Формула за дебит на газова сонда. Изчисляване на технологичния режим на работа - ограничителния дебит на безводен поток на примера на кладенец на газовото находище Комсомолское

Тази концепция означава количеството вода, нефт или газ, което източникът може да даде за конвенционална единица време - с една дума, неговата производителност. Този индикатор се измерва в литри в минута или в кубични метри на час.

Изчисляването на дебита е необходимо както за подреждането на вътрешни водоносни хоризонти, така и в газовата и нефтената промишленост - всяка класификация има определена формула за изчисления.

1 Защо трябва да изчислявате дебита на кладенеца?

Ако знаете дебита на вашия кладенец, можете лесно да изберете оптималното помпено оборудване, тъй като мощността на помпата трябва точно да съответства на производителността на източника. Освен това, в случай на проблеми, правилно попълненият паспорт на добре ще помогне на ремонтния екип да избере подходящия начин за възстановяването му.

Въз основа на дебита кладенците се класифицират в три групи:

• Ниска скорост (по-малко от 20 m³/ден);
• Среден дебит (от 20 до 85 m³/ден);
• Висок добив (над 85 m³/ден).

В газовата и нефтената промишленост експлоатацията на маргинални кладенци е нерентабилна. Поради това предварителното прогнозиране на дебита им е ключов фактор, който определя дали в разработената зона ще бъде пробита нова газова сонда.

За да се определи такъв параметър в газовата индустрия, има определена формула (която ще бъде дадена по-долу).

1.1 Как да изчислим дебита на артезиански кладенец?

За да извършите изчисления, трябва да знаете два параметъра на източника - статични и динамични нива на водата.

За да направите това, ще ви трябва въже с обемиста тежест в края (така че когато докоснете водната повърхност, ясно се чува пръскане).

Можете да измервате показателите след един ден след края. Изчакайте един ден след приключване на пробиване и промиване, за да се стабилизира количеството течност в кладенеца. Не се препоръчва да се правят измервания по-рано - резултатът може да е неточен, тъй като през първия ден има постоянно повишаване на максималното ниво на водата.

Направете измервания след изтичане на необходимото време. Трябва да направите това в дълбочина - определете колко дълга е частта от тръбата, в която няма вода. Ако кладенецът е направен в съответствие с всички технологични изисквания, тогава статичното ниво на водата в него винаги ще бъде по-високо от горната точка на филтърната секция.

Динамичното ниво е променлив индикатор, който ще се променя в зависимост от условията на работа на кладенеца. При вземане на вода от източника количеството й в корпуса непрекъснато намалява.В случай, когато интензивността на поемане на вода не надвишава производителността на източника, след известно време водата се стабилизира на определено ниво.

Въз основа на това динамичното ниво на течността в кладенеца е индикатор за височината на водния стълб, който ще се поддържа с постоянен прием на течност при даден интензитет. При използване на различна мощност динамичното ниво на водата в кладенеца ще бъде различно.

И двата показателя се измерват в "метри от повърхността", тоест колкото по-ниска е действителната височина на колоната с вода в колоната на обсадата, толкова по-ниско ще бъде динамичното ниво. На практика изчисляването на динамичното ниво на водата помага да се разбере до каква максимална дълбочина може да се спусне потопяема помпа..

Изчисляването на динамичното ниво на водата се извършва на два етапа - трябва да извършите среден и интензивен прием на вода.Направете измерване след като помпата работи непрекъснато в продължение на един час.

След като сте определили и двата фактора, вече можете да получите ориентировъчна информация за дебита на източника - колкото по-малка е разликата между статичните и динамичните нива, толкова по-голям е дебитът на кладенеца. За добър артезиански кладенец тези показатели ще бъдат идентични, а средният източник на производителност има разлика от 1-2 метра.

Изчисляването на дебита на кладенеца може да се извърши по няколко начина. Най-лесно е да изчислите дебита, като използвате следната формула: V * Hv / Hdyn - Hstat.

при което:

• V е интензитетът на отнемане на вода при измерване на динамичното ниво на кладенеца;
• H dyn - динамично ниво;
• H stat - статично ниво;
• H in - височината на водния стълб в корпуса (разликата между общата височина на корпуса и статичното ниво на течността)

Как да определите дебита на кладенеца на практика: вземете за пример кладенец с височина 50 метра, докато зоната на перфорирана филтрация е разположена на дълбочина 45 метра. Измерването показа статично водно ниво с дълбочина 30 метра. Въз основа на това определяме височината на водния стълб: 50-30 \u003d 20 m.

За да определите динамичния индикатор, да предположим, че два кубични метра вода са изпомпани от източника за един час работа от помпата. След това измерването показа, че височината на водния стълб в кладенеца стана по-малка с 4 метра (имаше увеличение на динамичното ниво с 4 m)

Тоест, N dyn = 30 + 4 = 34 m.

За да се сведат до минимум възможните грешки при изчисление, след първото измерване е необходимо да се изчисли специфичният дебит, с който ще бъде възможно да се изчисли реалния индикатор. За да направите това, след първия прием на течност, е необходимо да се даде време на източника да се напълни, така че нивото на водния стълб да се повиши до статично ниво.

След това вземаме вода с по-голям интензитет от първия път и отново измерваме динамичния индикатор.

За да демонстрираме изчисляването на специфичния дебит, използваме следните условни показатели: V2 (интензивност на изпомпване) - 3 m³, ако приемем, че при интензивност на изпомпване от 3 кубични метра на час, Ndyn е 38 метра, след това 38-30 = 8 (h2 = 8).

Специфичният дебит се изчислява по формулата: Du = V 2 - V 1 / H 2 - H 1, където:

• V1 - интензитет на първия прием на вода (по-малък);
• V2 - интензитет на втория прием на вода (голям);
• H1 - намаляване на водния стълб при изпомпване с по-нисък интензитет;
• H2 - намаляване на водния стълб по време на изпомпване с по-голяма интензивност

Изчисляваме специфичния дебит: D y \u003d 0,25 кубични метра на час.

Специфичният дебит ни показва, че увеличаването на динамичното водно ниво с 1 метър води до увеличаване на дебита на кладенеца с 0,25 m 3 /час.

След като се изчисли специфичният и обичайният индикатор, е възможно да се определи действителният дебит на източника по формулата:

Dr \u003d (H филтър - H stat) * Du, където:

• H филтър - дълбочината на горния ръб на филтърната секция на обсадната колона;
• H stat - статичен индикатор;
• Du - специфичен дебит;

Въз основа на предишните изчисления имаме: Dr = (45-30) * 0,25 = 3,75 m 3 / час - това е високо ниво на производство за (класификацията на източници с висок дебит започва от 85 m³ / ден, за нашия кладенец е 3,7 * =94 m³)

Както можете да видите, грешката на предварителното изчисление в сравнение с крайния резултат е около 60%.

2 Приложение на формулата на Дюпюи

Класификацията на кладенците в нефтената и газовата промишленост изисква изчисляването на техния дебит по формулата на Dupuis.

Формулата Dupuis за газов кладенец има следната форма:

За да се изчисли скоростта на добив на нефт, има три версии на тази формула, всяка от които се използва за различни видове кладенци - тъй като всяка класификация има редица характеристики.

За нефтен кладенец с нестабилен режим на подаване.

Изобретението се отнася до газовата промишленост, по-специално до технология за измерване на дебита (дебита) на газа за газови кладенци при провеждане на газодинамични изследвания при установени режими на филтриране с помощта на типичен критичен разходомер на отвора (DICT). Техническият резултат се състои в получаване на резултати от измерване с надеждност в диапазона от минус 5,0 до плюс 5,0% без наличието на ясно изразени систематични грешки, характерни за известните методи. Методът включва: организиране на движението на потока на природен газ от газов кладенец в режим на критичен изтичане през DICT диафрагмата, измерване с помощта на измервателни уреди от одобрен тип, температура и налягане за потока на природен газ в корпуса DICT отпред на диафрагмата, вземане на проби от потока на природен газ, определяне на състава на компонентите за взетата проба поток природен газ. Формиране на масив от първоначални данни за определяне на термобаричните, термодинамичните и газодинамичните параметри на потока на природен газ, използван за определяне на дебита на газ за газов кладенец, който включва информация: материалът, от който е направена използваната диафрагма в ICTS , температурният коефициент на линейно разширение на материала на диафрагмата; материала, от който е изработена линейната част на корпуса на използвания DICT, температурния коефициент на линейно разширение на материала на корпуса DICT; диаметърът на вътрешния отвор на използваната диафрагма в dict при 20°C; вътрешен диаметър на цилиндричната част на тялото на използвания DICT при 20°C; температура и налягане на газовия поток в линейната част на корпуса DICT пред диафрагмата; компонентен състав на потока на природен газ, преминаващ през VCT. Определяне на термобарични, термодинамични и газодинамични параметри на потока на природен газ в цилиндричната част на корпуса на ICTS пред диафрагмата и в мястото на максимално компресиране на нейната струя зад ICTS диафрагмата, намиране на скоростта на газовия поток за една газов кладенец, като се вземе предвид ε - коефициентът на сгъстяване на струята на газовия поток в мястото на максимално компресиране на нейната струя зад диафрагмата на диктата, части от единици; d - диаметър на отвора на DICT диафрагмата, m; z 1 и z 2 - коефициенти на свиваемост на газа пред ICTS диафрагмата и в мястото на максимално компресиране на нейната струя зад ICTS диафрагмата, единици; z CT - коефициент на свиваемост на газа при стандартни условия, единици; p 1 - абсолютно налягане на газа пред DICT диафрагмата, MPa; p CT - налягане, съответстващо на стандартните условия p CT = 1,01325⋅10 5 Pa; T ST - температура, съответстваща на стандартните условия T ST =293,15 K; T 1 - абсолютната температура на газа пред диафрагмата DICT, K; R - моларна газова константа R=8,31 J/(mol⋅K); M - моларна маса на газ, kg/mol; k - индекс на газова адиабата, единици. ; β - относителен диаметър на отвора на диафрагмата DICT (β=d/D), части от единици; D - вътрешният диаметър на цилиндричната част на тялото на LDCT пред стесняващото устройство, докато степента на сгъстяване на струята на газовия поток в мястото на максималното му свиване зад LDCT диафрагмата се определя, като се вземе предвид намалената температура на газа в предната част на LDCT диафрагмата и намаленото налягане на газа пред LDCT диафрагмата. 8 ил., 3 табл.

Изобретението се отнася до газовата промишленост, по-специално до технология за измерване на дебита (дебита) на газа за газови кладенци при провеждане на газодинамични изследвания при установени режими на филтриране с помощта на типичен критичен разходомер на отвора (DICT).

