Ту хабаршысы
-сурет. Суреттің бастапқы өлшемдері ●
жүктеу/скачать 15,98 Mb. Pdf көрінісі
|
- Бұл бет үшін навигация:
- 2-сурет.
- Обтеканием текстамен
- Обрезка русунка
- «Настройка изображения»
- 3-сурет.
- 4-сурет.
- Суреттерді сығудың форматы үшін минималды дискретизация жиілігін есептеу Түйіндеме.
- Расчет
- Calculation of the minimal sample rate for the image compression formats. Summary.
- М.Б. Курманалиев, Б.С. Бейсенов
- ОБЪЕМЫ ЗАКАЧИВАЕМОГО ПРОППАНТА - КАК ФАКТОРЫ, ПОДТВЕРЖДАЮЩИЕ ОБРАЗОВАНИЕ ЛИШЬ ПОРОВЫХ КАНАВОК В ПОРОДАХ МАССИВА
- Необходимые данные подбора размеров проппанта
1-сурет. Суреттің бастапқы өлшемдері ● Техникалыќ єылымдар
ЌазЎТУ хабаршысы №5 2014 71
2-сурет. «Формат рисунка» диалог терезесі
Диалог терезенiң бетбелгiсi: 1. Цвета и линии командасы Рисование құрал-саймандар панелде қайталанатын команданы орындауға береді, онда суретке контурды, құюды, бейненің мөлдірлігі, түзулерді жəне бағыттарды өзгертуге рұқсат болады. 2. Размер - бетбелгі, онда бейненін мөлшерін қолмен қоюға, суреттің өзгерту пропорциясын сақтауға, масштабты орнатуға мүмкіндік береді. 3. Положение - бетбелгі, Обтеканием текстамен жұмыс істеуге рұқсат береді, Команда "Настройка изображения" құрал-саймандар панелдеде қол жетімді болады. 4. Рисунок - Обрезка русунка орнатуға арналған бетбелгі. Жарықтық, контраст жəне түс таңдау. Сжать… командаға ерекше незар аудару керек. Егер документте суреттің "артық жолақтары" болса, онда «Настройка изображения» құрал-саймандар панелінде белгіге басып, Обрезка командасын қолданамыз. Тышканның курсоры осындай белгімен бағытқа айналып, сонда біз тышқанның сол кнопкасын ұстап, өлшемді ауыстыра аламыз.
3-сурет. «Сжатие рисунка» диалог терезесі
кішірейту мүмкіндігі болады. Ол бүкіл документінің өлшеміне əсер етеді. (4 сурет).
● Технические науки
№5 2014 Вестник КазНТУ
72
4-сурет. Сығудан кейін
Документтерде «Специальная вставка» арқылы буфер ауыстырудан суреттерді қоюмен пайдаланған жөн. АЦП жəне кіру сүзгілер парметрлердің қажетті есептеу жасаймыз: дискретизацияның минималды жиілігі, басу жолағында минималды өшулер, АЦП-ның минималды разрядтылығы, апертуралық уақыттың максималды рұқсаттылық. Кіру сүзгінің амплитудалық-жиілік сипаттамасы осы формуламен берілген
Мұнда f с = 2 кГц. Кіруге аналогтік кең жолақты сигнал жіберіледі, яғни осы сигналдың кең жолағы f c -дан едəуір көп болады. Fs дискретизацияның минималды жиілігін табу керек. Онда Салудан бұрмалаудың амплитудасының сүзгі өткізу жолағының сигналдың амплитудасынан 2% аспауы керек. Кез-келген жиілікте кіру сигналының амплитудасы 1-ге тең болсын. Сонда сүзгі шығысында жіберу жолағының минималды амплитудасы қиылу жиілігіне тең болады, яғни f=f c . Ол мынаған тең
Салудан максималды рұқсат етілген бөгеуіл амплитудасы осы мəннен 2%-ға тең, яғни 0,7071 0,02 = 0,01414. f а жиілігі табайық, Бөгеуіл амплитудасы осы мəнге дейін түседі, Мына теңдеуді шешеміз
Дискретизация жиілігі осы мəнге тең болу керек
● Техникалыќ єылымдар
ЌазЎТУ хабаршысы №5 2014 73 ЛИТЕРАТУРА 1. Гонсалес Р., Вудс Р. Цифровая обработка изображений.: Пер. с англ. – М.: Техносфера, 2006. – 1070 с. 2. http://www.masters.donntu.edu.ua/2005/fvti/mukha/library/mpeg12.pdf (Supavadee Aramvith, Ming-Ting Sun. MPEG-1 and MPEG-2 VideoStandards. Image and Video Processing Handbook. - Washington. - 1999) 3. D. J. Le Gall, “MPEG: A video compression standard for multimedia applications,” Commun. of the ACM, vol. 34, pp. 47-58, April 1991. 4. R. J. Clarke, Digital Compression of Still Images and Video, Academic Press, 1995. 5. Proakis J., Manolakis D., Digital signal processing, Prentice-Hall, 2006. 6. Оппенгейм Э. (ред.). Применение цифровой обработки сигналов.: Пер. с англ. под ред. А.М.Рязанцева. М.:Мир. 1980. 