Скважинная добыча и подземное хранение газа-1
.pdfvk.comclub152685050 vk.comid446425943
1. Основные типы природных газов(ПГ) и их различия.
ГАЗЫ ЖИРНЫЕ — природные газы из группы углеводородных, характеризующиеся повышенным содержанием тяжелых углеводородов в отличие от сухих газов, практически их не содержащих.
ГАЗЫ СУХИЕ (ТОЩИЕ) — природные газы из гр. углеводородных, характеризующиеся резким преобладанием метана при сравнительно невысоком содержании этана. Тяжелые углеводороды, если и присутствуют, то лишь в виде следов (до 1%).
Примерные количественные границы по содержанию тяжелых углеводородов: Сухие газы - 0—1%.
Полусухие газы - 1—5%. Полужирные газы 5—25%. Газы жирные - 25% и более.
2.Компонентный состав (ПГ).
Основную часть природного газа составляет метан (CH4) — от 92 до 98 %. В состав природного газа могут также входить более тяжёлые углеводороды — гомологи метана:
этан (C2H6),
пропан (C3H8),
бутан (C4H10).
атакже другие неуглеводородные вещества:
водород (H2),
сероводород (H2S),
диоксид углерода (СО2),
азот (N2),
гелий (Не).
3.Способы выражения состава (ПГ).
Для определения компонентного состава газа необходим специальный прибор — газовый хроматограф. Химик-газохроматографист проводит исследование пробы газа и выдаёт результат, на основании которого можно оценить качество попутного нефтяного газа, а также характер его происхождения. Данные по компонентному составу газа позволяют рассчитать его плотность и содержание углеводородов С3+выше (Сn+выше). Чем выше эти показатели, тем больше ценность нефтяного газа. Что касается азота и углекислого газа, то эти компоненты не представляют никакой ценности, поскольку не обладают теплотворной способностью. Однако по этим показателям можно охарактеризовать месторождение, а точнее, внутрипластовые процессы, протекающие в нём (например, внутрипластовое горение и т.д.). Наличие сероводорода в составе ПНГ говорит о том, что газопроводы могут подвергнуться коррозии и, следовательно, на объекте необходимо применять трубы из коррозионностойкого металла (либо трубы должны иметь более толстую стенку). Зная компонентный состав попутного нефтяного газа, можно оценить не только его рыночную стоимость, но и грамотно спроектировать объекты нефтегазодобычи.
4. Плотность газа: абсолютная и относительная.
Абсолютная плотность - масса вещества в единице объема измеряется в кг/м3 или мг/л и определяется по формуле:
p = m/V
или с учетом химической формулы газа: p = M/Vм = M/22,4,
где
M — молекулярная масса,
1
vk.comclub152685050 vk.comid446425943
Vм — молярный объем.
Плотность газа в значительной степени зависит от давления и температуры, и поэтому для практического применения этот показатель неудобен. Чаще всего пользуются относительной плотностью газа по воздуху ρг.в., равной отношению плотности газа ρг к плотности воздуха ρв, взятой при тех же давлении и температуре:
ρг.в= ρг/ ρв
Если ρг и ρв определяются при стандартных условиях, то ρв=1,293 кг/м3 и ρг.в= ρг/ 1,293.
5. Динамическая и кинематическая вязкость газа.
Вязкость газа – свойство газа оказывать сопротивление перемещению одной части газа относительно другой.
Различают (абсолютную) динамическую вязкость - основной единицей вязкости в системе СИ является паскаль-секунда (Па*с). В нефтепромысловой практике вязкость измеряют в пуазах (П) или сантипуазах (сП).
Динамическая вязкость зависит от средней длины пробега молекул газа и от средней скорости движения молекул газа:
μ |
ρvλ |
|
3 |
||
|
где: – плотность газа;
λ |
– средняя длина пробега молекулы; |
v |
– средняя скорость молекул. |
Кинематическая вязкость учитывает влияние силы тяжести. Определяется отношением (абсолютной) динамической вязкости к плотности газа:
Единицей кинематической вязкости является квадратный метр на секунду (м2/с) или квадратный миллиметр на секунду (мм2/с).
