Аналитика



Замер дебита газа, выходящего из скважины

Глава VI

ЗАМЕР ДЕБИТА ГАЗА, ВЫХОДЯЩЕГО ИЗ СКВАЖИНЫ

АНЕМОМЕТР

Анемометр представляет прибор для определения скорости газа. У него имеется ветряное колесо, приводимое во вращение струей

газа. Вращение этого колеса передаётся червячной передачей шестерёнкам. Имеется несколько пар шестерёнок. У каждой пары шестерёнок отношение числа зубцов 10:1. От каждой шестерни валик выведен наружу и на конце его укреплена стрелка, имеющая циферблат. Первая стрелка показывает метры, вторая —десятки метров, третьясотни метров и т. д. (фиг. 37.)


Анемометр показывает линейную ско-Фиг. 37. Анемометр    рость газа за данный промежуток вре-

Казелла.    мени.

Зная диаметр скважины, из которой выходит газ, мы можем определить дебит скважины в час или сутки по следующей формуле:

<Pv    /ОГкЧ

Здесь d — диаметр, v — скорость;

Если d выразим в ми v — в MjceK, Q выразится в м3/сек. Предельная скорость газа для анемометра—15 м/сек.

Таблица 23


Таблица площадей сечения

3

0,0046


2

0,002


6

0,018


4

0,0081


10

0,05


0,0324


Диаметр в дюймах . Площадь в м1 . . .


Предположим что анемометр за 8 мин. показал 2520 м. Диаметр скважины 4".

п 2520.60-24.0,0081    лЛ,

Q =-^-= 3674 м»1 сутки.

Перед замером дебита скважину открывают и позволяют газу выводить свободно в атмосферу в течение не менее 1г/2 часов. Затем устанавливают анемометр в устье скважины в середине диаметра, перпендикулярно к струе газа и держат так в течение нескольких минут, строго замерив время, в течение которого газ вращал колёса анемометра. Затем смотрят показания стрелок на циферблатах и складывают их.

Анемометр имеет малую точность и всегда даёт преуменьшенные показания.

Было сделано сравнение показаний анемометра с точными замерами трубкой Пито и орифайсами на скважинах Ухтинского района. Оказалось, что при давлении в закрытой скважине от 30 до 40 am и при дебите сполна открытой скважины от 40 до 100 тыс 3/сутки анемометр показывал на 16—18% меньше фактического дебита.

ОРИФАЙС (ШАЙБНЫЙ ИЗМЕРИТЕЛЬ)

Если скважина даёт небольшой дебит газа, для замера дебита следует применять прибор орифайс. Это наиболее точный способ замера дебита газа.

Аппарат орифайс по стандарту, принятому в США, состоит из следующего набора предметов, изображённых на фиг. 38.

1.    Металлический ниппель (патрубок) внутреннего диаметра 2" и длиной 5".

Патрубок открыт с обеих сторон и имеет на каждом конце наружную резьбу. Сбоку есть отверстие диаметра V4", и к этому отверстию перпендикулярно к патрубку приварена металлическая трубочка длиной 1" и внутреннего диаметра 1//'.

2.    Семь шайб. Это — стальные тонкие пластинки, имеющие наружный диаметр 2". Толщина каждой шайбы 1/8". В середине каждой шайбы есть круглое цилиндрическое отверстие с прямоугольными, а не закругленными краями. Одна шайба имеет отверстие диаметром 1U"f Другая — х/4", третья — 3/8", четвертая — 1/2", пятая 3/4" шестая 1" и седьмая I1//'. Эти шайбы с отверстиями и называются «орифайс».

3.    Металлическая гайка, навинчиваемая на верхний конец патрубка для удержания шайбы на патрубке.

4.    Резиновая трубка внутреннего диаметра 1/4", длиной 0,5 м для соединения патрубка с манометром.

5.    Водяной стеклянный манометр, представляющий стеклянную трубку, изогнутую в виде буквы V. Ртутный манометр при этом способе применять нельзя.

Перед замером дебита скважину открывают и позволяют газу выходить свободно в атмосферу в течение не менее 1,5 часов. Затем на устье скважины надевают крышку, имеющую отверстие с внутрен-яей резьбой, подходящей к наружной резьбе нижнего конца нипиеля



Фиг. 38. Орифайс для замера дебита газа.

лрибора орифайс. Ввинчивают ниппель нижним концом в это отверстие. К боковому отростку ниппеля прикрепляют резиновую трубку, соединенную с манометром. На верхний конец ниппеля кладут какую-нибудь шайбу и навинчивают гайку. При таком положении газ из скважины выходит через небольшое отверстие шайбы. В ниппеле возникает давление. Оно по резиновой трубке передается манометру. Получается высота водяного столба Я, равная давлению в ниппеле. Важно подобрать шайбу надлежащего размера, чтобы получить наиболее точный замер. Чем меньше диаметр отверстия шайбы, тем больше давление в ниппеле. При очень большом и при очень малом давлении точность не так велика. Наиболее точный замер получается, если уровень воды в одном колене манометра поднялся выше уровня в другом колене от 3 до 6".

Такую шайбу и стараются подобрать. Например, если Я больше 8", берут шайбу ближайшего большего размера. Но если даже самая широкая шайба (l1//') Дала давление в 10" вод. столба, точность замера будет вполне достаточной. К прибору приложены таблицы, содержащие суточный дебит газа для каждой из семи шайб и для каждой цифры водяного столба в дюймах от 1 до 10". Цифры даны.для

Пропускная способность шайбного измерителя

(Суточное количество газа выдано в условиях атмосферного давления и температуры наружного воздуха во время замера 15°С. Толщина диафрагмы —3 мм)

о

о

Уд. вес газа

о ° ^

1

1

%

pQ а ей

0,60 | 0,70

0,80

0,90

1,00

1,10

1,20 1 1,30

1

1. Диаметр диафрагменного отверстия — 5 мм

5

12

11

10

10

9

9

8

8

10

17

16

15

14

13

12

11

11

15

21

19

18

17

16

15

14

14

20

25

23

21

20

19

18

17

17

30

29

27

24

23

22

21

20

20

40

34

31

29

27

26

25

24

23

50

38

36

34

32

30

28

27

26

60

41

38

36

34

32

30

29

2&

70

45

42

39

37

35

33

32

31

80

48

45

42

39

1 37

35

34

33

90

51

48

45

42

40

38

36

35

100

54

50

47

44

42

40

38

37

120

59

55

52

49

46

44

42

40

140

63

59

55

52

49

47

45

43

160

68

63

59

56

53

50

48

46

180

72

67

63

59

56

53

51

49

200

76

71

66

62

59

56

54

52

250

85

79

74

70

66

62

60

58

300

93

87

81

76

72

69

66

63

2.