Надеждното определяне на дебита на газ за газови кладенци оказва значително влияние върху контрола върху разработването на газови находища, формирането на набор от мерки за подобряването му и оценката на ефективността на ремонтите на сондажи.

Измерването на дебита на газа (дебита) за газови кладенци по време на хидродинамични изследвания с помощта на DICT се извършва от:

Измерване на параметрите на термобаричния поток пред DICT диафрагмата с помощта на уреди за измерване на температура и налягане;

Определяне или приемане на компонентния състав на газовия поток за изчисляване на необходимите термобарични параметри на разглеждания поток, които ще бъдат използвани в израза за определяне на дебита на газовия поток за газов кладенец;

Изчисляване на необходимите термодинамични параметри за газов поток на базата на известния му компонентен състав и термобарични параметри;

Изчисляване на дебита (дебита) за газ за газови кладенци според функционалните зависимости на връзката на дебита на разглеждания поток с неговите термобарични, термодинамични и газодинамични параметри, съответстващи на режима на критичния изтичане на поток през ICTS, които се основават на съвместното решение на уравненията на непрекъснатостта на потока на средата и Първия закон на термодинамиката.

В описаната последователност от измервания, точността на резултантния дебит на газ за газови кладенци се влияе значително от избора на:

Изразът за изчисление, използван за определянето му;

Методи за намиране на необходимите термодинамични и газодинамични параметри за потока на природен газ, чиито стойности се използват в избрания изчислителен израз за определяне на дебита.

Съществува известен метод за изчисляване на дебита на газ за газови кладенци по време на хидродинамични изследвания с помощта на DICT, както е описано в работата на E.L. Роулинс и М.А. Изразът на Шелхард (Приложение 2, стр. 120)

С - коефициент на потребление (дебит), единица;

p е абсолютното налягане на газовия поток пред DICT диафрагмата, MPa;

T е абсолютната температура на газовия поток пред DICT диафрагмата, K.

Относителна плътност на газа във въздуха, части от единици

Коефициентът на поток (C), включен в израз (1), се определя от емпирично табличната функция на диаметъра на отвора на DICT диафрагмата, дадена в работата на E.L. Роулинс и М.А. Shelhardt (Таблица 26 от Приложение 2, стр. 122).

Недостатъците на известния метод за определяне на дебита на газ чрез израз (1) включват:

Таблица на коефициента на потока (C) (няма данни за стойностите на коефициента на потока (C), които не са представени в таблица 26 от Приложение 2, стр. 122 от работата на E.L. Rawlins и M.A. Shelhardt);

Зависимост на коефициента на потока (C), включен в израз (1), под формата на таблична функция, от диаметъра на отвора на DICT диафрагмата , където dim d=L, не може да покрие целия диапазон от промени в термодинамичните и газодинамичните параметри на потока на природен газ, които влияят на резултата от изчисляването на неговия дебит, тъй като размерността на коефициента (C), получена от израза ( 1) е
;

Малка апробация на изчисления израз по време на неговото формиране (апробацията е извършена на една ямка);

Липса на корекция за отклонение на свойствата на природния газ от законите на идеалното състояние;

Липса на изрично отчитане на термодинамичните и газодинамичните параметри в точката на максимално компресиране на газовата струя зад DICT диафрагмата;

Описаните недостатъци водят до систематично занижен резултат от измерването на дебита (дебита) за газ за газови кладенци по време на хидродинамични изследвания с ICTS в диапазона от минус 14,0 до минус 1,5%, в зависимост от промяната в относителния отвор на диафрагмата използван. Това заключение е направено въз основа на сравнение на резултатите от измерването на дебита на газ за газови кладенци по добре познатия метод, описан в работата на E.L. Роулинс и М.А. Shelhardt с резултатите от измерването на този параметър с помощта на одобрен тип разходомери, базирани на известен метод за измерване на газовия поток, посочен в GOST 5.586.5-2005 [Държавна система за осигуряване на еднаквост на измерванията. Измерване на потока и количеството течности и газове с помощта на стандартни дюзови устройства. Част 5. Процедура за измерване. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Разглежданото сравнение е направено за редица газови кладенци на полуостров Ямал. Неговите обобщени резултати са показани на фиг. един.

Съществува метод за изчисляване на дебита на газ за газови кладенци при провеждане на хидродинамични изследвания с помощта на DICT, както е посочено в работата на D.L. Katz [D.L. Кац. Насоки за производство, транспорт и преработка на природен газ. - М.: Недра, 1965. - 677 с.] израз (формула VIII. 28, стр. 320)

където Q е обемният дебит (дебит) на газа, намален до абсолютно налягане от 1,033 am и температура 15,6°C, m 3 /h;

z l и z 2 - коефициенти на сгъваемост на газа в участъци преди и след диафрагмата DICT, единици;

F 2 - площ на напречното сечение на отвора на диафрагмата DICT, mm 2;

Ср - специфичен топлинен капацитет на газа, kcal/(kg⋅°C);

p 1 - абсолютно налягане пред диафрагмата dict, am;

T 1 е абсолютната температура на газа пред DICT диафрагмата, K.

Термодинамичните параметри на потока на природен газ, включени в израз (2), се определят от номограмни зависимости от редуцираните термобарични параметри, които са представени в D.L. Кац [D.L. Кац. Насоки за производство, транспорт и преработка на природен газ. - М.: Недра, 1965. - 677 с.], а именно

Индексът на адиабата според номограмата, показана на фиг. IV. 56, стр. 124;

Коефициентът на свиваемост съгласно номограмата, показана на фигури IV. 16 и IV. 17, стр. 98;

Специфичният топлинен капацитет на газа съгласно номограмата, показана на фиг. IV. 55, стр. 125.

Редуцираните термобарични параметри на потока на природен газ, използвани за определяне на неговите термодинамични параметри, се определят на базата на известните:

Относителна плътност на газа във въздуха;

Термобарични параметри, при които се определят термодинамичните параметри на потока на природен газ;

Критичните термобарични параметри за разглеждания поток.

Недостатъците на известния метод за определяне на дебита на газ чрез израз (2) включват:

Липса на отчитане на ефекта върху резултата от скоростта на газовия поток в праволинейния участък на тялото на DICT пред диафрагмата;

Приемане на площта на напречното сечение на потока в мястото на максималното му компресиране зад ICTS диафрагмата, равна на площта на напречното сечение на отвора на използваното стеснително устройство, което води до липсата на отчитане на ефектът върху резултата от степента на компресия на струята на разглеждания поток по време на критичен изтичане през диафрагмата;

Описаните недостатъци водят до систематично подценен резултат от определяне на дебита на газа (дебита) за газови кладенци по време на хидродинамични изследвания с ICTS в диапазона от минус 17,5 до минус 12,5%, в зависимост от промяната в относителната апертура на използваната диафрагма . Това заключение се прави въз основа на сравнение на резултатите от измерване на дебита на газ за газови кладенци по описания добре познат метод в работата на D.L. Katz [D.L. Кац. Насоки за производство, транспорт и преработка на природен газ. - М.: Недра, 1965. - 677 с.] с резултатите от измерването на този параметър с помощта на одобрени разходомери, базирани на известния метод за измерване на газовия поток, посочен в GOST 5.586.5-2005 [Държавна система за осигуряване на еднородност на измервания. Измерване на потока и количеството течности и газове с помощта на стандартни дюзови устройства. Част 5. Процедура за измерване. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Разглежданото сравнение е направено за редица газови кладенци на полуостров Ямал. Неговите обобщени резултати са показани на фиг. 2.

Известен метод за изчисляване на дебита на газ за газови кладенци при провеждане на хидродинамични изследвания с помощта на DICT, както е посочено в работата на J. P. Brill и X. Mukherjee [J. П. Брил, Х. Мукерджи. Многофазен поток в кладенци. - Москва-Ижевск: Институт за компютърни изследвания, 2006. - 384 стр.] израз (формула 5.3, стр. 195):

където q SC е обемният дебит (дебит) на газовия поток, приведен до стандартни условия, хил. st. m 3 / ден;

C n - скорост на подаване, единици;

p 1 - абсолютно налягане на газа пред DICT диафрагмата, MPa;

d ch - диаметър на отвора на DICT диафрагмата, m;

Относителна плътност на газа във въздуха, части от единици;

z 1 - коефициент на свиваемост на газа пред диафрагмата DICT, фракции от единици;

k е индексът на газовата адиабата, единици;

y е съотношението на наляганията на газовия поток след и преди ICTA диафрагмата, части от единици.

Количествата, включени в израз (3), според работата на J.P. Brill и X. Mukherjee [J. П. Брил, Х. Мукерджи. Многофазен поток в кладенци. - Москва-Ижевск: Институт за компютърни изследвания, 2006. - 384 с.], се определят от:

Скорост на подаване по формулата (формула 5.4 стр. 195):

където C s - коефициент на преобразуване, в зависимост от използваната система от единици, фракции от единици;

C D - скорост на подаване, фракции от единици;

T SC - стойността на абсолютната температура при стандартни условия, K;

p SC - стойност на налягането при стандартни условия, MPa;

Съотношението на наляганията на газовия поток след и преди DICT диафрагмата по формулата (формула 5.5 стр. 195):

където p 2 е налягането на газа зад DICT диафрагмата, MPa.

Термобарични параметри на газовия поток съгласно представените номограми в работата на Д.Л. Кац [D.L. Кац. Насоки за производство, транспорт и преработка на природен газ. - М.: Недра, 1965. - 677 с.] или според уравненията на състоянието на Соаве-Редлих-Квонг и Пенг-Робинсън.

Стойностите, включени във формула (4), се вземат:

C S , T SC и P SC от Таблица 5.1 на стр. 195 в зависимост от използваната система от единици;

C D от диапазона от 0,82 до 0,90 (стр. 196).

Недостатъците на известния метод за определяне на дебита на газ чрез израз (3) включват:

Липса на отчитане на скоростта на газовия поток пред диафрагмата DICT;

Липса на отчитане на степента на сгъстяване на струята на газовия поток в мястото на максимално компресиране на нейната струя зад DICT диафрагмата;

Използването на емпирична скорост на подаване (C D), без да се предоставят препоръки за избора на нейната стойност за приложение;

Липса на информация за характеристиките на точността на полученото измерване на дебита на газ за газови кладенци.