6. Уравнение состояния идеального и реального газа.
Оно же уравнение Менделеева-Клапейрона:
PV = nRT где: Р- давление, V – объем, Т – температура, R – универсальная газовая постоянная, n – число молей газа.
7. Критические параметры газа: Ткр , Ркр
Критическое давление – давление, при котором и выше которого повышением температуры нельзя испарить жидкость, называется критическим ркр.
Критическая температура - температура, при которой и выше которой данный газ не может быть сжижен никаким повышением давления, называется критической Ткр.
8. Определение коэффициента сверхсжимаемости газа.
Для учета отношения объемов реального и идеального газов при одинаковых условиях вводится коэффициент сверхсжимаемости z, предложенный голландским физиком Ван-дер-Ваальсом.
2
vk.comclub152685050 vk.comid446425943
Так же коэффициент z определяет величину, отношения объемов реального газа при пластовых Vпл и стандартных Vст условиях.
PV zNRT
где: N – число молей газа, Q – вес газа, М – молярный вес газа.
Физический смысл коэффициента сверхсжимаемости заключается в расширении граничных условий уравнения Клайперона-Менделеева для высоких давлений.
Коэффициент z зависит от давления и температуры, природы газа (критических давлений и температуры).
Приведёнными параметрами индивидуальных компонентов называются безразмерные величины, показывающие, во сколько раз действительные параметры состояния газа отклоняются от критических:
|
|
|
|
Т |
|
|
|
|
n |
|
|
|
Т |
|
|
|
, где |
Т |
|
|
|
N |
T |
||
прив ед |
|
|
ср.прив . |
|||||||||
|
|
Т |
|
|
|
|
i |
i крит. |
||||
|
|
|
крит. |
|
|
|
i 1 |
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
P |
|
|
|
|
n |
|
|
|
Pприв ед |
|
, где |
Pср.прив . Ni Pi крит. |
|||||||||
|
|
|||||||||||
Pкрит. |
||||||||||||
|
|
|
|
|
|
i 1 |
|
|
||||
z = f ( Тприв, Рприв)
Существуют графики (график Брауна), эмпирические формулы и зависимости для оценки коэффициента сверхсжимаемости от приведенных давлений и приведенных температур.
Коэффициент сверхсжимаемости Z обязательно используется при подсчете запасов газа для правильного определения изменения объема газа при переходе от пластовых условий к поверхностным, при прогнозировании изменения давления в газовой залежи и при решении других задач.
Зная коэффициент сверхсжимаемости, можно найти объём газа в пластовых условиях по закону БойляМариотта:
V |
z |
V |
|
T |
Р |
|
||
o |
|
|
пл |
|
о |
|||
|
|
|
|
|
||||
пл |
|
|
Т |
|
Р |
|
|
|
|
|
|
о |
пл |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
||
9. Термодинамические функции газа: теплоемкость и энтальпия.
Теплоемкостью С называют количество теплоты, необходимое для нагревания единицы массы или объема вещества на 1° С.
Удельная теплоемкость - отношение теплоёмкости к единице количества газа.
Для газов обычно различают теплоемкости при постоянном объеме Сv и постоянном давлении Сp. Сv связана с процессом, характеризующимся тем, что при неизменности объема вся энергия, сообщаемая газу в форме теплоты, затрачивается на увеличение внутренней энергии газа. Сp связана с процессом, характеризующимся тем, что, нагревая тело, предоставляют ему возможность расширяться при неизменном давлении. Таким образом, часть сообщенной телу теплоты идет на производство работы расширения. Поэтому Сp > Сv.
Для идеальных газов между Сp и Сv существует следующее соотношение
Сp = Сv + R, где R — газовая постоянная.