552 с. 7. Advanced digital signal processing and noise reduction / Saeed V. Vaseghi. – 2 nd ed. p. cm, 1996 8. Wang, Bu-Chin, Digital signal processing techniques and applications in radar image processing / Bu-Chin Wang, A John Wiley & Sons, Inc., Publication, 2006. будут сжаты REFERENCES 1. Gonsales R., Vuds R. Tsifrovaya obrabotka izobrazhenii.: Per. s angl. – М.: Tehnosfera, 2006. – 1070 s. 2. http://www.masters.donntu.edu.ua/2005/fvti/mukha/library/mpeg12.pdf (Supavadee Aramvith, Ming-Ting Sun. MPEG-1 and MPEG-2 VideoStandards. Image and Video Processing Handbook. - Washington. - 1999) 3. D. J. Le Gall, “MPEG: A video compression standard for multimedia applications,” Commun. of the ACM, vol. 34, pp. 47-58, April 1991. 4. R. J. Clarke, Digital Compression of Still Images and Video, Academic Press, 1995. 5. Proakis J., Manolakis D., Digital signal processing, Prentice-Hall, 2006. 6. Oppengeim E. (red.). Primenenie tsifrovoi obrabotki signalov: Per. s angl. pod red. А.М.Ryazanceva. М.:Mir. 1980. 552 s. 7. Advanced digital signal processing and noise reduction / Saeed V. Vaseghi. – 2 nd ed. p. cm, 1996 8. Wang, Bu-Chin, Digital signal processing techniques and applications in radar image processing / Bu-Chin Wang, A John Wiley & Sons, Inc., Publication, 2006.
Якубова М.З., Анарбаев А.Е. Суреттерді сығудың форматы үшін минималды дискретизация жиілігін есептеу Түйіндеме. Видеоны қысу үшін казіргі кезде көптеген əртүрлі кодектер жетілдірілген, оған MPEG-4, MOV, WMP, DV жатады. Кіру фильтрдің амплитуда - жиілік мінездемесі бойынша 3 кГц қиық жиілік үшін фильтр дискретизацияның минималды жиілігі 215,1 кГц құрайды. Мультимедиялық ақпараттың сандық көрсеткішін жақсарту үшін HDV стандартын енгізу керек. Негізгі сөздер: видеокодек, мəліметтерді қысу, аналог-сандық түрлендіргіш, дискретизация, сигналды сандық өңдеу. Якубова М.З., Анарбаев А.Е.
сжатия видео, к которым относятся MPEG-4, MOV, WMP, DV. В соответствии с выражением амплитудно- частотной характеристики входного фильтра минимальная частота дискретизации фильтра с частотой среза 3 кГц составляет 215,1 кГц. Одной из возможных перспектив улучшения цифрового представления мультимедийной информации является разработка и внедрение стандарта записи видео высокой четкости HDV.
цифровая обработка сигнала. Yakupova M.Z., Anarbayev A.E.
According to the expression of the input filter’s amplitude-frequency characteristic the minimal sampling rate amounts 215,1 kHz for the filter with the cutoff frequency 3 kHz. One of the probable perspectives to improve the digital representation of multimedia information offers developing and introducing the standard of high definition video HDV. Key words: video codec, data compression, analog-to-digital converter, discretization, digital signal processing.
● Технические науки
№5 2014 Вестник КазНТУ
74 УДК 622.234 М.Б. Курманалиев, Б.С. Бейсенов (Казахский национальный технический университет имени К. И. Сатпаева Алматы, Республика Казахстан)
считается гидравлический разрыв пласта (ГРП). Однако сторонники «гидроразрыва» ложно считают этот способ разрыва пород нефтеносного пласта жидкостью с образованием нереальных горизонтальных и вертикальных трещин заполненых проппантом. Радиусы распространения трещин от гидроразрыва и массы проппанта, можно использовать как фактические материалы для доказательства невозможности трещино- образований от воздействия жидкости под давлением на породы стенки скважины. Расчетами показано, что при ГРП образуются только канавки в породах, суммарные объемы которых обеспечивают размещение в них соответствующих объемов закачиваемых проппантов, а укоренившиеся системы добычи нефти вертикальными скважинами весьма устарели. Ключевые слова: скважина, продуктивность, проницаемость, гидрорасчленение, локаль-ный гидроразрыв, проппант, сито, трешинообразование, трещина, поровое пространство, призабойная зона.