Описаните недостатъци водят до системно отклонение на резултата от определяне на дебита на газа (дебита) за газови кладенци по време на хидродинамични изследвания с ICTS в диапазона от плюс 3,0 до минус 15,5%, в зависимост от промяната в относителното отваряне на използвана диафрагма и приетата стойност на коефициента на подаване ( C D). Това заключение се прави въз основа на сравнение на резултатите от измерването на дебита на газ за газови кладенци по описания добре познат метод в работата на J. P. Brill и X. Mukherjee [J. П. Брил, Х. Мукерджи. Многофазен поток в кладенци. - Москва-Ижевск: Институт за компютърни изследвания, 2006. - 384 стр.] с резултатите от измерването на този параметър с помощта на одобрен тип разходомери, базирани на известния метод за измерване на газовия поток, посочен в GOST 5.586.5-2005 [Държавен система за осигуряване на единство измервания. Измерване на потока и количеството течности и газове с помощта на стандартни дюзови устройства. Част 5. Процедура за измерване. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Разглежданото сравнение е направено за редица газови кладенци на полуостров Ямал. Неговите обобщени резултати са показани на фиг. 3.

Съществува известен метод за изчисляване на дебита на газ за газови кладенци при провеждане на хидродинамични изследвания с помощта на DICT, както е описано в работата на A.I. 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. Насоки за изследване на кладенци. - М.: Наука, 1995. - 523 с.] израз (формула 177.3, стр. 169):

където Q е обемният дебит (дебит) на газа, хил. st.m 3 /ден;

C - дебит, единици;

δ - корекционен коефициент за отчитане на промените в реалния газов адиабатичен индекс, единици;

P D - абсолютно налягане пред диафрагмата DICT, ata;

Относителна плътност на газа във въздуха, части от единици;

T D е абсолютната температура на газа пред DICT диафрагмата, K.

Z - коефициент на сгъваемост на газа пред диафрагмата DICT, части от единици.

Коефициентът на поток (C), включен в израз (6), в зависимост от диаметрите на диафрагмите и измервателната линия, се определя чрез изчисление или от Фигура 67 от работата на A.I. 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. Насоки за изследване на кладенци. -М.: Наука, 1995. - 523 с.]. За DICT с диаметър на тялото 50,8⋅10 -3 m в диапазона на изменение на диаметъра на диафрагмата 1,59⋅10 -3 ≤d≤12,7⋅10 -3 m, стойността на коефициента на потока (C) трябва да се определя от формула (формула 178.3 s 169 [А. И. Гриценко, З. С. Алиев, О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, Г. А. Зотов. Ръководство за изследване на кладенци. - М.: Наука, 1995. - 523 с. ]):

където d е диаметърът на отвора на DICT диафрагмата, mm.

В диапазона на изменение на диаметъра на диафрагмата 12,7⋅10 -3 ≤d≤38,1⋅10 -3 m, стойността на коефициента на потока (C) трябва да се изчисли по формулата (формула 179,3 стр. 169 [A.I. Gritsenko, Z.S. Aliev, О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, Г. А. Зотов, Насоки за изследване на сондажи, Москва: Наука, 1995, 523 с.]):

За DICT с диаметър на тялото 101,6⋅10 -3 m, стойността на коефициента на разряд (C) в диапазона на диаметъра на отвора 6,35⋅10 -3 ≤d≤76,2⋅10 -3 m трябва да се изчисли от формула (формула 180.3 169 [А. И. Гриценко, З. С. Алиев, О. М. Ермилов, В. В. Ремизов, Г. А. Зотов. Насоки за изследване на кладенци. - М.: Наука, 1995.-523 с. .]):

Коефициентът на корекция (δ), включен в израз (6) съгласно формулата (формула 181.3 стр. 170 [A.I. Gritsenko, Z.S. Aliev, O.M. Ermilov, V.V. Remizov, G.A. Zotov. Насоки за изследване на кладенци. - M.: Nauka , 1995. - 523 с.]):

където k е индексът на адиабата на газа, единици.

Ако стойността на индекса на адиабата на газа (k) е неизвестна, тогава стойността (δ) може да бъде определена графично от фигура 68 на A.I. 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. Насоки за изследване на кладенци. - М.: Наука, 1995. - 523 с.] при различни понижени налягания и температури по формулата (формула 182.3 стр. 171 [A.I. Gritsenko, Z.S. Aliev, O.M. Ermilov, V.V. Remizov, G.A. Zotov Насоки за изследване на кладенци). - М.: Наука, 1995. - 523 с.]):

Намалено налягане пред DICT диафрагмата, единици

Намалените налягания и температури се определят съгласно раздел 2.2 от A.I. 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. Насоки за изследване на кладенци. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]

Недостатъците на известния метод за определяне на дебита на газ чрез израз (6) включват:

Зависимостта на коефициента на дебита (C), включена в израз (6), под формата на емпирична полиномна зависимост от диаметъра на отвора на DICT диафрагмата, където dimd=L, не може да покрие целия диапазон от промени в термодинамични и газодинамични параметри на потока на природен газ, които влияят на резултата от изчисляването на неговия дебит, тъй като размерът на коефициента (C), получен от израз (6), е
;

Липса на информация за характеристиките на точността на полученото измерване на дебита на газ за газови кладенци.

Описаните недостатъци водят до системно отклонение на резултата от определяне на дебита на газа (дебита) за газови кладенци по време на хидродинамични изследвания с ICTS в диапазона от плюс 55,0 до минус 10,0%, в зависимост от:

Промени в относителната апертура на използваната диафрагма;

Изборът на изчисления израз от (8) и (9) за намиране на корекционния коефициент (δ).

Това заключение е направено въз основа на сравнение на резултатите от измерването на дебита на газ за газови кладенци по добре познатия метод, описан в работата на A.I. 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. Насоки за изследване на кладенци. - М.: Наука, 1995. - 523 стр.] с резултатите от измерването на този параметър с помощта на одобрен тип разходомери, базирани на известния метод за измерване на газовия поток, посочен в GOST 5.586.5-2005 [Държавна система за осигуряване на еднородност на измерванията. Измерване на потока и количеството течности и газове с помощта на стандартни дюзови устройства. Част 5. Процедура за измерване. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Разглежданото сравнение е направено за редица газови кладенци на полуостров Ямал. Неговите обобщени резултати са показани на фиг. 4.

Известен е метод за изчисляване на дебита на газ за газови кладенци по време на хидродинамични изследвания с помощта на DICT, както е описано в работата на Z.S. Алиева, Г.А. Зотова Инструкция за цялостно изследване на резервоари и кладенци за газ и газов кондензат. Изд. З.С. Зотова, Г.А. Алиев. - М.: Недра, 1980. - 301 с.] израз (формула VI. 8, стр. 201)

където Q е обемният дебит (дебит) на газа, хиляди st. m 3 / ден;

C - дебит, единици;

Δ - корекционен коефициент, единици;

p - абсолютно налягане пред DICT диафрагмата, MPa;

Относителна плътност на газа във въздуха, части от единици;

T е абсолютната температура на газа пред DICT диафрагмата, K.

z - коефициент на свиваемост на газа пред DICT диафрагмата, единици.

Предполага се, че коефициентът на поток (C), включен в израз (12), се определя чрез емпирично таблична функция на диаметъра на отвора на използваната диафрагма в ICTS, дадена в таблица VI. 9 произведения на З.С. Алиева, Г.А. Зотова Инструкция за цялостно изследване на резервоари и кладенци за газ и газов кондензат. Изд. З.С. Зотова, Г.А. Алиев. - М.: Недра, 1980. - 301 с.], и корекционният коефициент (Δ) според фигура VI. 23 произведения на З.С. Алиева, Г.А. Зотова Инструкция за цялостно изследване на резервоари и кладенци за газ и газов кондензат. Изд. З.С. Зотова, Г.А. Алиев. - М.: Недра, 1980. - 301 с.] или по формулата (формула VI. 9, стр. 204 [Инструкция за цялостно изследване на газови и газокондензатни резервоари и кладенци. Под редакцията на З. С. Зотов, Г. А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.]):

където T np е намалената температура на газа пред DICT диафрагмата, единици;

p np - намалено налягане пред DICT диафрагмата, ед.

Дадените температура и налягане се определят съгласно глава II от З.С. Алиева, Г.А. Зотова Инструкция за цялостно изследване на резервоари и кладенци за газ и газов кондензат. Изд. З.С. Зотова, Г.А. Алиев. - М.: Недра, 1980. - 301 с.].

Недостатъците на известния метод за определяне на дебита на газ чрез израз (12) включват:

Зависимостта на коефициента на дебита (C), включена в израз (12), под формата на емпирична полиномна зависимост от диаметъра на отвора на DICT диафрагмата, където dimd=L, не може да покрие целия диапазон от промени в термодинамични и газодинамични параметри на потока на природен газ, които влияят на резултата от изчисляването на неговия дебит, тъй като размерът на коефициента (C), получен от израз (12), е
;

Липса на отчитане на влиянието върху резултата от определяне на скоростта на потока на термодинамичните параметри на газовия поток и степента на компресия на струята в точката на максимално струйно компресиране на разглеждания поток зад DICT диафрагмата;

Липса на информация за характеристиките на точността на полученото измерване на дебита на газ за газови кладенци.

Описаните недостатъци водят до системно надценяване на резултата от определяне на дебита на газа (дебита) за газови кладенци по време на хидродинамични изследвания с ICTS в диапазона от 30 до 70%, в зависимост от промяната в относителната апертура на използваната диафрагма . Това заключение е направено въз основа на сравнение на резултатите от измерване на дебита на газ за газови кладенци по добре познатия метод, описан в работата на Z.S. Алиева, Г.А. Зотова Инструкция за цялостно изследване на резервоари и кладенци за газ и газов кондензат. Изд. З.С. Зотова, Г.А. Алиев. - М.: Недра, 1980. - 301 с.] с резултатите от измерването на този параметър с помощта на одобрени разходомери, базирани на известния метод за измерване на газовия поток, посочен в GOST 5.586.5-2005 [Държавна система за осигуряване на еднородност на измерванията. Измерване на потока и количеството течности и газове с помощта на стандартни дюзови устройства. Част 5. Процедура за измерване. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Разглежданото сравнение е направено за редица газови кладенци на полуостров Ямал. Неговите обобщени резултати са показани на фиг. 5.

Техническият проблем, решен при прилагането на предложеното техническо решение, е разработването на метод за определяне на дебита на газа (дебита) за газови кладенци по време на хидродинамични изследвания при установени режими на филтрация с помощта на DICT, което ще повиши надеждността на резултата.

Техническият резултат се състои в повишаване на надеждността при определяне на дебита (дебита) за газ за газови кладенци с помощта на DICT до диапазона от минус 5,0 до плюс 5,0% чрез елиминиране на причините за системни грешки при използване на известни методи за изчисляване на индикатора в въпрос, изложен в произведенията.

