Содержание к диссертации
Введение
1. Технико-технологические основы бурения и эксплуатации горизонтальных скважин 6
1.1. Состояние и перспективы развития разработки месторождений горизонтальными скважинами (ГС) 6
1.2. Краткий анализ работ по бурению и эксплуатации ГС 7
1.3. Теоретические основы гидродинамики ГС 11
1.4. Сравнительный анализ дебитов вертикальных и горизонтальных скважин 23
1.5. Выбор направлений исследований. Постановка задач 30
2. Структура взаимодействия переферийных струй с основным потоком в горизонтальных скважинах 33
2.1. Влияние проницаемости стенок скважин на гидравлические потери при движении глинистого раствора 34
2.2. Влияние длины перфорированной части ГС на приток нефти к скважине 39
2.3. Экспериментальные исследования взаимодействия струй с основным потоком 45
2.4. Траектории боковых струй в сносящем потоке 50
2.5. Выводы по разделу 2 56
3. Гидродинамика горизонтальных скважин 57
3.1. Ламинарное течение в трубах с проницаемыми стенками 57
3.2. Оценка влияния пористости стенок на гидравлические сопротивления в ГС 63
3.3. Развитие течения жидкости в плоском канале 69
3.4. Характеристики течений в горизонтальном плоском канале 74
3.5. Выводы по разделу 3 83
4. Промысловые исследования притока к горизон тальным скважинам и методы интенсификации нефтегазодобычи 84
4.1. Гидродинамические исследования скважины № 102 Кущевская 84
4.2. Скважинный фильтр для тангенциального ввода притока в ГС 91
4.3. Управление фильтрационными потоками для равномерной выработки продуктивного пласта 94
4.4. Выводы по разделу 4 96
Основные выводы и рекомендации 96
Список использованных источников 98
Приложение
- Краткий анализ работ по бурению и эксплуатации ГС
- Сравнительный анализ дебитов вертикальных и горизонтальных скважин
- Влияние проницаемости стенок скважин на гидравлические потери при движении глинистого раствора
- Ламинарное течение в трубах с проницаемыми стенками
Введение к работе
ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ
Актуальность проблемы. Приоритетным направлением деятельности многих нефтегазодобывающих компаний мира является снижение удельных совокупных затрат на добычу единицы готовой продукции за весь период бурения, разработки и эксплуатации месторождения, включая механизированные способы и современные методы интенсификации добычи нефти, газа и газоконденсата.
При таком подходе к оценке эффективности проявляются важнейшие преимущества бурения и разработки месторождений горизонтальными и раз-ветвленно - горизонтальными скважинами (ГС и РГС), заключающееся в увеличении доли извлекаемых запасов нефти и газа и снижении объемов буровых, монтажных и строительных работ.
Внедрение ГС, РГС и зарезка боковых горизонтальных стволов (БГС) в старых простаивающих скважинах в российских нефтегазовых компаниях были обусловлены следующими факторами:
высокой выработкой лучших категорий месторождений (54,3 %) и ростом доли трудноизвлекаемых запасов (более 60 %;
ростом стоимости технических средств, материалов и химреагентов, топлива и электроэнергии;
- высокими ценами на сервисное обслуживание, подготовительные,
строительные и ремонтные работы.
В период 1991-1995 г.г. у нас в стране была разработана программа «Горизонт», которая внедрялась на предприятиях РАО «Газпром» и бывшего Мин-нефтепрома.
В настоящее время все нефтяные и газовые компании в мире имеют современную технику, технологии, КИП, оборудование, специалистов и принципиально могут бурить горизонтальные скважины и боковые стволы различной конфигурации и достаточной протяженности горизонтального участка.
Однако проблема выбора длины горизонтального участка, геометрических параметров горизонтального ствола, геометрии и взаимного расположения перфорационных отверстий, пескозащитных фильтров и др. до настоящего времени остается актуальной. Практически отсутствуют экспериментальные исследования движения жидкости и газа в длинных горизонтальных перфорированных и пористых трубах. Горизонтальный ствол во многих работах рассматривается как линия равных стоков для добывающих ГС и как гидравлический канал с равномерным отбором по длине для нагнетательных ГС.