3
vk.comclub152685050 vk.comid446425943
В области давлений, где газы считаются идеальными, значения теплоемкостей постоянны. Однако для реальных газов значения теплоемкости изменяются в зависимости от давления и температуры.
Сyi Ci
i 1n
Для смеси газов теплоемкость определяется по сумме теплоемкости входящих компонентов по формуле
где Сi— теплоемкости отдельных компонентов смеси; yi – объемное (молярное) содержание компонентов в долях единицы; n – число компонент
Энтальпия — это количество энергии, которая доступна для преобразования в теплоту при определенной температуре и давлении.
Энтальпию часто определяют как полную энергию вещества, так как она равна сумме его внутренней энергии (и) в данном состоянии наряду с его способностью проделать работу (pv). Но в действительности энтальпия не указывает полную энергию вещества при данной температуре выше абсолютного нуля (-273°С). Следовательно, вместо того, чтобы определять энтальпию как полную теплоту вещества, более точно определять ее как общее количество доступной энергии вещества, которое можно преобразовать в теплоту: H = U + pV где U – внутренняя энергия газа.
10. Дросселирование газа. Коэффициент Джоуля Томсона.
Дросселирование газа — понижение давления в потоке газа при прохождении его через дроссель — местное гидродинамическое сопротивление (диафрагма, клапан, кран, вентиль), сопровождающееся изменением температуры.
Дросселирование используется для сжижения и глубокого охлаждения газов. Последнее осуществляется на установках низкотемпературной сепарации при подготовке газа к дальнему транспорту. Кроме того, дросселирование применяется при трубопроводном транспортировании природного газа — для регулирования давления и изменения расхода газа.
Дросселирование может привести к обмерзанию запорных, регулирующих и измерительных устройств, а также образованию в газопроводах газовых гидратов.
Эффектом Джоуля-Томпсона называется изменение температуры газа при адиабатическом (процесс, при котором система не обменивается тепловой энергией с окружающим пространством) дросселировании — медленном протекании газа под действием постоянного перепада давлений сквозь дроссель (пористую перегородку). Данный эффект является одним из методов получения низких температур.
Изменение температуры при снижении давления на 1атм (0,1Мпа) называется коэффициентом Джоуля - Томсона. Этот коэффициент изменяется в широких пределах и может иметь положительный или
отрицательный знак. = |
|
= |
1 |
−2 |
Для приблизительных расчетов D можно принять равным |
|
|
|
− |
||||
|
|
|
||||
|
|
|
1 |
2 |
|
|
0,3 °С/атм. |
|
|
|
|
|
Для оценки изменения температуры газа при его дросселировании можно пользоваться специальными графиками. Коэффициент Д-Т рассчитывается и по данным непосредственных замеров температур и давлений до и после дросселирования.
11. Влажность газа абсолютная и относительная. Влагоемкость газа. Влагосодержание природного газа является важнейшим параметром, который определяет в значительной мере технологические режимы эксплуатации скважин и газопромысловых сооружений. Содержание водяных паров в газе характеризуется:
Влажность газа - это содержание в газе водяных паров в граммах на м3 и определяется по формуле Бюкачека:
4
vk.comclub152685050 vk.comid446425943
= 0.4 + [г/м3], где А - коэффициент, равный влагосодержанию идеального газа; Р - заданное
давление; В-коэффициент, показывающий разность между влагосодержанием идеального и реального газа. А и В берутся из таблицы.
Абсолютной влажностью W показывает массу водяных паров в единице объема газовой смеси, приведенной к н. у. (+20°С и 760мм.рт.ст.).
Относительной влажностью Wотн [д.е. или %] - это отношение фактического содержания паров воды в единице объема газа при данных Р и Т к его влагоемкости, т.е. к количеству водяных паров в том же объеме и при тех же Р и Т при полном насыщении. Проще говоря Влагоемкость ( влагосодержание) газа - максимальное количество влаги (???кг???), необходимое для насыщения газа при заданных давлении и температуре.