Диаметр диафрагменного отверстия

— 10 мм

5

48

44

44

40

37

35

33

32

10

68

64

60

56

53

50

48

46

»5

84

78

73

68

65

62

59

57

20

94

87

82

78

75

72

69

66

30

117

109

102

96

91

87

83

80

40

135

125

117

110

105

100

96

93

50

152

141

132

124

118

112

107

103

60

166

154

144

136

129

123

117

113

70

179

167

156

147

139

132

126

122

80

192

178

167

157

149

142

136

131

90

204

190

178

167

158

150

144

139

100

216

200

187

176

167

159

152

146

120

236

220

205

193

183

174

167

161

140

256

237

221

208

198

189

181

174

160

273

273

236

223

211

200

192

185

180

289

268

250

236

224

214

205

197

200

304

282

264

249

236

225

215

207

250

341

315

395

278

264

252

241

232

300

373

346

323

304

289

276

264

254

СО

W Н

Уд. вес

газа

О <-> 2*

1

|

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

1,10

1,20

1,30

CQ со со

3. Диаметр диафрагменного отверстия -

— 15 мм

5

84

80

77

74

10

154

142

133

126

119

114

109

104

15

188

175

163

154

146

139

133

128

20

216

206

188

177

168

160

153

147

ВО

266

247

230

217

206

196

188

181

40

307

284

266

251

238

226

217

209

50

343

318

298

281

266

254

243

233

60

376

348

325

307

291

278

266

255

70

407

377

352

333

315

300

288

277

80

435

403

377

356

337

322

308

295

90

462

427

399

377

357

340

326

313

100

485

450

420

397

376

359

344

330

120

531

493

460

435

412

393

376

362

140

575

532

497

470

445

425

407

391

160

613

568

532

502

475

452

433

417

180

651

603

563

533

504

481

461

443

200

687

636

595

562

532

508

486

467

250

768

712

665

628

595

567

543

522

300

840

778

727

687

651

620

594

572

4. Диаметр диафрагменного отверстия

— 20 мм

5

192

178

165

156

148

141

135

130

10

273

253

237

224

212

211

195

186

15

334

311

292

275

259

246

233

227

20

386

358

334

315

299

285

273

263

30

473

439

411

388

367

350

335

322

40

545

504

472

446

422

402

385

371

50

609

504

427

498

472

450

431

414

6J

667

618

577

546

517

493

471

453

70

722

669

625

591

559

533

510

490

80

770

713

667

631

597

569

545

524

90

817

758

708

668

633

603

577

555

100

862

798

747

705

668

637

610

586

120

945

876

819

774

733

698

663

643

140

1 020

945

883

835

790

753

720

693

160

1 091

1012

944

892

845

805

771

741

180

1 153

1073

1002

946

896

853

817

786

200

1240

1 133

1057

998

945

901

862

828

250

1 363

1274

1 182

1 116

1057

1008

965

927

300

1494

1384

1294

1 224

1 158

1 104

Ю57

1015

со \0 еЗ СО О

Уд. вес

газа

о as

1,30

« * 3 я о

CQ (0 са

0,60

0,70

0,80

0,90

1,00

1,10

1,20

5. Диаметр диафрагменного отверстия — 25 мм

5

301

279

261

246

233

221

212

205

10

425

394

368

347

329

313

300

289

15

522

482

452

427

404

384

368

355

20

603

558

522

492

467

444

426

410

30

738

689

640

603

572

546

522

502

40

850

787

737

695

659

627

600

578

50

951

879

824

777

737

702

672

647

60

1042

963

902

850

807

769

735

708

70

1 126

1044

975

920

873

832

795

765

80

1205

1 114

1042

982

932

888

849

817

90

1 278

1 184

1 1Q7

1044

990

943

902

8G8

100

1 379

1 246

1 168

1 100

1 044

993

948

915

120

1476

1 365

1280

1206

1 144

1 091

1044

1004

140

1593

1472

1 380

1300

1 234

1 176

1 125

1083

160

1 704

1 575

1476

1390

1320

1 260

1204

1 157

180

1 806

1 670

1565

1476

1 400

1 335

1276

1230

200

1 905

1 760

1650

1 555

1475

1406

1345

1294

250

1 213

1 970

1 845

1 740

1650

1574

1505

1448

300

1 332

2 159

2 021

1905

1 808

1 725

1648

1586

6. Диаметр диафрагменного отверстия—30 мм

5

535

403

377

355

337

321

307

296

10

643

567

532

501

475

453

433

417

15

752

697

652

613

582

555

531

511

20

867

803

752

708

672

641

612

590

30

1064

985

922

868

824

785

751

723

40

1228

1 137

1063

1002

950

905

865

833

50

1374

1273

1 190

1 131

1063

1 014

969

932

60

1505

1395

1 305

1228

1 166

1 111

1063

1023

70

1 624

1 505

1407

1326

1 258

1 199

1 147

1 105

80

1736

1608

1505

1 416

1344

1282

1227

1 180

90

1840

1707

1 596

1502

1426

1360

1 300

1251

100

1 940

1 800

1682

1 584

1 503

1 462

1 370

1 319

120

2 133

1 974

1 849

1 740

1 650

1 573

1504

1448

140

2 300

2 129

2 992

1 876

1 780

1696

1 621

1562

160

2 453

2 278

2 128

2 006

1 901

1 811

1 732

1 169

180

2610

2419

2 260

2 129

2 020

1 924

1 841

1 772

200

2 748

2 546

2 380

2 241

2 127

3 027

2 940

1 864

250

3 071

2 845

2 660

2 509

2 379

2 367

2 170

2 088

300

3 370

3 119

2 820

2 746

2 606

2 487

2 378

2 288

газа разного удельного веса. По этим таблицам и определяют дебит. Если Н превышает 10", можно получить Q из следующей формулы:

Q^cyjf. (21}

Здесь 0 — количество м3 газа в сутки;

С — дебит, показанный в таблице для 1" давления для данного размера шайбы и для данного удельного газа;

Н — получившаяся высота вод. столба в дюймах.

