Расчет потенциального дебита газовой скважины 86.4. Расчет технологического режима эксплуатации - предельный безводный дебит на примере скважины комсомольского газового месторождения. Статический и динамический уровни воды
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ И НАУКИ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ
высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами
Методические указания
для самостоятельных работ по дисциплине «Особенности разработки месторождений горизонтальными скважинами» для магистров, обучающихся по специальности 131000.68 «Нефтегазовое дело»
Составители: С. И. Грачев, А.С. Самойлов, И.Б. Кушнарев
Министерство образования и науки РФ
Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение
высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет»
Институт геологии и нефтегазодобычи
Кафедра «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений»
Методические указания
По дисциплине «Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами»
для практических, лабораторных занятий и самостоятельных работ для бакалавров направления 131000.62 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения
Тюмень 2013 г.
Утверждено редакционно-издательским советом
Тюменского государственного нефтегазового университета
Методические указания предназначены бакалаврам направления 131000.62 «Нефтегазовое дело» для всех форм обучения. В методических указаниях приведены основные задачи с примерами решения по дисциплине «Особенности разработки месторождений нефти горизонтальными скважинами».
Составители: доцент, к.т.н. Самойлов А.С.
доцент, к.т.н. Фоминых О.В.
лаборант Невкин А.А.
© государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования
«Тюменский государственный нефтегазовый университет» 2013 г.
ВВЕДЕНИЕ. 2
Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов. 7
Тема 2. Расчет дебита горизонтальной скважины и наклонно - направленной с трещиной ГРП по приведенным формулам, сопоставление результатов. 2
Тема 3. Расчет дебита многоствольной скважины. 17
Тема 4. Расчет оптимальной сетки горизонтальных скважин и сравнительная эффективность их работы с вертикальными. 21
Тема 5. Интерпретация результатов гидродинамических исследований скважин с горизонтальным окончанием на установившихся режимах (по методике Евченко В.С.). 2
Тема 6. Дебит горизонтальной скважины с трещинами ГРП, расположенной в анизотропном, полосообразном пласте. 34
Тема 7. Расчёт предельной безводной депрессии скважины с горизонтальным окончанием………………………………………………………………………30
Тема 8. Моделирование неустановившегося движения жидкости к горизонтальной скважине по двухзонной схеме………………………………45
ВВЕДЕНИЕ
При масштабном внедрении в начале 2000-х и в течение последующего десятилетия в систему разработки месторождений Западной Сибири горизонтальных скважин (ГС) и боковых горизонтальных стволов (БГС) достигалась форсированная выработка запасов нефти при быстрой окупаемости вложений без строительства новых скважин. Внедрение производилось в оперативном порядке, не всегда согласованно с принятыми проектными решениями, либо путем трансформации существующей системы разработки. Однако, без системного обоснования технологии горизонтального вскрытия и эксплуатации объектов, проектные значения коэффициента извлечения нефти (КИН) не достигаются.
В последние годы технологии горизонтального вскрытия уделяется много большее внимание при проектировании системы разработки, в некоторых компаниях обоснование строительства каждого ГС выполняется в виде мини-проекта. На что повлиял и мировой финансовый кризис, когда в целях оптимизации производства погрешность и доля неопределенности сводились к минимуму. К технологии горизонтального вскрытия применили новые подходы о чем свидетельствуют результаты эксплуатации, построенных ГС и БГС с 2009 г. (в ОАО «Сургутнефтегаз» построено более 350 скв., ОАО «Лукойл» более 200 скв., в ТНК-ВР более 100 скв., в ОАО «НГК «Славнефть» более 100 скв., в ОАО «Газпром нефть» более 70 скв., в ОАО «НК «Роснефть» более 50 скв., в ОАО НК «РуссНефть» более 20 скв.).