Решение данной проблемы представляет большой интерес для проектирования конструкций горизонтальных скважин, проектирования разработки и доразработки ГС и РГС месторождений с слабо дренируемыми пластами небольшой мощности.
Цель работы. Повышение эффективности эксплуатации горизонтальных скважин за счет совершенства гидродинамических характеристик горизонтального ствола и управления фильтрационными потоками в призабойной зоне скважины.
Задачи исследования.
Анализ и обобщение работ по бурению и разработке месторождений горизонтальными скважинами.
Теоретические и экспериментальные исследования движения жидкости (газа) в перфорированных и пористых трубах с притоком, пропорциональным перепаду давлений внутри и снаружи канала.
Разработка и совершенствование конструкций горизонтальных участков скважины для интенсификации нефтегазодобычи.
Научная новизна
1. Проведен общий анализ теоретических и экспериментальных исследований гидродинамики и массообмена в каналах с принудительным вводом (вдувом) и оттоком через проницаемые стенки применительно к процессам, происходящим на рабочем участке горизонтальной скважины.
Экспериментальными исследованиями по визуализации притока входных струй в основной поток доказано, что вблизи отверстий притока проявляются эффекты обтекания кругового цилиндра основным потоком, а в пристенной области образуются вихри обратного течения жидкости и застойные зоны.
В рамках теории пограничного слоя получена приближенная система уравнений, описывающая течение жидкости на горизонтальном участке, которое формируется за счет притока жидкости через перфорационные отверстия (щели) под действием переменного по длине перепада давления.
4. На основании теоретических расчетов установлено, что ортогонально входящие в основной поток струи выполняют роль завес и увеличивают гидравлические сопротивления основного потока. Это приводит при малых скоростях притока (при малых перепадах давления) к отключению концевого участка ГС, а при больших скоростях основного потока отключается начальный участок ГС.
Практическая ценность 1. Установлено, что несоответствие промысловым результатам применяемых ранее моделей расчета дебитов ГС связано с гидродинамическими особенностями работы перфорированного канала, которые в этих моделях не учтены.
2. Предложены принципы расчета оптимальной длины рабочего участка ГС и скважинный фильтр, обеспечивающий:
равномерный приток жидкости по длине перфорированного канала;
снижение гидравлических сопротивлений за счет тангенциального ввода притока в основной поток;
устойчивый режим работы скважины.
Для снижения гидравлических сопротивлений рабочего участка ГС предложено реализовать тангенциальный ввод притока через перфорационные отверстия (щели), выполненные по винтовой линии (патент РФ № 2190731).
Разработана конструкторская документация на скважинный фильтр ФС 168-1М.
Разработаны методические указания по лабораторным работам по дисциплине «Подземная гидромеханика», для студентов нефтегазовых специальностей 090 600 и 090 800.
Апробация работы
Материалы диссертационной работы докладывались на научно - технических советах ОАО «Кубаньгазпром» (Краснодар - 2001 г., 2003 г.), ОАО «Рос-НИПИтермнефть» (Краснодар - 2002 г.), на 2-ой и 3-ей Международных конференциях «Освоение ресурсов трудноизвлекаемых и высоковязких нефтей» (г. Анапа- 2000 г., 2002 г.), на совместном заседании кафедр гидравлики и нефтегазового промысла Кубанского государственного технологического университета (Краснодар - 2001 г.), на заседаниях кафедры прикладной математики Кубанского государственного университета ( КГУ, 2003 г.) и кафедры прикладной математики Кубанского государственного технологического университета (КубГТУ, 2004 г.).
Публикации
Основное содержание диссертационной работы отражено в 13 печатных работах, в том числе в 11 научных статьях, одном методическом указании для студентов нефтегазовых специальностей 090600, 090700 и патенте.