Этой формулой можно пользоваться до величины Н = 50". При более высоком давлении замер этим способом не будет точен. Скважины с дебитом более 8 000 мг\сутки замерять прибором орифайс не следует.

Выше описан американский прибор орифайс. В СССР сконструирован аналогичный прибор и к нему составлены таблицы в единицах метрической системы. Шайбы имеют толщину 3 мм. Диаметры отверстий шайб также выражены круглыми цифрами миллиметров. Суточный дебит по показанию орифайса определяется по табл. 24.

ТРУБКА ПИТО

Замер дебита скважин, дающих много газа, производится трубкой Пито. Ею замеряется скоростной напор, при помощи которого вычисляется скорость, а затем и дебит газа. Этот прибор состоит из короткой изогнутой трубки малого диаметра. Обычно применяется трубка внутреннего диаметра 1/4". В Луизиане применяется

медная полированная трубка внутреннего диаметра 0,125". Одним концом трубка опускается в открытую скважину навстречу вытекающему газу, а другой конец при помощи резиновой трубки соединен с водяным или ртутным манометром (фиг. 39). Манометр представляет U-образную стеклянную трубку, на которой нанесены деления. В стеклянную трубку налита вода, если скважина дает небольшой дебит газа. Если давление выходящего газа выбрасывает из стеклянной трубки воду,, вместо воды наливают ртуть.

Если же дебит так велик, что и ртуть выбрасывает, тогда вместо стеклянного манометра трубку Пито присоединяют к пружинному манометру..

Вместо пружинного манометра лучше взять грузовой манометр, дающий более точные показания. Трубка должна быть калибрована и иметь на всем протяжении одинаковый диаметр. Манометр ставится на расстоянии от 0,3 до 0,9 м от скважины. Открытый конец трубки вставляется (опускается) в скважину не в середине, а на расстоянии Vs Диаметра скважины от ее края, т. е. от края открытого отверстия.

ка

Фиг. 39.

7 — трубка Пито; 2 — обсадные или насосные трубы; 3 — манометр.


Дебит открытой скважины в мъ!сутки газа уд. веса 0,6 (по воздуху), исчисленного при 15° С и 1 ата

Водяной манометр, мм

Ртутный манометр, мм

Пружинный манометр, am

Внутренний диаметр труб, из которых вытекает

газ, в дюймах

1

2

3

4

5

6

8

10

12

2,5

310

1250

2810

4 980

7 760

И 120

19 880

31070

44 770

12,7

695

2 780

6 260

1 1 1С0

17 360

25 010

44 480

69 500

100010

25,4

980

3 940

8 840

15 710

24 550

35 390

62 870

98 250

141 ЗоО

50,8

3,8

1 300

5 550

12 490

22 230

34 710

49 940

89100

138 700

199 ПО

76,2

5,6

1 760

6 800

15 290

27 180

42 500

61 230

108 760

169 960

244 720

152,4

11,2

2410

9 680

21630

38 470

60 150

86 510

153 860

240 480

346 430

380,1

27,9

0,035

3 800

15210

34 230

60 830

9 И 60

136 780

243 220

379 890

547 00

'50,8

0,070

5 130

20 500

46 090

81 960

128 090

184 440

327 370

512 550

737 420

0,081

6 450

25 940

58 300

103 660

162 050

233 330

414 410

648 200

933 240

0,14

7 420

29 660

66 740

118 770

1*5 520

267 110

475 260

741 660

1 068 620

0,28

10230

40 S00

92130

163 78Э

255 880

368 400

654 000

1 023 250

1 473 590

0,7

16 360

65 380

147 180

261690

408 460

588 480

1 046 350

1 635 520

2 354 920

_

3,5

43 630

174 400

392 350

698 120

1 090 160

1 569 460

2 790 860

4 363 000

6 279 800

7,0

77 410

309 280

696 090

1 238 160

1 933 490

2 784 970

4 947 260

7 740 600

11 136 53Э

14,0

146 670

586 390

1 320 5ео

2 349 470

3 669 000

5 283 470

9 383 070

14 667 000

21 117670

Глава VI. Замер дебита газа, выходящего из скважин

В это время из скважины вокруг трубки свободно выходит газ, и на трубку действует только скоростной напор газа, т. е. только кинетическая энергия.

Трубкой Пито можно измерять дебит при вытекании газа из сполна открытых обсадных труб или из сполна открытых насосных труб, но не из сифонных. При этом трубы, из которых вытекает газ, на протяжении 3 м книзу от устья не должны иметь никакого фиттинга, сужений, тройников, задвижек, отводов и т. п.

Перед замером делается трехчасовая продувка скважины. Эту продувку можно сократить до 1,5 час. при условии производства подряд нескольких замеров и при том условии, что три последовательных замера дадут одинаковые результаты, или при том условии, что в течение 15 мин. поднявшийся в манометре в правом колене трубки уровень жидкости не меняется.

Таблица 25 показывает дебит скважины, сполна открытой, при различных показаниях манометра. Таблица составлена при условии, что конец трубки Пито вставлен в отверстие конца трубы скважины на расстоянии х/з диаметра от края. Если вставить трубку в самую середину, где газ имеет максимальную скорость, нужно цифру давления, показанного манометром, уменьшить на 13,8%, чтобы получить правильную цифру давления, по которой и находят дебит в таблице.

Если колонна труб, из которой выходит газ, имеет диаметр, не указанный в таблице, нужно цифру дебита, данную в таблице для диаметра труб в 1",умножить на множитель, указанный в табл.26.

Таблица 26

Множитель к трубке Пито для перехода на другой диаметр

Диаметр труб в дюймах

Множитель

Диаметр труб в дюймах

Множитель

1,5

2,25

55/ s

31,6

2,5

6,25

6,25

39

4,5

20

б5/8

43,9

Д5/ 4 / 8

21,39

8,25

68

Формулы к трубке Пито

Впервые применение трубки Пито к замеру дебита газа, вытекающего из скважин, было предложено в 1886 г. С. В. Робинзоном, профессором университета штата Огайо. Для замера дебита при малых давлениях он пользовался гидравлической формулой, не принимая во внимание изменения плотности газа. При больших скоростях он применял адиабатическую формулу. Впоследствии Робинзон нашел, что при больших скоростях статическое давление вытекающего газа в устье трубы превосходит атмосферное давление, но установил: «В тех случаях, когда у устья цилиндрической трубы вытекающий газ не образует vena contracta х, на плоскост сечения устья статическое давление не может превосходить атмосферное давление».