Влагосодержание природного газа зависит от давления; температуры; состава газа; минерализации воды. В процессе эксплуатации месторождений значения температур и давлений во всей цепочке технологического оборудования изменяются.
12. Определение равновесного влагосодержания. Точка росы газа по воде.
Точка росы - это температура, при которой данный газ становится насыщенным по воде. Другими словами, это температура термодинамического равновесия вода/водяной пар в данном газе.
Равновесное влагосодержание и влагоемкость газа содержание влаги при температуре точки росы.
W= |
А |
В |
Система полностью насыщена водой. Сколько молекул воды поглащается столько |
|
Р 10,4 |
||||
|
||||
|
|
|
молекул воды и конденсируется.
13. Образование гидратов природных газов. Состав и свойства гидратов.
Состав и структура гидратов. Природный газ, насыщенный парами воды, при высоком давлении и при определенной положительной температуре способен образовывать твердые соединения с водой – гидраты.
Особое значение гидратообразование приобретает при добычи газа из месторождений Сибири и Крайнего Севера. Низкие пластовые температуры и суровые климатические условия этих районов создают благоприятные условия для образования гидратов.
Гидраты природных газов представляют собой неустойчивое физико-химическое соединение воды с углеводородами, которое с повышением температуры или при понижении давления разлагается на газ и воду. По внешнему виду — это белая кристаллическая масса, похожая на лед или снег.
Гидраты относятся к веществам, в которых молекулы одних компонентов размещены в полостях решетки между узлами ассоциированных молекул другого компонента. Такие соединения обычно называют твердыми растворами внедрения, а иногда соединениями включения.
По современным представлениям молекулы гидратообразователей в полостях между узлами ассоциированных молекул воды гидратной решетки удерживаются с помощью Ван-дер-Ваальсовых сил притяжения.
5
vk.comclub152685050 vk.comid446425943
14. Методы предупреждения гидратообразования в скважинах и трубопроводах.
Зная состав, влажность транспортируемого газа, изменение температуры и давления в газопроводе, можно заранее определить возможные зоны образования гидратов и заменить мероприятия по их предотвращению.
1.Поддержание температуры газа выше температуры гидратообразования путем предварительного подогрева газа.
2.Снижение давления газа в газопроводе ниже равновесного давления образования гидратов. Применение этого способа экономически невыгодно, так как при этом снижается расход в газопроводе. Если на каком-либо участке газопровода образовалась гидратная пробка, то ее можно разложить снижением давления. Для этого участок отключают путем перекрытия линейных запорных кранов, освобождают от газа, перекачивая его в соседний газопровод или выпуская в атмосферу через свечи с обеих сторон до определенного давления. Контроль за снижением давления осуществляют по манометрам, установленным на обводных линиях кранов.
3.Ввод в газопровод ингибиторов - веществ, препятствующих гидратообразованию. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт, раствор диэтиленгликоля (ДЭГ), триэтиленгликоля (ТЭГ) и хлористого кальция. Введенные в поток газа ингибиторы частично поглощают водяные пары и переводят их в раствор, не образующий гидратов или образующий их при более низких температурах. На магистральных газопроводах как для ликвидации уже образовавшихся гидратных пробок, так и для профилактических заливок с целью предупреждения гидратообразования чаще всего применяют метанол
15. Месторождения природного газа и основные типы газовых залежей.
Месторождение — скопление минерального вещества на поверхности или в недрах Земли в результате тех или иных геологических процессов, которое по количеству, качеству и горно-техническим условиям разработки пригодно для промышленного освоения, с положительным экономическим эффектом.
Если газовая залежь является рентабельной для разработки, т. е. когда сумма затрат на добычу, транспорт и использование газа меньше полученного экономического эффекта от его применения, то она называется промышленной. Газовым месторождением обычно называют одну залежь или группу залежей, расположенных на одной территории.