Структура и объем работы
Диссертационная работа состоит из введения, 4-х разделов, основных выводов и рекомендаций, списка использованных источников из 98 наименований. Работа содержит 102 страницы машинописного текста, 10 таблиц, 12 рисунков и приложение.
Автор выражает благодарность руководителю к.т.н. Гилаеву Г .Г., а также д.т.н. Вартумяну Г.Т., д.т.н. Кошелеву А.Т., к.т.н. Шаманову С.А., к.т.н. Юрьеву В.А. и др. за полезные советы и обсуждение результатов работы.
Краткий анализ работ по бурению и эксплуатации ГС
Бурение горизонтальных скважин (ГС) по сложности профиля, конструкции скважин представляет собой наиболее обобщенный тип бурения, так как содержит в себе вертикальные, наклонные и горизонтальные участки. И технологические решения многих задач бурения вертикальных и наклонно-направленных скважин должны получаться как частные случаи из решения общих задач бурения ГС. Среди многочисленных задач технико-технологического и организационно-экономического характера, которые решены или решаются при бурении и эксплуатации горизонтальных скважин (ГС) особое место занимают следующие задачи: - выбор оптимального профиля ствола скважины и оптимальной геометрии горизонтального участка ствола; - оптимизация режимов бурения ГС, включающая гидравлическую программу; - разработка требований к забойному оборудованию, инструменту и контрольно-измерительным приборам (КИП), обеспечивающим надежную информацию для управления траекторией ствола скважины; - выбор режимов эксплуатации ГС и методов интенсификации нефтегазодобычи; - управление разработкой месторождений, разбуриваемого и эксплуатируемого горизонтальными скважинами. Проектирование профиля ГС проводится в принципе аналогично проектированию профиля наклонно-направленных скважин. На первом этапе решается задача выбора варианта профиля, а на втором - задача выбора режимов бурения, обеспечивающих заданный профиль бурения. Бурение скважин по заданному профилю, с определенными на втором этапе оптимальными режимами бурения должно обеспечиваться подбором соответствующих компоновок бурильной клоны, которые изменяются на каждом долблении [1,2].
Профиль горизонтальной скважины можно выбирать в виде «цепной линии» от устья до забоя или в виде «естественного профиля», который принимает балка круглого сечения заданной длины на упругом основании. Однако, вопросы о выборе профиля наклонной и горизонтальной части ГС в настоящее время определяются имеющимися техническими возможностями их реализации, а не экономическими соображениями. Поэтому с развитием технических средств и средств контроля и непрерывного управления траекторией ствола проблема выбора оптимального (в смысле минимальных затрат) профиля будет еще неоднократно рассматриваться на протяжении ближайших 5-10 лет.
В советской нефтяной промышленности первые попытки отвести забой от вертикали были предприняты еще в 1934 году на Старогрозненском месторождении. Однако, окончились они неудачей. Бурение наклонных скважин было впервые реализовано на скважине № 200, на о. Артема (г. Баку) под руководством инж. Тимофеева Н.С. и Михайлова К.Ф. в 1935 году. Бурение велось с берега под дно Каспийского моря. При глубине скважины 800 м отход забоя в сторону составил 200 м.
Дальнейшее развитие техники и технологии бурения наклонных и кустовых наклонных скважин шло высокими темпами и в 1944 году в США было пробурено около 170 наклонных скважин с суммарным отклонением забоя более 100 000 м при суммарной проходке 250 000 м. Значительный вклад в теорию и практику бурения наклонно-направленных скважин внесли Азербайджанская и Грозненская школы нефтяников: Шаньгин А.Н., Тимофеев Н.С., Михайлов К.Ф., Бузинов A.M., Кулизаде М.П., Оганов С.А., Шахбазбеков К.Б., Сушон Л.Я.и др. [3,4,5]. В самом начале возникновения наклонного и многоствольного бурения стало ясным, что появилась возможность увеличения поверхности фильтрации путем увеличения длины проходки по продуктивному пласту. В 1947 году на Краснокамском месторождении Поволжья по предложению инж. Григоряна A.M. и Братина В.А. были пробурены на скв. № 240 два ответвления длиной 30 м, а в 1957 году на месторождении Яблоня Куйбышевской области при глубине скважины № 531 м забурен горизонтальный ствол длиной от (728 -540)=148 метров [5].