Посоченият технически резултат се постига от факта, че предложеният метод за определяне на дебита на газ (дебит) за газови кладенци с помощта на DICT включва използването на:

а) уреди за измерване на налягане и температура от одобрен тип с установена допустима грешка на измерване за измерване на термобаричните параметри на поток от природен газ, движещ се по прав участък на корпуса на DICT към диафрагмата;

б) методи (техники) за измерване, стандартизирани в областта на осигуряването на еднаквост на измерванията на Руската федерация за вземане на проби от потока на природен газ и определяне на неговия компонентен състав;

в) изчислителни методи (методи) на измервания, стандартизирани в системата за осигуряване на еднаквост на измерванията на Руската федерация при определяне на термодинамичните параметри на потока на природен газ (плътност при стандартни условия, молекулно тегло, коефициент на свиваемост при стандартни условия и термобарични параметри в линейната част на тялото на DICT и на мястото на максимално компресиране на потока зад отвора на DICT, адиабатен индекс);

г) изчислителен израз за намиране на дебита на газ за газови кладенци, базиран на съвместното решение на уравненията за непрекъснатост на потока на средата и Първия закон на термодинамиката, който взема предвид:

Отклонения на термодинамичните свойства на потока на природен газ от законите на идеалния газ чрез включване в израза като негови компоненти плътността при стандартни условия, молекулното тегло, коефициента на сгъстяване при стандартни условия и термобаричните параметри в линейната част на тялото DICT а на мястото на максимално компресиране на потока зад DICT диафрагмата индикаторът адиабати;

Формираната структура на хидродинамичния режим на потока на природен газ, преминаващ през диафрагмата ICTS в режим на критичен изтичане, като включва в израза като негови компоненти относителния диаметър на отвора на диафрагмата и степента на компресия на струята на разглеждания поток зад ICTS диафрагмата, когато той излиза от атмосферата и отчита като неизключена стойност скоростта на потока на газовия поток в линейната част на тялото DICT при извеждане на изчислителния израз;

д) изчислителният метод за определяне на коефициента на сгъстяване на струята на потока природен газ зад DICT диафрагмата, който е включен в изчислителния израз за намиране на дебита на газ за газови кладенци, въз основа на връзката на разглеждания индикатор с термодинамичния параметри на потока (предоставени от температурата и налягането на потока на природен газ при неговите термобарични параметри в линейни части на тялото DICT пред диафрагмата и индекса на адиабата);

е) методи за оценка на точността на методите (методи) за измерване, стандартизирани в системата за осигуряване на еднаквост на измерванията на Руската федерация, въз основа на формиране на багажа на неопределеността на измерването въз основа на отчитането на несигурността на компонентите на полученото измерване функция.

Методът е илюстриран с илюстративни материали, където:

на фиг. 1 е показана зависимостта на относителното отклонение на определения дебит (дебит) за газ за газови кладенци съгласно израз (1) от измерената по методологията, посочена в GOST 8.586.5-2005 при промяна на относителното отваряне на диафрагма, използвана в DICT по време на газодинамични изследвания;

на фиг. 2 - изглед на зависимостта на относителното отклонение на стойностите на определения дебит (дебит) за газ за газови кладенци съгласно израз (2) от измерените стойности според метода посочено в GOST 8.586.5-2005 при промяна на относителното отваряне на диафрагмата, използвана в DICT по време на газодинамични изследвания;

на фиг. 3 - изглед на зависимостта на относителното отклонение на определения дебит (дебит) за газ за газови кладенци съгласно израз (3) от измерените стойности​​​съгласно метода, посочен в GOST 8.586.5- 2005 г. при промяна на относителния отвор на диафрагмата, използван в DICT по време на газодинамични изследвания и взетата стойност на скоростта на подаване (C D);

на фиг. 4 - изглед на зависимостта на относителното отклонение на определения дебит (дебит) за газ за газови кладенци съгласно израз (6) от измерените стойности​​​съгласно метода, посочен в GOST 8.586.5- 2005 г. от промяната в относителния отвор на диафрагмата, използвана в DICT при провеждане на газодинамични изследвания и избор на изчислените изрази от (8) и (9) за намиране на корекционния коефициент (δ);

на фиг. 5 - изглед на зависимостта на относителното отклонение на определения дебит (дебит) за газ за газови кладенци съгласно израз (10) от този, измерен по метода, посочен в GOST 8.586.5-2005 при промяна на относителния отваряне на диафрагмата, използвана в DICT по време на газодинамични изследвания;

на фиг. 6 - показва диаграма на критичния изтичане на газов поток през DICT диафрагмата при газодинамични изследвания на кладенци, 0 - разрез, характеризиращ режима на движение на газовия поток на мястото на влизането му в отвора на диафрагмата; I - участък в прав участък от тръбопровода; II - участък на най-голямото стеснение на струята на газовия поток; 8 - стеснително устройство - диафрагма; 9 - съединителна гайка за закрепване на стесняващото устройство към тялото; 10 - праволинеен разрез на тялото DICT; Q CT - обемен дебит (дебит) на газ от газов кладенец, намален до стандартни условия; ρ - плътност на газовия поток; ω - линейна скорост на газовия поток; p е налягането на газовия поток; T е абсолютната температура на газовия поток;

на фиг. 7 показва зависимостта на относителното отклонение на определения дебит (дебит) за газ за газови кладенци съгласно израз (14) от стойностите, измерени по метода, посочен в GOST 8.586.5-2005 при промяна на относително отваряне на диафрагмата, използвана в ICTS по време на газодинамични изследвания;

на фиг. Фигура 8 показва схема за събиране на измервателна линия в типичен технологичен клъстер тръбопровод на газови кладенци за провеждане на газодинамични изследвания при стационарни режими на филтрация с помощта на DICT. Цифрите показват: 1 - газов кладенец; 2 - тръбопроводи от технологичен стандартен клъстерен тръбопровод на газов кладенец; 3 - ъглова арматура-регулатор на дебита на кладенеца; 4 - спирателни вентили на кладенеца и технологичния тръбопровод; 5 - dict; 6 - хамбар доизгаряне на изходящия газов поток от DICT в атмосферата; 7 - линии на посоката на движение на газовия поток Т.1 и Т.2 - места за измерване на температурата и налягането на газовия поток, когато се движи по линейната част на тялото на ДИКТ; Т.3 - мястото на вземане на проби от газовия поток за определяне на компонентния му състав.

Същността на метода за определяне на скоростта на газовия поток (дебит) за газови кладенци по време на газодинамични изследвания е да се организира преминаването на разглеждания поток от стандартно стеснително устройство (диафрагма) в режим на критичен поток съгласно диаграмата, показана на Фиг. 6. За това се използва типичен дизайн на диафрагмен измервател на критичен ток (DICT). Режимът на критичното изтичане на природен газ през DICT диафрагмата осигурява постигането на скоростта на потока в участък II на фиг. 6 стойности на местната скорост на звука, оставяйки използваното техническо устройство в атмосферата. В този случай скоростта на потока на газовия поток, преминаващ през ICTS, и неговите термобарични параметри в точката на максимално компресиране на струята зад диафрагмата (участък II, фиг. 6) стават зависими от термобаричните параметри на разглеждания поток в напречното сечение на тялото на използваното техническо средство пред стесняващото устройство (участък I, фиг. 6). В разглеждания случай дебитът се определя от функционалната му връзка с термобаричните, термодинамичните и газодинамичните параметри в участъци до DICT диафрагмата (участък I, фиг. 6) и на мястото на максимално компресиране на струята зад устройство за свиване (секция II, фиг. 6), което се показва въз основа на съвместното решение на уравненията за непрекъснатост на потока на средата и Първия закон на термодинамиката. Стойността на дебита на газа се изчислява по формулата, дадена в работата на M.S. Рогалева, Н.В. Саранчина, В.Н. Маслова, А.Б. Дерендяева [М.С. Рогалев, Н.В. Саранчин, В.Н. Маслов, А.Б. Дерендяев. Определяне на дебита на газ при хидродинамични изследвания на кладенци // Известия вузов. Нефт и газ. - 2014. - бр.6. - С. 50-58.], имаща алгебрична форма:

където Q CT - обемен дебит (дебит) на газ, ст. m 3 /s;

ε - степен на сгъстяване на струята на газовия поток в точката на максимално компресиране на струята му зад ICTA диафрагмата, части от единици;

p CT - налягане, отговарящо на стандартните условия p CT =1,01325⋅10 5 Pa;

T CT - температура, съответстваща на стандартните условия T CT =293,15 K;

T 1 е абсолютната температура на газа пред DICT диафрагмата, K;

M е молната маса на газа, kg/mol;

k е индексът на газовата адиабата, единици;

D е вътрешният диаметър на цилиндричната част на корпуса на DICT при работни условия на средата пред диафрагмата (използва се при изчисляване на относителния диаметър на отвора на диафрагмата), m.

Термодинамичните параметри на природния газ, използвани в израз (14), се определят чрез изчислителни методи, стандартизирани в системата за осигуряване на еднаквост на измерванията на Руската федерация, въз основа на известните:

Термобарични параметри на потока в участъка пред DICT диафрагмата (участък I, фиг. 6) и в мястото на максимално компресиране на нейната струя зад ICTD диафрагмата (участък II, фиг. 6);

Компонентният състав на потока.

За намиране на термодинамичните параметри на природния газ се използват изчислителните методи (методи) на измерванията, стандартизирани в системата за осигуряване на еднаквост на измерванията на Руската федерация, по-специално за определяне на:

Коефициенти на свиваемост за необходимите термобарични параметри, методът на изчисление, описан в Раздел 4 на стр. 3-8 GOST 30319.2-2015 [Международна система за стандартизация. Природен газ. Методи за изчисляване на физични свойства. Изчисляване на физичните свойства въз основа на данни за плътност при стандартни условия и съдържание на азот и въглероден диоксид. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], въз основа на общата формула:

където A 1 и A 2 коефициенти на уравнението на състоянието;

Молекулно тегло, дадено с формула (6) на стр. 6 GOST 31369-2008 [Международна система за стандартизация. Природен газ. Изчисляване на калоричността, относителната плътност и числото на Wobbe въз основа на състава на компонентите. - М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.], която има следната алгебрична форма.

