течения воды v приведены в табл. 22. В табл. 23 даны потери напора h на 1000 м длины водо подъемных труб в зависимости от диаметра скважины и ее дебита. Из приведенных данных следует, что потери напора резко возрастают с увеличением скорости течения, т. е. с увеличением дебита скважины и уменьшением диаметра водоподъемных труб, и могут достигать больших величин. В силу этого понижение давления воды, замеренное на устье скважины, будет больше, чем понижение пластового давле­ния. Поэтому коэффициент водопроводимости, рассчитанный по методу индикаторных диаграмм с использованием замеров пониже­ний уровней на устье скважины, будет заниженным. При расчете водопроводимости графоаналитическим методом потери напора в трубах не оказывают влияния, так как при постоянном дебите откачки их величина во времени не меняется. Однако при расчете коэффици­ента пьезопроводности эту поправку надо учитывать, поскольку этот коэффициент зависит не только от темпа падения давления, но и от абсолютной величины понижения уровня.

Таблица 22

Расчет гидравлического уклона

Скорость движения воды, м/с	Гидравлический уклон i при диаметре труб (м)
0,122	0,144	0,197
0,1	0,000278	0,000224	0,000149
0,2	0,000934	0,00075	0,0005
0,3	0,0019	0,00153	0,00102
0,4	0,00318	0,00256	0,001705
0,5	0,00476	0,00383	0,00255
0,7	0,00875	0,00704	0,00468
0,8	0,0112	0,009	0,006
0,9	0,014	0,01128	0,00751
1,0	0,169	0,0136	0,00906
1,2	0,0236	0,019	0,01266
1,3	0,028	0,0225	0,015
1,4	0,0326	0,0262	0,01745
1,5	0,0373	0,03	0,02
1,6	0,0423	0,0341	0,0227
1,7	0,048	0,0386	0,0257
1,8	0,0537	0,432	0,0288
1,9	0,06	0,0482	0,0321
4,0	0,0664	0,0534	0,0355

Таблица 23

Потери напора Sn н (м) на 1000 м водоподъемных труб разного диаметра

Дебит, м3/сут	d = 0,122 м	d = 0,144 м	d = 0,197 м
V, М/С	h, м	v, м/с	h, м	V. М/С	h, м
500	0,496	4,6	0,355	2,0	0,19	0,5
1000	0,990	16,6	0,71	7,2	0,38	1,55
1500	1,485	36,6	1,065	13,7	0,57	3,2
2000	1,98	65,4	1,42	27,0	0,76	5,4
2500	2,475	102,0	1,775	42,0	0,95	8,2
3000	2,97	147,1	2,13	60,6	1,14	11,55

В большинстве случаев в промышленных подземных водах содержится в том или ином количестве растворенный газ. При движении пластовой воды от забоя к устью скважины на определен­ней глубине, где давление становится равным давлению насыщения, газ начинает выделяться из воды. По мере дальнейшего движения воды вверх количество выделившегося из нее газа увеличивается, достигая максимальной величины, равной газовому фактору, при атмосферном давлении, т. е. у динамического уровня. Величина давления насыщения зависит от объема растворенного в воде газа, его состава, а также от температуры и минерализации воды.

В результате того, что плотность газоводяной смеси меньше, чем у чистой воды, понижение уровня (или избыточного давления), замеренное на поверхности, в случае выделения газа в стволе скважины будет меньше, чем в пластовых условиях, причем эта разница зависит от газового фактора, температуры воды, ее удель­ного объема, давления насыщения и абсолютной величины избы­точного давления.

Величина столба газоводяной смеси h в скважине может быть определена по формуле

(29)

где Pr — упругость растворенного газа (давление насыщения); Р1 — избыточное давление на устье, равное показанию устьевого маномет­ра плюс атмосферное давление; ро — атмосферное давление; у — плотность воды с учетом температуры и минерализации; Со — газовый фактор в нормальных условиях; т — температурный коэффициент, равный l + t/273; t — температура воды в верхней части работающей скважины.

Дополнительное понижение напора ASr за счет газовых факто­ров в пластовых условиях по сравнению с замеренным на устье будет равно разнице в высоте столба газированной и негазирован­ной жидкости:

или с учетом выражения (29)

Истинное понижение напора S, соответствующее снижению забойного давления &Рзаб, будет:

а само понижение забойного давления

При отсутствии самоизлива Р1 = Р0 ~ 0,1. Величина AS достигает при этом максимального значения:

(30)

Во всех случаях, когда имеет смысл учитывать наличие в воде растворенного газа, Рг>1, и тогда вместо зависимости (30) по­лучим

(31)

Таблица 24

результаты определения AS

р1. МПа	С0 = 0.8	С0 =1,0	Со =1,2	С0 = 1,4
Рг, МПа	AS. м	Рг, МПа	AS, м	Рг МПа	AS, м	Рг, МПа	AS. м
1	50	29,7	68	40,7	82	51,7	97	63,5
2	50	22,8	68	32,2	82	41,4	97	51,5
з	50	19	68	27,2	82	35,6	97	44,5
4	50	16,2	68	23,4	82	41,4	97	39,3
5	50	14	68	21,1	82	28,2	97	35,8
6	50	12,5	68	19	82	25,6	97	32,6
7	50	11,1	68	17,3	82	23,5	97	30,1

В табл. 24 приведены результаты расчетов величины AS в зави­симости от С0 и Р1 для условий одного из месторождений промыш­ленных вод (7 = 0,988 г/см 3 и т =1,25). Значение AS увеличивается быстрее, чем значение газового фактора. При сравнительно боль­ших значениях С0 скважина, статический уровень которой был ниже поверхности земли, после возбуждения может стать самоизли­вающейся; еще чаще наблюдаются отрицательные значения депрес­сии устьевого давления непосредственно после пуска скважины. Таким образом, расчет параметров без учета ASrno формулам уста­новившегося движения становится вообще невозможным, а графоаналитическим методом во всех случаях будут получены сильно завышенные значения коэффициента водопроводимости вследствие резкого замедления темпа снижения устьевого давления за счет выделения газа в свободное состояние на глубине, соответствующей глубине давления насыщения.

Одним из факторов, искажающих представление об истинных величинах понижений динамических уровней в глубоких скважи­нах, является изменчивость плотности минерализованных вод под влиянием увеличения или уменьшения температуры. Изменение температуры, а следовательно, и плотности воды по стволу сква­жины определяется величиной геотермического градиента и темпе­ратуры у поверхности земли в пределах пояса сезонных температур. В период, когда скважина находится в покое, разница температур (и плотности) воды в пласте и у статического уровня (или на устье скважины) будет максимальной. В процессе откачки темпера­тура воды на устье будет зависеть от пластовой температуры и скорости движения воды по стволу скважины, т. е. от ее дебита (рис. 22).