Формула расчета дебита газовой скважины. Что такое дебит скважины и как его определить. Причины низких показателей дебита

4. Расчет безводного дебита скважины, зависимость дебита от степени вскрытия пласта, параметра анизотропии

В большинстве газоносных пластов вертикальные и горизонтальные проницаемости различаются, причем, как правило, вертикальная проницаемость k в значительно меньше горизонтальной k г. Низкая вертикальная проницаемость снижает опасность обводнения газовых скважин, вскрывших анизотропные пласты с подошвенной водой в процессе их эксплуатации. Однако при низкой вертикальной проницаемости затрудняется и подток газа снизу в область влияния несовершенства скважины по степени вскрытия. Точная математическая связь между параметром анизотропии и величиной допустимой депрессии при вскрытии скважиной анизотропного пласта с подошвенной водой не установлена. Использование методов определения Q пр, разработанных для изотропных пластов, приводит к существенным погрешностям.

Алгоритм решения:

1. Определяем критические параметры газа:

2. Определяем коэффициент сверхсжимаемости в пластовых условиях:

3. Определяем плотность газа при стандартных условиях и далее при пластовых:

4. Находим высоту столба пластовой воды, необходимой для создания давления 0,1 МПа:

5. Определяем коэффициенты a* и b*:

6. Определяем средний радиус:

7. Находим коэффициент D:

8. Определяем коэффициенты K o , Q* и предельно безводный дебит Q пр.безв. в зависимости от степени вскрытия пласта h и для двух разных значений параметра анизотропии:

Исходные данные:

Таблица 1 - Исходные данные для расчета безводного режима.

Таблица 4 - Расчет безводного режима.

Анализ добывных возможностей скважин Озерного месторождения, оборудованных УЭЦН

Где - коэффициент продуктивности, ; - пластовое давление, ; - минимальное допустимое давление на забое,...

2. Нахождение распределения давления вдоль луча, проходящего через вершину сектора и центр скважины. 2. Анализ работы газовой скважины в секторе с углом р/2, ограниченном сбросами, при установившемся режиме фильтрации газа по закону Дарси 2...

Анализ работы газовой скважины в секторе с углом π/2, ограниченном сбросами, при установившемся режиме фильтрации газа по закону Дарси

Влияние изменения толщины газоносного пласта в процессе разработки газового месторождения

Установление технологического режима эксплуатации газовых скважин, вскрывших пласты с подошвенной водой, относится к задачам высшей сложности. Точное решение этой задачи с учетом нестационарности процесса конусообразования...

Геологическое строение и разработка Чекмагушевского нефтяного месторождения

Дебит - это главная характеристика скважины, которая показывает, какое максимальное количество воды она может дать в единицу времени. Дебит измеряется в м3/час, м3/день, л/мин. Чем больше дебит скважины, тем выше её производительность...

Гидродинамические исследования скважин Ямсовейского газоконденсатного месторождения

Уравнение притока газа к скважине рассчитывается по формуле: ,… (1) формула Г. А. Адамова для НКТ: ,… (2) уравнение движения газа в шлейфе: ,… (3) где Рпл- пластовое давление, МПа; Рвх - давление входа в коллектор...

Исследование движения жидкости и газа в пористой среде

1) Исследование зависимости дебита газовой скважины от угла б между непроницаемой границей и направлением на скважину при фиксированном расстоянии от вершины сектора до центра скважины...

Методы заводнения пластов

В настоящее время. Если ГЗУ оснащен турбинным объемным счетчиком, то на его показания влияют наличие жидкой фазы по всему сечению потока, величина вязкости, качество сепарации газа, наличие пенной структуры в измеряемой продукции...

Оценка производительности горизонтальных нефтяных скважин

нефтяной скважина производительность дренирование В этом нам поможет Excel файл, где применим формулу Джоши Заполняются желтые ячейки c 0,05432 коэф...

Подземная гидромеханика

Определяем дебит каждой скважины и суммарный дебит, если данный круговой пласт разрабатывается пятью скважинами, из которых 4 расположены в вершинах квадрата со стороной А = 500 м, а пятая - в центре...

Подземная гидромеханика

При плоскорадиальном вытеснении нефти водой дебит скважины определяется по формуле: (17) где: rн - координата (радиус) границы раздела нефть-вода в момент времени t...

Применение новых технологий при проведении ремонтно-изоляционных работ

В настоящее время большинство нефтяных месторождений находится на завершающей стадии разработки, на которой существенно осложняются процессы добычи, в частности, из-за высокой обводненности добываемой продукции...

Рассмотрим комплексный потенциал. Уравнение определяет семейство эквипотенциалей, совпадающих с изобарами : , (5) где - коэффициент проницаемости пласта, - динамический коэффициент вязкости насыщающей пласт жидкости...

Приток жидкости к скважине при частично изолированном контуре питания

Рассмотрим дебит при различных углах раскрытия проницаемого контура пласта (рис.10), полученный описанным методом с применением теории комплексного потенциала. Рис. 10 Зависимость дебита скважины от угла По графику видно...

Проект строительства горизонтальной добывающей нефтяной скважины глубиной 2910 м на Вынгапуровском месторождении

В настоящее время существует несколько способов вскрытия продуктивных горизонтов: при репрессии (Рпл < Рз), депрессии (Рпл > Рз) и равновесии. Бурение на депрессии и равновесии проводится только при полностью изученном разрезе...

Владимир Хомутко

Время на чтение: 4 минуты

А А

Способы расчёта дебита нефти

При определении продуктивности определяют её дебит, который является очень важным показателем при расчете планируемой продуктивности.

Важность этого показателя трудно переоценить, поскольку с его помощью определяют – окупит полученное с конкретного участка сырье стоимость его разработки или нет.

Формул и методик расчета этого показателя несколько. Многие предприятия пользуются формулой французского инженера Дюпюи ( Дюпуи), который много лет посвятил изучению принципов движения грунтовых вод. С помощью расчета по этой методике достаточно просто определить, целесообразно ли разрабатывать тот или иной участок месторождения с экономической точки зрения.

Дебитом в данном случае называется объем жидкости, который поставляет скважина за определенный промежуток времени.

Стоит сказать, что достаточно часто добытчики пренебрегают расчетом этого показателя при установке добывающего оборудования, однако это может привести к весьма печальным последствиям. Рассчитываемая величина, которая определяет количество добываемой нефти, имеет несколько методик определения, о которых мы поговорим далее.

Зачастую этот показатель по-другому называют «производительность насоса», однако это определение не совсем точно характеризует получаемую величину, поскольку свойства насоса обладают собственными погрешностями. В связи с этим определяемый расчетным путем объем жидкостей и газов в некоторых случаях сильно разнится с заявленным.

Вообще значение этого показателя рассчитывается для того, чтобы выбрать насосное оборудование. Заранее определив с помощью расчета производительность определенного участка, можно уже на этапе планирования разработки исключить не подходящие по своим параметрам насосы.

Расчет этого значения необходим любому добывающему предприятию, поскольку нефтеносные участки с низкой производительностью просто могут оказаться нерентабельными, и разработка их будет убыточной. Кроме того, неверно выбранное насосное оборудование из-за вовремя не сделанных расчетов может привести к тому, что предприятие вместо планируемой прибыли получит существенные убытки.

Еще одним важным фактором, свидетельствующим об обязательности такого расчета для каждой конкретной скважины, является тот факт, что даже дебиты расположенных поблизости уже работающих скважин могут существенно отличаться от дебита новой.

Чаще всего такая существенная разница объясняется конкретными значениями подставляемых в формулы величин. Например, проницаемость пласта может иметь существенные различия в зависимости от глубины залегания продуктивного слоя, а чем ниже проницаемость пласта, тем меньше производительность участка и, разумеется, ниже его рентабельность.

Расчет дебита не только помогает при выборе насосного оборудования, но позволяет определить оптимальное место бурения колодца.

Установка новой добывающей вышки является рискованным делом, поскольку даже самые квалифицированные специалисты в области геологии до конца не знают всех тайн земли.

