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
		29,7		40,7		51,7		63,5
		22,8		32,2		41,4		51,5
з				27,2		35,6		44,5
		16,2		23,4		41,4		39,3
				21,1		28,2		35,8
		12,5				25,6		32,6
		11,1		17,3		23,5		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 AS_rno 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).

Если скважина, вскрывшая промышленные высокотемператур­ные воды, простаивала в течение достаточно длительного времени, то температуры по ее стволу рас­пределяются в соответствии с ха­рактерным для данного района температурным градиентом,за ис­ключением самой верхней части, подверженной влиянию суточных и сезонных колебаний температур.

Рис. 22. График фактического изменения температуры воды на изливе в зависимости от дебита сква­жин

Как показывает опыт, в боль­шинстве случаев это распределе­ние подчиняется закону прямой линии. Поскольку плотность воды зависит от температуры, причем в практически интересных интервалах температур эта зависимость не сильно отличается от прямолиней­ной, можно с достаточной точностью написать следующее выражение, связывающее забойное и устьевое (избыточное) давления:

P_{0 заб} = P_{0 изб}+HY_сp/100, (32)

где Р_{0 заб} — статическое забойное давление; Р_{0 ИЗб} — статическое избыточное давление; Н — высота столба воды в скважине; Y_ср — средняя плотность воды в стволе скважины. При этом Y _ср= (Y_пл+ + Y_ст)/2, где Y_пл — плотность воды в пластовых условиях; Y_CT — плотность воды у устья простаивающей скважины.

При пуске скважины по мере прогревания окружающих пород в скважине устанавливается новый температурный режим, зависящий главным образом от дебита и диаметра скважины. Опыт исследо­ваний в Западной Сибири и других районах страны показал, что уже при сравнительно небольших дебитах (400 — 500 м³/сут) устьевая температура быстро стабилизируется и в дальнейшем остается практически постоянной.

Учитывая сказанное, можно записать следующее выражение для определения забойного давления в процессе работы скважины

P_эаб=P_изб+HYср/100, (33)

где Y_сp = (Y_дин + Y_пл)/2; P_3аб — текущее забойное давление; Р_изб — текущее избыточное (устьевое) давление; у_дин — плотность воды на устье изливающей скважины в момент определения забойного давления.

Отсюда выражение для определения понижения забойного давления АР_заб через величину устьевой депрессии АР_изб можно получить, вычтя выражение (33) из (32):

(34)

Из выражения (34) видно, что при определенных условиях — высокой проницаемости пород, больших величинах Н и разности Тст — Тдин — депрессия устьевого давления может оказаться отри­цательной и скважина, статический уровень которой был ниже по­верхности земли, после возбуждения может фонтанировать. Это явление было названо Э. Б. Чекалюком «термолифтом».

Понижение напора (м), приведенное к пластовым условиям 5_ПЛ, выражается следующим образом:

(35)

В случае отсутствия самоизлива понижение напора в пластовых условиях определяется по следующей формуле:

(36)

где Я₀ — столб воды в скважине в статических условиях; Я¹ — то же при работе скважины.

Преобразуя выражение (35) с учетом зависимостей (32) и (33), получим

(37)

Учитывая, что у_пл и 7_ДИН мало отличаются по значениям, так как очень близки температуры, можно с точностью до 1 % принять

(38)

где 5 _уст — понижение уровня, замеренное на устье скважины.

Формулы (37) и (38) позволяют определить понижение забойно­го давления или напора по результатам замеров на устье скважин независимо от того, установился температурный режим в ней или нет.

В табл. 25 приведены значения дополнительной величины пони-гидростатического напора

жения

по сравнению с S _ус-; для условий Тюменского месторождения подземных вод. Во многих случаях эти величины (AS,, S_yCT) оказываются не только соизмеримыми, но и весьма близкими между собой. Поэтому ошибки в определении параметров по формулам установившегося движения могут быть очень велики (табл. 26).

Таблица 25