Расчёты в добыче нефти
..pdfгде k — проницаемость пласта, м2; h — эффективная мощность пласта, м; Ар — депрессия, Па; р — динамическая вязкость жидкости в пластовых условиях, мПа-с; R K— радиус контура питания, м; гс — радиус скважины по долоту, м; С — коэффи циент несовершенства вскрытия пласта.
Величина С = Сх + С2, где С1 — учитывает несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта, которое зависит от
диаметра, длины |
и |
числа |
с |
||||
перфорационных |
отверстий |
|
|||||
на 1 |
м фильтра, а С2 — не |
|
|||||
совершенство |
скважины |
по |
|
||||
степени |
вскрытия, |
которое |
|
||||
зависит |
от |
относительной |
|
||||
вскрытой |
мощности |
пласта. |
|
||||
Для определения |
Сх не |
|
|||||
обходимо |
иметь |
следующие |
|
||||
данные. |
|
|
|
|
|
|
|
1. |
Число |
отверстий |
на |
|
|||
1м фильтра
я= N/h,
где N — общее число отвер стий; h — общая вскрытая мощность пласта, м.
2.Произведение числа отверстий я на диаметр сква жины по долоту D, м.
3.Отношение диаметра
пуль |
(отверстий) |
d' (в |
см) |
|
|
|
|
|||
к |
диаметру |
скважины |
D |
|
|
|
|
|||
(в |
см), т. е. а |
= d'/D. |
|
Рис. IV. 13. |
График |
для определения |
||||
|
4. |
Отношение средней эф |
||||||||
|
коэффициента |
несовершенства |
скважин |
|||||||
фективной |
длины |
пулевых |
по качеству вскрытия |
Сх для / = |
0,1. |
|||||
каналов в |
породе |
пласта /' |
а: 1 — 0,03, 2 — 0,04; |
3 — 0,05, 4 |
— 0,06, |
|||||
(в см) к диаметру скважины |
5 — 0,07, 6 — |
0,08, 7 — 0,09 |
|
|||||||
D |
(в |
см), |
т. е. |
I = |
VID. |
|
|
|
|
|
|
Величина Сх определяется по графику (рис. IV. 13), составлен |
|||||||||
ному для значения /= 0,1. Здесь на оси абсцисс отложены значе ния параметра tiD, а на оси ординат — значения Сг. График состоит из семейства кривых, построенных для разных значений а. По параметру а выбирают соответствующую кривую. Для
определения |
величины С2 необходимо иметь следующие данные. |
|
1. |
Отношение вскрытой мощности пласта z к полной его мощ |
|
ности |
h в |
% (б = z\00lh). |
2.Отношение полной мощности пласта к диаметру скважины
а= h/D.
Для определения С2 следует на рис. IV. 14 найти на оси абсцисс значение б, затем провести вертикаль до пересечения с кривой,
51
соответствующей значению а. Ордината полученной точки опреде ляет значение С2.
Задача 31. Определить действительный дебит скважины, имея следующие данные: проницаемость коллектора k = 0 ,5 -10-12 м2; установившийся перепад давления в скважине Ар = 1 МПа; динамическая вязкость нефти в пластовых условиях р = 3 мПа-с;
|
|
общая |
|
мощность |
пласта |
|||||
|
|
h = |
15 |
м; |
перфорирован |
|||||
|
|
ная |
|
мощность |
пласта |
|||||
|
|
2 = |
10 |
м; |
расстояние до |
|||||
|
|
контура |
|
питания |
R K = |
|||||
|
|
= |
10 |
км; |
радиус |
ствола |
||||
|
|
скважины по долоту гс = |
||||||||
|
|
= |
0,124 |
м; число простре |
||||||
|
|
лов N = |
112; средняя дли |
|||||||
|
|
на |
пулевых каналов /' = |
|||||||
|
|
= |
4 см; |
|
диаметр |
пуль |
||||
|
|
d' = |
1,1 см. |
|
|
|||||
|
|
|
Определяем параметры, |
|||||||
|
|
необходимые для |
нахож |
|||||||
|
|
дения коэффициента несо |
||||||||
|
|
вершенства вскрытия сква |
||||||||
|
|
жины: |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
п = |
N/к = 112/15=7,5; |
||||||
|
|
|
nD = 7,5 (0,124-2) = |
|||||||
Рис. IV. 14. График для определения |
коэф |
/=/'/£=4/24,8 = 0,162; |
||||||||
а = |
d'/D = 1,1/24,8 = |
|||||||||
фициента несовершенства скважины по |
сте- |
|||||||||
пени вскрытия |
С2 |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
= |
0,04; |
|
|
|||
6 = z//i = |
10-100/15 = 66,6% ; |
a = h /D = 15/0,248 = |
60. |
|||||||
Для нахождения Сг из точки nD = 1,875 (см. рис. |
IV. 13) вос |
|||||||||
ставим перпендикуляр до пересечения с кривой 2, соответству ющей значению а = 0,04 и далее влево от оси ординат находим значение Сг = 12,9.