Известно, что не достаточно определить только основные параметры применения ГС: длину, профиль, расположение ствола относительно кровли и подошвы, предельные технологические режимы эксплуатации. Необходимо учитывать размещение и параметры сетки скважин, схемы вскрытия пластов и регулирование режимов их работы. Необходимо создание принципиально новых методов мониторинга и управления выработкой запасов нефти особенно для сложнопостроенных залежей, которые будут основаны на достоверном изучении геологического строения посредством исследования горизонтальных стволов, зависимости дебита нефти от неоднородности геологического строения и гидравлических сопротивлений по длине, создании равномерности выработки запасов нефти по всему объему коллектора дренируемого ГС, высокоточном определение зоны дренирования, возможности проведения и прогнозирования эффективности способов повышении нефтеотдачи пластов, определения главных напряжений пород, от учета которых напрямую зависит эффективность системы заводнения и механические методы воздействия на пласт (гидроразрыв пласта).
Целью настоящего методического указания является обеспечение студентов знаниями, которыми пользуется современная наука и производство при управлении продуктивностью скважин.
В методических указаниях для каждой задачи по темам представлен алгоритм расчета и приведен пример решения типовой задачи, что существенно помогает успешному выполнению задания. Однако, его применение возможно лишь после изучения теоретических основ.
Все расчеты следует проводить в рамках международной системы единиц (СИ).
Теоретические основы дисциплины хорошо изложены в учебниках, ссылки которых приведены.
Тема 1. Расчет дебитов скважин с горизонтальным окончанием и сопоставление результатов
Для определения дебита нефти в одиночной горизонтальной скважине в однородно анизотропном пласте используется формула S.D. Joshi:
где, Q г – дебит нефти горизонтальной скважины м 3 /сек; k h – горизонтальная проницаемость пласта м 2 ; h – нефтенасыщенная толщина, м; ∆P – депрессия на пласт, Па; μ н – вязкость нефти Па·с; B 0 – объемный коэффициент нефти; L – длина горизонтального участка скважины, м; r c – радиус ствола скважины в продуктивном пласте, м; – большая полуось эллипса дренирования (рис. 1.1), м:
, (1.2)
где R k – радиус контура питания, м; – параметр анизотропии проницаемости, определяемый по формуле:
k v – вертикальная проницаемость пласта, м 2 . В расчетах принята вертикальная проницаемость, равная 0,3·k h , осредненный параметр терригенных отложений Западной Сибири, также для достоверного расчета должно выполняться условие ‑ , .
Рисунок 1.1 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте
Борисов Ю.Л. при описании эллиптического потока предложил другое условие для определения R k . В качестве данной величины здесь используется основной радиус эллипса (рис. 1.2), представляющий собой среднюю величину между полуосями:
(1.4)
Рисунок 1.2 - Схема притока к горизонтальному стволу в круговом пласте
Общая формула для притока к ГС, полученная Борисовым Ю.П., имеет следующий вид:
, (1.5)
где J – фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле:
. (1.6)
Giger предлагает использовать формулу (1.8), где за фильтрационное сопротивление J принимать выражение
(1.7)
Общая формула для притока к ГС, полученная Giger аналогична уравнениям предыдущих авторов:
.
(1.8)
Все условные обозначения параметров аналогичны представленным для уравнения Joshi S.D..
Задача 1.1. Для геолого-физических условий пласта ПК 20 Ярайнерского месторождения, представленных в таблице 1.1 рассчитать дебит скважины с горизонтальным окончанием Q г по представленным методикам, сопоставить полученные результаты, определить оптимальную длину горизонтального участка по графику зависимости дебита скважины от длины ГС для 10 значений (от изначального) с шагом в 50 метров для решений рассмотренных авторов.
Таблица 1.1
Решение. Задача решается следующим порядком:
1. Рассчитаем дебит ГС по методике Joshi S.D. Для этого необходимо определить параметр анизотропии из выражения 1.3 и большую полуось эллипса дренирования (выражение 1.2):
Подставляя полученные результаты в выражение 1.1 получаем,
2. Рассчитаем дебиты ГС по методике Борисова Ю.П.
Фильтрационное сопротивление, определяемое по формуле 1.6:
Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).
3. Рассчитаем дебиты ГС по методике Giger.
Фильтрационное сопротивление J принимать выражение (1.7)
Определяем дебит ГС:
Для определения суточного дебита умножаем полученный результат на количество секунд в сутках (86 400).