В настоящее время существует множество разновидностей профессионального оборудования для нефтедобычи, но для того, чтобы сделать правильный выбор, необходимо сначала определить все необходимые буровые параметры. Правильный расчет таких параметров позволит подобрать оптимальный рабочий комплект, который будет наиболее эффективен для участка с конкретной производительностью.

Способы расчета этого показателя

Как мы сказали ранее, методов для расчета этого показателя существует несколько.

Чаще всего используют две методики – стандартную, и с применением упомянутой нами выше формулы Дюпюи.

Стоит сразу сказать, что второй способ хотя и сложнее, но дает более точный результат, поскольку французский инженер всю свою жизнь посвятил изучению этой сферы, в результате чего в его формуле используется гораздо больше параметров, чем в стандартной методике. Однако, мы рассмотрим оба способа.

Стандартный расчет

Эта методика основана на следующей формуле:

D = H x V / (Hд – Hст), где

D – это значение дебита скважины;

Н – это высота водного столба;

V – производительность насоса;

Нд – динамический уровень;

Нст – статический уровень.

За показатель статического уровня в данном случае берется расстояние от начального уровня подземных вод до начальных почвенных слоев, а в качестве динамического уровня используется абсолютная величина, которую определяют с помощью замера уровня воды после её откачивания, используя измерительный инструментарий.

Существует понятие оптимального показателя дебита нефтеносного участка месторождения. Его определяют как для определения общего уровня депрессии конкретной скважины, так и для всего продуктивного пласта целиком.

Формула расчета среднего уровня депрессии подразумевает значение забойного давления Рзаб = 0. Дебит конкретной скважины, который был рассчитан для оптимального показателя депрессии, и является оптимальным значением этого показателя.

Механическое и физическое давление на пласт может привести к обрушению некоторых частей внутренних стенок ствола. Вследствие этого, потенциальный дебит нередко приходится уменьшать механическим способом, чтобы не нарушать бесперебойность добычи и сохранить прочность и целостность стенок ствола.

Как видите, стандартная формула является простейшей, в результате чего результат она дает с достаточно существенной погрешностью. Чтобы получить более точный и объективный результат, целесообразно использовать пусть и более сложную, но гораздо более точную формулу Дюпюи, учитывающую большее количество важных параметров конкретного участка.

Расчет по Дюпюи

Стоит сказать, что Дюпюи был не только квалифицированным инженером, но и прекрасным теоретиком.

Он вывел даже не одну, а две формулы, первая из которых применяется для определения потенциальной гидропроводности и продуктивности для насосного оборудования и нефтеносного пласта, в вторая позволяет проводить расчет для не идеальных насоса и месторождения, основываясь на показателях их фактической продуктивности.

Итак, разберем первую формулу Дюпюи:

N0 = kh / ub * 2∏ / ln(Rk/rc), где

N0 – это показатель потенциальной продуктивности;

Kh/u – коэффициент гидропроводности нефтеносного пласта;

b – коэффициент, учитывающий расширение по объему;

∏ – это число Пи = 3,14;

Rk – это значение радиуса контурного питания;

Rc – значение долотного радиуса, измеренного по всему расстоянию до вскрытого продуктивного пласта.

Вторая формула Дюпюи:

N = kh/ub * 2∏ / (ln(Rk/rc)+S, где

N – это показатель фактической продуктивности;

S – так называемый скин-фактор, который определяет фильтрационное сопротивление течению.

Остальные параметры расшифровываются так же, как и в первой формуле.

Вторая формула Дюпюи для определения фактической продуктивности конкретного нефтеносного участка в настоящее время используется практически всеми добывающими компаниями.

Стоит сказать, что для повышения производительности месторождения в некоторых случаях используют технологию гидравлического разрыва продуктивного пласта, суть которой – механическое образование в нем трещин.
Периодически возможно проведение так называемой механической регулировки дебита нефти в скважине. Она проводится с помощью повышения забойного давления, которое приводит к снижению уровня добычи и показывает фактические возможности каждого нефтеносного участка месторождения.
Кроме того, чтобы повысить дебит, применяют и термокислотную обработку.

При помощи различных растворов, содержащих в себе кислотные жидкости, производят очистку породы от образовавшихся в процессе бурения и эксплуатации отложений смол, солей и прочих химических веществ, которые мешают качественной и эффективной разработке продуктивного пласта.
Сначала кислотную жидкость заливают в ствол до тех пор, пока она не заполнит площадь перед разрабатываемым пластом. Затем закрывают задвижку, и под давлением этот раствор проходит дальше вглубь. Остатки этого раствора вымывают либо нефтью, либо водой после возобновления добычи углеводородного сырья.
Стоит сказать, что естественное снижение производительности нефтяных месторождений находится на уровне от 10 до 20 процентов в год, если считать от первоначальных значений этого показателя, полученных на момент запуска добычи. Описанные выше технологии позволяют увеличить интенсивность нефтедобычи на месторождении.
Дебит необходимо рассчитывать через определенные периоды времени. Это помогает при формировании стратегии развития любой современной нефтедобывающей компании, которая поставляет сырье предприятиям, производящим различные нефтепродукты.

Газовые скважины эксплуатируют фонтанным способом, т.е. за счет использования энергии пласта. Расчет лифта сводится в определении диаметра фонтанных труб. Его можно определить из условий выноса забоя твердых и жидких частиц или обеспечить максимальное устьевое давление (минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном дебите).

Вынос твердых и жидких частиц зависит от скорости газа. По мере подъема газа в трубах скорость возрастает вследствие увеличения объема газа при уменьшении давления. Расчет выполняют для условий башмака фонтанных труб. Глубину спуска труб в скважину принимают с учетом продуктивной характеристики пласта и технологического режима эксплуатации скважины.

Целесообразно спускать трубы до нижних отверстий перфорации. Если трубы спущены до верхних отверстий перфораций, то скорость газового потока в эксплутационной колонне напротив перфорированного продуктивного пласта снизу вверх возрастает от нуля до некоторого значения. Значит, в нижней части и вплоть до башмака не обеспечивается вынос твердых и жидких частиц. Поэтому нижняя часть пласта отсекается песчаноглинистой пробкой или жидкостью, при этом дебет скважины уменьшается.

Используем закон газового состояния Менделеева - Клапейрона

При заданном дебите скважины скорость газа у башмака труб равна:

где Q 0 - дебит скважины при стандартных условиях (давление P 0 = 0,1 МПа, температура T 0 = 273 К), м 3 /сут.;

P З, T З - давление и температура газа на забое, Па, К;

zo, zз - коэффициент сверхсжимаемости газа соответственно при условиях T 0 , P 0 и Т, Р;

F - площадь проходного сечения фонтанных труб, м 2

d - диаметр (внутренний) фонтанных труб, м.

Исходя из формул для расчета критической скорости выноса твердых и жидких частиц и согласно опытным данным, минимальная скорость v кр выноса твердых и жидких частиц с забоя составляет 5 - 10 м/с. Тогда максимальный диаметр труб, при котором частицы породы и жидкости выносятся на поверхность:

При эксплуатации газоконденсатных скважин из газа выделяют жидкие углеводороды (газоконденсат), которые создают в фонтанных трубах двухфазный поток. Чтобы предотвратить накопление жидкости на забое и снижение дебита, газоконденсатная скважина должна эксплуатироваться с дебитом не меньше минимально допустимого, обеспечивающего вынос газокондесата на поверхность. Величину этого дебита определяют по эмпирической формуле:

где М - молекулярная масса газа. Тогда диаметр труб:

При определении диаметра фонтанных труб, из условия обеспечения минимальных потерь давления в стволе скважины, необходимо предусмотреть их снижения в стволе до минимальных с тем, чтобы газ поступал на устья скважины с возможным большим давлением. Тогда уменьшатся затраты на транспорт газа. Забойное и устьевое давления газовой скважины увязаны между собой формулой Г.А.Адамова.

где P 2 - давление на устье скважины, МПа;

e - основание натуральных логарифмов;

s - показатель степени, равный s = 0,03415 с г L / (Т ср z ср);

с г - относительная плотность газа по воздуху;

L - длина фонтанных труб, м;

d - диаметр труб, м;

Т ср - средняя температура газа в скважине, К;

Qo - дебит скважины при стандартных условиях, тыс.м 3 /сут.;

л - коэффициент гидравлического сопротивления;

z ср - коэффициент сверхсжимаемости газа при средней температуре Т ср и среднем давлением Р ср = (Pз + P 2) / 2.