Необходимо отметить, что наклонное бурение в США началось в 1920 году, но основные успехи пришли только после изобретения в СССР турбобура. В 1941 году американский инженер Зуб лин предложил специальный инструмент для бурения боковых дренажных стволов в старых скважинах. В 1947-1948 г.г. американцем Истменом разработан инструмент, который позволил забуривать горизонтальные стволы в новых скважинах. Этим инструментом удалось проложить на глубине 1500 м в штате Техас семь горизонтальных стволов с общей длиной 366 м, увеличив продуктивность скважин в 10 раз.
В 1985 году фирма «Eastman Christensen» (США) вышла на одно из первых мест в мире, специализировавшись на проектировании, изготовлении и поставке алмазных долот, забойных гидравлических двигателей (ЗГД), систем замера забойных параметров бурения (MWD) и управляемых забойных систем [6]. В данной работе приведены разработанные фирмой забойные компоновки для бурения скважин с большим, средним и малым радиусами перехода от вертикального ствола к горизонтальному (рисунок 1.1). На риунке. 1.1 показаны типовые профили с большим (а), средним (б) и малым радиусами кривизны. Интенсивность набора кривизны для вариантов а, б, в соответственно равны 6,6- 19,8 /100 м, 2,6-16,6/100 м и 4,9-9,9/100 м, с длинами горизонтального участка 120 м, 457 м, 610 м. В работе [6] приведены основные характеристики компонентов системы для долот диаметром 159 мм, 149 мм, 114мм, характеристики винтовых забойных двигателей типа «Mach 1» и «Mach 2». В 1988 оду компания «Meridian Oil» при бурении скважины (шт. Сев. Дакота, США) установила несколько рекордов при бурении наклонно-направленной скважины с горизонтальным стволом [7]: - точка перегиба находится на глубине около 3000 м; - длина горизонтального ствола составляет 793 м и пробурена одним долотом с алмазными вставками; - диаметр горизонтального ствола составил 216 мм (большинство скважин имеют горизонтальный ствол диаметром 114 мм); - горизонтальный ствол пробурен в пласте толщиной 2 м. В журнале «Oil and Gas Journal» в 1998 году была опубликована серия статей [8,9,10], в которых приводятся данные по бурению наклонно-направленных скважин французской фирмой «Elf Aguitaine» в различных регионах мира. При бурении была использована телеметрическая система MW, которая позволяла контролировать 12 параметров бурения. В период с 1991 по 1995 год в России пробурено более 250 ГС с длиной горизонтального участка от 20 до 432 м. При этом сметные затраты в 1,5-3,5 раза выше по сравнению с вертикальными скважинами [11].