Наряду с чисто газовыми месторождениями встречаются газоконденсатные, в которых часть углеводородов находится в жидком состоянии или при снижении давления и температуры может сконденсироваться.
Кроме того, имеются газонефтяные, газоконденсато-нефтяные и газогидратные.
Газовые залежи по геометрической характеристике (конфигурации) подразделяются на пластовые, массивные и литологически или тектонически ограниченные. Наиболее распространены пластовые и массивные залежи. Основной формой пластовой залежи является сводовая, высшую точку которой называют вершиной, боковые (но отношению к длинной оси) стороны ее - крыльями, а центральную часть - сводом.
16. Температура и давление в газовых залежах.
Давление и температура относятся к числу основных параметров залежей нефти и газа. Поэтому при поисково-разведочных работах уделяется внимание не только их определению в скважинах, но в значительной мере их прогнозу на тех или иных глубинах, в тех или иных районах и областях.
6
vk.comclub152685050 vk.comid446425943
По замерам этих параметров в скважинах составляются региональные или порайонные карты изобар (изолиний давлений), карты изотерм, являющихся основой расчетов и прогнозов давлений и температур на малоизученных глубинах и территориях.
Так же газовую залежь стоит рассматривать как одно целое. Не забывать об удельных объемах дренирования. Так же стоит сказать про общую депрессионную воронку (среднее давление залежи вычесть среднее давление в зоне отбора), отметить, что давление по залежи распределяется мне мгновенно. Со временем при разработке давление и температура будет постепенно падать, поэтому нужно следить за этими параметрами с целью контроля за выпадением конденсата в пласте и образованием газогидратов.
17. Распределение давления по стволу остановленной скважины.????????????????????
Давление на забое определяют измерением при помощи глубинных манометров или вычисляют по статическому давлению на устье. Рпл – это величина, полученная при полной стабилизации Р на забое остановленной скважины.
В остановленной скважине распределение давления носит экспоненциальный характер:
Pз=Ру*es, где S=0.03415ρH/ZcpTcp;
ρ – относительная плотность по воздуху; Н – глубина скважины, Zcp – коэф. сверхсжимаемости газа; Тср=(Ту+Тзаб)/2 – средняя температура по стволу скважины.
18. Режимы работы газовых залежей.
Под режимом работы газовой или газоконденсатной залежи понимается проявление движущих сил в пласте обуславливающих приток газа к забою скважин.
Для газовых и газоконденсатных залежей выделяют 2 режима работы:
1.Газовый – режим, при котором доминирует энергия расширения газовой шапки (сжатого газа). Главной особенностью проявления газового режима является то, что поровый объем остается неизменным.
2.Водонапорный – режим, когда к энергии пластового газа добавляется энергия окружающих залежь пластовых вод (краевых или подошвенных). Особенностью данного режима является изменение порового объема в следствие поднятия ГВК в результате внедрения пластовых вод.
19.Уравнение материального баланса газовой залежи.
Уравнение материального баланса описывает взаимосвязь между изменением средневзвешенного по залежи давлением и суммарным отбором газа.
|
( ) |
= |
|
(н) − |
ΣQг атTпл |
- |
газовый режим |
||
|
|
|
|||||||
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
ст |
|
|
|
( ) |
= |
|
(н) − |
ΣQгPатTпл |
- водонапорный режим |
|||
|
|
( −ΣQ ) |
|
||||||
|
|
|
|
|
|||||
|
|
|
|
|
|
|
г ст |
|
|
|
( ) |
-текущее |
Pпл; |
|
(н) |
- |
начальное Рпл; ΣQг – накопленный отбор газа; α – коэффициент |
||
|
|
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
||
газонасыщенности; Ω – поровый объем; Qв – объем вторгшейся в залежь воды; PатTпл - коэффициент
ст
пересчета пластового давления в стандартные условия.