Для определения значения С2 воспользуемся графиком (см. рис. IV. 14), на котором на оси абсцисс берем значение 6 = 66,6% .
Из этой точки восставим перпендикуляр до кривой а = |
60, затем |
на оси ординат справа находим С2 = 1,6. Суммарный |
поправоч |
ный коэффициент несовершенства скважины равен |
|
C = <V|-C2 = 1 2 ,9 + 1 ,6 = 14,5. |
|
5 2
Находим по формуле (IV. 17) действительный дебит гидродина мически несовершенной скважины
2- 3,1 4 -0 ,5 -10~12- 15-1 •108
Q = |
|
|
|
|
|
3-10' 3 ( 2’3 lg w |
+ 14'5) |
||
= |
0,61 •10 3 |
м3/с или 5,3 |
м3/сут. |
|
Коэффициент совершенства вскрытия ф определяется из от |
||||
ношения |
|
|
уЗ |
|
_ |
2,3 l g - ^ - |
|
||
|
п |
' С |
|
|
Ф |
|
|
|
|
|
2,3 lg — ^— |- С |
|
||
|
|
г с |
|
|
|
|
|
(IV. 18) |
|
Подставляя |
численные |
|
||
значения в |
(IV. 18), имеем |
|
||
|
2,3 lg- |
10 000 |
|
|
Ф |
|
|
0,124 |
|
2,3 lg |
10 000 |
|
||
|
0,124 + Н,5 |
|
||
= |
0,438. |
|
|
|
Для определения при веденного радиуса сква жины воспользуемся гра фиком (рис. IV. 15). При значении С = 14,5 пара метр р = 23-105.
Следовательно,
^Пр = Гс/Р =
= |
0,124/23* 105 = |
Рис. IV. 15. График |
для определения при |
= |
5 ,3 9 -10~8 м. |
веденного радиуса |
совершенной скважины |
|
|
По приведенному радиусу коэффициент гидродинамического
совершенства скважины равен |
|
|||
lg |
Як |
, |
10 000 |
|
Гс |
18~0Л2Г |
0,438. |
||
ф = |
|
|
10 000 |
|
lg |
|
|
|
|
гпр |
g |
5,39-10-8 |
|
|
Как видим, значения ф по обоим методам оказались одинако выми.
4. ИССЛЕДОВАНИЕ СКВАЖИН МЕТОДОМ НЕУСТАНОВИВШИХСЯ РЕЖИМОВ РАБОТЫ
Задача 32. Фонтанная скважина после остановки исследована на приток путем снятия кривой восстановления давления на забое. Забойное давление больше давления насыщения. Данные иссле-
5 3
Т а б л и ц а IV.8
Результаты исследования скважины
Номер |
Время |
lg t |
Лрз. |
Номер |
Время |
lg t |
Др3. |
точки |
t, КС |
ДАПа |
точки |
Л кс |
МПа |
||
i |
0,03 |
1,477 |
0,002 |
10 |
18,5 |
4,267 |
2,24 |
2 |
0,06 |
1,776 |
0,035 |
и |
30,0 |
4,477 |
2,32 |
3 |
0,30 |
2,477 |
0,170 |
12 |
70,0 |
4,845 |
2,46 |
4 |
0,90 |
2,954 |
0,570 |
13 |
98,0 |
4,998 |
2,55 |
5 |
1,70 |
3,230 |
1,150 |
14 |
120,0 |
5,079 |
2,56 |
6 |
1,25 |
3,398 |
1,400 |
15 |
150,0 |
5,176 |
2,60 |
7 |
4,00 |
3,602 |
1,750 |
16 |
185,0 |
5,270 |
2,63 |
8 |
7,70 |
3,886 |
2,020 |
17 |
234,0 |
5,369 |
2,68 |
9 |
10,1 |
4,000 |
2,120 |
18 |
265,0 |
5,423 |
2,70 |
дования обработаны без учета дополнительного притока жидкости за время остановки скважины.