Сравнительный анализ дебитов вертикальных и горизонтальных скважин
Прежде чем перейти к исследованию гидродинамики пористых каналов рассмотрим возможности оценки длины горизонтального участка в рамках одномерной постановки задач фильтрации жидкости и газа в пористой среде. Ранее полученное выражение (1.11) позволяет дать приближенную оценку влияния длины горизонтального участка ГС. Обозначая отношение дебитов 1 nor. м ГС и ВС через 5 можно составить графики зависимости этого отношения от мощности пласта и расстояния до контура питания. В таблице 1.6 приведены расчеты величины 5 по формуле На основании табл. 1.6 построены графики зависимости 5=f (h, Н). На рис. 1.5 дана зависимость 5 от Н для различных значений h, а на рис. 1.6 - 5 от h для различных значений Н. Из рис. 1.6 следует, что отношение дебитов почти линейно зависит от h. Используя графики рис. 1.5 и рис. 1.6, определим дебит горизонтальной скважины № 104 пробуренной в пласт мощностью h=4,5 м на Кущевском месторождении Краснодарского края. Радиус скважины 1 =0,114 м, радиус контура питания по оценкам специалистов НТЦ «Кубаньгазпрома» составляет RKw 100 м. Из рис. 1.5 и рис. 1.6 следует, что при RK=100 м и h=4,5 м 5=0,053. Зная, что = 0,053, находим —— = 0,053 -. Средний дебит 4-х рядом стоящих скважин 103, 115, 116 и 105 составляет 35,6 тыс. м7сут. Тогда - = 0,053 » 0,42. Є 4,5 Следовательно, скважина проектной длины 1=200 м должна дать Qrc 0,42x200=84 тыс.м /сут. Фактическое значение дебита ГС № 104 составило Qio4=82 тыс. м3/сут. Аналогично для ГС 118: RK=100M; h=4,5 м и 8=0,53. Средний дебит 3-х рядом стоящих скважин составил QBC=26,3 тыс.м"/сут. Получаем для скв. 118 Qrc = 0,53 —— 200 = 62 тыс.м3 /сут. 4,5 Фактический дебит скв. 118 Q$=10 тыс.м /сут. Максимальная ошибка прогноза составляет 11,4 %, а средняя - 4 %. Приведенный пример показал, что сделанные теоретические прогнозы дают результаты с приемлемой для практики точностью. Исходные данные для расчетов заимствованы из работы [22]. Аналогичные расчеты выполнены для ОНГКМ по таблицам 1.4 и 1.5. Оренбургское НГКМ представляет собой массивное месторождение с высокой степенью анизотропии и вертикальные скважины вскрытые по пластам большой мощности эксплуатируют отдельные проницаемые прогшастки.
Высокопроницаемые пласты известняков разделены между собой более плотными известняками, поэтому говорить о работающей мощности вскрытого пласта h затруднительно. Работающая мощность пласта определяется по результатам термометрии. Для расчета коэффициента 5 по данным (табл. 1.4) принято h=10 4- 70 м. Рассчитанные значения 5 по формуле (1.11) дали диапазон от 0,016 до 0,636 м. Примем среднее значение S равным полусумме крайних значений, т.е. =0,326. По приведенным выше расчетным средним значениям для ОНГКМ дадим прогноз среднего дебита ГС. Таблица 1.6- Отношение дебитов 1 пог. м горизонтальной и вертикальной скважины (R O, 1 м) Расстояние до контура питания, Н, м Мощность продуктивного пласта, h, м 2 3 4 5 10 Увеличение дебита газовых ГС составляет в среднем = 5,1. Это объ Зо,2 ясняется тем, что ГС проводились в высокопроницаемые пласты, а ВС вскрывали и малопродуктивные низкопроницаемые пласты. — 84-415 Прогнозируемое значение Qr = 0,326 ———38 т/сут. Фактическое значение Ц- = 42 т/сут. Полученный прогноз достаточно точно описывает данное таблицы 1.5. Для данных, приведенных в таблице 1.5 увеличение дебита нефти ГС со 42 . ставляет в среднем — = 5. Следовательно, и для нефтяных скважин увеличение дебита ГС является таким же, как и для газовых скважин. Приток к горизонтальному стволу скважины в зависимости от его длины можно рассчитать также по уравнению Джоши [23]. Кн - проницаемость в плоскости