ЭТ0 — не верно. Принятие этого положения послужило источником ошибок в тех таблицах, которые были составлены на основании формул Робинзона и которыми пользовались до 1912 г.

Б 1912 г. Т. Р. Веймаут, автор известной газопроводной формулы, предложил новые константы для адиабатической формулы течения газа, благодаря которым применение трубки Пито к замеру газа, вытекающего из скважин, получило более значительную точность. На основании этих констант Ф. Олифант составил для трубки Пито таблицу 132, которой и пользовались до 1929 г. Ею руководствовались и при замере дебита газа в СССР. Продолжатель издания Весткота Джон Дил, выпустивший «Руководство по природному газу» в 1927 г., хотя и поместил в нем таблицу Олифанта, но высказал сомнение в правильности цифр Олифанта для давлений скоростного напора выше 2,08 ата и указал, что таблицу Олифанта надо заменить другой, более точной таблицей.

L. С. Lichty 133 приводит следующую адиабатическую формулу для определения скорости газа при замере трубкой Пито:

(22)

n— 1


где w — скорость текущего газа, м/сек;

g — ускорение силы тяжести, 9,81 м/сек2;

Ра — атмосферное давление, кг/м2;

Pt — давление скоростного напора, замеренное манометром трубки Пито; п — отношение теплоёмкостей Срю; у — уд. вес газа, кг/м3.

Предположено, что

л = 1,266;

P2= 14,4 фунт, на кв/дм;

уд. вес газа 0,6;

температура газа в пласте =15° С и при вытекании из устья скважины^0 С.

При этих условиях из предыдущей формулы выведена следую-

щая:

0,213

(23)

где Q —дебит газа в м134/сутки;

Й — внутренний диаметр трубки, из которой вытекает газ в атмо-

сферу, мм.

Этой формулой многие пользовались до 1930 г. В частности, она применялась при изучении вопросов о замере дебита газа из скважин, которое производили в 1927 г. инженеры Горного бюро США на га-зовых скважинах в Оклахоме

По мнению проф. Юрена, можно пользоваться при замере дебита газа трубкой Пито следующей формулой 2:

(24)

Здесь w — скорость текущего газа в м/сек;

h — скоростной напор, уловленный трубкой Пито и замеренный водяным манометром в дюймах вод. ст.; у — уд. вес газа в кг/м3.

Температура воды в манометре должна быть 15° С.

Эта формула далека от точности и не может применяться при больших давлениях.

Вопрос о замере дебита газа, вытекающего из скважин, детально изучал инж. Вальтер Рейд в г. Далласе, Тексас, и дал новые формулы и таблицу для трубки Пито3. Газовая промышленность отказалась от таблицы Олифанта и перешла на формулы и таблицы Рейда. Их проверило Горное бюро США и нашло правильными.

Рейд указал, что, когда скорость газа, вытекающего из цилиндрической трубы, достигает скорости звука в данном газе (акустическая скорость), абсолютное статическое давление газа в устье трубы составляет определённый процент абсолютного давления скоростного напора, т. е. кинетического давления. Когда давление скоростного напора превышает 1,055 кг/см2 сверх атмосферного давления, дебит прямо пропорционален абсолютному давлению скоростного напора, тогда как при скоростном напоре менее указанной цифры дебит пропорционален VР, где Р — давление сверх атмосферного. Рейд установил, что адиабатическая формула не дает правильных цифр для трубки Пито даже при скорости газа ниже критической. Критическая скорость возникает, когда абсолютное-давление скоростного напора в центре устья трубы в 1,8 раза больше атмосферного давления, или когда показание манометра при замере дебита трубкой Пито составляет 0,844 кг/см2 сверх атмосферного давления.

Если давление скоростного напора меньше 1,055 кг/см2 сверх атмосферного давления, Рейд предложил к замерам трубкой Пито применять следующие три гидравлические формулы:

Здесь Q — дебит в м*/сутки, исчислен при 760 мм рт. столба и при 15° С для уд. веса газа 0,6 (по воздуху);

D — внутренний диаметр трубы, из которой вытекает газ, в мм;

w — скоростной напор по показанию манометра в мм вод. столба;

м — то же в мм рт. столба;

Р — то же пружинного манометра в кг/см2; w, м и Р — сверх атмосферного давления.

Конец трубки Пито вставляется в центр устья трубки.

Если давление скоростного напора больше 1,055 кг/см2 (т. е. больше 775,72 мм рт. столба) сверх атмосферного давления, Рейд предложил применять следующую формулу

Q= 15,4-D*.Pa6c.    (28)

Здесь Q — дебит газа в м^/сутки;

D — внутренний диаметр трубы в мм;

Рабе — абсолютное давление скоростного напора в ата.

Очень часто бывали случаи, когда приходилось определять трубкой Пито дебит газа, вытекающего или из сполна открытых обсадных труб диаметром 6" или из сполна открытых насосных труб диаметра 4". Для этих случаев вышеуказанные формулы В. Рейда превращаются в следующие (табл. 27):

Таблица 27

Дебит газа сполна открытой скважины при замере трубкой Пито

в тыс. м3/сутки

При вытекании газа

При вытекании газа

Два вида течения газа

из сполна открытых труб внутреннего диаметра 6*

из сполна открытых труб внутреннего диаметра 4"

1. Если давление скоростного напора меньше 1,055 кг]смг (т. е. меньше 775,72 мм рт. ст.) сверх атмо

Q — 6,9 Yw Q= 27,7 Ум

Q= 3,1 Vw~ Q= 12,3/,и

сферного давления

Q = 710 V~P

Q = 317 У~Р

2. Если давление скоростного напора больше 1,055 кг!см сверх атмосферного давления

Q = 355 P qqc

d=158 Рабс

Здесь обозначения те же, что и у формул (25), (26) и (27). Q исчисляется при тех же стандартных условиях температуры, давления и удельного веса.

В. Рейд замерял боковое статическое давление внутри трубы, из которой газ вытекает в атмосферу. Это давление замерялось на расстоянии четырех диаметров от открытого конца трубы. Оказалось, что статическое давление находится в определенном отношении к скоростному напору, и по нему также можно определять дебит газа. Для этого В. Рейд дал формулу:

Q=26,5-D2.Pfl,c.    (29)

Здесь Q — дебит газа в м3/сутки, исчисленный при 15° и 760 мм рт. столба;

D — внутренний диаметр трубы в мм;

Рабе — абсолютное статическое давление внутри трубы в ата.