M j е молната маса на j-ия компонент, който е част от природния газ, kg/mol;

Коефициентът на свиваемост при стандартни условия е даден по формула (3) на стр. 5 GOST 31369-2008 [Международна система за стандартизация. Природен газ. Изчисляване на калоричността, относителната плътност и числото на Wobbe въз основа на състава на компонентите. - М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.], която има следната алгебрична форма

където x j е молната част на j-тия компонент, който е част от природния газ, части от единици;

- коефициентът на сумиране на j-тия компонент, който е част от природния газ, е взет от таблица 2, раздел 10 на стр. 12-13 GOST 31369-2008, дялове от дялове;

Плътности на газа при стандартни условия по формула (15) на стр. 8 GOST 31369-2008 [Международна система за стандартизация. Природен газ. Изчисляване на калоричността, относителната плътност и числото на Wobbe въз основа на състава на компонентите. - М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.], която има следната алгебрична форма

където ρ c - реална плътност на газа при стандартни условия, kg/m 3 ;

Плътност на идеален газ за стандартни условия, изчислена по формула (12) дадена на стр. 7 GOST 31369-2008 и имаща следната алгебрична форма

Адиабатният експонент е методът за изчисляване, описан в раздел 5 на стр. 8-9 GOST 30319.2-2015 [Международна система за стандартизация. Природен газ. Методи за изчисляване на физични свойства. Изчисляване на физичните свойства въз основа на данни за плътност при стандартни условия и съдържание на азот и въглероден диоксид. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], въз основа на общата формула

където x а- моларна фракция на азота, фракции от единици.

Необходимите параметри на природния газ за намиране на неговите термодинамични свойства съгласно описаните методи се определят въз основа на:

Моларната фракция на компонентите в потока на природен газ, взета от получения компонентен състав, определена на базата на проби, взети съгласно метода, описан в GOST 31370-2008 (ISO 10715:1997) [Международна система за стандартизация. Природен газ. Ръководство за вземане на проби. - М.: Стандартинформ, 2009. - 47 с.] чрез провеждане на хроматографски изследвания съгласно методологията, дадена в GOST 31371.7-2008 [Международна система за стандартизация. Природен газ. Определяне на състава чрез газова хроматография с оценка на неопределеността. Част 7. Методология за извършване на измервания на моларната част на компонентите. - М.: Стандартинформ, 2009. - 21 с.];

Термобарични параметри (температура (T 1) и налягане (p 1)) на потока на природен газ в цилиндричната част на тялото DICT пред диафрагмата, определени чрез директни измервания чрез измерване на температура и налягане;

Термобарични параметри (температура (T 2) и налягане (p 2)) на потока на природен газ в точката на максимално компресиране на неговата струя зад ICTA диафрагмата, определени по горните формули в работата на A.D. Алтшуля, Л.С. Житовски, L.P. Иванова [Хидравлика и аеродинамика: Тр. за университети / A.D. Алтшул, Л.С. Животовски, L.P. Иванов. - М.: Стройиздат, 1987. - 414 с.: ил.], имаща следната алгебрична форма

където p 2 е абсолютното налягане на газа в точката на максимално компресиране на неговата струя зад DICT диафрагмата, MPa;

T 2 е абсолютната температура на газа в точката на максимално компресиране на неговата струя зад DICT диафрагмата, K.

Диаметърът на отвора на диафрагмата (d) и вътрешният диаметър на цилиндричната част на тялото DICT пред стеснителното устройство (D), включени в израз (14), се намират с помощта на формули (5.4) и (5.5), дадени на p . 20 в параграф 5.5 от раздел 5 от GOST 8.586.1-2005 (ISO 5167-1:2003) [Държавна система за осигуряване на еднаквост на измерванията. Измерване на потока и количеството течности и газове с помощта на стандартни дюзови устройства. Част 1. Принципът на метода на измерване и общи изисквания. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.], имаща следната алгебрична форма

където d 20 е диаметърът на отвора на DICT диафрагмата при 20°C, m;

K SU - коефициент на топлинно линейно разширение на материала на диафрагмата DICT, фракции от единици;

D 20 - диаметър на правия участък на тръбопровода пред стеснителното устройство (диафрагма) DICT при 20°C, m;

K T - коефициент на топлинно линейно разширение на материала на правия участък на тръбопровода пред стеснителното устройство (диафрагма DICT), части от единици.

Включени в изрази (23) и (24), коефициентът на термично линейно разширение на материала на DICT диафрагмата (K SU) и коефициентът на термично линейно разширение на материала на праволинейния участък на тялото DICT пред устройство за свиване (K T) се намират по формули (5.6) и (5.7), дадени на с. 20 в параграф 5.5 от раздел 5 от GOST 8.586.1-2005 (ISO 5167-1:2003) [Държавна система за осигуряване на еднаквост на измерванията. Измерване на потока и количеството течности и газове с помощта на стандартни дюзови устройства. Част 1. Принципът на метода на измерване и общи изисквания. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.], имаща следната алгебрична форма:

където α tСу - температурен коефициент на линейно разширение на материала на диафрагмата DICT, 1/°C;

α t T - температурен коефициент на линейно разширение на материала на праволинейния участък на тялото DICT, 1/°C.

Стойностите на топлинните коефициенти на линейно разширение за материалите на диафрагмата и тялото на DICT, включени в изрази (25) и (26), се изчисляват по формулата (D.1), дадена на страница 25 в Приложение D GOST 8.586.1-2005 (ISO 5167-1 :2003) [Държавна система за осигуряване на еднаквост на измерванията. Измерване на потока и количеството течности и газове с помощта на стандартни дюзови устройства. Част 1. Принципът на метода на измерване и общи изисквания. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.], която има следната алгебрична форма

където а 0 , а 1 , а 2 - постоянни коефициенти, определени съгласно таблица Г. 1, дадена на стр. 25-26 Приложение G GOST 8.586.1-2005 (ISO 5167-1:2003) [Държавна система за осигуряване на еднаквост на измерванията. Измерване на потока и количеството течности и газове с помощта на стандартни дюзови устройства. Част 1. Принципът на метода на измерване и общи изисквания. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.].

Използван в израз (14), се предлага коефициентът на сгъстяване на газовата струя в мястото на нейното максимално стесняване зад ICTA диафрагмата да се изчисли по формулата

където е намалената температура на газа пред DICT диафрагмата, единици;

Намалено налягане на газа пред DICT диафрагмата, блок..

Стойностите на пониженото налягане и температурата на потока на природен газ в цилиндричната част на тялото DICT пред диафрагмата, включени в израз (28), се изчисляват по формули (35) и (36), представени на стр. 10 в точка 7.2 от раздел 7 от GOST 30319.2-2015 [Международна система за стандартизация. Природен газ. Методи за изчисляване на физични свойства. Изчисляване на физичните свойства въз основа на данни за плътност при стандартни условия и съдържание на азот и въглероден диоксид. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], имаща следната алгебрична форма

където p PC - псевдокритично налягане на газа, МРа;

T PC - псевдокритична температура на газа, K.

Стойностите на псевдокритичното налягане (p PC) и температурата (T PC) на потока на природен газ, включени в изрази (29) и (30), се изчисляват по формули (37) и (38), представени на стр. 11 в точка 7.2 от раздел 7 от GOST 30319.2-2015 [Международна система за стандартизация. Природен газ. Методи за изчисляване на физични свойства. Изчисляване на физичните свойства въз основа на данни за плътност при стандартни условия и съдържание на азот и въглероден диоксид. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], имаща следната алгебрична форма

където x а- моларна фракция на азота, фракции от единици;

x y - молна част въглероден диоксид, фракции от единици.

Оценката на относителната разширена несигурност на измерванията на дебита на газа (дебита) за газови кладенци по време на газодинамични изследвания при установени режими на филтриране с помощта на DICT съгласно описания метод се основава на методологията, дадена в GOST R 54500.3-2011 [Несигурност на измерване. Част 3. Насоки за изразяване на неопределеността на измерването. - М.: Стандартинформ, 2012. - 107 с.]. За това извлеченият израз е използван за оценка на относителната разширена несигурност на измерванията на обемния дебит на природен газ, намален до стандартни условия, който има следната обща алгебрична форма:

където е относителната разширена несигурност на измерване на обемния дебит на газа, намален до стандартни условия, %;

Относителна стандартна несигурност при определяне на налягането на газа пред диафрагмата, %;

Относителна стандартна несигурност при определяне на вътрешния диаметър на диафрагмата DICT, %;

Относителна стандартна несигурност при определяне на коефициента на свиваемост на газа при стандартни условия, %;

Относителна стандартна несигурност при определяне на моларната маса на газа, %;

Относителна стандартна несигурност при определяне на температурата на газа пред диафрагмата DICT, %;

Относителна стандартна несигурност при определяне на степента на сгъстяване на газовата струя в мястото на нейната максимална компресия зад DICT диафрагмата, %;

Относителна стандартна несигурност при определяне на коефициента на свиваемост на газа при термобарични параметри пред DICT диафрагмата, %;

Относителна стандартна несигурност при определяне на коефициента на свиваемост на газа при термобарични параметри в точката на максимално компресиране на струята зад DICT диафрагмата, %;

Относителна стандартна несигурност при определяне на относителния диаметър на диафрагмата DICT, %;

Относителна стандартна несигурност при определяне на индекса на газова адиабатика при термобарични параметри пред DICT диафрагмата, %.

Извличането на израз (33) се основава на разглеждане на израз (14) като функция на измерванията.

Изчислената относителна разширена несигурност на измерванията на дебита (дебита) на газа за газови кладенци по време на газодинамични изследвания при установени режими на филтрация с използване на ICTS съгласно описания метод е в диапазона от минус 5,0 до плюс 5,0% без изразена систематична грешка. Това заключение се прави въз основа на сравнение на резултатите от измерването на дебита на газ за газови кладенци съгласно описания метод с резултатите от измерването на този параметър с помощта на разходомери от одобрен тип, базирани на известен метод за измерване на газ поток, посочен в GOST 8.586.5-2005 [Единство на измерванията на системата за държавна поддръжка. Измерване на потока и количеството течности и газове с помощта на стандартни дюзови устройства. Част 5. Процедура за измерване. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Разглежданото сравнение е направено за редица газови кладенци на полуостров Ямал. Неговите обобщени резултати са показани на фиг. 7.