4. Сопоставляем полученные результаты:
5. Рассчитаем дебиты скважины для 20 значений длины горизонтального участка с шагом в 50 метров по представленным методикам и построим графическую зависимость:
| L длина горизонтального участка | Дебит ГС, м 3 /сут (Joshi S.D.) | Дебит ГС, м 3 /сут (Борисова Ю.П.) | Дебит ГС, м 3 /сут (Giger) |
| 1360,612 | 1647,162 | 1011,10254 | |
| 1982,238 | 2287,564 | 1318,32873 | |
| 2338,347 | 2628,166 | 1466,90284 | |
| 2569,118 | 2839,562 | 1554,49788 | |
| 2730,82 | 2983,551 | 1612,26295 | |
| 2850,426 | 3087,939 | 1653,21864 | |
| 2942,48 | 3167,09 | 1683,77018 | |
| 3015,519 | 3229,168 | 1707,43528 | |
| 3074,884 | 3279,159 | 1726,30646 | |
| 3124,085 | 3320,28 | 1741,70642 | |
| 3165,528 | 3354,7 | 1754,51226 | |
| 3200,912 | 3383,933 | 1765,32852 | |
| 3231,477 | 3409,07 | 1774,58546 | |
| 3258,144 | 3430,915 | 1782,59759 | |
| 3281,613 | 3450,074 | 1789,60019 | |
| 3302,428 | 3467,016 | 1795,77275 | |
| 3321,015 | 3482,103 | 1801,2546 | |
| 3337,713 | 3495,624 | 1806,15552 | |
| 3352,797 | 3507,811 | 1810,56322 | |
| 3366,489 | 3518,853 | 1814,54859 |
Рисунок 1.3 – Зависимость изменения дебита скважины от длины горизонтального участка
Выводы: По результатам расчета прогнозного дебита горизонтальной скважины по методикам Joshi S.D., Борисова Ю.П., Giger для геолого-физических условий пласта ПК 20 Ярайнерского месторождения следует:
‑ при незначительном отличии (формой притока в горизонтальной проекции) аналитических моделей работы горизонтальных скважин, вскрывших однородно-анизотропный пласт в середине между кровлей и подошвой, отличие расчетных дебитов достаточно большое;
‑ для условий пласта ПК 20 Ярайнерского месторождения были построены графические зависимости прогнозного дебита скважины от длины горизонтального участка, по результатам анализа следует, что оптимальными будут варианты в интервале L 1 =150 м. Q 1 =2620 м 3 /сут до L 2 =400 м. Q 2 =3230 м 3 /сут;
‑ полученные значения являются первыми приближенными результатами подбора оптимальной длины горизонтального участка скважины, дальнейшее обоснование строится на уточнении прогнозных значений дебитов на цифровых моделях пласта и пересчете экономики, по результатам расчета которых будет выбран наиболее рациональный вариант.
Варианты Задача №1
| Вар. | №скв | Месторождение, пласт | Длина ГС, м | h нн, м | Kh, мД | Кv, мД | Вязкость, мПа*с | Рпл, МПа | Рзаб, МПа | Радиус скв, м | Rk,м |
| 210Г | Ярайнерское, ПК20 | 1,12 | 17,5 | 14,0 | 0,1 | ||||||
| 333Г | Ярайнерское, АВ3 | 1,16 | 6,0 | 0,1 | |||||||
| 777Г | Ярайнерское, АВ7 | 1,16 | 11,0 | 0,1 | |||||||
| 302Г | Ярайнерское, АВ10 | 1,16 | 21,8 | 13,0 | 0,1 | ||||||
| 2046Г | Ярайнерское, БВ2 | 0,98 | 21,1 | 13,7 | 0,1 | ||||||
| 4132Г | Ярайнерское, БВ4 | 0,98 | 23,1 | 16,0 | 0,1 | ||||||
| 4100Г | Ярайнерское, БВ4-1 | 0,98 | 23,3 | 16,0 | 0,1 | ||||||
| 611Г | Ярайнерское, БВ6 | 0,51 | 16,0 | 0,1 | |||||||
| 8068Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 5,8 | 0,1 | ||||||
| Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 11,2 | 0,1 | |||||||
| 215Г | Ярайнерское, ПК20 | 1,12 | 17,5 | 15,0 | 0,1 | ||||||
| 334Г | Ярайнерское, АВ3 | 1,16 | 11,0 | 0,1 | |||||||
| 615Г | Ярайнерское, АВ7 | 1,16 | 16,0 | 0,1 | |||||||
| 212Г | Ярайнерское, АВ10 | 1,16 | 21,8 | 15,0 | 0,1 | ||||||
| 2146Г | Ярайнерское, БВ2 | 0,98 | 21,1 | 17,8 | 0,1 | ||||||
| 4025Г | Ярайнерское, БВ4 | 0,98 | 23,1 | 13,0 | 0,1 | ||||||