В. Рейд рекомендует применять формулу (29) только в тех случаях* когда боковое статическое давление на расстоянии четырех диаметров

от открытого конца трубы превышает более, чем на 0,21 кг/см2? атмосферное давление.

Фиг. 40. Сравнение трех формул при исчислении дебита газа, вытекающего из открытой скважины при замере скоростного напора трубкой Пито.

7 — адиабатическая формула; 2 -*¦ гидравлическая и 3 — формула критической скорости (формула В. Рейда).


Сопоставим две формулы Рейда (28) и (29).

Для одной и той же скважины при одних и тех же условиях Q будет для обеих формул одинаковое.

15,4 D2P=26,5 D2Pcmam.

Сокращая на D2, получаем

Рстат. ~ 0,58 Р.    (30)

Здесь в Р входит как динамическое, так и статическое давление.'

Таково отношение статического давления к полному давлению при вытекании газа из сполна открытой скважины, если полное давление Р, замеренное манометром трубки Пито, превышает 1,055 кг/см2 сверх атмосферного давления и скорость течения газа достигла критической или превзошла её.

Графическое сравнение трёх формул * при исчислении Q на основании "замеров трубкой Пито изображено на фиг. 40.

Это сравнение показывает, что адиабатическую формулу к замерам трубкой Пито вообще можно не применять. Она дает правильные цифры

Q лишь для давлений скоростного напора не выше 0,35 кг/см2 сверх атмосферного давления. Для малых давлений следует применять гидравлическую формулу. Если давление скоростного напора, замеренное манометром при трубке Пито, превышает 1,4 кг/см2 сверх атмосферного давления, неправильные цифры дает и гидравлическая формула.

Если скважина при открытом фонтанировании газом во время замера дебита трубкой Пито выбрасывает грязь, воду или сухую пыль и залепляет трубку, для замера дебита нужно определить боковое статическое давление на расстоянии четырех диаметров от конца трубы, из которой вытекает газ, и вычислить дебит по формуле 30.

Таблицы Фьюэлхарта

В «Монографами № 7», изданной в августе 1935 г. и посвященной методам замера дебита газовых скважин, стр. 127— 140, приложение 4, Горное бюро США одобрило формулы и таблицы В. Рейда».

Департамент по охране природных ресурсов штата Луизиана в августе 1937 г. напечатал подробные таблицы135 для замера дебита газовых скважин, составленные инж. Д. Е. Fuellhart на основании формул и таблицы В. Рейда и проверенные инженером Д. С. Кук.

Замер производится медной трубкой Пито, имеющей внутренний диаметр 0,125" (3,175 мм) и соединенной с манометром при помощи резиновой трубки внутреннего диаметра 0,25". Конец трубки Пито ставится в центре трубы, из которой вытекает газ. Цифры дебита исчислены при абсолютном давлении ! ,0563 метрических ата и? при температуре 15° С для газа уд. веса 0,6 (по отношению к воздуху). Таблицы предназначены только для тех случаев, когда скоростной напор, замеренный трубкой Пито, не превышает 1,055 кг(см2 сверх атмосферного давления.

Если труба, из которой вытекает газ, имеет диаметр, не указанный в табл." 28 и 29, нужно цифру дебита, данную в таблице для диаметра трубы 1", умножить на квадрат диаметра трубы, для которой надо найти дебит.

Минутный способ замера дебита газа

Если нет ни трубки Пито, ни орифайса, а есть только манометр, то можно замерять дебит «минутным способом», но этот способ дает неточные и лишь приблизительные результаты.

Перед замером нужна предварительная продувка скважины в атмосферу в течение не менее 1,5 часов. Нужно приспособить к скважине задвижку, которую можно было бы очень быстро закрыть. Задвижка должна быть герметической. На скважине надо установить манометр. Полезно для точности замера иметь барометр и замерять давление атмосферы. Давление атмосферы вообще меняется. Повышение давления атмосферы снижает дебит газа, а мы должны выяснить дебит