напластования; h - толщина пласта; Др - перепад давления; ц. - вязкость нефти; L - длина горизонтального участка; гс - радиус скважины; Н - радиус дренирования; Р - коэффициент, учитывающий отношение проницаемостей вертикальной (напластования) к горизонтальной: р к. Если (3=3, то считается, что отношение дебитов ГС и ВС не будет значительным. Если р мало, то отношение дебитов может быть большой величиной. Малые значения (3 соответствуют пластам с большими вертикальными естественными трещинами. При р=2 в пласте с h=61 м вертикальная скважина даст такой же дебит, как и горизонтальная. При малых мощностях h и р 1 есть смысл бурения горизонтальных скважин, но длина ствола должна превосходить 61м. Аналогичные результаты получены нами (см. таблицу 1.1 и рисунки 1.5 и 1.6). В работе [25] дается вывод формулы притока для горизонтальной скважины (на основе теории ньютонова потенциала и асимптотических разложений) в зависимости от геометрических параметров системы «скважина + пласт»:
Влияние проницаемости стенок скважин на гидравлические потери при движении глинистого раствора
Изучению закономерностей смешения и распространения струй в сносящем потоке посвящено большое количество как теоретических, так и экспериментальных работ отечественных и зарубежных авторов. Можно сказать, что теоретические исследования движения струй в сносящем потоке, как правило, основанные на интегральных методах, используют предпосылку о законе нарастания боковой ширины струи и различные предположения об условиях сохранения количества движения [29,30,31,32,33,34,35,36]. Задача течения жидкости в пористых трубах решалась гидродинамическими методами впервые в 1933 г. Л.С. Лейбензоном при рассмотрении вопросов транспортировки нефти (мазута) по цементным и асбестовым трубам. В 1965-1975 гг. вопросы движения глинистых и цементных растворов в кольцевом зазоре с одной проницаемой стенкой рассматривались в работах А.Х. Мирзаджанзаде, А.А.Мовсумова, Р.С. Гурбанова, P.M. Хасае-ва, А.И. Булатова, Н.Р. Рабиновича и др. В этих работах показано, что в пористых каналах гидравлические сопротивления снижаются при оттоке фильтрата в пласт и увеличиваются при притоке пластового флюида в основной поток. Решения этих задач были связаны с проблемой формирования глинистой корки и вытеснения глинистого раствора цементным. Аналогичные исследования выполнялись В.Бел лом и Дж. Харрига-ном на моделях пористых трубок диаметром 6-16 мм и длиной 200 -350 мм при исследовании распределения давления и расхода вдоль перфорационных каналов. Ими показано, что более 80 % потока в перфорационном канале обра-зуется на /з длины от начала участка перфорации, а для каналов с d 6 мм увеличение длины канала более 250 мм не оказывает существенного влияния на приток. Несмотря на важность полученных результатов для процессов промывки и крепления скважин, их распространение на задачи гидродинамики горизонтального участка ГС не представляется возможным. Сложность данной проблемы состоит в том, что она связана с решением двухмерных нелинейных дифференциальных уравнений Навье-Стокса для несжимаемой жидкости на перфорированных поверхностях и в перфорированных каналах. Вместе с тем, многочисленные теоретические и экспериментальные исследования гидродинамики и тепломассопереноса в пограничных слоях и каналах с принудительным оттоком и вдувом через проницаемые стенки приводятся в специальной литературе по химической технологии, по теплозащите элементов конструкций энергетических установок и летательных аппаратов. Среди них необходимо отметить работы А.С. Бермана, Р.М.Террила, В.Д.Морриса, С.С.Кутателадзе, С.М.Тарга, Н.А. Слезкина, B.C. Генкияа, B.C. Дильмана, В.М. Ерошенко, Л.И. Зайчика и др.