Так как P З неизвестно, то z ср определяет методом последовательных приближений. Тогда, если дебит скважины Qo и соответствующие ему забойное давление P З известны по результатам газодинамических исследований, при заданном давлении на устье P 2 диаметр фонтанных труб определяем из формулы в виде:

Фактический диаметр фонтанных труб выбирают с учетом стандартных диаметров. Отметим, что при расчетах, исходя из двух условий, определяющий фактор - вынос частиц породы и жидкости на поверхность. Если же дебиты скважины ограничиваются другими факторами, то расчет ведется из условия снижения потерь давлений до минимально возможной величины с технологической и технической точек зрения. Иногда при заданном диаметре труб, используя выписанные формулы, определяют дебит скважины или потери давления в стволе.

Расчет лифта сводится в определении диаметра насосно-компрессорных труб (Таблица 18 А Приложения А). Исходные данные: дебит скважины при стандартных условиях Q o = 38,4 тыс. м 3 /сут.= 0,444 м 3 /с (давление Р о = 0,1 МПа, температура Т о = 293 К); забойное давление Р з = 10,1 МПа; глубина скважины Н = 1320 м; коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях z о = 1; критическая скорость выноса твердых и жидких частиц на поверхность х кр = 5 м /с.

1) Температура скважины Т определим по формуле:

Т = Н? Г, (19)

где Н - глубина скважины, м

Г - геотермический градиент.

2) Коэффициент сжимаемости газа z з определим по кривой Брауна (Рисунок 6 Б Приложения Б). Для этого найдем приведенные давление Р пр и температуру Т пр:

где Р пл - пластовое давление, МПа

Р кр - критическое давление, МПа

Для метана Р кр = 4,48 МПа

где Т кр - критическая температура, К

Для метана Т кр = - 82,5? С = 190,5 К

Коэффициент сжимаемости газа на забое z з = 0,86 определяем по рисунку 6 Б (Приложение Б).

1) Диаметр насосно-компре...

- суточный объем газа q, нм 3 /сут.,
- начальное и конечное давление в газопроводе Р 1 и Р 2 , МПа;
- начальная и конечная температура t 1 и t 2 , о С;
- концентрация свежего метанола C 1 , % масс.

Расчет индивидуальной нормы расхода метанола на технологический процесс при подготовке и транспортировке природного и нефтяного газа по каждому участку ведется по формуле:

H Ti = q ж + q г + q к, (23)

где H Ti - индивидуальная норма расхода метанола по i-му участку;

q ж - количество метанола, необходимое для насыщения жидкой фазы;

q г - количество метанола, необходимое для насыщения газообразной фазы;

q к - количество метанола, необходимое для насыщения конденсата.

Количество метанола q ж (кг/1000 м 3), необходимое для насыщения жидкой фазы, определяется по формуле:

где ДW - количество отбираемой влаги из газа, кг/1000 м 3 ;

С 1 - весовая концентрация вводимого метанола, %;

С 2 - весовая концентрация метанола в воде (концентрация отработанного метанола в конце участка, на котором образуются гидраты), %;

Из формулы 24 следует, что для определения количества метанола для насыщения жидкой фазы необходимо знать влажность газа и концентрацию метанола в двух точках: в начале и в конце участка, на котором возможно образование гидратов.

Влажность углеводородных газов с относительной плотностью (по воздуху) 0,60, не содержащих азот и насыщенных пресной водой.

Определив влажность газа в начале участка W 1 и в конце участка W 2, находят количество влаги ДW, выделяющиеся из каждых 1000 м 3 проходящего газа:

ДW = W 2 - W 1 (25)

Определим влажность по формуле:

где Р - давление газа, МПа;

А - коэффициент, характеризующий влажность идеального газа;

В - коэффициент, зависящий от состава газа.

Для определения концентрации отработанного метанола С 2 вначале определяют равновесную температуру Т (° С) гидратообразования. Для этого используют равновесные кривые образования гидратов газов различной плотности (Рисунок 7 Б Приложения Б) на основе среднего давления на участке подачи метанола:

где Р 1 и Р 2 - давление в начале и конце участка, МПа.

Определив Т, находят величину снижения ДТ равновесной температуры, необходимую для предотвращения гидратообразования:

ДТ = Т - Т 2 , (28)

где Т 2 - температура на конце участка, на котором образуются гидраты, ° С.

После определения ДТ, по графику на рисунке 8 Б (Приложение Б) находим концентрацию обработанного метанола С 2 (%).

Количество метанола (q г, кг/1000 м 3), необходимое для насыщения газообразной среды, определяется по формуле:

q г = к м · С 2 , (29)

где к м - отношение содержания метанола, необходимое для насыщения газа, к концентрации метанола в жидкости (растворимость метанола в газе).

Коэффициент к м определяется для условий конца участка, на котором возможно образование гидратов, по рисунку 9 Б (Приложение Б) для давления Р 2 и температуры Т 2 .

Количество подачи метанола (Таблицы 20 А - 22 А Приложения А) с учетом дебита определяется по формуле.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к технологии измерения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием типового диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа). Технический результат заключается в получении результатов измерений с достоверностью в диапазоне от минус 5,0 до плюс 5,0% без наличия явно выраженных систематических ошибок, которые характерны для известных способов. Способ включает: организацию движения потока природного газа газовой скважины в режиме критического истечения через диафрагму ДИКТа, измерение с использованием средств измерений утвержденного типа температуры и давления для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой, отбор пробы потока природного газа, определение компонентного состава для отобранной пробы потока природного газа. Формирование массива исходных данных для определения термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, используемых при нахождении дебита по газу для газовой скважины, который включает сведения: материал, из которого изготовлена используемая диафрагме в ДИКТе, температурный коэффициент линейного расширения материала диафрагмы; материал, из которого изготовлена линейная часть корпуса используемого ДИКТа, температурный коэффициент линейного расширения материала корпуса ДИКТ; диаметр внутреннего отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при 20°C; внутренний диаметр цилиндрической части корпуса используемого ДИКТа при 20°C; температура и давление газового потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой; компонентный состав потока природного газа, проходящего через ДИКТ. Определение термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, нахождение дебита по газу для газовой скважины с учетом ε - коэффициента сжатия струи газового потока в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, доли ед.; d - диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа, м; z 1 и z 2 - коэффициентов сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, ед.; z CT - коэффициента сжимаемости газа при стандартных условиях, ед.; р 1 - абсолютного давления газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа; р СТ - давления, соответствующего стандартным условиям р СТ =1,01325⋅10 5 Па; Т СТ - температуры, соответствующей стандартным условиям Т СТ =293,15 К; T 1 - абсолютной температурой газа перед диафрагмой ДИКТа, К; R - молярной газовой постоянной R=8,31 Дж/(моль⋅К); М - молярной массы газа, кг/моль; k - показателя адиабаты газа, ед.; β - относительного диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа (β=d/D), доли ед.; D - внутреннего диаметра цилиндрической части корпуса ДИКТа перед сужающим устройством, при этом коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального ее сужения за диафрагмой ДИКТа определяют с учетом приведенной температуры газа перед диафрагмой ДИКТа и приведенного давления газа перед диафрагмой ДИКТа. 8 ил., 3 табл.

Достоверное определение дебита по газу для газовых скважин оказывает значимое влияние на контроль процесса разработки газовых месторождений, формирование комплекса мероприятий по его совершенствованию и оценку эффективности капитальных ремонтов скважин.

Измерение дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа осуществляется путем:

Измерения термобарических параметров потока перед диафрагмой ДИКТа с использованием средств измерений температуры и давления;

Определения или принятия компонентного состава газового потока для расчета необходимых термобарических параметров рассматриваемого потока, которые будут использоваться в выражении для определения дебита по газу для газовой скважины;

Расчета необходимых термодинамических параметров для газового потока на основе известного его компонентного состава и термобарических параметров;

Расчета дебита (расхода) по газу для газовых скважин по функциональным зависимостям взаимосвязи расхода рассматриваемого потока с его термобарическими, термодинамическими и газодинамическими параметрами, соответствующими режиму критического истечения потока через ДИКТ, которые основываются на совместном решении уравнений неразрывности потока среды и Первого начала термодинамики.