Исходные данные: дебит нефти до остановки скважины Q =
= 80 т/сут; забойное давление р3 = |
|
2,7 МПа; |
эффективная |
|
мощ |
|||||
ность пласта h = 8 м; объемный коэффициент |
нефти |
Ьн = |
1,1; |
|||||||
относительная плотность |
нефти |
в |
атмосферных |
условиях |
|
рн = |
||||
|
|
|
|
= 0,86; |
|
вязкость |
нефти |
|||
|
|
|
|
цн = 4,5 |
мПа-с; |
коэффи |
||||
|
|
|
|
циент пористости т = |
0,2; |
|||||
|
|
|
|
коэффициент сжимаемости |
||||||
|
|
|
|
нефти рн=9,42-1СГ10 |
1/Па; |
|||||
|
|
|
|
коэффициент сжимаемости |
||||||
|
|
|
|
породы Pfi= 3,6* 1СГ10 1/Па; |
||||||
|
|
|
|
радиус |
|
условного |
|
кон |
||
|
|
|
|
тура питания R K = 200 м; |
||||||
|
|
|
|
радиус скважины на за |
||||||
|
|
|
|
бое (по долоту) гс= 12,4 см. |
||||||
Рис. IV. 16. Кривая восстановления забойного |
Требуется определить |
|||||||||
коэффициенты |
проница |
|||||||||
давления в газовой скважине |
Ар = f |
(lg t) |
||||||||
емости, |
пьезопроводности |
|||||||||
|
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
и гидропроводности |
|
пла |
||||
ста, приведенный радиус скважины, коэффициент продуктивности и коэффициент гидродинамического совершенства скважины.
Данные исследования скважин представлены в табл. IV .8. По полученным данным строим кривую восстановления давле ния в полулогарифмических координатах Лр и lg t (рис. IV. 16).
Определение параметров пласта. Найдем наклон i прямолиней ного участка этой кривой к оси абсцисс (tg а) по двум крайним
точкам прямой |
(18 и 9, см. табл. IV.8): |
|
|
i = tg a = |
Apls — Ap9 |
(2,7 — 2,12) 10e |
= 4 •105. |
|
lg *ie — lg *9 |
5,423 — 4,0 |
|
54
Так как масштабы на осях ординат взяты разные, то геометри ческая величина угла на графике не соответствует найденному наклону i прямолинейного участка кривой.
Измерим отрезок на оси ординат от нуля до точки пересечения этой оси с продолжением прямолинейного участка кривой восста новления давления (А = 0,5 МПа).
Определим коэффициент проницаемости пласта в радиусе
контура питания по формуле |
|
|
|
|
|
|
|||
6 = |
0,183 |
|
|
|
|
|
|
|
(IV .19) |
где Q — дебит |
нефти, |
м3/с. |
|
|
|
|
|
|
|
Следовательно, |
|
|
|
|
|
|
|
||
Q = |
80 |
1,0761СГ3 М3/с. |
|
|
|
|
|
||
0,86-86 400 |
|
|
|
|
|
||||
Подставив в (IV. 19) значения входящих величин, получим |
|||||||||
6 = |
0,183 |
1,076-10-3- 4,5 * 10—3-1,1 |
0,304 -К Г12 |
м2. |
|
||||
|
|
4■105•8 |
|
|
|
|
|
|
|
Коэффициент пьезопроводности |
|
|
|
|
|
||||
|
k |
_ |
0,304-Ю-12 |
|
Л . 00 |
2/ |
|||
* |
М/ярн + Рп) |
4,5-Ю-3 (0,2-9,42+3,6) Ю-10 — |
М/С, |
||||||
Гидропроводность |
пласта |
|
|
|
|
|
|
||
6hl\.i = 0,304-10"12-8/4,5• 10~3 = 0,54-10"° |
м3/Па-с. |
|
|||||||
Приведенный радиус скважины |
|
|
|
|
|
||||
Сф |
2,25х |
2,25-0,123 |
= |
0,124 |
м. |
|
|
||
|
10л/1’ |
|
Ю5/4 |
|
|
|
|
|
|
Коэффициент продуктивности скважины определяется по фор |
|||||||||
муле |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
К |
°'236е (ir) . |
|
|
|
|
|
(IV .20) |
||
^ (ig Як — is гпр) |
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
|
0,236-0,86-0,54-10-° |
|
|
|
|
|
|
||
|
1,1 (lg 200 — lg 0,143) = |
3 1 ,7 -10”12 т/Па-с = |
2,74 т/сутМПа. |
||||||
Коэффициент гидродинамического совершенства скважины |
|||||||||
V |
lg RK- |
lgrc |
lg 200 - |
lg 0,124 |
. |
|
|
|
|
lg/?K -lgrnp |
lg 200 — lg 0,124 |
|
|
|
|
||||
т. e. скважина гидродинамически совершенна.