Въз основа на посочената същност на метода за определяне на дебита на газа (дебита) за газови кладенци при провеждане на хидродинамични изследвания с помощта на DICT, той се изпълнява чрез извършване на последователност от действия:

а) организиране на движението на потока на природен газ от газов кладенец в режим на критичен изтичане през ICTS диафрагмата с типичен дизайн в атмосферата съгласно диаграмата, показана на фиг. 6 чрез събиране на измервателната линия, показана на фиг. осем;

б) измерване с помощта на уреди за измерване на температура и налягане от одобрения тип термобарични параметри (температура и налягане) за потока на природен газ в корпуса DICT пред диафрагмата в точки Т.1 и Т.2 на измервателната линия, показана на Фиг. осем;

в) вземане на проби от потока на природен газ съгласно метода, описан в GOST 31370-2008 (ISO 10715:1997) [Международна система за стандартизация. Природен газ. Ръководство за вземане на проби. - М.: Стандартинформ, 2009. - 47 с.] от точка Т.3 на измервателната линия, показана на фиг. осем;

г) определяне на компонентния състав за избраната проба от потока на природен газ съгласно метода, описан в GOST 31371.7-2008 [Международна система за стандартизация. Природен газ. Определяне на състава чрез газова хроматография с оценка на неопределеността. Част 7. Методология за извършване на измервания на моларната част на компонентите. - М.: Стандартинформ, 2009. - 21 с.];

д) формиране на масив от първоначални данни за определяне на термобаричните, термодинамичните и газодинамичните параметри на потока на природен газ, използван за определяне на дебита на газа (дебита) за газов кладенец, който включва информация за:

Материалът, от който е направена диафрагмата, използвана в ICTS, и нейният топлинен коефициент на линейно разширение;

Материалът, от който е изработена линейната част на корпуса на използваната ICTS, и относно нейния температурен коефициент на линейно разширение;

Диаметърът на вътрешния отвор на диафрагмата, използван в dict при 20°C;

Вътрешният диаметър на цилиндричната част на тялото на използвания DICT при 20°C;

Температурният коефициент на линейно разширение на материала на използваната диафрагма в ICTS;

Температурен коефициент на линейно разширение на материала на корпуса на използвания DICT;

Температурата на газовия поток в линейната част на тялото DICT пред диафрагмата;

Налягането на газовия поток в линейната част на тялото DICT пред диафрагмата;

Компонентен състав на потока природен газ, преминаващ през DIKTZh

е) определяне на термобарични, термодинамични и газодинамични параметри на потока на природен газ в цилиндричната част на тялото DICT пред диафрагмата и в мястото на максимално компресиране на нейната струя зад DICT диафрагмата по формули (15) -(32), необходим за намиране на дебита (дебита) за газ за газови кладенци съгласно израз (14);

g) намиране на дебита на газа (дебита) за газов кладенец с помощта на израз (14).

Въз основа на посочената същност на метода за определяне на дебита на газа (дебита) за газови кладенци при провеждане на хидродинамични изследвания с помощта на DICT и описания метод за неговото изпълнение, по-долу е даден пример за извършване на измервания.

На първия етап потокът от природен газ се организира по линията на измерване, показана на фиг. 8, с преминаването на ICTS диафрагмата в режим на критичен изтичане съгласно диаграмата, показана на фиг. 6.

След това се измерват термобарични параметри (температура и налягане) за потока на природен газ в корпуса DICT пред диафрагмата в точки T.1 и T.2 на измервателната линия, показана на фиг. 8, като се използва одобрен тип уреди за измерване на температура и налягане със запис на резултатите, например:

Температурната стойност на потока на природен газ в корпуса DICT (T 1) е 282,87 K;

Стойността на налягането на потока на природен газ в случая DICT (p 1) е 6,34 MPa.

След това от потока на природен газ се взема проба съгласно методологията, описана в GOST 31370-2008 (ISO 10715:1997) [Международна система за стандартизация. Природен газ. Ръководство за вземане на проби. - М.: Стандартинформ, 2009. - 47 с.] от точка Т.3 на измервателната линия, показана на фиг. осем.

За избраната проба се провеждат лабораторни хроматографски изследвания за определяне на компонентния състав на потока природен газ съгласно метода, описан в GOST 31371.7-2008 [Международна система за стандартизация. Природен газ. Определяне на състава чрез газова хроматография с оценка на неопределеността. Част 7. Методология за извършване на измервания на моларната част на компонентите. - М.: Стандартинформ, 2009. - 21 с.]. Резултатът от лабораторните хроматографски изследвания е представен в таблично дружество съгласно примера, представен в Таблица 1.

След измерване на термобаричните параметри (температура и налягане) на потока на природен газ в тялото DICT пред диафрагмата и лабораторни хроматографски изследвания за определяне на компонентния му състав, се формира масив от изходни данни за определяне на термобарното, термодинамичното и газообразуването. динамични параметри на потока, използвани за определяне на дебита на газа (дебит) за газов кладенец съгласно формула (14). Пример за генерирания масив от първоначални данни е показан в Таблица 2.

След завършване на формирането на масив от изходни данни, изчисляването на термобарични, термодинамични и газодинамични параметри на потока на природен газ в цилиндричната част на тялото DICT пред диафрагмата и в мястото на максимално компресиране на нейната струята зад DICT диафрагмата се извършва съгласно формули (15) - (32), необходими за намиране на дебита (дебит) за газ за газов кладенец съгласно израз (14). Пример за представяне на резултатите от изчисляването на необходимите термобарични, термодинамични и газодинамични параметри на потока на природен газ за намиране на дебита на газа (дебита) за газов кладенец с помощта на израз (14) е показан в таблица 3.

След определяне на параметрите на потока на природен газ, дадени в таблица 3, и като се използват измерените термобарични параметри на разглеждания поток в линейната част на тялото DICT пред диафрагмата, се изчислява дебитът на газа (дебитът) за газовия кладенец според израз (14). Изчисляването на дебита се извършва чрез заместване на намерените числови стойности на измерените стойности от таблица 2 и предварително изчислените междинни стойности от таблица 3 в израз (14)

Метод за определяне на дебита на газ за газови кладенци по време на хидродинамични изследвания при установени режими на филтрация с помощта на диафрагмен критичен разходомер (DICT), характеризиращ се с това, че включва:

организиране на потока на природен газ от газов кладенец в режим на критичен изтичане през ICTS диафрагмата със стандартен дизайн в атмосферата,

измерване с помощта на одобрени измервателни уреди за температура и налягане за потока на природен газ в корпуса DICT пред диафрагмата,

вземане на проби от потока природен газ,

определяне на състава на компонентите за потока от природен газ,

формиране на масив от първоначални данни за определяне на термобаричните, термодинамичните и газодинамичните параметри на потока на природен газ, използван за определяне на дебита на газ за газов кладенец, който включва информация: материалът, от който е направена използваната диафрагма в ICTS , температурният коефициент на линейно разширение на материала на диафрагмата; материала, от който е изработена линейната част на корпуса на използвания DICT, температурния коефициент на линейно разширение на материала на корпуса DICT; диаметърът на вътрешния отвор на използваната диафрагма в dict при 20°C; вътрешен диаметър на цилиндричната част на тялото на използвания DICT при 20°C; температура и налягане на газовия поток в линейната част на корпуса DICT пред диафрагмата; компонентен състав на потока на природен газ, преминаващ през ICTS,

определяне на термобарични, термодинамични и газодинамични параметри на потока на природен газ в цилиндричната част на тялото DICT пред диафрагмата и в мястото на максимално компресиране на струята му зад ICTD диафрагмата, намиране на скоростта на газовия поток за газов кладенец по израза

където Q СВ- обемен дебит (дебит) на газ, чл. m 3 /s;

ε е коефициентът на сгъстяване на струята на газовия поток в мястото на максимална компресия на нейната струя зад ICTA диафрагмата, части от единици;

d е диаметърът на отвора на DICT диафрагмата, m;

z 1 и z 2 - коефициенти на свиваемост на газа пред ICTS диафрагмата и в мястото на максимално компресиране на нейната струя зад ICTS диафрагмата, единици;

z CT - коефициент на свиваемост на газа при стандартни условия, единици;

p 1 - абсолютно налягане на газа пред DICT диафрагмата, MPa;

p ST - налягане, отговарящо на стандартните условия p ST =1,01325⋅10 5 Pa;

T ST - температура, съответстваща на стандартните условия T ST =293,15 K;

T 1 е абсолютната температура на газа пред DICT диафрагмата, K;

R е моларната газова константа R=8,31 J/(mol⋅K);

M е молната маса на газа, kg/mol;

k е индексът на газовата адиабата, единици;

β е относителният диаметър на отвора на диафрагмата DICT (β=d/D), части от единици;

D е вътрешният диаметър на цилиндричната част на тялото DICT пред устройството за свиване,

в този случай степента на сгъстяване на газовата струя на мястото на нейното максимално стесняване зад ICTA диафрагмата се определя по формулата

където е намалената температура на газа пред DICT диафрагмата, единици;

- намалено налягане на газа пред DICT диафрагмата, бр.

Подобни патенти:

Група от изобретения се отнася до нефтената промишленост и може да се използва за експлоатация на кладенци в многослойни нефтени находища. Устройството включва тръбна горна помпа със страничен смукателен клапан, отвор и изпускателен клапан в цилиндъра за избор на горни пластови продукти, долна тръбна помпа с изпускателни и смукателни клапани за избор на долни пластови продукти и вход тръба, преминаваща през пакера, разделяща слоевете, кухи пръти, свързани с буталото на помпата.

Изобретението се отнася до нефтената и газовата промишленост и може да се използва за оперативно отчитане на дебитите на газови кондензатни находища и изследване на работата на многофазни разходомери върху реална смес от газ, пластова вода и нестабилен газов кондензат, получен директно от кладенеца. .

Изобретението се отнася до газовата промишленост, по-специално до технология за измерване на дебита на газ за газови кладенци при провеждане на газодинамични изследвания при установени режими на филтриране с помощта на типичен критичен разходомер на отвора. Техническият резултат се състои в получаване на резултати от измерване с надеждност в диапазона от минус 5,0 до плюс 5,0 без наличието на ясно изразени системни грешки, характерни за известните методи. Методът включва: организиране на движението на потока на природен газ от газов кладенец в режим на критичен изтичане през DICT диафрагмата, измерване с помощта на измервателни уреди от одобрен тип, температура и налягане за потока на природен газ в корпуса DICT отпред на диафрагмата, вземане на проби от потока на природен газ, определяне на състава на компонентите за взетата проба поток природен газ. Формиране на масив от първоначални данни за определяне на термобаричните, термодинамичните и газодинамичните параметри на потока на природен газ, използван за определяне на дебита на газ за газов кладенец, който включва информация: материалът, от който е направена използваната диафрагма в ICTS , температурният коефициент на линейно разширение на материала на диафрагмата; материала, от който е изработена линейната част на корпуса на използвания DICT, температурния коефициент на линейно разширение на материала на корпуса DICT; диаметърът на вътрешния отвор на използваната диафрагма в dict при 20°C; вътрешен диаметър на цилиндричната част на тялото на използвания DICT при 20°C; температура и налягане на газовия поток в линейната част на корпуса DICT пред диафрагмата; компонентен състав на потока на природен газ, преминаващ през VCT. Определяне на термобарични, термодинамични и газодинамични параметри на потока на природен газ в цилиндричната част на корпуса на ICTS пред диафрагмата и в мястото на максимално компресиране на нейната струя зад ICTS диафрагмата, намиране на скоростта на газовия поток за една газов кладенец, като се вземе предвид ε - коефициентът на сгъстяване на струята на газовия поток в мястото на максимално компресиране на нейната струя зад диафрагмата на диктата, части от единици; d - диаметър на отвора на DICT диафрагмата, m; z1 и z2 - коефициенти на свиваемост на газа пред ICTS диафрагмата и в мястото на максимално компресиране на нейната струя зад ICTS диафрагмата, единици; zCT - коефициент на свиваемост на газа при стандартни условия, единици; p1 - ​​абсолютно налягане на газа пред ICTA диафрагмата, MPa; pST - налягане, съответстващо на стандартните условия pST1.01325⋅105 Pa; TST - температура, съответстваща на стандартните условия TST293.15 K; T1 е абсолютната температура на газа пред DICT диафрагмата, K; R - моларна газова константа R8,31 J; M - моларна маса на газа, kgmol; k - индекс на газова адиабата, единици. ; β - относителен диаметър на отвора на диафрагмата DICT, фракции от единици; D - вътрешният диаметър на цилиндричната част на тялото на LDCT пред стесняващото устройство, докато степента на сгъстяване на струята на газовия поток в мястото на максималното му свиване зад LDCT диафрагмата се определя, като се вземе предвид намалената температура на газа в предната част на LDCT диафрагмата и намаленото налягане на газа пред LDCT диафрагмата. 8 ил., 3 табл.