В описанной последовательности измерения существенное влияние на точность получаемого значения дебита по газу для газовых скважин оказывает выбор:

Используемого расчетного выражения для его определения;

Способов нахождения необходимых термодинамических и газодинамических параметров для потока природного газа, значения которых используются в выбранном расчетном выражении для определения дебита.

Известен способ расчета дебита по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа по изложенному в работе Е.Л. Роулинса и М.А. Шелхардта выражению (приложение 2, с. 120)

С - коэффициент расхода (дебита), ед.;

р - абсолютное давление потока газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа;

Т - абсолютная температура потока газа перед диафрагмой ДИКТа, К.

Относительная плотность газа по воздуху, доли ед.

Входящий в выражение (1) коэффициент расхода (C) определяется по эмпирически табулированной функции от диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа, приведенной в работе Е.Л. Роулинса и М.А. Шелхардта (таблица 26 приложения 2, с. 122).

К недостаткам известного способа определения дебита по газу с использованием выражения (1) относится:

Табулированность коэффициента расхода (С) (нет данных о значениях коэффициента расхода (С) не представленных в таблице 26 приложения 2, с. 122 работы Е.Л. Роулинса и М.А. Шелхардта );

Зависимость коэффициента расхода (С) входящего в выражение (1), в виде табулированной функции от диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа , где dim d=L, не может охватить весь спектр изменения термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, оказывающих влияние на результат расчета его дебита, так как размерность коэффициента (C), выведенная из выражения (1), составляет
;

Малая апробация расчетного выражения при его формировании (апробация проведена на одной скважине);

Отсутствие поправки на отклонение свойств природного газа от законов идеального состояния;

Отсутствие в явном виде учета термодинамических и газодинамических параметров в месте максимального сжатия струи газового потока за диафрагмой ДИКТа;

Описанные недостатки приводят к получению систематически заниженного результата измерения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследования с использованием ДИКТа в диапазоне от минус 14,0 до минус 1,5% в зависимости от изменения относительного отверстия используемой диафрагмы. Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному известному способу в работе Е.Л. Роулинса и М.А. Шелхардта с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 5.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 1.

Известен способ расчета дебита по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа по изложенному в работе Д.Л Катца [Д.Л. Катц. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. - М.: Недра, 1965. - 677 с.] выражению (формула VIII. 28, с. 320)

где Q - объемный расход (дебит) газа, приведенный к абсолютному давлению 1,033 am и температуре 15,6°C, м 3 /ч;

z l и z 2 - коэффициенты сжимаемости газа в сечениях до и после диафрагмы ДИКТа, ед.;

F 2 - площадь поперечного сечения отверстия диафрагмы ДИКТа, мм 2 ;

С р - удельная теплоемкость газа, ккал/(кг⋅°C);

р 1 - абсолютное давление перед диафрагмой ДИКТа, am;

T 1 - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К.

Входящие в состав выражения (2) термодинамические параметры потока природного газа определяются по номограммным зависимостям от приведенных термобарических параметров, которые представлены в Д.Л. Катц [Д.Л. Катц. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. - М.: Недра, 1965. - 677 с.], а именно

Показатель адиабаты по номограмме, приведенной на рис. IV. 56, с. 124;

Коэффициент сжимаемости по номограмме, приведенной на рисунках IV. 16 и IV. 17, с. 98;

Удельная теплоемкость газа по номограмме, приведенной на рис. IV. 55, с. 125.

Используемые приведенные термобарические параметры потока природного газа при нахождении его термодинамических параметров определяются на основе известных:

Относительной плотности газа по воздуху;

Термобарических параметров, при которых определяются термодинамические параметры потока природного газа;

Критических термобарических параметров для рассматриваемого потока.

К недостаткам известного способа определения дебита по газу с использованием выражения (2) относится:

Отсутствие учета влияния на результат скорости движения газового потока в прямолинейном участке корпуса ДИКТа перед диафрагмой;

Принятие площади поперечного сечения потока в месте максимального его сжатия за диафрагмой ДИКТа, равной площади поперечного сечения отверстия используемого сужающего устройства, что приводит к отсутствию учета влияния на результат коэффициента сжатия струи рассматриваемого потока при критическом истечении через диафрагму;

Описанные недостатки приводят к получению систематически заниженного результата определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследования с использованием ДИКТа в диапазоне от минус 17.5 до минус 12,5% в зависимости от изменения относительного отверстия используемой диафрагмы. Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному известному способу в работе Д.Л Катца [Д.Л. Катц. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. - М.: Недра, 1965. - 677 с.] с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 5.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 2.

Известен способ расчета дебита по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа по изложенному в работе Дж. П. Брилла и X. Мухерджи [Дж. П. Брилл, X. Мукерджи. Многофазный поток в скважинах. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.] выражению (формула 5.3, с. 195):

где q SC - объемный расход (дебит) газового потока, приведенный к стандартным условиям, тыс. ст. м 3 /сут;

C n - коэффициент подачи, ед.;

p 1 - абсолютное давление газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа;

d ch - диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа, м;

Относительная плотность газа по воздуху, доли ед.;

z 1 - коэффициент сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа, доли ед.;

k - показатель адиабаты газа, ед.;

y - отношение давлений газового потока после и до диафрагмы ДИКТа, доли ед.

Входящие в выражение (3) величины, согласно работы Дж. П. Брилла и X. Мухерджи [Дж. П. Брилл, X. Мукерджи. Многофазный поток в скважинах. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.], определяются:

Коэффициент подачи по формуле (формула 5.4 с. 195):

где C s - переводной коэффициент, зависящий от применяемой системы единиц измерения, доли ед.;

C D - коэффициент подачи, доли ед.;

T SC - значение абсолютной температуры при стандартных условиях, К;

p SC - значение давления при стандартных условиях, МПа;

Отношение давлений газового потока после и до диафрагмы ДИКТа по формуле (формула 5.5 с. 195):

где p 2 - давление газа за диафрагмой ДИКТа, МПа.

Термобарические параметры потока газа по представленным номограммам в работе Д.Л. Катца [Д.Л. Катц. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. - М.: Недра, 1965. - 677 с.] или по уравнениям состояния Соава-Редлиха-Квонга и Пенга-Робинсона.

Входящие в формулу (4) величины принимаются:

C S , T SC и P SC из таблицы 5.1, приведенной на с. 195 в зависимости от используемой системы единиц измерений;

C D из диапазона от 0,82 до 0,90 (с. 196).

К недостаткам известного способа определения дебита по газу с использованием выражения (3) относится:

Отсутствие учета скорости движения газового потока перед диафрагмой ДИКТа;

Отсутствие учета коэффициента сжатия струи газового потока в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа;

Использование эмпирического коэффициента подачи (C D), без представления рекомендаций по выбору его значения для применения;

Отсутствие сведений о точностных характеристиках получаемого результата измерения дебита по газу для газовых скважин.

Описанные недостатки приводят к систематическому отклонению результата определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследования с использованием ДИКТа в диапазоне от плюс 3,0 до минус 15,5% в зависимости от изменения относительного отверстия используемой диафрагмы и принимаемого значения коэффициента подачи (C D). Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному известному способу в работе Дж. П. Брилла и X. Мухерджи [Дж. П. Брилл, X. Мукерджи. Многофазный поток в скважинах. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.] с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 5.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 3.

Известен способ расчета дебита по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа по изложенному в работе А.И. Гриценко, З.С. Алиева, О.М. Ермилова, В.В. Ремизова, Г.А. Зотова [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.] выражению (формула 177.3, с. 169):

где Q - объемный расход (дебит) газа, тыс.ст.м 3 /сут;

C - коэффициент расхода, ед.;

δ - поправочный коэффициент для учета изменения показателя адиабаты реального газа, ед.;

P D - абсолютное давление перед диафрагмой ДИКТа, ата;

Относительная плотность газа по воздуху, доли ед.;

T D - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К.

Z - коэффициент сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа, доли ед.