Задача 33. Газовая скважина продолжительное время (45 ч) эксплуатировалась по фонтанным трубам на установившемся режиме с дебитом Q = 1,3-106 м3/сут. Затем скважину закрыли и сняли кривую восстановления забойного давления во времени. Абсолютное пластовое давление рпЛ = 24,3 МПа.
5 5
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Т а б л и ц а IV .9 |
||
|
|
|
Результаты |
наблюдений и вычисленные данные |
|
|
|||||
|
t, |
с |
lg t |
р3, |
10s Па |
р2, Ю10 Па1 |
Др2 = |
р2 _ |
р 2 |
lg Др* |
|
|
3 |
|
|
пл |
3 |
||||||
|
|
0 |
|
|
69,6 |
4 844 |
54 |
160 |
|
4,73 |
|
|
|
30 |
1,48 |
|
111,0 |
12 320 |
37 680 |
|
4,58 |
||
|
|
120 |
2,08 |
202,0 |
40 800 |
18 200 |
|
4,26 |
|||
|
|
300 |
2,48 |
222,0 |
49 280 |
9 720 |
|
3,99 |
|||
|
|
900 |
2,95 |
229,0 |
52 440 |
6 560 |
|
3,82 |
|||
|
3 600 |
3,56 |
232,0 |
53 820 |
5 |
180 |
|
3,71 |
|||
|
7 200 |
3,86 |
232,8 |
54 290 |
4 710 |
|
3,67 |
||||
|
14 400 |
4,16 |
234,2 |
54 860 |
4 |
140 |
|
3,62 |
|||
|
21 |
600 |
4,33 |
234,7 |
55 |
100 |
3 900 |
|
3,59 |
||
|
25 200 |
4,40 |
234,8 |
55 |
170 |
3 830 |
|
3,58 |
|||
|
101 000 |
5,00 |
238,4 |
56 640 |
2 360 |
|
3,37 |
||||
|
183 500 |
5,26 |
|
240,0 |
57 600 |
1 |
400 |
|
3,15 |
||
|
244 000 |
5,39 |
|
240,4 |
57 800 |
1 |
200 |
|
3,08 |
||
|
417 000 |
5,62 |
|
240,8 |
57 960 |
1 |
040 |
|
3,02 |
||
|
507 000 |
5,70 |
|
242,1 |
58 600 |
|
400 |
|
2,60 |
||
|
590 000 |
5,77 |
|
242,3 |
58 680 |
|
320 |
|
2,50 |
||
|
676 000 |
5,83 |
|
242,6 |
58 810 |
|
190 |
|
2,28 |
||
1 |
030 000 |
6,01 |
|
242,9 |
58 930 |
|
70 |
|
1,84 |
||
1 |
205 000 |
6,08 |
|
243,0 |
59 050 |
|
0 |
|
— |
||
Требуется определить параметры пласта, не зависящие от состояния призабойной зоны скважины, а именно: гидропровод
ность, |
проницаемость, объем дренирования. |
|
|
||||||
Результаты наблюдений и обработки материалов исследования |
|||||||||
скважины |
представлены в табл. IV .9. |
|
|
||||||
На основе данных табл. IV .9 построены |
кривые восстановле |
||||||||
ния |
давления |
в |
координатах р\ — lg t и |
lg Ар2 — t, |
которые |
||||
на конечных участках представлены прямыми линиями (рис. IV. 17, |
|||||||||
IV. |
18). Угловые коэффициенты р и рх определяют наклон прямо |
||||||||
линейных участков кривых к оси абсцисс. Они равны |
|
||||||||
|
р = |
(52 500 - |
46 000)/3 = |
2170; |
|
|
|||
|
Рх = |
(3,4 - |
2,5)/6-105 = 1 ,5 - Ю Л |
|
|
||||
По найденному значению коэффициента р находят гидропро |
|||||||||
водность |
пласта |
по формуле |
|
|
|||||
|
bh |
= |
0,366 |
Q_ |
71пл |
|
|
(IV .21) |
|
|
— |
|
|
||||||