Работата по създаването на кладенец в съседната зона включва пробиване, укрепване на главата. След приключване фирмата, която е изпълнила поръчката, изготвя документ за кладенеца. В паспорта са посочени параметрите на конструкцията, характеристиките, измерванията и изчислението на кладенеца.

Процедура за изчисляване на сондажи

Служители на фирмата съставят протокол за проверка и акт за предаване за ползване.

Процедурите са задължителни, тъй като дават възможност за получаване на документални доказателства за изправността на проекта и възможността за въвеждането му в експлоатация.

В документацията са включени геоложки параметри и технологични характеристики:

За да се провери правилността на изчислението, се стартира пробно изпомпване на вода при висока мощност на помпата. Това подобрява динамиката

На практика за точността на изчислението се използва втората формула. След получаване на стойностите на дебита се определя среден индикатор, който ви позволява точно да определите увеличението на производителността с увеличаване на динамиката с 1 m.

Формула за изчисление:

дуд= D2 – D1/H2 – H1

• Dud - специфичен дебит;
• D1, H1 - показатели на първия тест;
• D2, H2 - индикатори на втория тест.

Само с помощта на изчисления се потвърждава правилността на изследването и пробиване на водоприемника.

Характеристики на дизайна на практика

Запознаването с методите за изчисляване на воден кладенец провокира въпроса - защо обикновеният потребител на водоприемник се нуждае от това знание? Тук е важно да се разбере, че загубата на вода е единственият начин за оценка на здравето на кладенеца, за да се задоволят нуждите на жителите от вода, преди да подпишат сертификата за приемане.

За да избегнете проблеми в бъдеще, постъпете както следва:

1. Изчислението се извършва, като се вземе предвид броят на жителите на къщата. Средната консумация на вода е 200 литра на човек. Към това се добавят разходите за икономически нужди и техническо използване. При изчисляване за семейство от 4 души получаваме най-високата консумация на вода от 2,3 кубични метра / час.
2. В процеса на изготвяне на договора в проекта стойността на производителността на прием на вода се приема на ниво най-малко 2,5 - 3 m 3 / h.
3. След приключване на работата и изчисляване на нивото на кладенеца водата се изпомпва, измерва се динамиката и се определя загубата на вода при най-високия дебит на домашната помпа.

Проблеми могат да възникнат на ниво изчисляване на дебита на водата в кладенеца в процеса на контролно изпомпване от помпа, собственост на фирмата изпълнител.

Моментите, които определят скоростта на пълнене на кладенеца с вода:

1. Обемът на водния слой;
2. Скоростта на неговото намаляване;
3. Дълбочината и нивото на подземните води се променят в зависимост от сезона.

Кладенци с производителност на водния прием под 20 m 3 /ден се считат за непродуктивни.

Причини за нисък дебит:

• особености на хидрогеоложката обстановка на района;
• промени в зависимост от сезона;
• запушване на филтъра;
• запушвания в тръбите, които доставят вода до върха или тяхното дефлориране;
• естествено износване на помпата.

Ако се открият проблеми след пускането на кладенеца в експлоатация, това показва, че е имало грешки на етапа на изчисляване на параметрите. Следователно този етап е един от най-важните, който не бива да се пренебрегва.

За да увеличите производителността на водоприемника, увеличете дълбочината на кладенеца, за да отворите допълнителен слой вода.

Също така, те използват методи за изпомпване на вода експериментално, прилагат химически и механични ефекти върху водните слоеве или прехвърлят кладенеца на друго място.

1

Методите за определяне на пределните безводни дебити на газови кладенци при наличие на екран и интерпретация на резултатите от изследването на такива кладенци не са достатъчно разработени. Към днешна дата въпросът за възможността за увеличаване на максималните безводни дебити на кладенци, проникващи в газоносни образувания с дънна вода чрез създаване на изкуствен екран, също не е напълно проучен. Тук е представено аналитично решение на този проблем и е разгледан случаят, когато несъвършен кладенец е проникнал в равномерно анизотропен кръгъл резервоар с дънна вода и работи при наличие на непроницаем екран. Разработен е приблизителен метод за изчисляване на пределните дебити на безводен дебит на вертикални газови кладенци с нелинеен закон за филтрация, поради наличието на непроницаем дънен екран. Установено е, че стойността на граничния дебит на безводния зависи не само от размера на екрана, но и от неговото положение по вертикала на газонаситения резервоар; определя се оптималната позиция на екрана, която характеризира най-високия пределен дебит. Практическите изчисления се правят на конкретни примери.

метод на изчисление

безводен дебит

вертикален кладенец

газов кладенец

1. Карпов В.П., Шерстняков В.Ф. Характеристика на фазовата пропускливост според полеви данни. NTS за добив на петрол. – М.: GTTI. - № 18. - С. 36-42.

2. Телков А.П. Подземна хидродинамика. - Уфа, 1974. - 224 с.

3. Телков А.П., Грачев С.И. и други Особености на разработването на нефтени и газови находища (част II). - Тюмен: от-в OOONIPIKBS-T, 2001. - 482 с.

4. Телков А.П., Стклянин Ю.И. Образуване на водни конуси при добив на нефт и газ. – М.: Недра, 1965.

5. Стклянин Ю.И., Телков А.П. Приток към хоризонтален дренаж и несъвършен кладенец в лентов анизотропен резервоар. Изчисляване на граничните дебити на безводен поток. PMTF Академията на науките на СССР. - No 1. - 1962г.

Тази статия предоставя аналитично решение на този проблем и разглежда случая, когато несъвършен кладенец е проникнал в равномерно анизотропна кръгла формация с дънна вода и работи в присъствието на непроницаем екран (Фигура 1). Считаме, че газът е реален, движението на газа е стабилно и се подчинява на нелинейния закон за филтриране.

Фиг. 1. Тризонова схема на приток на газ към несъвършен кладенец с екран

Въз основа на приетите условия, уравненията на притока на газ към кладенеца в зони I, II, III, съответно, ще имат формата:

; ; (2)

; ; , (3)

където a и b се определят по формули. Останалите обозначения са показани на диаграмата (вижте фигура 1). Уравнения (2) и (3) в този случай описват притока към увеличени кладенци, съответно с радиуси rе и (re+ho).

Условието на стабилност на интерфейса газ-вода (виж ред CD) съгласно закона на Паскал се записва от уравнението

където ρw е плътността на водата, е капилярното налягане като функция от насищането с вода на границата газ-вода.

Решавайки съвместно (1)-(3), след серия от трансформации, получаваме уравнението на притока

От съвместното решение на (2) и (4) получаваме квадратно уравнение по отношение на безразмерния ограничаващ дебит , един от корените на което, като се вземе предвид (7) и след серия от трансформации, е представен от израз:

където (7)

(8)

Преходът към ограничаване на размерите безводен дебит се извършва по формулите:

(9)

където е среднопретегленото налягане в газовото находище.

маса 1

Стойностите на съпротивлението на филтриране поради екрана в долната част

Допълнителна устойчивост на филтриране и , предизвикани от екрана, се изчисляват на компютър по формули (6), таблично (таблица 1) и представени с графики (фигура 2). Функция (6) се изчислява на компютър и се представя графично на (Фигура 3). Максималното усвояване може да бъде зададено съгласно уравнението на притока (4.4.4) при Q=Qpr.

Фиг.2. Устойчивост на филтриране и , поради екрана при стабилен интерфейс газ-вода

Фиг.3. Зависимост на безразмерния пределен дебит qpr от относителния отвор при параметрите , ρ=1/æ* и α

Фигура 3 показва зависимостите на безразмерния ограничаващ дебит q от степента на отваряне при параметрите Re и α. Кривите показват, че с увеличаване на размера на екрана (<20) безводные дебиты увеличиваются. Максимум на кривых соответствует оптимальному вскрытию пласта, при котором можно получить наибольший предельный безводный дебит для заданного размера экрана. С увеличением параметра ρ=1/æ* (уменьшением анизотропии) предельный безводный дебит увеличивается, а уменьшение безводного дебита для малых вскрытий объясняется увеличением фильтрационных сопротивлений, обусловленных экраном на забое.

Пример. Газова капачка се източва при контакт с плантарната вода. Необходимо е да се определи: максималният дебит на газов кладенец, който ограничава пробива на GWC до дъното, и максималният дебит при наличие на непроницаем екран.

Изходни данни: Рpl=26.7 MPa; K=35,1 10-3 µm2; Ro=300 m; ho=7,2 m; =0,3; =978 kg/m3; =210 kg/m3 (при условия на резервоар); æ*=6,88; =0,02265 MPa s (в условия на резервоар); Тт = 346 К; Tst=293 К; Rath=0,1013 MPa; re=ho=7,2 m и re=0,5ho=3,6 m.

Определяне на параметъра за разположение

От графиките намираме безразмерния ограничаващ дебит на безводна течност q(ρо,)q(6.1;0.3)=0.15.

Съгласно формула (9) изчисляваме:

Qo=52,016 хил. m3/ден; хиляди m3/ден

Определяме безразмерните параметри при наличието на екран:

Според графиките (виж Фигура 2) или таблицата намираме допълнителни филтрационни съпротивления: С1= С1(0.15;0.3;1)=0.6; C2=C2(0.15;0.3;1)=3.0.

По формула (7) намираме безразмерния параметър α=394.75.