Таблица инж> Фьюэлхарта Дебит газа, замеренный трубкой Пито, м*/сутки

Внутренний диаметр трубы, из которой в дюймах

1

2

3

4

6

426

1700

3 830

6 800

15 320

602

2 410

5 420

9 640

21680 |

727

2 910

6 540

11640

25 160

852

3 410

7 670

13 640

30680

948

3 790

8 530

15 160

34120

1 044

4 180

9400

16 720

37 600

1 125

4 500

10 130

18 000

40520

1 205

4 820

10850

19 280

43 400

1 275

5 100

11480

20 400

45 920

1 345

5 380

12 110

21520

48 440

1 413

5 650

12 720

22 600

50 880

1477

5 910

13 290

23640

53 160

1 538

6 150

13 840

24 600

55 360

1 596

6 380

14 360

25520

57 440

1 651

6 600

14 860

26400

59 440

1 704

6 820

15 340

27 280

61360

1 755

7 020

15 800

28080

63 200

1 806

7 220

16 250

28880

65000

1 857

7 430

16710

29 720

66 840

1907

7 630

17 160

30520

68640

1 993

7 970

17 940

31880

71760

2 079

8 320

18 710

33280

74 840

2 163

8650

19 470

34 600

77 880

2 246

8 980

20 210

35 920

80 840

2 328

9310

20 950

37 240

83 800

2 410

9640

j 21690

38560

86 760

2 480

9 920

22 300

39 680

89200

2 550

10 200

22 950

40 800

91800

2 620

10 480

23 600

41920

94400

2 690

10760

24 200

43 040

96 800

2 758

11 030

24 800

44120

99 200

2 826

11300

25 400

45 200

101 600

2 890

11560

26 000

46 240

104 000

2 954

11820

26 600

47 280

106 400

3015

12 060

27 200

48240

108 800

3 075

12 300

27 700

49200

110 800

3 134

12 540

28 200

50 160

112 800

3 192

12 770

28 700

51 080

114 800

3 245

12 980

29 200

51920

116 800

Внутренний диаметр трубы, из которой вытекает газ, в дюймах

1

2

3

4

6

8

3 297

13190

29 700

52 760

118800

211 040

3 353

13 410

30 200

53 640

120 800

214 560

3 408

13 630

30 700

54 520

122 800

218080

3 459

13 840

31 150

55 360

124 600

221 440

3 510

14 040

31600

56 160

126 400

224 640

3 561

14 240

32 050

56 960

128 200

227 840

3612

14 440

32 500

5 7 760

130 000

231 040

3 663

14 650

32 950

58 600

131 800

234 400

3 714

14 860

33 400

59 440

133600

237 760

3 764

15 060

33 850

60 240

135 400

240 960

3812

15 250

34 300

61000

137 200

244 000

3 859

15 440

34 750

61760

139 000

247 040

3 905

15 620

35 200

62 480

140 800

249 920

3 951

15 800

35 600

63 200

142 400

252 800

3 995

15 980

36 000

63 920

144 000

255 680

4 038

16 150

36 400

64 600

145 600

258 400

4 081

16320

36 720

65 280

146 880

261 120

4124

16 500

37 120

66 000

148 480

264 000

4 167

16 670

37 510

66 680

150 040

266 720

4210

16 840

37 900

67 360

151 600

269 440

4 253

17010

38 280

68 040

153 120

272 160

4 296

17 180

38 660

68 720

154 640

274 880

4 338

17 350

39 040

69 400

156 160

277 600

4 380

17 520

39 420

70 080

157 680

280 320

4 421

17 680

39 790

70 720

159 160

282 880

4 462

17 850

40 160

71 400

160 640

285 600

4 501

18 020

40 510

72 000

162 040

288 000

4 539

18190

40 860

72 640

163 440

290 560

4 578

18 350

41200

73 240

164 800

292 960

4624

18 500

41 620

74000

166 480

296 000

4 662

18 650

42 000

74 600

168 000

298 400

4 700

18 800

42 320

75 200

139 280

300 800

4 738

18 950

42 640

75 800

170 560

303 200

4 776

19 100

42 980

76 400

171 920

305 600

4814

19260

43 320

77 040

173 280

308 160

4 852

19410

43 650

77 640

174 600

310 560

4 890

19 560

44 000

78 240

176 000

312 960

4 930

19 720

44 350

78 880

177 400

315 520

4 970

19 880

44 700

79 520

178 800

318 080

5 004

20 020

45 020

80 080

180 080

320 320

5 037

20 140

45 330

80 560

181 320

322 240

Таблица инж- Фьтоэлхарта Дебит газа, замеренный трубкой Пито в лР/сутки

Внутренний диаметр трубы, из которой вытекает газ

1

2

3

4

6

1563

6 250

14 070

25 000

56 280

2 209

8 840

19 880

35 360

79 520

2704

10 820

24 340

43280

97 360

3121

12 480

28 090

49 920

112 360

3 485

13 940

31210

55 760

124 840

3 822

15 290

34 400

61 160

137 600

4 130

16 520

37170

66 080

148 680

4 420

17 680

39 780

70 720

159 120

4 682

18 690

42 140

74 760

168 560

4 993

19690

44310

78 760

177 240

5185

20740

46 670

82 960

186 680

5 437

21740

48 930

86 960

195 720

5 660

22 640

50 940

90 560

203 760

5 887

23 550

52 980

94 200

211 920

6120

24 480

55 080

97 920

220 320

6 343

25370

57 090

101 480

228 360

6 538

26 150

58 840

104 600

235 360

6 737

26 950

60 630

107 800

242 520

6 913

27 650

62 220

110 600

248 880

7 080

28 320

63 720

113 280

254 880

7 250

29 000

65 250

116 000

261 000

7 400

29 600

66 600

118400

266 400

7 550

30 200

67 950

120 800

271 800

7 700

30 800

69300

123 200

277 200

7 850

31 400

70 650

125 600

282 600

8 000

32 000

72 000

128 000

288 000

8 150

32 600

73 350

190 400

293 400

8300

33 200

74 700

132 800

298 800

8 450

33 800

76 050

135 200

304 200

8 600

34 400

77 400

137 600

309 600

8 750

35 000

78 750

140 000

315 000

___Продолжение

Внутренний диаметр трубы, из которой вытекает газ, в дюймах

1

2

3

4

6

8

8 900

35 600

80 100

142 400

320 400

569 600

9 040

36 160

81 360

144 460

325 440

578 560

9 180

86 720

82620

146 880

330 480

589 520

9 320

37 280

83 880

149 120

335 520

596 480

9 460

37 840

85140

151 360

340 560

605 440

9 600

38400

86 400

153 600

345 600

614 400

9 730

38 920

87 570

155 680

350 280

622 720

9 850

39 400

88 650

157 600

354 600

630 400

9 970

39 880

89 730

159520

358 920

638 080

10080

40 320

90720

161 280

362 880

645 120

10190

40 760

91 710

163 040

366 840

652 160

10300

41 200

92 700

164 800

370 800

659 200

10 420

41680

93 780

166 720

375 120

; 666 880

10 540

42 160

94 860

168 640

397 440

674 560

10 650

42 600

95 850

170 400

383 400

681 600

10 760

43 040

96 840

172 160

387 3.60

688 640

10 870

43 480

97 830

173 920

391 320

695 680

10 990

43 960

98 910

175 840

395 640

703 360

11 100

44400

99 900

177 600

399 600

710 400

11 210

44840

100 890

179 360

403 560

717 440

11330

45 320

101 970

181 280

407 880

725 120

11 440

45 760

102 960

183 040

411 840

732 160

И 560

46240

104 040

184 960

416 160

739 840

И 670

46 680

105 030

186 720

420 120

746 880

11780

47 120

106 020

188 480

424 080

753 920

11890

47 560

107 010

190 240

428 040

760 960

11990

47 960

107 910

191 840

431 640

767 360

12 090

48 360

108 810

193 440

435 240

773 760

12190

48 760

109 710

195 040

438 840

780 160

12 290

49160

110610

196 640

442 440

786 560

12 390

49 560

111510

198 240

446 040

792 960

12 490

49 960

112410

199 840

449 640

799 360

12 590

50360

113310

201440

453 240

805 760

Давление скоростного напора в мм рт. ст.