|
I1 |
|
|
|
РРо |
Тср |
|
|
|
|
Из формулы |
(IV .21) найдем проницаемость пласта |
|
||||||
|
k |
0,366 |
|
пл |
|
|
(IV .22) |
||
|
h$p0T ср |
|
|
|
|||||
где |
р,— вязкость |
нефти, |
мПа-с; h — эффективная |
мощность |
|||||
пласта, |
м; р0 — атмосферное давление, равное 10Б Па; Т пя — |
||||||||
56
пластовая температура, |
К; Тср — средняя |
температура в |
сква |
|||||
жине, |
К. |
|
|
|
|
|
h |
|
В |
нашей задаче эти |
величины |
равны: р, = 2,5 мПа-с; |
= |
||||
= 20 м; |
Тпл = 350 К |
и |
Тср = 323 К. С учетом этих величин |
по |
||||
формуле |
(IV .22) получим |
|
|
|
|
|||
k = 0,366 2 ,5 -Ю-з |
|
1,3-10е |
350 |
3,44-10"12 м2. |
|
|
||
|
|
20 |
86 400 -2170- 10Б323 |
|
|
|
||
Рз.М3
Следовательно, гидропроводность пласта
kh |
_ |
3,44.10-13-20 |
= 2 ,7 4 -10“8 |
м3/Па •с. |
||
11 |
~ |
" |
2,5-10-? |
|
|
|
Объем дренирования скважины определим по формуле |
||||||
|
2,09QPnj}Tпл . |
|
|
(IV .23) |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
2,09 -1,3 -10е•24•3 * 10е |
350 |
= 2 5,4 -105* м |
||
|
86 400-2170-1,5-10-°- 10Б |
323 |
||||
5. ИЗМЕРЕНИЕ |
РАСХОДА |
ГАЗА |
В ГАЗОПРОВОДЕ |
|||
Для учета расхода газа в трубопроводе применяют объемные расходомеры двух типов.
1.Жидкостные поплавковые дифференциальные манометры для измерения больших расходов газа.
2.Шайбные измерители для периодического измерения не больших расходов газа. Для этой цели наиболее подходят само пишущие расходомеры типа ДП-430.
57
|
|
|
Т а б л и ц а IV. 10 |
|
|
Поправка (3 на неостроту входной кромки диаграммы |
|||
|
и шероховатость трубопровода |
|
||
d/D |
|
Поправка Р для D, см |
|
|
5 |
10 |
20 |
||
|
||||
0,20 |
1 ,'024 |
1,018 |
1,011 |
|
0,25 |
1,024 |
1,018 |
1,010 |
|
0,30 |
1,023 |
1,017 |
1,009 |
|
0,35 |
1,023 |
1,016 |
1,007 |
|
0,40 |
1,023 |
1,015 |
1,006 |
|
0,45 |
1,023 |
1,014 |
1,005 |
|
0,50 |
1,023 |
1,014 |
1,005 |
|
Статическое давление в приборе ДП-430 определяется при помощи манометрической пружины — геликса. Дифференциаль ное давление измеряют ртутным поплавковым дифференциальным манометром. Количество газа опре
деляется по формуле
|
Q = 62,67сфеМ2 У |
Тр 'Ртг |
, |
|||||
|
м3/сут, |
|
|
|
(IV .24) |
|||
|
где а — коэффициент |
расхода, |
за |
|||||
|
висящий |
от отношения |
d2ID2 |
(d — |
||||
|
диаметр |
отверстия |
диафрагмы, |
см, |
||||
|
D — внутренний |
диаметр трубопро |
||||||
|
вода, |
см); |
Р — поправочный коэф |
|||||
|
фициент на неостроту входной кромки |
|||||||
|
диафрагмы |
и шероховатость |
газо |
|||||
Рис. IV. 19. График для опреде |
провода |
в |
зависимости |