В настоящее время одним из эффективных методов повышения продуктивности скважин, вскрывающих пласты низко проницаемые, слабо дренируемые, неоднородные и расчлененные коллекторами, считается гидравлический разрыв пласта (ГРП). При нагнетании жидкости в породный массив в работе [1] отмечены следующие возможные процессы проникновения жидкости в породы: фильтрация, гидрорасчленение и направленный гидроразрыв. Авторы [1] обращают внимание на терминологическую путаницу при употреблении понятия « гидроразрыв », но глубоко не вникают в процесс нагнетания жидкости (флюида) в породный массив. Однако глубоко вникать в процесс авторы и не заинтересованы, так как они сторонники «гидроразрыва», а последний с самого начала своего возникновения, получив неправильное объяснение, уже более 70-ти лет продолжает ложно считаться способом разрыва пород нефтеносного пласта жидкостью с образованием нереальных горизонтальных и вертикальных трещин. Последние по отдельным литературным источникам имеют баснословные радиусы распространения от оси скважины, доходящие до 1000 м, заполняются проппантом (песком, шариками из искусственных материалов различной крепости и прочности), якобы для предотвращения закрытия образованных трещин. Приводятся предельные размеры частиц проппанта от 0,150 до 2,380 мм, необходимые фракции которого получают используя ситы, отмеченные в таблице 1.
Таблица-1. Необходимые данные подбора размеров проппанта Размеры сит (МЕШ) Предельные размеры частиц, мм 100
0,15 40 – 60
0,419 – 0,250 20 – 40
0,841 – 0,419 12 – 90
1,679 – 0,841 8 – 12
2.380 – 1,679
Радиусы распространения трещин от гидроразрыва и массы проппанта, закачанные в образованные трещины в нефтеносном пласте, приводимые в публикациях, можно использовать как фактические материалы для доказательства невозможности трещино-образований от воздействия жидкости под давлением на породы стенки скважины. При этом в нижеприведенных расчетах объемов, занимаемых проппантом в цилиндрических (с высотой h и радиусом ℓ распространения трещины от оси скважины) объемах, нами специально использовано самое низкое значение 0,10 коэффициента пористости пород, колеблющееся в пределах 0,13 - 0,17. ● Техникалыќ єылымдар
ЌазЎТУ хабаршысы №5 2014 75 Из Интернета по msalimov@narod.ru в обзорной статье «Анализ технологии ГРП» читаем: «Наиболее широкое распространение получил локальный гидроразрыв, как эффективное средство снижения сопротивления призабойной зоны и увеличения эффективного радиуса скважины. При этом бывает достаточным создание трещин длиной ℓ = 10 – 20 м с закачкой единиц тонн проппанта». В этом примере неизвестные для расчетов параметры принимаем: h = 3 м мощность пласта; d = 0,15 м - диаметр скважины и γ = 2,5 т/м 3 - удельный вес проппанта. Используя средние значения вышеприведенных данных, выполним следующий расчет объема, в котором находятся предполагаемые трещины: 1 1 V = 29 , 2119 ) 3 , 0 ( 30 4 3 14 , 3 ) 2 ( 4 4 4 ) 2 ( 2 2 2 2 2 2
h h d h (м 3 ) Десятую часть объема 2119,29 м 3 , при умножении на принятую нами минимальную пористость 0,10 занимают поры, то есть: ). ( 93 , 211 10 , 0 29 , 2119 3 3 П 2 м м V
Так как проппант закачивается в образуемые канавки, поры и пустоты, то можно сравнить объем проппанта с полученным полным объемом пор, равным 211,93 м . Принимая П 2 V за 100 %, определим какой процент этого объема пор занимает проппант:
211,93м
3 – 100 %; (5/2,5) м 3 – х %. х = %. 94 , 0 93 , 211
5 , 2 100 5
Этот пример показывает, что вокруг скважины образовались лишь продавленные жидкостью с незначительным объемом канавки в породах, но не трещины с радиусом 20 м, и которые, имея значительный объем, поглотили бы проппанта с массой m >> 5 т, учтенной в расчете, сравниваемой по объему лишь с 0,94 % всего порового объема. В отмеченном источнике следующий пример вытекает из сведений, что «при проницаемости пласта 0,001 мкм 2 оптимальная длина закрепленной трещины составляет 40 – 60 м, а объем закачки проппанта десятки тонн». Для расчета принимаем ℓ = 50 м, массу проппанта m = 30 т и мощность пласта h = 3 м, тогда:
). ( 79 , 23549 09 , 0 10 4 3 14 , 3 ) 3 , 0 ( ) 2 50 ( 4 3 4 2 2 м h V
Объем пор составляет 23549,79 · 0,1 2354,98 . 3 м
Составляем пропорцию: 23549,8 – 100 % ; 30/2,5 – х % ,
. % 51 , 0 98 , 2354
5 , 2 100 30 х
Для следующего примера автор обзорной статьи приводит: «В США, Канаде и ряде стран Западной Европы успешно применяют технологию массированного ГРП. При этом создают трещины протяженностью около 1000 м с закачкой от сотен до тысяч тонн проппанта. Используя эти материалы, расчеты выполним по максимальным значениям ℓ max = 1000 м и m max = 1000
т , тогда:
. 8 , 9419999 09 , 0 10 4 4 3 14 , 3 ) 3 , 0 ( ) 2000 ( 4 3 6 2 2 м h V
Поры имеют объем: 9419999,8 · 0,1 = 941999,98
3 м .