Съгласно формула (9) изчисляваме дебита, който възлиза на Qo47.9 хил. m3/ден.

Изчисленията по формули (7) и (8) дават: Х=51,489 и Y=5,773·10-2.

Безразмерният пределен дебит, изчислен по формула (6), е равен на q=1,465.

Определяме ограничаващия размерите дебит, дължащ се на екрана, от съотношението Qpr = qQo = 1,465 47,970,188 хиляди m3 / ден.

Изчисленият максимален дебит без екран с подобни изходни параметри е 7,8 хил. m3/ден. Така в разглеждания случай наличието на екран увеличава пределния дебит почти 10 пъти.

Ако приемем re = 3,6 m; тези. два пъти по-малка от наситената с газ дебелина, тогава получаваме следните конструктивни параметри:

2; С1=1,30; С2=5,20; X=52,45; Y=1,703 10-2; q=0,445 и Qpr=21,3 хил. m3/ден. В този случай пределният дебит се увеличава само 2,73 пъти.

Трябва да се отбележи, че стойността на пределния дебит зависи не само от размера на екрана, но и от неговото положение по вертикала на наситения с газ резервоар, т.е. от относителния отвор на резервоара, ако екранът е разположен непосредствено пред долния отвор. Изследването на решение (6) показа, че има оптимално положение на екрана в зависимост от параметрите ρ, α, Re, което съответства на най-високия пределен дебит. В разглежданата задача оптималното отваряне е =0,6.

Приемаме ρ=0,145 и =1. По горния метод получаваме изчислените параметри: С1=0,1; С2=0,5; X=24,672; Y=0,478.

Определяме безразмерния дебит:

q=24,672(-1) 5,323.

Ограничителният дебит на размерите се намира по формулата (9)

Qpr = qQo = 5,323 103 = 254,94 хиляди m3 / ден.

Така дебитът се увеличава с 3,6 пъти в сравнение с относителния отвор = 0,3.

Описаният тук метод за определяне на граничния дебит на безводен поток е приблизителен, тъй като отчита стабилността на конуса, чийто връх вече е достигнал радиуса на ситото re.

Когато от горните решения получаваме формули за определяне на q() за несъвършен газов кладенец при условията на нелинеен закон за филтрация, като се вземат предвид допълнителните филтрационни съпротивления. Тези формули също ще бъдат приблизителни и от тях се изчислява надценена стойност на граничния дебит на безводен поток.

За да се построи двучленно уравнение на притока на газ при условията на изключително стабилен конус на дъното, е необходимо да се познават филтрационните съпротивления при тези условия. Те могат да бъдат определени въз основа на теорията на Мускет-Чарни за образуването на стабилен конус. Уравнението на линията на тока, което ограничава областта на пространствено движение до несъвършен кладенец в хомогенно анизотропен резервоар, когато върхът на конуса вече е пробил до дъното на кладенеца, в съответствие с теорията за движение на свободния поток, пишем във формата

(10)

където q= - безразмерен ограничаващ безводен дебит, определен по дадените (известни) приблизителни формули и графики; е безразмерен параметър.

Изразявайки скоростта на филтриране чрез скоростта на потока, замествайки уравнението на интерфейса (10) в диференциалното уравнение (1), като вземем предвид закона за газовото състояние и интегрирайки над налягането P и радиус r в съответните граници, получаваме приток уравнение от вида (12) и формула (13), в които трябва да се приеме:

; , (11)

(12)

където Li(x) е интегралният логаритъм, който е свързан с интегралната функция чрез зависимостта .

(13)

При x>1 интегралът (13) се отклонява в точката t=1. В този случай Li(x) трябва да се разбира като стойността на неправилния интеграл. Тъй като методите за определяне на безразмерните гранични дебити на безводен поток са добре известни, очевидно няма нужда от таблично представяне на функции (11) и (12).

1. Разработен е приблизителен метод за изчисляване на пределните безводни дебити на вертикални газови кладенци с нелинеен закон за филтрация, поради наличието на непроницаем дънен екран. Безразмерните гранични дебити и съответните допълнителни съпротивления на филтриране се изчисляват на компютър, резултатите са таблично и се показват съответните графични зависимости.

2. Установено е, че стойността на граничния дебит на безводния зависи не само от размера на екрана, но и от неговото положение по вертикала на газонаситения резервоар; определя се оптималната позиция на екрана, която характеризира най-високия пределен дебит.

3. Направени са практически изчисления на конкретен пример.

Рецензенти:

Грачев С.И., доктор на техническите науки, професор, ръководител на катедра „Разработване и експлоатация на нефтени и газови находища“, Институт по геология и добив на нефт и газ, ФГБОУ Цогу, Тюмен;

Сохошко С.К., доктор на техническите науки, професор, професор в катедра „Разработване и експлоатация на нефтени и газови находища“, Институт по геология и добив на нефт и газ, ФГБОУ Цогу, Тюмен.

Библиографска връзка

Каширина К.О., Забоева М.И., Телков А.П. МЕТОДИКА ЗА ИЗЧИСЛЯВАНЕ НА ОГРАНИЧЕНИТЕ БЕЗВОДНИ ДЕФЕТИ НА ВЕРТИКАЛНИ ГАЗОВ кладенец ПРИ НЕЛИНЕЕН ЗАКОН ЗА ФИЛТРАЦИЯ И НАЛИЧИЕ НА ЕКРАН // Съвременни проблеми на науката и образованието. - 2015. - бр.2-2.;
URL: http://science-education.ru/ru/article/view?id=22002 (дата на достъп: 01.02.2020). Предлагаме на вашето внимание списанията, издавани от издателство "Академия по естествена история"

Дебитът на кладенеца е основен параметър на кладенеца, показващо колко вода може да се получи от него за определен период от време. Тази стойност се измерва в m 3 / ден, m 3 / час, m 3 / min. Следователно, колкото по-висок е дебитът на кладенеца, толкова по-висока е неговата производителност.

На първо място, трябва да определите дебита на кладенеца, за да знаете на колко течност можете да разчитате. Например има ли достатъчно вода за непрекъснато ползване в банята, в градината за поливане и т.н. В допълнение, този параметър е от голяма помощ при избора на помпа за водоснабдяване. Така, колкото по-голям е, толкова по-ефективна е помпатаможе да се използва. Ако купите помпа, без да обръщате внимание на дебита на кладенеца, тогава може да се случи, че тя ще изсмуче вода от кладенеца по-бързо, отколкото ще се напълни.

Статични и динамични нива на водата

За да се изчисли дебитът на кладенеца, е необходимо да се знаят статичните и динамичните нива на водата. Първата стойност показва нивото на водата в спокойно състояние, т.е. в момент, когато изпомпването на водата все още не е направено. Втората стойност определя установеното ниво на водата докато помпата работи, т.е. когато скоростта на изпомпването му е равна на скоростта на запълване на кладенеца (водата спира да намалява). С други думи, този дебит директно зависи от производителността на помпата, която е посочена в нейния паспорт.

И двата показателя се измерват от повърхността на водата до повърхността на земята. Мерната единица обикновено е метър. Така например нивото на водата беше фиксирано на 2 m и след включване на помпата се установи на 3 m, следователно статичното водно ниво е 2 m, а динамичното е 3 m.

Тук също бих искал да отбележа, че ако разликата между тези две стойности не е значителна (например 0,5-1 m), тогава можем да кажем, че дебитът на кладенеца е голям и най-вероятно по-висок от помпата производителност.

Изчисляване на дебита на кладенеца

Как се определя дебитът на кладенец? Това изисква високопроизводителна помпа и измервателен резервоар за изпомпвана вода, за предпочитане възможно най-голям. Самото изчисление е най-добре да се разгледа на конкретен пример.

Първоначални данни 1:

• Дълбочина на кладенеца - 10 м.

• Началото на нивото на зоната на филтриране (зоната на поемане на вода от водоносния хоризонт) - 8 м.

• Статично ниво на водата - 6 м.

• Височината на водния стълб в тръбата - 10-6 = 4м.

• Динамично ниво на водата - 8,5 м. Тази стойност отразява оставащото количество вода в кладенеца след изпомпване на 3 m 3 вода от него, като времето, прекарано за това е 1 час. С други думи, 8,5 m е динамичното ниво на водата при дебит от 3 m 3 / h, което намалява с 2,5 m.

Изчисление 1:

Дебитът на кладенеца се изчислява по формулата:

D sk = (U / (H dyn -H st)) H in = (3 / (8,5-6)) * 4 = 4,8 m 3 / h,

заключение:добре дебит е равен на 4,8 m3/h.

Представеното изчисление много често се използва от сондажите. Но носи много голяма грешка. Тъй като това изчисление предполага, че динамичното ниво на водата ще се увеличи право пропорционално на скоростта на изпомпване на водата. Например, с увеличаване на изпомпването на вода до 4 m 3 / h, според него нивото на водата в тръбата пада с 5 m, което не е вярно. Следователно има по-точен метод с включване в изчисляването на параметрите на втория прием на вода за определяне на специфичния дебит.

Какво трябва да се направи по въпроса? Необходимо е след първия прием на вода и запис на данни (предишна опция), да се позволи на водата да се утаи и да се върне на статично ниво. След това изпомпвайте вода с различна скорост, например 4 m 3 /час.

Първоначални данни 2:

• Параметрите на кладенеца са еднакви.

• Динамично ниво на водата - 9,5 м. С интензитет на прием на вода 4 m 3 / h.

Изчисление 2:

Специфичният дебит на кладенеца се изчислява по формулата:

D y = (U 2 -U 1) / (h 2 -h 1) \u003d (4-3) / (3.5-2.5) = 1 m 3 / h,

В резултат на това се оказва, че увеличаването на динамичното ниво на водата с 1 m допринася за увеличаване на дебита с 1 m 3 / h. Но това е само при условие, че помпата ще бъде разположена не по-ниско от началото на зоната за филтриране.

Реалният дебит се изчислява тук по формулата:

D sc \u003d (N f -H st) D y = (8-6) 1 = 2 m 3 / h,

• H f = 8 m- началото на нивото на филтриращата зона.

заключение:добре дебит е равен на 2 m 3 /h.

След сравнението може да се види, че стойностите на дебита на кладенеца, в зависимост от метода на изчисление, се различават една от друга повече от 2 пъти. Но второто изчисление също не е точно. Дебитът на кладенеца, изчислен чрез специфичния дебит, е само близо до реалната стойност.

Начини за увеличаване на производството на кладенеца

В заключение бих искал да спомена как може да се увеличи дебитът на кладенеца. По същество има два начина. Първият начин е да почистите производствената тръба и филтъра в кладенеца. Вторият е да проверите работата на помпата. Изведнъж по негова причина количеството произведена вода намаля.