от отноше |
||||
ления значения поправочного |
ния |
d!D |
(значение |
р определяется |
||||
коэффициента |
по табл. |
IV. 10); |
е |
— |
поправочный |
|||
коэффициент на расширениеструи газа на выходе из диафрагмы, зависящий от модуля пг = = d2/D2 и отношения Ар/р, где Ар — перепад давления в диаф рагме, мм рт. ст.; р — абсолютное статическое давление газа в газопроводе перед диафрагмой, мм рт. ст.; значение е опре деляется по графику (рис. IV. 19); kt — коэффициент теплового расширения диафрагмы (для температурных условий в промысло
вых |
газопроводах принимают |
kt = 1); |
Т — абсолютная темпе |
|
ратура газа в газопроводе, К; |
рг. от — |
относительная |
плотность |
|
газа |
(по воздуху); 'z — коэффициент сжимаемости газа, |
учитыва |
||
ющий отклонение фактического состояния газа от идеального, обычно определяется по кривым Брауна или по формулам А. 3. Истомина.
58
Т а б л и ц а IV. 11
|
Коэффициент суточного |
расхода газа |
К = |
62,67аd 2 |
|
_J__ |
||||||
|
|
Рг. от |
||||||||||
|
|
|
(при Т ~ 293 К |
и |
рг. от = |
0,8) |
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|||||||
d/D |
|
|
|
|
Величина |
К. для d, см |
|
|
|
|||
1,0 |
1,5 |
2,0 |
2,5 |
3,0 |
3,5 |
|
4,0 |
4,5 |
5,0 |
5,5 |
6,0 |
|
|
|
|||||||||||
0,20 |
2,45 |
5,50 |
9,79 |
15,3 |
22,0 |
30,0 |
39,2 |
49,6 |
61,2 |
74,0 |
88,1 |
|
0,25 |
2,45 |
5,51 |
9,80 |
15,3 |
22,1 |
30,0 |
39,2 |
49,6 |
61,3 |
74,2 |
88,3 |
|
0,30 |
2,46 |
5,52 |
9,82 |
15,4 |
22,1 |
30,1 |
39,3 |
49,7 |
61,4 |
74,3 |
88,4 |
|
0,35 |
2,47 |
5,57 |
9,90 |
15,5 |
22,3 |
3t),3 |
39,6 |
50,1 |
61,9 |
74,3 |
89,2 |
|
0,40 |
2,49 |
5,61 |
9,97 |
15,6 |
22,4 |
30,5 |
39,9 |
50,5 |
62,3 |
75,4 |
89,7 |
|
0,45 |
2,52 |
5,66 |
10,1 |
15,7 |
22,6 |
30,8 |
40,3 |
51,0 |
62,9 |
76,1 |
90,6 |
|
0,50 |
2,56 |
5,76 |
10,2 |
16,0 |
23,0 |
31,3 |
40,9 |
51,8 |
63,9 |
77,4 |
92,1 |
|
В |
случае |
измерения |
расхода газа при 293 К и |
рг. от = 0,8 |
||||||||
формула |
(IV .24) имеет упрощенный |
вид |
|
|
|
|
||||||
Q = |3e/;, |
|
|
|
|
|
|
|
|
(IV.25) |
|||
где К — коэффициент суточного расхода газа, |
|
|
|
|||||||||
К — 62,67ad2 |
Т |
. |
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
V |
р г . ОТ |
|
|
|
|
|
|
|
|
Величину К можно определить по табл. IV.11. |
|
|
||||||||||
Очевидно, |
что при замере расхода газа с температурой |
выше |
||||||||||
или ниже 293 К и с относительной плотностью больше или меньше
0,8 в |
формулу |
(IV .25) |
необходимо |
внести температурную по |
правку |
АТ = |
У 293/Г |
и поправку |
на плотность газа Арг = |
= V 0,8/рг. от.