● Технические науки
№5 2014 Вестник КазНТУ
76
Рассчитываем долю объема из последнего, занимаемую проппантом, выраженную в процентах: 9419999,8 м 3
– 100 % ; (1000 /2,5) м 3 – х % , (%).
04 , 0 98 , 5941999 , 2 100 1000 х
Для следующего примера из источника имеем: ℓ max
= 200 м, m max
= 200 т проппанта. В расчетах оставляем принятые значения мощности пласта h= 3 м, диаметр скважины d = 0,15 м.
. 79 , 376799 09 , 0 10 16 4 3 14 , 3 ) 3 , 0 ( ) 2 200 ( 4 3 4 2 2 м h V
Поры занимают объем: 376799,79 · 0,1 = 37679,98 (м 3 ).
Вычисляем долю объема из 37679,98 м 3 , занимаемую проппантом, выраженную в процентах: 37679,98 м 3 – 100 %; (200/2,5) м 3 – х %,
. % 21 , 0 98 , 37679
5 , 2 100 200
х
Аналогичные вышеприведенным расчеты, выполненные по данным работы [2], показали, что проппант занимает от 0,002 до 0,005 % всего порового пространства вокруг перфорированного участка скважины, ограниченного длиной трещины. Приближенные расчеты массы проппанта, закачиваемые при ГРП в канавки и пустоты в нефтяных пластах, приведенные в работе [3], показывают, что проппант занимает малый объем в пределах 0,001 - 3,78 % всех пустот в среде, обработанной ГРП. Дополняя расчетные данные из работы [3] результатами вышеприведенных примеров: 0,94; 0,51; 0,04; 0,21 % и 0,002 - 0,005% из [2] можно заключить, что малые пределы пустот от 0,001 - 3,78 занимаемые проппантом, сохраняются и закономерны. Расчеты показывают, что при ГРП образуются только канавки в породах, суммарные объемы которых обеспечивают размещение в них соответствующих объемов закачиваемых проппантов. Из краткого обзора состояния вопроса о повышении коэффициента нефтеотдачи пластов (КНП) можно заключить, что вопрос является проблемным и фактически не решенным. В опубликованных работах приводятся достигнутые пределы КНП, максимум до 45 %. Отдельные достижения по повышению КНП с применением ГРП доходят до 3,5 %. Вышеприведенные расчеты по расходованному проппанту малых суммарных объемов канавок, образованных в нефтяном пласте при методе ГРП, а также показатели обзора публикаций о повышении КНП, доходящей только до 3,5 %, показывают, что догматически укоренившиеся системы добычи нефти вертикальными скважинами, возможности которых многократно отражены в мировых показателях КНП, имеющих величины лишь от 30 до 35 % весьма устарели. Поэтому предполагается, что в перспективе остатки разведанных запасов нефти порядка 60 – 65 %, возможно, будут разрабатываться горизонтальными и наклонными скважинами в комбинации с горными выработками.
ЛИТЕРАТУРА 1. Чернов О.И., Кю Н.Г. О флюидоразрыве породных массивов. //ФТПРПИ, Новосибирск, 1988, № 6, с. 81 – 92. 2. Никитин А.Н. Применение комплекса исследований для определения геометрии трещины ГРП на месторождениях ООО «РН- Юганскнефтегаз»// Научно – техн. вестник ОАО НК «РОСНЕФТЬ», 2007, с. 35 – 37. 3. Ахмеджанов Т.К., О.П., Камбаков Т.У., Грибанов В.Ф. К вопросу о гидроразрыве нефтеносных и углевмещающих горных пород. // Новости науки Казахстана – Научно-технический сборник. Алматы, 2011, вып. 2(109), с. 34 – 41.
|