книги из ГПНТБ / Амиян, В. А. Добыча газа [учеб. пособие]

где Нв (Нр7) — высота столба воды (ртути) в мм; D — диаметр трубы, из которой вытекает газ, в мм; Т — температура газа в К; р — отно­

которой вытекает газ в мм; остальные обозначения те же, что и в фор­ муле (129).

Пневмометрическую трубку первого типа при измерении дебита газа необходимо устанавливать по центру выходного сечения трубы. Измерять дебит пневмометрической трубкой второго типа можно при течении газа по трубопроводу и удобно, когда абсолютное давление газа близко к атмосферному. Этот способ основан на определении скоростного напора по разности полного и статического напоров. Схема установки пневмометрической трубки дана на рис. 103.

Для определения дебита газа (м3/сут) применяют формулы

воды (ртути) в ^/-образном манометре, на одно колено которого пере­ дается давление, соответствующее полному напору, а на другое колено — давление, соответствующее статическому напору (см. рис. 103), в мм; рв (ррт) — абсолютное давление газа в трубопроводе

в мм вод. ст. (мм рт. ст.); р — относительная плотность газа; Т — абсолютная температура газа в трубопроводе в К.

Пневмометрическую трубку второго типа нужно устанавливать на расстоянии х/з диаметра трубопровода от стенки трубы (см.

рис. 103).

Шайбный измеритель и анемометр

\

При измерении анемометром результаты получают приближен­ ные. Анемометр применяют как при истечении газа из открытого конца трубы, так и при движении его в трубопроводе под давлением, практически равном атмосферному, а также если скорость потока газа не превышает 15 м/с.

190

Дебит газа определяют по формуле

0 = 331Z)2^

где Q — дебит газа в тыс. м3/сут; D — диаметр трубы в м; v — ско­

тром, составит

(>=33i-90o-i2930,15

=23 тыс. м3/сут.

где d — диаметр отверстия шайбы в мм; Нь (HfT) — высота столба воды (ртути) в fZ-образном манометре в мм; Т — температура газа в К.

191

Способ бокового статического давления

Этот способ используют при измерении значительных дебитов во время истечения газа из открытого конца трубы в атмосферу. Статическое давление у стенки трубы измеряют ^/-образным или пружинным манометром, установленным на расстоянии четырех диаметров от выходного сечения трубы перпендикулярно потоку газа (рис. 105). При этом не должно быть изменений диаметра трубы и местных сопротивлений на участке трубы между местом установки

манометра и выходным сечением трубы.

Формула для определения дебита газа имеет вид:

Q = 0,538£>2

Манометры и диафрагмы, а также стаканы для газовых счетчиков ДП-430 должны заранее подбираться.

Глубинные дебитомеры

Глубинный газовый дебитомер (дебитограф) ДГТ-1 предназначен для определения продуктивности отдельных пропластков газовых скважин (рис. 106). Для измерения дебитов газа в приборе исполь­ зован датчик турбинного типа, ранее разработанный для глубинных дебитомеров ДГВ-1 и ДГВ-2. Поток газа в скважине, поступая во входной патрубок 17 и струевыпрямитель 16, воздействует на гидро­ метрическую вертушку 15, которая вращается в агатовых опорах. Вращение вертушки через магнитную муфту 14 передается понижа­ ющему редуктору 12 с передаточным числом 1 : 10 000. Скорость вращения пишущего пера 13, укрепленного на выходном валу ре­ дуктора, будет прямо пропорциональна скорости вращения вертушки. Для определения скорости вращения за данный отрезок времени необходимо разделить путь, пройденный пишущим пером, на это время. С этой целью в приборе применен отметчик времени, делающий

192

на бланке отметки через равные промежутки (через каждые 5 мин). Часовой механизм 5 вращает равномерно собачку 10, которая сколь­ зит по ступенчатым вырезам барабана 8. При совпадении собачки

горизонтальных линии, смещенных относительно друг друга на 1 мм. Длина отрезков про­

порциональна количеству газа, прошедшему через прибор в течение 5 мин. Сумма всех горизонтальных отрезков характеризует общее количество газа, прошедшего через прибор за время измерения. Лимб 7 со стрелкой 6 служит для установки начала работы отметчика времени. В верхней части прибора имеется направляющий фонарь,

который служит для фиксации положения дебитомера в скважине. Фонарь состоит из четырех пластинчатых полос 4, толкателя 3 и пружины 2. Для спуска прибора в скважину с высоким дебитом газа над фонарем устанавливается утяжелитель. С помощью дебито­

ПАСК-8. Дебитомер состоит из кабельной головки для соединения прибора с кабелем, герметизированного токоввода, камеры магнит­ ного прерывателя и самого магнитного прерывателя.