Входящий в выражение (6) коэффициент расхода (С), зависящий от диаметров диафрагм и измерительной линии, определяется расчетным путем или из рисунка 67 работы А.И. Гриценко, З.С. Алиева, О.М. Ермилова, В.В. Ремизова, Г.А. Зотова [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. -М.: Наука, 1995. - 523 с.]. Для ДИКТа с диаметром корпуса 50,8⋅10 -3 м в диапазоне изменения диаметра диафрагм 1,59⋅10 -3 ≤d≤12,7⋅10 -3 м величину коэффициента расхода (С) следует определять по формуле (формула 178.3 с. 169 [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]):

где d - диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа, мм.

В диапазоне изменения диаметра диафрагм 12,7⋅10 -3 ≤d≤38,1⋅10 -3 м значение коэффициента расхода (С) должно быть вычислено по формуле (формула 179.3 с. 169 [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]):

Для ДИКТа с диаметром корпуса 101,6⋅10 -3 м значение коэффициента расхода (С) в диапазоне изменения диаметра диафрагмы 6,35⋅10 -3 ≤d≤76,2⋅10 -3 м должно быть вычислено по формуле (формула 180.3 с. 169 [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995.-523 с.]):

Входящий в выражение (6) поправочный коэффициент (δ) по формуле (формула 181.3 с. 170 [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]):

где k - показатель адиабаты газа, ед.

Если значение показателя адиабаты газа (k) неизвестно, то величина (δ) может быть определена графически из рисунка 68 работы А.И. Гриценко, З.С. Алиева, О.М. Ермилова, В.В. Ремизова, Г.А. Зотова [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.] при различных приведенных давлениях и температурах по формуле (формула 182.3 с. 171 [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]):

Приведенное давление перед диафрагмой ДИКТа, ед.

Приведенные давления и температуры определяются согласно раздела 2.2 работы А.И. Гриценко, З.С. Алиева, О.М. Ермилова, В.В. Ремизова, Г.А. Зотова [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]

К недостаткам известного способа определения дебита по газу с использованием выражения (6) относится:

Зависимость коэффициента расхода (С) входящего в выражение (6), в виде эмпирической полиномиальной зависимости от диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа , где dimd=L, не может охватить весь спектр изменения термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, оказывающих влияние на результат расчета его дебита, так как размерность коэффициента (C) выведенная из выражения (6) составляет
;

Описанные недостатки приводят к получению систематического отклонения результата определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследованиях с использованием ДИКТа в диапазоне от плюс 55,0 до минус 10,0% в зависимости от:

Изменения относительного отверстия используемой диафрагмы;

Выбора расчетного выражения из (8) и (9) для нахождения поправочного коэффициента (δ).

Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному известному способу в работе А.И. Гриценко, З.С. Алиева, О.М. Ермилова, В.В. Ремизова, Г.А. Зотова [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.] с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 5.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 4.

Известен способ расчета дебита по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа по изложенному в работе З.С. Алиева, Г.А. Зотова [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.] выражению (формула VI. 8, с. 201)

где Q - объемный расход (дебит) газа, тыс. ст. м 3 /сут;

C - коэффициент расхода, ед.;

Δ - поправочный коэффициент, ед.;

p - абсолютное давление перед диафрагмой ДИКТа, МПа;

Относительная плотность газа по воздуху, доли ед.;

Т - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К.

z - коэффициент сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.

Входящие в выражение (12) коэффициент расхода (С) предлагается определять по эмпирически табулированной функции от диаметра отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе, приведенной в таблице VI. 9 работы З.С. Алиева, Г.А. Зотова [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.], а поправочный коэффициент (Δ) по рисунку VI. 23 работы З.С. Алиева, Г.А. Зотова [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.] или по формуле (формула VI. 9, с. 204 [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.]):

где T np - приведенная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.;

p np - приведенное давление перед диафрагмой ДИКТа, ед.

Приведенные температура и давление определяются согласно главе II работы З.С. Алиева, Г.А. Зотова [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.].

К недостаткам известного способа определения дебита по газу с использованием выражения (12) относится:

Зависимость коэффициента расхода (C) входящего в выражение (12), в виде эмпирической полиномной зависимости от диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа , где dimd=L, не может охватить весь спектр изменения термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, оказывающих влияние на результат расчета его дебита, так как размерность коэффициента (С) выведенная из выражения (12) составляет
;

Отсутствие учета влияния на результат определения дебита термодинамических параметров газового потока и коэффициента сжатия струи в месте максимального сжатия струи рассматриваемого потока за диафрагмой ДИКТа;

Описанные недостатки приводят к получению систематического завышения результата определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследований с использованием ДИКТа в диапазоне от 30 до 70% в зависимости от изменения относительного отверстия используемой диафрагмы. Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному известному способу в работе З.С. Алиева, Г.А. Зотова [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.] с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 5.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 5.

Технической проблемой, решаемой при применении заявляемого технического решения, является разработка способа определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследованиях на установленных режимах фильтрации с использованием ДИКТа, который повысит достоверность получаемого результата.

Технический результат заключается в повышении достоверности определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин с использованием ДИКТа до диапазона от минус 5,0 до плюс 5,0% путем исключения причин возникновения систематических ошибок при использовании известных способов расчета рассматриваемого показателя, изложенных в работах .

Указанный технический результат достигается тем, что предлагаемый способ определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин с применением ДИКТа предполагает использование:

а) средств измерений давления и температуры утвержденного типа с установленной допустимой погрешностью измерений для измерения термобарических параметров потока природного газа, движущегося по прямолинейному участку корпуса ДИКТа до диафрагмы;

б) стандартизированных в сфере обеспечения единства измерений РФ методов (методик) измерений для отбора проб потока природного газа и определения его компонентного состава;

в) стандартизированных в системе обеспечения единства измерений РФ расчетных методик (методов) измерений при определении термодинамических параметров потока природного газа (плотности при стандартных условиях, молекулярной массы, коэффициента сжимаемости при стандартных условиях и термобарических параметрах в линейной части корпуса ДИКТа и в месте максимального сжатия потока за диафрагмой ДИКТа, показателя адиабаты);

г) расчетного выражения для нахождения дебита по газу для газовых скважин, базирующегося на совместном решении уравнений неразрывности потока среды и Первого начала термодинамики, которым учитываются:

Отклонения термодинамических свойств потока природного газа от законов идеального газа путем включения в выражение в качестве его составляющих плотности при стандартных условиях, молекулярной массы, коэффициента сжимаемости при стандартных условиях и термобарических параметрах в линейной части корпуса ДИКТа и в месте максимального сжатия потока за диафрагмой ДИКТа, показателя адиабаты;

Формируемая структура гидродинамического режима прохождения потоком природного газа диафрагмы ДИКТа в режиме критического истечения путем включения в выражение в качестве его составляющих относительного диаметра отверстия диафрагмы и коэффициента сжатия струи рассматриваемого потока за диафрагмой ДИКТа при его выходе в атмосферу и рассмотрения в качестве не исключаемой величины скорости движения газового потока в линейной части корпуса ДИКТа при выводе расчетного выражения;

д) расчетного метода определения коэффициента сжатия струи потока природного газа за диафрагмой ДИКТа, входящего в расчетное выражение нахождения дебита по газу для газовых скважин, базирующегося на взаимосвязи рассматриваемого показателя с термодинамическими параметрами потока (приведенными температурой и давлением потока природного газа при его термобарических параметрах в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и показателем адиабаты);

е) стандартизированных в системе обеспечения единства измерений РФ способов оценки точности методов (методик) измерений, базирующихся на формировании багажа неопределенности измерений на основе рассмотрения неопределенностей составляющих принимаемой функции измерений.