| 513Г | Ярайнерское, БВ4-1 | 0,98 | 23,3 | 18,0 | 0,1 | ||||||
| 670Г | Ярайнерское, БВ6 | 0,51 | 19,5 | 0,1 | |||||||
| 554Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 11,34 | 0,1 | ||||||
| 877Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 16,2 | 0,1 | ||||||
| Продолжение таблицы 1.1 | |||||||||||
| 322Г | Ярайнерское, ПК20 | 1,12 | 17,5 | 14,9 | 0,1 | ||||||
| 554Г | Ярайнерское, АВ3 | 1,16 | 15,3 | 0,1 | |||||||
| 789Г | Ярайнерское, АВ7 | 1,16 | 12,7 | 0,1 | |||||||
| Ярайнерское, АВ10 | 1,16 | 21,8 | 9,8 | 0,1 | |||||||
| 2475Г | Ярайнерское, БВ2 | 0,98 | 21,1 | 12,9 | 0,1 | ||||||
| 4158Г | Ярайнерское, БВ4 | 0,98 | 23,1 | 13,8 | 0,1 | ||||||
| Ярайнерское, БВ4-1 | 0,98 | 23,3 | 18,2 | 0,1 | |||||||
| 688Г | Ярайнерское, БВ6 | 0,51 | 14,3 | 0,1 | |||||||
| 8174Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 18,6 | 0,1 | ||||||
| 882Г | Ярайнерское, БВ8 | 0,41 | 24,3 | 15,2 | 0,1 |
Контрольные вопросы.
Формула расчета дебита нефтяной скважины – нужная вещь в современном мире. Все предприятия, которые добывают нефтепродукты, должны рассчитывать дебит для своих детищ. Многие используют формулу Дюпюи – французского инженера, многие годы посвятившего изучению движения грунтовых вод. Его формула поможет легко понять, стоит ли производительность того или иного источника денег на оборудование скважины.
Что такое дебит нефтяной скважины?
Дебит – объем жидкости, поставляемой через скважину за определенную единицу времени. Многие пренебрегают его расчетам при установке насосного оборудования, но это может оказаться фатально для всей конструкции. Интегральная величина, определяющая количество нефти рассчитывается по нескольким формулам, которые будут приведены ниже.
Дебит часто называют производительностью насоса. Но эта характеристика немного не подходит под определение, так как все свойства насоса имеют свои погрешности. И определенный объем жидкостей, и газов иногда в корне отличается от заявленного.
Изначально этот показатель должен просчитываться для выбора насосного оборудования. Когда вы будете знать, какой производительностью участок, можно будет сразу исключить из выбираемого списка оборудования несколько неподходящих агрегатов.
Обязательно нужно рассчитывать дебит в нефтедобывающей промышленности, так как малопроизводительные участки будут нерентабельны для любого предприятия. И неправильно подобранная насосная установка из-за упущенных расчетов может принести компании убытки, а не предполагаемую со скважины прибыль.
Он обязателен к подсчету на всех типах нефтедобывающих предприятий – даже дебиты близлежащих скважин могут слишком отличаться от новой. Чаще всего, огромная разница лежит в величинах, подставляемых в формулы для подсчета. К примеру, проницаемость пласта может существенно отличаться на километре под землей. При плохой проницаемости, показатель будет получаться меньше, а значит, и прибыльность скважины будет уменьшаться в геометрической прогрессии.
Дебит нефтяной скважины подскажет не только как правильно выбрать оборудование, но и где его установить. Установка новой нефтяной вышки –рискованное дело, так как даже самые умные геологи не могут разгадать тайны земли.
Да, созданы тысячи моделей профессионального оборудования, которое определяет все нужные параметры для бурения новой скважины, но лишь результат, увиденный после этого процесса, сможет показать правильные данные. Исходя из них, и стоит высчитывать прибыльность того или иного участка.
Методы расчета дебитов скважин.