7
vk.comclub152685050 vk.comid446425943
Уравнение материального баланса используют для определения запасов газа: Строят график в
координатах от ΣQ. По точкам строят прямую и по пересечении прямой с осью Х, делают выводы о
запасах газа.
20. Конструкция скважин и обвязка устья обсадных колонн.
Конструкция газовой скважины определяется: числом, длиной и диаметром обсадных, промежуточных, технических колонн, конструкцией забоя скважины, высотой подъема цемента за колоннами, конструкцией и типом колонной головки. Выбор конструкции скважины производится в зависимости от ряда факторов: глубины залежи, пластовых давлений, пластовых температур, дебитов газа и конденсата, условий проводки скважины, свойств пластового газа. К газовым скважинам предъявляются повышенные требования к герметичности, к прочности колонн. Конструкция газовой скважины должна обеспечить ее безопасную эксплуатацию, возможность предупреждения и ликвидацию выбросов или фонтанов как в процессе бурения, опробования, так и при ее длительной эксплуатации. Достигается это герметичностью, прочностью, применением труб соответствующих марок стали, смазкой резьбовых соединений специальными смазками, подъемом цемента на максимальную высоту (до устья), соответствующим оборудованием забоя. Диаметры эксплуатационных колонн газовых скважин применяются в более широких пределах, чем в нефтяных скважинах, они определяются пропускной способностью. Для контроля герметичности газовых скважин все обсадные трубы перед спуском должны спрессовываться при повышенных на 20 % давлениях по сравнению с обычными давлениями опрессовки водой. Обсадные колонны: направление, кондуктор, техническая колонна, эксплуатационная колонна. Оборудование газовых скважин: наземное - представляет собой фонтанную арматуру, устанавливаемую на устье (колонная головка, трубная головка, фонтанная елка), подземноевключает оборудование забоя и ствола скважины (пакер, НКТ, ниппель, клапаны циркуляционный, ингибиторный, срезной, уравнительный, аварийный, клапанотсекатель, переходник, замок, разъединитель колонны НКТ, хвостовик).
В практике используют фонтанные арматуры, рассчитанные на рабочее давление 7,5; 12,5; 20; 30; 35; 70 и 100 МПа. По конструкции они подразделяются на тройниковые и крестовые. Оборудование забоя 1- открытый забой, 2-перфорированный, 3-пакер, 4-фильтр, 5-хвостовик, 6-фильтр.
21. Зарезка боковых стволов в скважинах. Забуривание второго ствола из обсадной колонны позволяет решать следующие задачи:
-увеличить дебит скважины за счет вскрытия продуктивного пласта дополнительным стволом, как наклонно-направленным, так и горизонтальным
-отремонтировать бездействующую скважину, которая не эксплуати-ровалась по техническим причинам (заклинка ЭЦН, расхождение колонны и т. д.)
-уменьшить объём бурения новых скважин и сократить капитальные вложения на разработку месторождений.
Забуривание второго ствола или нескольких стволов из обсадной колонны в настоящее время происходит по трем схемам:
1. С помощью стационарного клинового отклонителя через щелевидное окно в обсадной колонне 2. С помощью стационарного или съемного клинового отклонителя в интервале вырезанного участка
обсадной колонны 3. С помощью турбинных отклонителей в интервале вырезанного участка обсадной колонны
Выбор схемы забуривания второго ствола определяется исходя из: назначения скважины, её технического состояния, наличия необходимых технических средств, конечного ожидаемого результата и т.д. и в целом для каждой скважины должен рассматриваться индивидуально.