Способ поясняется иллюстративными материалами, где:

на фиг. 1 представлен вид зависимости относительного отклонения определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (1) от измеренного с использованием методики, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 при изменении относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований;

на фиг. 2 - вид зависимости относительного отклонения значений определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (2) от измеренных значений по методике, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 при изменении относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований;

на фиг. 3 - вид зависимости относительного отклонения определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (3) от измеренных значений по методике, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 при изменении относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований и принимаемого значения коэффициента подачи (C D);

на фиг. 4 - вид зависимости относительного отклонения определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (6) от измеренных значений по методике, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 от изменения относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований и выбора расчетного выражения из (8) и (9) для нахождения поправочного коэффициента (δ);

на фиг. 5 - вид зависимости относительного отклонения определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (10) от измеренного по методике, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 при изменении относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований;

на фиг. 6 - показана схема критического истечения газового потока через диафрагму ДИКТа при проведении газодинамических исследований скважин, 0 - сечение, характеризующее режим движения газового потока в месте его входа в отверстие диафрагмы; I - сечение в прямолинейном участке трубопровода; II - сечение набольшего сужения струи газового потока; 8 - сужающее устройство - диафрагма; 9 - накидная гайка для крепления сужающего устройства к корпусу; 10 - прямолинейный участок корпуса ДИКТа; Q CT - объемный расход (дебит) по газу газовой скважины, приведенный к стандартным условиям; ρ - плотность газового потока; ω - линейная скорость движения газового потока; p - давление газового потока; T - абсолютная температура газового потока;

на фиг. 7 показан вид зависимости относительного отклонения определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (14) от значений, измеренных по методике, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 при изменении относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований;

на фиг. 8 представлена схема сбора измерительной линии в типовой технологической кустовой обвязке газовых скважин для проведения газодинамических исследований при установившихся режимах фильтрации с применением ДИКТа. Цифрами обозначено: 1 - газовая скважина; 2 - трубопроводы технологической типовой кустовой обвязки газовой скважины; 3 - угловой штуцер-регулятор дебита скважины; 4 - запорная арматура скважины и технологической кустовой обвязки; 5 - ДИКТ; 6 - амбар дожига выходящего газового потока с ДИКТа в атмосферу; 7 - линии направления движения газового потока Т.1 и Т.2 - места измерения температуры и давления газового потока, при его движении по линейной части корпуса ДИКТа; Т.3 - место отбора пробы потока газа для определения его компонентного состава.

Сущность способа определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований заключается в организации прохождения рассматриваемым потоком стандартного сужающего устройства (диафрагмы) в режиме критического истечения по приведенной схеме на фиг. 6. Для этого используется типовая конструкция диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа). Режим критического истечения природного газа через диафрагму ДИКТа обеспечивает достижение скорости движения потока в сечении II фиг. 6 значения локальной скорости звука, выходя из используемого технического устройства в атмосферу. При этом расход проходящего газового потока через ДИКТ и его термобарические параметры в месте максимального сжатия струи за диафрагмой (сечение II, фиг. 6) становятся зависимыми от термобарических параметров рассматриваемого потока в поперечном сечении корпуса используемого технического устройства перед сужающим устройством (сечение I, фиг. 6). В рассматриваемом случае значение расхода определяется по функциональной его взаимосвязи с термобарическими, термодинамическими и газодинамическими параметрами в сечениях до диафрагмы ДИКТа (сечение I, фиг. 6) и в месте максимального сжатия струи за сужающим устройством (сечение II, фиг. 6), которая выводится на основе совместного решения уравнений неразрывности потока среды и Первого начала термодинамики. Значение расхода газового потока рассчитывается по формуле, приведенной в работе М.С. Рогалева, Н.В. Саранчина, В.Н. Маслова, А.Б. Дерендяева [М.С. Рогалев, Н.В. Саранчин, В.Н. Маслов, А.Б. Дерендяев. Определение расхода газового потока при проведении гидродинамических исследований скважин // Известия вузов. Нефть и газ. - 2014. - №6. - С. 50-58.], имеющей алгебраический вид:

где Q CT - объемный расход (дебит) газа, ст. м 3 /с;

ε - коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, доли ед.;

p CT - давление, соответствующее стандартным условиям p CT =1,01325⋅10 5 Па;

T CT - температура, соответствующая стандартным условиям T CT =293,15 К;

T 1 - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К;

M - молярная масса газа, кг/моль;

k - показатель адиабаты газа, ед.;

D - внутренний диаметр цилиндрической части корпуса ДИКТа при рабочих условиях среды перед диафрагмой (используется при расчете относительного диаметра отверстия диафрагмы), м.

Используемые термодинамические параметры природного газа в выражении (14) определяются с применением стандартизованных в системе обеспечения единства измерений РФ расчетных методов, базирующихся на известных:

Термобарических параметрах потока в сечении перед диафрагмой ДИКТа (сечение I, фиг. 6) и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа (сечение II, фиг. 6);

Компонентном составе потока.

Для нахождения термодинамических параметров природного газа применяются стандартизированные в системе обеспечения единства измерений РФ расчетные методики (методы) измерений, в частности, для определения:

Коэффициентов сжимаемости при необходимых термобарических параметрах, изложенная расчетная методика в разделе 4 на с. 3-8 ГОСТ 30319.2-2015 [Международная система стандартизации. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], базирующаяся на формуле общего вида:

где A 1 и A 2 коэффициенты уравнения состояния;

Молекулярной массы, приведенная формула (6) на с. 6 ГОСТ 31369-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава. - М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.], имеющая следующий алгебраический вид.

M j - молярная масса j-го компонента, входящего в состав природного газа, кг/моль;

Коэффициент сжимаемости при стандартных условиях приведенная формула (3) на с. 5 ГОСТ 31369-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава. - М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.], имеющая следующий алгебраический вид

где x j - молярная доля j-го компонента, входящего в состав природного газа, доли ед.;

- коэффициент суммирования j-го компонента, входящего в состав природного газа, принимается из таблицы 2 раздела 10 на с. 12-13 ГОСТ 31369-2008, доли ед.;

Плотности газа при стандартных условиях, приведенная формула (15) на с. 8 ГОСТ 31369-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава. - М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.], имеющая следующий алгебраический вид

где ρ c - плотность реального газа при стандартных условиях, кг/м 3 ;

Плотность идеального газа для стандартных условий, рассчитываемая по формуле (12), приведенной на с. 7 ГОСТ 31369-2008 и имеющей следующий алгебраический вид

Показателя адиабаты изложенная расчетная методика в разделе 5 на с. 8-9 ГОСТ 30319.2-2015 [Международная система стандартизации. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], базирующаяся на формуле общего вида

где x а - молярная доля азота, доли ед.

Необходимые параметры природного газа для нахождения его термодинамических свойств по описанным методикам определяются на основе:

Молярных долей компонентов в потоке природного газа, принимаемых из полученного компонентного состава, определяемого на основе отобранных проб по изложенной методике в ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) [Международная система стандартизации. Газ природный. Руководство по отбору проб. - М.: Стандартинформ, 2009. - 47 с.] путем проведения хроматографических исследований по приведенной методике в ГОСТ 31371.7-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов. - М.: Стандартинформ, 2009. - 21 с.];

Термобарических параметров (температуры (T 1) и давления (p 1)) потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой, определяемых путем прямых измерений средствами измерений температуры и давления;

Термобарических параметров (температуры (T 2) и давления (p 2)) потока природного газа в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, определяемых по приведенным формулам в работе А.Д. Альтшуля, Л.С. Житовского, Л.П. Иванова [Гидравлика и аэродинамика: Учеб. для вузов / А.Д. Альтшуль, Л.С. Животовский, Л.П. Иванов. - М.: Стройиздат, 1987. - 414 с.: ил.], имеющим следующий алгебраический вид

где p 2 - абсолютное давление газа в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, МПа;

T 2 - абсолютная температура газа в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, К.

Входящие в выражение (14) диаметр отверстия диафрагмы (d) и внутренний диаметр цилиндрической части корпуса ДИКТа перед сужающим устройством (D) находятся по формулам (5.4) и (5.5), приведенным на с. 20 в пункте 5.5 раздела 5 ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Ч. 1. Принцип метода измерений и общие требования. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.], имеющим следующий алгебраический вид

где d 20 - диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа при 20°C, м;

K СУ - коэффициент температурного линейного расширения материала диафрагмы ДИКТа, доли ед.;

D 20 - диаметр прямолинейного участка трубопровода перед сужающим устройством (диафрагмой) ДИКТа при 20°С, м;

K T - коэффициент температурного линейного расширения материала прямолинейного участка трубопровода перед сужающим устройством (диафрагмы ДИКТа), доли ед.