Существует всего несколько методов для подсчета дебита нефтяного местарождения – стандартный и по Дюпюи. Формула человека, который практически всю жизнь занимался изучением этого материала и выведением формулы, гораздо точнее показывает результат, ведь в ней гораздо больше данных для подсчета.
Формула расчета дебита скважин
Для расчетов по стандартной формуле - D = H x V/(Hд – Hст), нужна всего лишь такая информация:
- Высота водного столба;
- Производительность насоса;
- Статический и динамический уровень.
Статический уровень в этом случае – расстояние от начала подземных вод до первых слоев почвы, а динамический уровень – абсолютная величина, получаемая при замере уровня воды после откачивания.
Также существует понятие, как оптимальный показатель дебита нефтяного месторождения. Определяется он, как для общего установления уровня депрессии отдельной скважины, так и всего пласта в целом. Формула высчитывания среднего уровня депрессии месторождения определяется, как Р заб=0. Дебит одной скважины, который был получен при оптимальной депрессии, и будет являться оптимальным дебитом нефтяной скважины.
Однако такая формула и сам показатель оптимального дебита применяется не на каждом месторождении. Из-за механического и физического давления на пласт, может происходить обрушение части внутренних стенок нефтяных скважин. По указанным причинам, часто приходится уменьшать потенциальный дебит механическим способом, чтобы сохранить бесперебойность процесса добычи нефти и сохранения прочности стенок.
Это – простейшая формула расчета, которая не сможет с точностью получить правильный результат – будет большая погрешность. Для того чтобы избежать неправильных расчетов и направить себя на получение более точного результата, используют формулу Дюпюи, в которой необходимо взять гораздо больше данных, чем в выше представленной.
Но Дюпюи был не просто умным человеком, но и отличным теоретиком, поэтому он разработал две формулы. Первая – для потенциальной продуктивности и гидропроводности, которые вырабатывают насос и месторождение нефти. Вторая – для неидеального месторождения и насоса, с их фактической продуктивностью.
Рассмотрим первую формулу:
N0 = kh/ub * 2Pi/ln(Rk/rc).
Эта формула для потенциальной производительности включает в себя:
N0 – потенциальная продуктивность;
Kh/u – коэффициент, определяющий свойство гидропроводности нефтяного пласта;
B – коэффициент расширения по объему;
Pi – Число П = 3,14…;
Rk – радиус контурного питания;
Rc – долотный радиус скважины по расстоянию до вскрытого пласта.
Вторая формула имеет такой вид:
N = kh/ub * 2Pi/(ln(Rk/rc)+S).
Этой формулой для фактической продуктивности месторождения сейчас пользуются абсолютно все компании, которые бурят нефтяные скважины. В ней поменяны только две переменные:
N – фактическая продуктивность;
S–скин-фактор (параметр фильтрационного сопротивления течению).
В некоторых способах для повышения дебита нефтяных месторождений, применяется технология гидравлического разрыва пластов с полезным ископаемым. Она подразумевается образованием механическим способом трещин в продуктивной породе.
Естественный процесс снижения дебита нефтяных месторождений происходит с показателем в 1-20 процентов в год, исходя из первоначальных данных этого показателя при запуске скважины. Применяемые и описанные выше технологии могу интенсифицировать выработку нефти из скважины.
Периодически может проводиться механическая регулировка дебита нефтяных скважин. Она знаменуется повышением забойного давления, что приводит к снижению уровня добычи и высокому показателю возможностей отдельно взятого месторождения
Для повышения показателей и уровня дебита может применяться также термокислотный метод обработки. С помощью нескольких видов растворов, таких как кислотная жидкость, производится очистка элементов месторождения от смолянистых отложений, соли и других химических компонентов, мешающих качественному и результативному проходу добываемой породы.
Кислотная жидкость изначально проникает в скважину и заполняет площадь перед пластом. Далее производится процесс закрытия задвижки и под давлением кислотный раствор проникает в глубинный пласт. Оставшиеся детали этой жидкости промываются нефтью или водой после продолжения работы по добыче.
Расчет дебита следует проводить периодически для формирования стратегии векторного развития нефтедобывающего предприятия.