8
vk.comclub152685050 vk.comid446425943
22. Устройство фонтанной арматуры. Фонтанная арматура для нефтяных и газовых
скважин предназначена для герметизации устья скважин, контроля и регулирования режима их эксплуатации, а также для проведения различных технологических операций. Арматура по условиям эксплуатации подразделяется на три группы: для умеренной климатической зоны — 1) некоррозионной и 2) коррозионной сред; 3) для холодной климатической зоны и некоррозионной среды. Собирается по схемам тройникового и крестового типа Трубная головка предназначена для подвески одного или двух рядов насосно-компрессорных труб, их герметизации, а также для выполнения технологических операций при освоении, эксплуатации и ремонте скважин. Колонны подъемных труб подвешиваются на резьбе и на муфтовой подвеске. Елка предназначена для направления продукции скважины в выкидную линию регулирования режима эксплуатации, установки специальных устройств при спуске скважинных приборов или скребков для очистки труб от парафина, замера давления и
температуры среды, а также для проведения некоторых технологических операций.
Боковые струны арматуры оканчиваются ответными фланцами для приварки к линиям манифольда. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и в ствол елки.
23. Обвязка кустов скважин.???
Обвязка газовых кустов скважин предусматривает наличие факельного коллектора общего для всех скважин куста, с возможностью раздельного подключения скважин при проведении исследований. Также имеются линии для подвода ингибитора и для замера дебита. После этого продукция скважин поступает в шлейф. На нефтяных кустах для скважин с малым дебитом может устанавливаться цистерна, по мере ее заполнения продукция увозится автотранспортом.
24-25. Уравнение притока газа к скважине. Исследование газовых скважин на установившихся режимах.
Исследование газовой скважины на установившихся режимах фильтрации заключается в эксплуатации скважины на 5-6 режимах с различными дебитами и определения коэффициентов фильтрационного сопротивления «А и В» в уравнении притока газа к скважине. Режим работы скважины задается
9
vk.comclub152685050 vk.comid446425943
установкой сменной диафрагмы, и на каждом режиме замеряется дебит и забойное давление при известном Рпл, затем производится интерпретация данных исследования, расчет забойных параметров (Рпл, Рзаб, Р) и дебитов Q, графическое построение индикаторных линий.
Линеаризация уравнения притока и определение коэффициентов.
Значения коэффициента «А» определяют по отрезку, отсекаемому этой прямой на оси ординат, а значение «В» - как тангенс угла наклона прямой к оси абсцисс.
Уравнение притока газа к забою скважины:
р2пл – р2з =аQ+bQ2
Коэффициенты «А и В» с течением времени меняются: снижаются, остаются постоянными или возрастают.
Уравнение притока отражает взаимосвязь между дебитом скважины и депрессией на пласт.
26. Измерение дебита газовых скважин. При исследованиях скважин расход газа определяется с помощью
диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа).
Измеритель критического течения подключается к устью скважины через сепаратор (породоуловитель). Противодавление в скважине создается диафрагмой диаметра d, помещенной в головке ДИКТа 1 с помощью прижимной гайки 2. Давление Р1 перед диафрагмой измеряется манометром, подключенным к ниппелю 3. Температура газа измеряется термометром, помещенным в карман 4.
= |
|
где С – шайбенный коэффициент. |
||
|
|
|||
√ |
||||
|
|
|||
Измерение дебита газа ДИКТом основано на законе истечения газа через диафрагму при критических условиях. Расход при исследованиях скважин определяют по разнице
давления перед шайбой диафрагменного измерителя критического течения и атмосферным давлением.
Трубка Пито
Трубка Пито применяется при определении скорости и объемного расхода в газоходах в комплекте с дифференциальным манометром или микроманометром. Выпускаются две модификации: Пито (с изогнутым носиком) и Пито цилиндрическая (с прямым носиком). Для измерения температуры может происходить с помощью термометров либо с помощью термопары. Прибор очень точен и имеет маленькую погрешность и энергозатраты.
Расходомеры на основе трубки Пито измеряют динамическое давление
V – скорость потока, ξ – какой-то коэффициент.
Зная динамическое давление мы можем его подставить в уравнение Бернулли в котором:
10