Входящие в выражение (23) и (24) коэффициент температурного линейного расширения материала диафрагмы ДИКТа (K СУ) и коэффициент температурного линейного расширения материала прямолинейного участка корпуса ДИКТа перед сужающим устройством (K T) находятся по формулам (5.6) и (5.7), приведенным на с. 20 в пункте 5.5 раздела 5 ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Ч. 1. Принцип метода измерений и общие требования. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.], имеющим следующий алгебраический вид:

где α tСу - температурный коэффициент линейного расширения материала диафрагмы ДИКТа, 1/°C;

α t T - температурный коэффициент линейного расширения материала прямолинейного участка корпуса ДИКТа, 1/°C.

Значения температурных коэффициентов линейного расширения для материалов диафрагмы и корпуса ДИКТа, входящих в выражения (25) и (26), рассчитываются по формуле (Г.1), приведенной на странице 25 в приложении Г ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Ч. 1. Принцип метода измерений и общие требования. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.], имеющей следующий алгебраический вид

где а 0 , а 1 , а 2 - постоянные коэффициенты, определяемые в соответствии с таблицей Г. 1, приведенной на с. 25-26 приложения Г ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Ч. 1. Принцип метода измерений и общие требования. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.].

Используемый в выражении (14) коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального ее сужения за диафрагмой ДИКТа предлагается рассчитывать по формуле

где - приведенная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.;

Приведенное давление газа перед диафрагмой ДИКТа, ед..

Входящие в выражение (28) значения приведенных давления и температуры потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой рассчитываются по формулам (35) и (36), представленным на с. 10 в пункте 7.2 раздела 7 ГОСТ 30319.2-2015 [Международная система стандартизации. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], имеющим следующий алгебраический вид

где p ПК - псевдокритическое давление газа, МПа;

T ПК - псевдокритическая температура газа, K.

Входящие в выражение (29) и (30) значения псевдокритических давления (p ПК) и температуры (T ПК) потока природного газа рассчитываются по формулам (37) и (38), представленным на с. 11 в пункте 7.2 раздела 7 ГОСТ 30319.2-2015 [Международная система стандартизации. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], имеющим следующий алгебраический вид

где x а - молярная доля азота, доли ед.;

x y - молярная доля углекислого газа, доли ед.

Оценка относительной расширенной неопределенности измерений дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием ДИКТа по изложенному способу выполнена на основе приведенной методики в ГОСТ Р 54500.3-2011 [Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения. - М.: Стандартинформ, 2012. - 107 с.]. Для этого использовано выведенное выражение для оценки относительной расширенной неопределенности измерений объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, которое имеет следующий общий алгебраический вид:

где - относительная расширенная неопределенность измерения объемного расхода газа приведенного к стандартным условиям, %;

Относительная стандартная неопределенность определения давления газа перед диафрагмой, %;

Относительная стандартная неопределенность определения внутреннего диаметра диафрагмы ДИКТа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения коэффициента сжимаемости газа при стандартных условиях, %;

Относительная стандартная неопределенность определения молярной массы газа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения температуры газа перед диафрагмой ДИКТом, %;

Относительная стандартная неопределенность определения коэффициента сжатия струи газа в месте максимального ее сжатия за диафрагмой ДИКТа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения коэффициента сжимаемости газа при термобарических параметрах перед диафрагмой ДИКТа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения коэффициента сжимаемости газа при термобарических параметрах в месте максимального сжатия струи за диафрагмой ДИКТа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения относительного диаметра диафрагмы ДИКТа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения показателя адиабаты газа при термобарических параметрах перед диафрагмой ДИКТа, %.

Вывод выражения (33) основан на рассмотрении в качестве функции измерений выражение (14).

Оцененная относительная расширенная неопределенность измерений дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием ДИКТа по изложенному способу находится в диапазоне от минус 5,0 до плюс 5,0% без наличия выраженной систематической ошибки. Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному способу с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 8.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 7.

На основе изложенной сущности способа определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа он реализуется выполнением последовательности действий:

а) организация движения потока природного газа газовой скважины в режиме критического истечения через диафрагму ДИКТа типовой конструкции в атмосферу по приведенной схеме на фиг. 6 путем сбора измерительной линии, представленной на фиг. 8;

б) измерение с использованием средств измерений температуры и давления утвержденного типа термобарических параметров (температуры и давления) для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой в точках Т.1 и Т.2 измерительной линии, представленной на фиг. 8;

в) отбор пробы потока природного газа по изложенной методике в ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) [Международная система стандартизации. Газ природный. Руководство по отбору проб. - М.: Стандартинформ, 2009. - 47 с.] из точки Т.3 измерительной линии, представленной на фиг. 8;

г) определение компонентного состава для отобранной пробы потока природного газа по изложенной методике в ГОСТ 31371.7-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов. - М.: Стандартинформ, 2009. - 21 с.];

д) формирование массива исходных данных для определения термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, используемых при нахождении дебита (расхода) по газу для газовой скважины, который включает сведения о:

Материале, из которого изготовлена используемая диафрагме в ДИКТе, и о его температурном коэффициенте линейного расширения;

Материале, из которого изготовлена линейная часть корпуса используемого ДИКТа, и о его температурном коэффициенте линейного расширения;

Диаметре внутреннего отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при 20°C;

Внутреннем диаметре цилиндрической части корпуса используемого ДИКТа при 20°C;

Температурном коэффициенте линейного расширения материала используемой диафрагмы в ДИКТе;

Температурном коэффициенте линейного расширения материала корпуса используемого ДИКТа;

Температуре газового потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой;

Давлении газового потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой;

Компонентном составе потока природного газа, проходящего через ДИКТЖ

е) определение термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа по формулам (15)-(32), необходимых для нахождения дебита (расхода) по газу для газовой скважины по выражению (14);

ж) нахождение дебита (расхода) по газу для газовой скважины по выражению (14).

На основе изложенной сущности способа определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа и описанного способа его реализации ниже приведен пример выполнения измерений.

На первом этапе организуется движение потока природного газа по измерительной линии, представленной на фиг. 8, с прохождением диафрагмы ДИКТа в режиме критического истечения по приведенной схеме на фиг. 6.

Затем проводятся измерения термобарических параметров (температуры и давления) для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой в точках Т.1 и Т.2 измерительной линии, представленной на фиг. 8, с использованием средств измерений температуры и давления утвержденного типа с записью результатов, например:

Значение температуры потока природного газа в корпусе ДИКТа (T 1) 282,87 К;

Значение давления потока природного газа в корпусе ДИКТа (p 1) 6,34 МПа.

Потом осуществляется отбор пробы потока природного газа по изложенной методике в ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) [Международная система стандартизации. Газ природный. Руководство по отбору проб. - М.: Стандартинформ, 2009. - 47 с.] из точки Т.3 измерительной линии, представленной на фиг. 8.

Для отобранной пробы проводятся лабораторные хроматографические исследования по определения компонентного состава потока природного газа по изложенной методике в ГОСТ 31371.7-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов. - М.: Стандартинформ, 2009. - 21 с.]. Результат лабораторных хроматографических исследований представляется в табличной фирме по примеру, представленному таблицей 1.

После проведения измерений термобарических параметров (температуры и давления) потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой и лабораторных хроматографических исследований по определению его компонентного состава формируется массив исходных данных для определения термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока, используемых при нахождении дебита (расхода) по газу для газовой скважины по формуле (14). Пример формируемого массива исходных данных приведен в таблице 2.

По завершению формирования массива исходных данных проводится расчет термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа по формулам (15)-(32), необходимых для нахождения дебита (расхода) по газу для газовой скважины по выражению (14). Пример представления результатов расчета необходимых термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа для нахождения дебита (расхода) по газу для газовой скважины по выражению (14) приведен в таблице 3.