Расчет производительности скважины
Одной из характеристик пробуренной скважины является скорость поступления из пробуренного подземного пласта или отношение объема к определенному временному промежутку. Получается, что дебит скважины – это её работоспособность, измеряющаяся в м 3 /час (секунда, сутки). Значение дебита скважины необходимо знать при выборе производительности скважинного насоса .
Факторы, определяющие скорость наполнения:
Дебит: методы расчета
Мощность насоса для артезианской скважины должна соответствовать её продуктивности. Перед бурением нужно рассчитать объем, требуемый для водоснабжения, и сравнить полученные данными с показателями разведки геологической службы в отношении глубины залегания пласта и его объема. Определяют дебит скважины предварительным расчетом статистических и динамических показателей относительно уровня воды.
Низкодебитными считаются скважины с продуктивностью меньше 20 м 3 /сутки.
Причины небольшого дебита скважины:
Расчет дебита скважины производится на этапе определения глубины залегания водоносного горизонта, составления конструкции скважины , выбора типа и марки насосного оборудования. По окончанию бурения производят опытно-фильтрационные работы с занесением показателей в паспорт. Если при вводе в эксплуатацию получен неудовлетворительный результат, то это означает, что допущены ошибки в определении проектной или подборе оборудования.
Маленький дебит скважины, что делать? Есть несколько вариантов:
Основные параметры для расчета дебита
Формула расчета дебита базируется на точном математическом расчете:
D = H x V/(Hд – Hст) , метр:
Пример расчета дебита скважины:
Подставив данные, получаем расчетный дебит - 5,716 м 3 /ч.
Для проверки используется пробная откачка насосом большей мощности, который улучшит показания динамического уровня.
Второй расчет нужно выполнять по вышеуказанной формуле. Когда оба значения дебита будут известны, узнается удельный показатель, который дает точное понятие того, насколько нарастает производительность при росте динамического уровня на 1 метр. Для этого применяется формула:
Dуд = D2 – D1/H2 – H1 , где:
Расчёт диаметра штуцера
Диаметр отверстия устьевого штуцера для газовых скважин определяется по формуле :
Где - диаметр штуцера, мм;
Коэффициент расхода,;
Qг- дебит газа, м3/сут;
Рбур- буферное давление, по промысловым данным атм.
Рассчитаем диаметр отверстия устьевого штуцера по формуле (2.16) для скважины №1104:
Расчет минимального дебита скважины, обеспечивающего вынос жидкой фазы
При эксплуатации газовых скважин наиболее часто встречающееся осложнение - поступление жидкой фазы (воды или конденсата). В этом случае необходимо определение минимального забойного дебита газовой скважины, при котором еще не происходит накопления жидкости на забое с образованием жидкостной пробки.
Минимальный дебит газовой скважины (в м3/сут), при котором не образуется на забое жидкостная пробка, рассчитывается по формуле :
Где - минимальная скорость газа, при которой не образуется жидкостная пробка, м/с;
Температура в стандартных условиях, К,
Пластовая температура, К,
Забойное давление, МПа,
Атмосферное давление, МПа,
Внутренний диаметр НКТ, по проекту = 0,062 м,
Коэффициент сверхсжимаемости газа.
Минимальная скорость газа, при которой не образуется пробка воды:
Минимальная скорость газа, при которой не образуется пробка конденсата:
При эксплуатации газовых скважин наиболее часто встречающееся осложнение - поступление жидкой фазы (воды или конденсата). В этом случае необходимо определение минимального забойного дебита газовой скважины, при котором еще не происходит накопления жидкости на забое с образованием жидкостной пробки .
Используя формулы (2.17-2.19) рассчитаем минимальные дебиты газоконденсатной скважины №1104 Самбургского НГКМ, при которых не будет происходить осаждение конденсата на забое:
Минимальный дебит, при котором выносится вода:
Или тыс.м3/сут.
Минимальная скорость газа, при которой весь конденсат выносится на поверхность:
Минимальный дебит для выноса конденсата:
Или тыс.м3/сут.
Сравнивая полученные результаты можно отметить, что при прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды.
Расчёт технологической эффективности ЗБС
Количество дополнительно добытого газа за расчётный период за счёт бурения бокового горизонтального ствола скважины №1104 по продуктивному пласту определяется по формуле:
Где - величина фактически добытой нефти по скважине за расчётный период, ;
Величина теоретической (предполагаемой) добычи нефти по скважине за расчётный период при отсутствие горизонтального ствола по продуктивному пласту, .