«94

§ 46. ГАЗОГИДРОДИНАМИЧЕСКИЕ МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН ПРИ СТАЦИОНАРНОМ РЕЖИМЕ ФИЛЬТРАЦИИ

При исследовании скважин на стационарном режиме (метод про­ тиводавлений или установившихся отборов) определяют: зависи­ мость дебита газа от депрессии на пласт и давления на устье; опти­ мальные рабочие дебиты газа и причины их ограничения; уравнение притока газа к забою скважины; коэффициенты фильтрационного сопротивления; абсолютно свободный и свободный дебиты газа, используемые для оценки возможностей пласта и скважины; усло­ вия разрушения призабойной зоны; изменение давления и темпера­ туры в стволе скважины в зависимости от дебита газа.

Проведение испытаний и обработка индикаторных линий

Вначале составляют подробную программу испытаний. Подго­ тавливают соответствующее оборудование и приборы и монтируют их на скважине (рис. 109).

Рис. 109. Схема расположения оборудования и приборов при испытании диафрагменным изме­ рителем критического течения.

При испытаниях скважины методом установившихся отборов из­ меряют для каждого режима дебит газа, температуру и давление на головке и затрубном пространстве. Испытания необходимо про­ водить, переходя от меньших дебитов к большим. Давление и дебит измеряют непрерывно, начиная с момента пуска скважины до ста­ билизации этих параметров на данном режиме работы. Данные всех измерений должны быть зарегистрированы в журнале испытаний.

Для определения дебита газа, количества и состава жидкости и твердых частиц, выносимых при испытании скважины на различ­ ных режимах, следует перед прибором, измеряющим дебит газа, установить породоуловитель или сепараторы.

В процессе испытания газоконденсатных скважин для установле­ ния количества выпадающего конденсата при различных давлениях и температур рекомендуется применять специальную передвижную установку, позволяющую точно определить количество жидкости, выделяющейся при различных режимах работы. При испытании скважин на различных режимах для снижения потерь газа его по­ дают в газопровод.

Уравнение притока газа к забою скважины, характеризующее зависимость потерь давления в пласте р„п—р% от дебита газа Q, вы­ ражается формулой

где а и Ъ— постоянные коэффициенты, зависящие от параметров призабойной зоны пористой среды и конструкции забоя скважины (поэтому их определение яв­ ляется главным при обработке результатов испытаний); Q — дебит газа в тыс. м3/сут (при атмосферном давлении и Гст);

где ц — динамическая вязкость при пластовом давлении и темпера­ туре в спз; к — проницаемость в Д\ h — эффективная мощность пласта в м; рат — абсолютное атмосферное давление, принимаемое равным 1,03 кгс/см2; Rc — радиус скважины в м; i?np — приведен­ ный радиус влияния скважины в м; Т — пластовая температура в К; Гст — стандартная температура, равная 293°К; z — коэффициент сжимаемости.

Приведенный установившийся радиус влияния скважины

Как видно из формулы (136), приведенный радиус влияния скважины равен половине радиуса дренажа.

Заметим, что радиус дренажа равен половине R6 тогда, когда дебиты скважин одинаковы, а сами скважины расположены по шести­ угольной сетке:

фициенты, учитывающие несовершенство вскрытия пласта и степень загрязненности призабойной зоны.

По формуле (135) можно определить коэффициент про­ ницаемости к. Для этого сле­ дует принять Ci = 0. Таким способом определяется про­

существуют следующие методы.

Г р а ф и ч е с к и й м е т о д п р и и з в е с т н о м п л а ­ с т о в о м д а в л е н и и . По результатам испытания скважины при каждом режиме вычисляют (р%я — pD/Qi полученные значения наносят на график (рис. 111), через точки проводят прямую. Значе­ ния коэффициентов а определяют по отрезку, отсекаемому этой прямой на оси ординат, Ъ— как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.

Ч и с л е н н ы й м е т о д при и з в е с т н о м п л а с т о в о м д а в л е н и и . Коэффициенты а и Ъможно вычислить по формулам

Д а2 и Q (N — число режимов).

Г р а ф и ч е с к и й м е т о д п р и н е и з в е с т н о м п л а ­ с т о в о м д а в л е н и и . Если периоды восстановления забойного

197

давления до пластового длительны или есть опасность разрыва колонны обсадных труб из-за слишком высокого статического давле­ ния, результаты исследований можно обрабатывать не зная пласто­ вого давления. Представить их можно графически в координатах

полагаются на прямой (рис. 112), отсекающей на оси ординат отре­ зок, равный а, имеющий угол на­

применить другой приближенный метод. Пренебрегая в формуле (140) величиной Ъ Q2, получим, что р| пропорционально дебиту Q. Чтобы определить рпл, скважину испытывают при нескольких значе­ ниях дебитов при стационарном движении газа. По полученным р\ и Q строят график зависимости р| от Q. Если точки располагаются по прямой, квадрат давления, определяемый в точке пересечения

198

199