После определения параметров потока природного газа, приведенных в таблице 3, и с использованием измеренных термобарических параметров рассматриваемого потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой осуществляется расчет дебита (расхода) по газу для газовой скважины по выражению (14). Расчет дебита осуществляется путем подстановки найденных числовых значений измеренных величин из таблицы 2 и предварительно рассчитанных промежуточных величин из таблицы 3 в выражение (14)

Способ определения дебита по газу для газовых скважин при гидродинамических исследованиях на установленных режимах фильтрации с использованием диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа), характеризующийся тем, что включает:

организацию движения потока природного газа газовой скважины в режиме критического истечения через диафрагму ДИКТа типовой конструкции в атмосферу,

измерение с использованием средств измерений утвержденного типа температуры и давления для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой,

отбор пробы потока природного газа,

определение компонентного состава для отобранной пробы потока природного газа,

формирование массива исходных данных для определения термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, используемых при нахождении дебита по газу для газовой скважины, который включает сведения: материал, из которого изготовлена используемая диафрагме в ДИКТе, температурный коэффициент линейного расширения материала диафрагмы; материал, из которого изготовлена линейная часть корпуса используемого ДИКТа, температурный коэффициент линейного расширения материала корпуса ДИКТ; диаметр внутреннего отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при 20°C; внутренний диаметр цилиндрической части корпуса используемого ДИКТа при 20°C; температура и давление газового потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой; компонентный состав потока природного газа, проходящего через ДИКТ,

определение термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, нахождение дебита по газу для газовой скважины по выражению

где Q СТ - объемный расход (дебит) газа, ст. м 3 /с;

d - диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа, м;

z 1 и z 2 - коэффициенты сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, ед.;

z CT - коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях, ед.;

р 1 - абсолютное давление газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа;

р СТ - давление, соответствующее стандартным условиям р СТ =1,01325⋅10 5 Па;

Т СТ - температура, соответствующая стандартным условиям Т СТ =293,15 К;

T 1 - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К;

R - молярная газовая постоянная R=8,31 Дж/(моль⋅К);

М - молярная масса газа, кг/моль;

k - показатель адиабаты газа, ед.;

β - относительный диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа (β=d/D), доли ед.;

D - внутренний диаметр цилиндрической части корпуса ДИКТа перед сужающим устройством,

при этом коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального ее сужения за диафрагмой ДИКТа определяют по формуле

где - приведенная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.;

- приведенное давление газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин на многопластовых залежах нефти. Установка включает верхний штанговый насос трубного исполнения с боковым всасывающим клапаном, отверстием и нагнетательным клапаном в цилиндре для отбора продукции верхнего пласта, нижний насос трубного исполнения с нагнетательным, всасывающим клапанами для отбора продукции нижнего пласта и приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий пласты, полые штанги, соединенные с плунжером насоса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных месторождений и исследований работы многофазных расходомеров на реальной смеси газа, пластовой воды и нестабильного газового конденсата, получаемой непосредственно из скважины.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к технологии измерения дебита по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием типового диафрагменного измерителя критического течения. Технический результат заключается в получении результатов измерений с достоверностью в диапазоне от минус 5,0 до плюс 5,0 без наличия явно выраженных систематических ошибок, которые характерны для известных способов. Способ включает: организацию движения потока природного газа газовой скважины в режиме критического истечения через диафрагму ДИКТа, измерение с использованием средств измерений утвержденного типа температуры и давления для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой, отбор пробы потока природного газа, определение компонентного состава для отобранной пробы потока природного газа. Формирование массива исходных данных для определения термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, используемых при нахождении дебита по газу для газовой скважины, который включает сведения: материал, из которого изготовлена используемая диафрагме в ДИКТе, температурный коэффициент линейного расширения материала диафрагмы; материал, из которого изготовлена линейная часть корпуса используемого ДИКТа, температурный коэффициент линейного расширения материала корпуса ДИКТ; диаметр внутреннего отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при 20°C; внутренний диаметр цилиндрической части корпуса используемого ДИКТа при 20°C; температура и давление газового потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой; компонентный состав потока природного газа, проходящего через ДИКТ. Определение термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, нахождение дебита по газу для газовой скважины с учетом ε - коэффициента сжатия струи газового потока в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, доли ед.; d - диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа, м; z1 и z2 - коэффициентов сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, ед.; zCT - коэффициента сжимаемости газа при стандартных условиях, ед.; р1 - абсолютного давления газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа; рСТ - давления, соответствующего стандартным условиям рСТ1,01325⋅105 Па; ТСТ - температуры, соответствующей стандартным условиям ТСТ293,15 К; T1 - абсолютной температурой газа перед диафрагмой ДИКТа, К; R - молярной газовой постоянной R8,31 Дж; М - молярной массы газа, кгмоль; k - показателя адиабаты газа, ед.; β - относительного диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа, доли ед.; D - внутреннего диаметра цилиндрической части корпуса ДИКТа перед сужающим устройством, при этом коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального ее сужения за диафрагмой ДИКТа определяют с учетом приведенной температуры газа перед диафрагмой ДИКТа и приведенного давления газа перед диафрагмой ДИКТа. 8 ил., 3 табл.

РАСЧЕТ ДЕБИТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН С ГОРИЗОНТАЛЬНЫМ ОКОНЧАНИЕМ Ушакова А.В.

Ушакова Анастасия Вадимовна - магистрант, кафедра разработки и эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, Тюменский индустриальный университет, г. Тюмень

Аннотация: для обоснования режима работы скважины и прогнозирования параметров разработки необходимо, в первую очередь, произвести расчет продуктивности скважины - установить зависимость между дебитом скважины и депрессией. Дебит скважины, а также глубина залегания пласта, на который планируется бурение, влияют на конструкцию скважины, кроме того при выборе конструкции необходимо обеспечить минимальное значения потерь давления по стволу. В случае горизонтальной (пологой) скважины потери давления проявляются также в горизонтальной части ствола. В данной работе описаны основные виды гидравлических сопротивлений, встречающиеся при движении газа к горизонтальной скважине, и приведены методы расчета профиля притока и дебита горизонтальной скважины.

Ключевые слова: горизонтальная газовая скважина, профиль притока, потери давления.

Вопросом притока газа к горизонтальным скважинам занимались З.С. Алиев, В.В. Шеремет , В.А. Черных , Сохошко С.К. , Телков А.П. .

Основные трудности аналитических решений задач притока к горизонтальным скважинам связаны с нелинейной зависимостью между градиентом давления и скоростью фильтрации, а также определением потерь на трение при движении газа и газоконденсатной смеси в горизонтальном стволе, особенно при значительных дебитах и большой длине ствола .

Сохошко С. К. выделяет 3 группы работ, посвященных производительности горизонтальных газовых скважин:

1 Сравнительно точное решение о притоке газа к горизонтальной скважине при линейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации;

2. Приближенное решение задачи о притоке газа к горизонтальной скважине при нелинейной зависимости между градиентом давления и скоростью фильтрации;

3 Точное численное решение задачи о притоке газа к горизонтальной скважине при нелинейном законе фильтрации, изложенное в работе и линейном законе;

Недостатком данных работ является то, что в них принимается постоянным забойное давление по длине горизонтального ствола, а также не учитывается влияние устьевого давления на продуктивность горизонтальных скважин. В результате, получено прямое отношение продуктивности и длины горизонтального участка.

Тем не менее, многие исследователи заявляют, что данная схема расчета производительности в корне не верна . Для горизонтальных скважин знание о распределении забойного давления по стволу имеет более важную роль, чем для вертикальных. Это связано с тем, что площадь зоны дренирования в горизонтальной скважине больше по сравнению в вертикальной.

Одно из решений, в котором учитывается изменение забойного давления при расчете производительности, получено З.С. Алиевым и А.Д. Седых . Также решение профиля притока впервые с учетом всех видов гидравлических сопротивлений, в том числе местных сопротивлений перфорационных отверстий, их расположения и плотности, а также с учетом угла наклона для горизонтальной газовой скважины получено Сохошко С.К. .

| 37 | Современные инновации № 2(30) 2018

Список литературы

1. Алиев З.С., Шеремет В.В. Определение производительности горизонтальных скважин, вскрывших газовые и газонефтяные пласты М.: Недра, 1995.