Где - дебит скважины с горизонтальным стволом и вертикальной, ;
Дебит вертикальной скважины, .
Поправочный коэффициент, учитывающий соответствие дополнительной добыче газа и выработке извлекаемых запасов, д.ед. На первые 2 года в=1;
Количество дополнительно добытого газового конденсата определяется по формуле:
Где - количество дополнительно добытого газового конденсата за расчётный период за счёт бурения бокового горизонтального ствола, т;
Конденсатогазовый фактор, по промысловым данным кг/м3.
Расчёт на 2 года по формулам (2.23-2.34):
В данном разделе был произведён расчёт технологической эффективности за счёт бурения горизонтального ствола в вертикальной скважине. Сопоставление «фактических» показателей разработки участка горизонтальными скважинами с показателями базового варианта, ещё раз показывает неоспоримое преимущество использования БГС при разработке низкопродуктивных пластов относительно небольшой эффективной толщины. За период эксплуатации на естественном режиме в течение двух лет при использовании горизонтальных скважин дополнительная добыча составит природного газа и т газового конденсата, что в 9 раз превышает эти показатели над базовым вариантом.
Выводы по второму разделу
1. Анализ современных методов интенсификации добычи природного газа и газового конденсата показал перспективность применения таких методов, как гидроразрыв пласта и зарезка боковых горизонтальных стволов в вертикальных и наклонно-направленных скважинахна Самбургском НГКМ. Среди этих методов интенсификации добычи ЗБС является одним из самых эффективных в условиях Самбургского месторождения.
2. Применение технологии ЗБС в вертикальных и наклонно-направленных скважинах Самбургского нефтегазоконденсатного месторождения для перевода скважин в фонд горизонтальных позволит не только уменьшить объемы бурения, повысить дебит и рентабельность скважин, но и более рационально использовать пластовую энергию, вследствие более низких депрессий на пласт.
3. На основе анализа фонда добывающих скважин и плотности остаточных подвижных запасов пластового газа была выбрана скважина-кандидат № 1104 для проведения ЗБС. Для более масштабного внедрения данной технологии рекомендуется провести дополнительные исследования с целью выявления других скважин, перспективных для ЗБС.
3. Технологический расчет параметров скважины-кандидата по методике Алиева З.С. показал, что дебит проектный скважины после проведения ЗБС может увеличиться более чем в 10 раз с 89,3 тыс.м3/сут до 903,2 тыс.м3/сут.
4. Выполнены расчеты профиляскважины №1104. При этом в качестве технологии способа забуривания была выбрана «вырезка окна» в ЭК на глубине 2650 м, с максимальным углом набора кривизны 2,0° на 10 м в интервале 2940 - 3103 м по вертикали и длиной горизонтального участка 400 м.
5. Расчет основных параметров технологического режима работа скважины позволил определить диаметр устьевого штуцера, минимальные скорости газа (м/с, м/с) на забое, обеспечивающие полный вынос воды и газового конденсата на поверхность,а также минимальные дебиты, при которых не образуются на забое жидкостные пробки (тыс.м3/сут, тыс.м3/сут). При прочих неизменных условиях полный вынос конденсата возможен при более высоких дебитах газовой скважины, чем полный вынос воды.
6. Расчёт технологической эффективности ЗБС показывает неоспоримое преимущество использования данной технологии при разработке низкопродуктивных пластов относительно небольшой эффективной толщины.За период эксплуатации на естественном режиме в течение двух лет дополнительная добыча составит природного газа и т газового конденсата, что в 9 раз превышает эти показатели над базовым вариантом.
7. Таким образом, выполненные расчеты по применению ЗБС на Самбургском НГКМ показали свою эффективность, и данную технологию можно рекомендовать как метод интенсификации добычи природного газа и газового конденсата на данном месторождении.
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.
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).
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 
;
Отсутствие сведений о точностных характеристиках получаемого результата измерения дебита по газу для газовых скважин.
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;
Отсутствие сведений о точностных характеристиках получаемого результата измерения дебита по газу для газовых скважин.
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;
ε - коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, доли ед.;
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.
