3.3 Определение дебитов газовых скважин

Дебит газовой скважины измеряется с использованием расходомеров, основанных на критическом и докритическом течении газа через сужающие устройства. Описание их приведено в главе 6.

При исследованиях газоконденсатных скважин замеряется дебит по газу сепарации (после сепаратора) и дебит жидкости (конденсата газового нестабильного и воды).

Для обработки результатов исследований скважин значения дебитов (расходов), получаемых по данным телемеханики (по датчикам расхода системы мониторинга работы скважин), допускается использовать после их сопоставления с дебитами (расходами), полученными при проведении комплексных исследований скважин с использованием замеров дебита сертифицированными приборами на сепарационных установках.

Для определения с возможно меньшей погрешностью дебита газа добывающих скважин, в продукции которых имеется конденсат, вода и твердые частицы, выносимые в процессе исследования на различных режимах, перед прибором, замеряющим дебит, необходимо устанавливать устройства, улавливающие механические примеси и жидкость.

Если давление в газосборной сети позволяет получить нужный диапазон дебитов и депрессий, то исследование скважины должно проводиться с подачей газа в газопровод.

Дебит газа, конденсата, воды в этом случае может быть замерен на контрольном сепараторе УКПГ (УППГ).

Для измерения расхода применяются также дифманометры – расходомеры, которые состоят из двух узлов: устройства для размещения диафрагмы (сопла, штуцера или иного сужающего устройства); дифференциального манометра, с использованием которого измеряется перепад давления на диафрагме.

На каждом режиме исследования проводится отбор проб механических примесей и жидкости в мерные сосуды и контейнеры. Пробы направляются в лабораторию для проведения гидрогеохимического и гранулометрического анализа.

Приборы, в которых используются сужающие устройства, должны удовлетворять системе ГОСТов «Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств», названия которых приведены в главе 9 Инструкции.

При использовании ДИКТа дебит скважины рассчитывается по значениям термобарических величин по формуле:

(3.40)

где - дебит газа, тыс.м³/сут; - абсолютное давление перед диафрагмой, Па·10^-5; - относительная плотность газа по воздуху; - абсолютная температура газа перед диафрагмой, К; - коэффициент сверхсжимаемости газа при и ; - коэффициент расхода, зависящий от диаметров диафрагм и измерительной линии (значения «С» приведены в таблице 3.3);  - поправочный коэффициент, учитывающий изменение показателя адиабаты реального газа.

Таблица 3.3 – Значения коэффициентов расхода «С» для измерителей с внутренними диаметрами 50,810^-3 м и 101,6×10^-3 м.

Диаметр диафрагмы, 10-3 м	«С» для измерителей		Диаметр диафрагмы, 10-3 м	«С» для измерителей
	D= 50,810-3 м	D=101,6×10-3 м		D= 50,810-3 м	D=101,6×10-3 м
1,587	0,448		22,225	99,93	89,44
2,381	0.986		25,400	119,60	116,50
3,175	1,852		28,574	153,10	146,80
4,762	4,254		31,749	193,30	181,10
5,556	5,871		34,294	237,40	218,20
6,350	7,602	7,326	38,099	294,60	260,00
7,937	11,690		44,449		355,20
9,525	16,630	16,470	50,799		469,20
11,112	23,840		57,149		601,50
12,700	29,930	29,460	63,499		754,40
15,875	45,280	45,890	69,849		934,00
19,050	66,120	65,770	76,199		1148,00

В [3.1] коэффициент рекомендовалось находить по формуле (VI.9), либо по рисунку VI.23. Многочисленные промысловые исследования показали [3.2] несоответствие фактических значений коэффициента величинам, определяемым по приведенным в [3.1] формуле и графику.

Так, в диапазонах давления и температуры, соответственно 154,0·10⁵ - 244,2·10⁵ Па и 296,15 – 314,15 К коэффициент согласно [3.1] должен изменяться от 1,16 до 1,32. Фактически же величина по результатам гидродинамических исследований скважин месторождений севера Западной Сибири при тех же термобарических условиях находится в диапазоне 0,841 – 1,243 со средним арифметическим значением – 1,015. Вероятно, такое расхождение «является результатом совместного проявления взаимоисключающих факторов: показателя адиабаты и количества жидкой фазы» [3.2]. По этой причине, опираясь на результаты многочисленных промысловых исследований, можно обоснованно рекомендовать для месторождений севера Западной Сибири принимать значение поправочного коэффициента равное единице.