. Влияние проницаемости стенок скважин на гидравлические потери при движении глинистого раствора Определение гидравлических сопротивлений при движении глинистых растворов между двумя коаксиальными цилиндрами посвящено ряд теоретических и экспериментальных исследований [37,38]. Однако при движении глинистых и тампонажных растворов стенки скважины в кольцевом пространстве проницаемы. Поэтому интерес к данной проблеме стимулировал развитие исследований в данной области. Эксперименты, проведенные в работе [38] показали, что ввиду фильтрации жидкости через пористые стенки на них образуется глинистая корка и изменение гидравлических сопротивлений практически не заметно. С целью оценки пристенного эффекта осуществлены экспериментальные работы на металлокерамических трубах (фильтрах) проницаемостью 2 дарси, находящихся в трубе, внутренний диаметр которой 120 мм, а длина установки составляла 3,15 м. Результаты этих исследований приведены в работе [40]. Для исследования брали глинистый раствор с плотностью р=1260 кг/м3, с пред ель-ным напряжением сдвига То=1,03 кг/см ; структурной вязкостью тт=0,001 кг-с/м . Давление замерялось образцовым манометром. Другая серия опытов выполнялась с глинистым раствором плотностью 1480 кг/м3, вязкостью т0=70 дин/см2 и предельным напряжением сдвига, равным т=68 спз. В работах [41,42,43] приведены эти экспериментальные данные, по которым построены графики изменения перепада давления (потерь давления) в зависимости от количества отфильтрованной жидкости и изменения гидравлических потерь давления от расхода прокачиваемой жидкости. Авторы этих работ считают, что снижение гидравлических сопротивлений обеспечивается созданием пристенного слоя. Эффектом пристенного слоя объясняется тот факт, что количество фильтрата очень мало и не может привести к таким большим снижениям гидравлических сопротивлений. В частности, в работе [43] указывается, что «... изменение фильтрации жидкости от перепада давления создает изменение толщины пристенного слоя, что, в свою очередь, влияет на величину гидравлических сопротивлений. Толщина этого слоя зависит от структурно- механических свойств и удельного веса глинистого раствора». Нами ниже (раздел 3) будет показано, что образование пристенного слоя и эффект отсоса жидкости даже с малым расходом дают примерно один и тот же порядок снижения гидравлических сопротивлений. Поэто му вопрос образования пристенного слоя при структурном движении вязко-пластической жидкости в большей мере относится к непроницаемым трубам и кольцевым зазорам. Об этом указывается в работах [44,45,46 и др.]. Приведенный выше анализ преследовал простую цель дальнейшего использования столь редких экспериментальных данных, приведенных в обозначенных работах. Принципиальная схема установки, применяемой в работах [39,40, 41, 42 и 43 ] приведена на рисунке 2.1.
Ламинарное течение в трубах с проницаемыми стенками
Для качественного изучения влияния притока жидкости через круглые или прямоугольные поперечные отверстия на динамику движения жидкости и струй внутри трубы на кафедре гидравлики Кубанского государственного технологического университета (КубГТУ) совместно с кафедрой нефтегазового промысла была создана экспериментальная установка, представленная на рисунке 2.4 [54,56,57]. Из напорного бака по патрубку 9 вода поступает во вспомогательные емкости 1, между которыми расположена трубка 2 диаметром 30 мм и длиной 1400 мм. По длине трубки 2 на равных расстояниях впаяны по периметру по три трубочки 4 диаметром по 3 мм. Эти трубочки соединены с помощью резиновых шлангов 5 с тремя баллонами, залитыми цветной жидкостью (зеленой, красной и синей). Рисунок 2.4 Лабораторная установка для качественного изучения вдува струй в горизонтальную перфорированную трубу На выходе из баллонов установлены автоматические краны 8, которые могут одновременно открываться при включении устройства 7. Отработанная жидкость по трубе 10 отводится в амбар. Трубка 2 разрезная и соединяется с помощью муфт 11, которые позволяют поворачивать среднюю часть трубки для кругового обзора. На шлангах 5 предусмотрены тройники, позволяющие одновременный впуск жидкости в три трубочки 4 в любом сечении трубки 2, а также перекрытию любых из трех отверстий. Для герметизации системы предусмотрены сальники 3, соединяющие трубку 2 с баками 1. Расход жидкости в трубке 2 определяется расходомерами, установленными на входе 9 и на выходе 10. Расход жидкости из баллонов 6 определяется по шкале линейки 12. Емкость баллонов пять литров. Предусмотрен вариант создания постоянного напора поступления жидкости