Внутренний диаметр трубы, из которой вытекает газ, в дюймах

1

2

3

А

6

8

325

12680

50720

114120

202880

456480

811520

330

12770

51080

114930

204320

459720

817280

335

12860

51440

115740

205760

462960

823040

340

12950

51800

116550

207200

466200

828800

345

13040

52160

117360

208640

469440

834560

350

13130

52520

118170

210080

472680

840320

355

13220

52880

118980

211520

475920

846080

360

13310

53240

119790

212960

479160

851840

365

13400

53600

120600

214400

482400

857600

370

13490

53960

121410

215840

485640

863360

375

13580

54320

122220

217280

488880

869120

380

13670

54680

123030

218720

492120

874880

385

13760

55040

123840

220160

495360

880640

390

13850

55400

124650

221600

498600

886400

395

13940

55760

125460

223040

501840

892160

400

14030

56120

126270

224480

505080

897920

405

14120

56480

127080

225920

508320

903680

410

14210

56840

127890

227360

511560

909440

415

14300

57200

128700

228800

514800

915200

420

14390

57560

129510

230240

518040

920960

425

14480

57920

130320

231680

521280

926720

430

14570

58280

131130

233120

524520

932480

435

14660

58640

131940

234560

527760

938240

440

14750

59000

132750

236000

53.1000

944000

445

14840

59360

133560

237440

534240

949760

450

14930

59720

134370

238880

537480

955520

455

15020

60080

135180

240320

540720

961280

460

15100

60400

135900

241600

543600

966400 -

Продолжение

Внутренний диаметр трубы, из которой вытекает газ, в дюймах

1

2

3

4

6

8

15180

60720

136620

242880

546480

971520

15260

61040

137340

244160

549360

976640

15340

61360

138060

245440

552240

981760

15420

61680

138780

246720

555120

986880

15500

62000

139500

248000

558000

992000

15580

62320

140220

249280

560880

997120

15660

62640

140940

250560

563760

1002240

15740

62960

141660

251840

566640

1007360

15900

63600

143100

254400

572400

1017600

16060

64240

144540

256960

578160

1027840

16220

64880

145980

259520

583920

1038080

16380

65520

147420

262080

589680

1048320

16540

66160

148860

264640

595440

1058560

16700

66800

150300

267200

601200

1068800

16860

67440

151740

269760

606960

1079040

17020

68080

153180

272320

612720

1089280

17180

68720

154620

274880

618480

1099520

17340

69360

156060

277440

624240

1109760

17480

69920

157320

279680

629280

1118720

17620

70480

158580

281920

634320

1127680

17760

71040

159840

284160

639360

1136640

17890

71560

161010

286240

644040

1144960

18020

72080

162180

288320

648720

1153280

18150

72600

163350

290400

653400

1161600

18270

73080

164430

292320

657720

1169280

18390

73560

165510

294240

662040

1176960

18510

74040

166590

296160

666360

1184640

18630

74520

167670

298080

670680

1192320

18750

75300

168750

300000

675000

1200000

атри нормальном давлении атмосферы, соответствующем расположен нию устья данной скважины над уровнем моря. Чем выше расположено устье скважины, тем ниже давление атмосферы и тем больше дебит газа.

Быстро закрывают задвижку с часами в руках и смотрят, какое давление покажет манометр через 1 мин. после закрытия скважины. Затем вычисляют дебит по формуле:

i440-P„-V

Q = —•    (31)

Здесь Q — дебит скважины в мг/сутки;

Рм — давление, показанное манометром, в метрических am или в кг/см2;

V — внутренний объём скважины в м3 от забоя до задвижки, т. е.тот объём, в котором скопился в скважине сгущающийся после закрытия задвижки газ;

Ра — атмосферное давление во время замера, показанное барометром и выраженное в кг/см2. Это есть абсолютное давление атмосферы.

Если нет барометра, можно считать, что мы имеем нормальное давление атмосферы, близкое к 1 ата. В этом случае Ра ~1, и формула превратится

Q= 144 О.Р*.0,    (32)

где v — сечение скважины, помноженное на глубину.

Сечение выражено в ж2, а глубина — в м.

1440 — число минут в сутках. Предполагается, что за первую минуту скважина давала газ без особого противодавления, так как в конце минуты давление в скважине поднимается мало.

Предполагается, что если бы скважина была открытой, то в минуту она дала бы столько же. Это—объём газа PMv. Чтобы получить дебит за сутки, нужно этот объем умножить на число минут в сутках. Эгот расчет может дать скорее преуменьшенные, чем преувеличенные цифры. Для ориентировочных соображений он пригоден.

Для облегчения вычислений можно пользоваться табл. 30, в которой показан внутрений объем 1 пог. м труб различного диаметра.

Таблица 30

Внутренний диаметр труб в дюймах

Внутренний объем 1 пог. м труб в м3

Внутренний диаметр труб в дюймах

Внутренний объем 1 пог. м труб в м3

2

0,00202

9

0,04100

3

0,00455

10

0,05050

4

0,00885

И

0,06120

5

0,01262

12

0,07300

6

0,01820

13

008600

7

0,02480

14

0,09900

8

0,02940

Все остальные способы замера дебита газа есть скоростные способы. Замеряется скорость, по которой вычисляется объем. Минутный способ есть объемный метод, и мерой объёма служит вместимость скважины.

На фиг*. 49 и 50 видно, какое давление возникает в скважинах двух месторождений через 1 мин. после закрытия.

На точность минутного способа влияет диаметр скважины. Чем больше диаметр, тем больше точность. Это видно из фиг. 50. Скважины малого диаметра быстрее наполняются газом, чем скважины большого диаметра, и в них уже в течение минуты возникает давление, снижающее притекание газа в скважину.

СПОСОБ ОБРАТНОГО ДАВЛЕНИЯ Back-pressure method

Способы: 1) анемометр, 2) орифайс, 3) трубки Пито и 4) минутный требуют предварительной продувки скважины в течение от 1,5 до 3 часов, что связано с большой тратой газа и опасностью для скважины, а других способов до 1929 г. не было. В 1928 — 1929 гг. инж. Горного бюро США Пирс и Раулинс выработали метод определения дебита открытой скважины без открывания скважины во всю трубу.

Назовём:

Q — суточный дебит скважины, сполна открытой;

Рс —closed pressure—давление в скважине, сполна закрытой. Это есть абсолютное давление в пласте;

Pw — working pressure — абсолютное давление в пласте около скважины во время частичного открытия скважины, например при отборе газа через орифайс или чок-ниппель малого диаметра;

Qp —дебит частично открытой скважины, т. е. дебит при различных величинах Pw.