Расход газа при измерении его шайбным измерителем с вы пуском газа в атмосферу при количестве газа, не превышающем
5000 м3/сут, и избыточном |
давлении в трубопроводе не выше |
500 мм вод. ст. определяется |
по формуле |
Q = 0,172d? ] / — |
(IV. 26) |
УРг. от
где d — диаметр отверстия шайбы, мм; Ар — перепад давления в шайбе, мм вод. ст.; рг. от — относительная плотность газа.
Задача 34. Определить суточный расход газа в газопроводе, который замеряется стационарным самопишущим расходомером ДП-430, если диаметр газопровода D — 20 см, диаметр отверстия диафрагмы d = 6 см, статическое давление в газопроводе р — = 4080 мм рт. ст. (—0,3 МПа), перепад давления в дифферен циальном манометре Ар = 160 мм рт. ст., температура газа Т = = 280 К, относительная плотность газа рг. от = 0,85. Для d/D =
59
= |
0,3 |
при D — 20 см по |
табл. IV. 10 |
определим |
поправочный |
|||||||||
коэффициент р = |
1,009. |
|
Ар/р = |
|
|
|
и т — |
|||||||
|
Имея |
значения |
|
отношений |
160/4080 = |
0,04 |
||||||||
= |
d2!D2 = 62/202 = |
0,09, находим |
по |
графику (см. рис. |
IV. 19) |
|||||||||
величину |
е = |
0,985; |
Kt — 1- |
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
Для |
d/D = |
0,3 |
при d = |
6,0 |
см |
по табл. IV. 11 берем коэффи |
|||||||
циент |
суточного |
расхода |
К = |
88,4. |
|
Температурная |
поправка |
|||||||
АТ = 1/293/273 = |
1,034; |
поправка |
на плотность |
газа |
Арг = |
|||||||||
= |
V 0,8/0,85 = |
0,97. |
|
|
|
г |
|
|
|
|
||||
|
Коэффициент сжимаемости |
газа |
определим |
по |
формулам |
|||||||||
А. 3. Истомина \ полученным для изменения приведенного давле ния от 0 до 3.
Вначале определим среднекритические давление и темпера
туру |
|
|
|
|
|
|
|
|
Рср. кР = |
(4,937 - |
0,464pr. от) 106 = |
|
|
||||
- (4,937 -0 ,4 6 4 -0 ,8 5 ) |
10е = |
4,628 |
МПа; |
|
||||
Г ср. кр = |
171,5рг. от -1- 0,97 = |
171,5■ 0,85 + 0,97 = 242,8К. |
||||||
Следовательно, приведенные давление и температура имеют |
||||||||
величину |
|
|
|
|
|
|
||
РпР = |
Р/Рср.кр = |
3 - 106/4,62810е = |
0,657, |
|
||||
Т’пр = |
77ГСр. кр = |
280/242,8 = |
1,15. |
|
|
|||
Коэффициент сжимаемости газа z будет |
|
|||||||
2 = |
1 |
- |
Ю ~ 2 (0,76ТпР - |
9,36Гпр + |
13)(8 - |
р Пр ) р пр = |
||
= |
1 - |
10-2(0,76 -1,153 — 9,36-1,15 + 13) X |
||||||
X (8 -0 ,6 5 7 )0 ,6 5 7 = 0,844. |
|
|
|
|||||
Подставив полученные величины |
в формулу (IV .25) и внеся |
|||||||
поправки, имеем суточный расход газа |
|
|||||||
(3 = |
1,009-0,985-1 У |
16ь° 844°480 88,4-1,034-0,97 = 7 6 -103 м3/сут. |
||||||
Задача 35. Определить количество добываемого из скважин |
||||||||
попутного газа путем замера его на выходе |
из сепаратора шайб- |
|||||||
ным измерителем, если диаметр отверстия шайбы d = 16 мм, пере пад давления Ар = 600 мм вод. ст. и относительная плотность газа рг. от = 0,8.
По формуле (IV .26) находим:
Qr = 0,172da/A/?/pr. OT= 0,172 -Ш2/ 600/0,8 = 1200 м3/сут.
—в нормальных условиях.1
1И с т о м и н А. 3. Дисс. на соиск. уч. степ. канд. техн. наук, М., МИНХ и ГП, 1976, 197 с.
60