через периферийные отверстия 4. Манипулируя шлангами 5, установка позволяет изучать различные варианты ввода одно-двух и трехцветные жидкостей из баллонов 6 в различные сечения трубки 4. Скоростная и цветная съемка позволила наблюдать картину смешения жидкостей при входе в трубку 2 из трубок 4 и их взаимное влияние. Для анализа влияния скорости вдува и скорости основного потока при различных комбинациях шлангов 5 был снят 30-ти минутный фильм и сделано 26 стоп кадров. Рисунок 2.5 Ввод струй при нулевой скорости основного потока На рисунках 2.5 и 2.6 приведены два стоп кадра картин смешивания струи с основным потоком при различных скоростях основного потока. Зависимость коэффициента продуктивности от длины скважины (а), мощности пласта (б), радиуса скважины (в), радиуса контура питания (г) 1- Меркулов; 2- Борисов; 3- Джоши; 4- Ренард; 5-Григулецкий-Никитин Безразмерное отношение дебитов (—) в зависимости от отношения мощ ности пласта к расстоянию между скважинами (—) и от угла между скважина d ми а представлены на рис.2.6.2. Как видно из рис.2.6.2(a) максимальный суммарный дебит достигается, когда —= 0,5. В этом случае Q2= 1,45- Q\. Из рис.2.6.2.(б) следует, что макси-d Зависимость суммарного дебита двух горизонтальных скважин от расстояния между ними (а) и угла между скважинами (б). В работах [54,55] дается подробное описание различных вариантов ввода струй в основной поток и инструкции к проведению лабораторных работ для студентов нефтегазовой специализации. В приложении А приводятся ряд кадров (26 шт.) различных видов взаимодействия боковых струй с основным потоком, возможных при эксплуатации горизонтальных скважин.
На рисунке 2.6а показано взаимодействие двух боковых струй с основным потоком и образование первичной зоны застоя I, внутри которых образуются застойные течения. На рисунке 2.66 видно взаимодействие двух рядом стоящих струй, которые образуют две зоны вторичных течений I и II. Зона вторичных течений образуется от взаимодействия двух струй с основным потоком. При увеличении скорости основного потока зона вторичных потоков II исчезает. На рисунке 2.6в дан вид сверху на одиночную струю, вдуваемую в основной поток под углом 90 . Видно, что взаимодействие основного потока со струей аналогично обтеканию твердого цилиндра. С подветренной стороны видны линии отрыва пограничного слоя на цилиндре, которые затем переходят в расширяющийся поток по направлению основного потока. Расширение струи происходит за счет ее перемешивания с основным потоком. На рисунке 2.6г видно как три струи, введенные в основной поток, образуют при слиянии завесу основному потоку. При этом размер ядра завесы зависит от скорости ввода боковых струй и скорости основного потока. Все выполненные наблюдения проводились на основе окрашенных вод, а рисунок 2.5в получен путем ввода шприцом в основной поток окрашенных струй не перемешивающихся красителей. Выполненные нами исследования по визуализации процессов взаимодействия струй с основным потоком позволили нам сформулировать ряд допущений [56], положенных в основу расчета траектории струй: - зона образования обратных течений имеет форму эллипса; - обтекание струи основным потоком происходит аналогично обтеканию неподвижного цилиндра; - увеличение скорости ввод струй приводит к нарушению структуры движения основного потока и его торможению. В работе [29] рассмотрена модель образования вихрей вокруг проникающей струи и траектории ее движения в сносящем потоке. Рассмотрим данный вопрос с позиций образования так называемых «завес» на горизонтальной части добывающей ГС. Решение данной задачи сопряжено с определенными математическими трудностями, связанными с конформными преобразованиями. В этой связи мы дадим более упрощенную постановку задачи. Пусть одиночная струя вдувается со скоростью Vo под углом ро=90 к стенке через круглое отверстие диаметром do в равномерный поток, имеющий плоский профиль скорости и. Поперечная скорость вдува струи равна нулю. Ось у направим по направлению вдува, а ось х по направлению основного потока как показано на рисунке 2.7. Принимается, что скорость потока постоянная по сечению и равна среднему значению и, контрольная поверхность струи имеет диаметр d, а длина ее равна ds. На выделенный элемент объемом ds действуют следующие силы (см. рисунок 2.7): - центробежная сила С, ориентированная по нормали п к траектории струи, показанной штрихпунктирной линией; - изменение количества движения М, направленная вдоль траектории Т; - общая сила сопротивления D , направленная против относительной скорости струи V, - її = Vj г.