Qp пропорционально перепаду давления, т. е. разности между абсолютным давлением в пласте вдали от скважины и абсолютным давлением в пласте около скважины во время отбора газа. Абсолютное давление в пласте вдали от скважины мы можем узнать, если сполна закроем скважину и выждем, чтобы давление около скважины и вдали от скважины выровнялось. Но Qp и Q не прямо пропорциональны перепаду давления, а находятся по отношению к нему в такой зависимости: если мы нанесем на логарифмическую бумагу цифры разности квадратов этих двух давлений, т. е. Рс 2Pw2— против соответствующих им величин Qp, то мы получим прямую линию. Если эту линию продолжить, можно найти значение Q в условиях открытой скважины, не открывая скважину. Для нанесения прямой линии достаточно получить две точки, например применив чок-ниппель ги 1и"-

Определение дебита открытой скважины по этому методу производится следующим образом: предположим, что скважина или сполна закрыта или эксплоатируется через орифайс малого диаметра, давая небольшой процент возможного дебита. Сначала закрывают скважину, установив манометр, и следят, как повышается давление в закрытой скважине. Когда оно перестало повышаться, замеряют его* Это будет давление по манометру у устья, соответствующее абсолютному давлению в пласте Рс. Чтобы найти Рс, надо к полученной на манометре цифре прибавить барометрическое давление атмосферы и вес столба сжатого в скважине газа от устья до подошвы пласта.

Затем скважину немного приоткрывают, т. е. получают из нее частичный дебит через орифайс или чок-ниппель малого диаметра., например 136/8 или 1/4//. Замеряют дебит и давление. Замеренное по манометру давление нужно перечислить на абсолютное давление в пласте. Для этого к полученному манометрическому давлению нужно прибавить три величины:

1)    давление атмосферы по барометру;

2)    вес столба сжатого газа в скважине и

3)    потери на трение и турбулентность.

Этим путем мы находим Pw и соответствующий ему дебит Qp „ Дебит замеряется счетчиком, поставленным на газопроводе после орифайса.

Такиеже определения делаем, установив другой орифайс, например 3/8 или 1/2". Получим Pw для другого орифайса и соответствующий ему Qp .

Этим можно ограничиться. Две точки для прямой линии мы уже имеем. Можно найти еще одну точку, поставив третий орифайс.

Определяем цифровые значения для сделанных двух или трех замеров Рс 2—Pw2. На логарифмической бумаге наносим значения

Qp против соответствующих значений Рс2Pw2, через эти точки проводим прямую линию и продолжаем ее в сторону увеличения Рс2— Pw2, т. е. в сторону уменьшения Pw 2, так как Рс2— постоянно.


При уменьшении Pw и стабильном значении Рсдебит Qp будет увеличиваться. Эта прямая линия окончится, когда Pw будет близко к нулю. Конец этой прямой будет находиться против Рс 2, так как если Pw = 0, то Рс 2— PW2=PC2. Этому будет соответствовать дебит сполна открытой скважины. Начало прямой будет находиться против Рс 2Pw2, где Рс—Pw т. е. Рс 3Pw2 = 0.

Если эту кривую мы нанесем на обыкновенную Декартову сетку,, мы получим гиперболу, изображенную на фиг. 41.

Кривая, начавшись с нуля, будет подниматься сначала медленно^ а потом быстрее и кончится, когда дойдет до уровня точки Рс 2

_ Р 2 — р 2

Г W -1 с

Найти эту конечную точку можно и не открывая сполна скважину,

Логарифмическая бумага точно укажет эту конечную точку. Против нее и найдем величину Q.

Группа кривых на логарифмической бумаге изображена на фиг. 36.

Итак, прямая линия на логарифмической бумаге или гипербола на Декартовой сетке будут иметь начальную и конечную точки:

начальная точка — скважина сполна закрыта:

Рс Pw; Pq    n = 0; Qp = 0;

конечная точка — скважина сполна открыта:

Pw = 0;

рг  р 2_ П2

Г С    Г Vi - ¦* с

Qp — Q-

Этот способ назван способом обратного давления. При нем мы оказываем при помощи орифайсов или чок-нигшелей обратное давление на пласт и не открываем скважину сполна. Его иногда называют способом Пирса и Раулинса.

Этот метод описан в сериях № 2929 и 2930 «Исследования Горного бюро США»х. Приложены диаграммы, по которым можно по двум замерам найти дебит газа, не прибегая к формулам. Во время определения дебита газовой скважины по описанному способу нет потерь газа, так как газ не выпускается в атмосферу, а идет в газопровод. Предварительная продувка не требуется.

Это описание, взятое из американской литературы, необходимо уточнить.

Пирс и Раулинс говорят, что для нахождения дебита сполна открытой скважины нужно подымающуюся кверху и вправо кривую продолжить до той горизонтальной линии, которая пересекает ось ординат в точке, где Рс2—Pw2= Рс2 и где Pw =0. Фактически Pw не может быть равно нулю. Р^ есть абсолютное давление на дне скважины. При свободном вытекании газа в атмосферу Pw есть малая величина, но она не равна нулю.

При полном открытии скважины абсолютное давление должно быть не менее суммы следующих трех величин:

1)    давление атмосферы,

2)    вес столба движущегося газа в скважине,

3)    потери на трение и турбулентность при движении газа в скважине.

Вторая величина — не велика, так как в открытой скважине газ мало сжат.

Третья величина может быть значительной вследствие очень большой скорости и больших количеств движущегося газа в скважине.

К этим трём величинам надо добавить ещё четвёртую. В. Рейд показал, что при большом дебите остаточное статическое давление у устья скважины при вытекании газа з атмосферу можег превышать атмосферное давление.

Из этих четырех величин первая замеряется барометром, а остальные можно вычислить теоретически и найти на оси ординат точку, соответствующую Рс2—Рw2 при полном открытии скважины. Через эту точку провести горизонтальную прямую, параллельную оси абсцисс и довести до неё на логарифмической бумаге прямую, положение которой фиксировано замерами дебита и давления при двух или трех орифайсах.

СПОСОБ ГРЭДИ И ВИТТЕРА

Стабилизация вытекания газа из пласта через открытую скважину

Встречаются газовые скважины, для которых ни один из пяти описанных способов не пригоден. К числу таких скважин относится большинство скважин очень крупного газоносного района Монро в штате Луизиана в США. Могут такие скважины быть и в СССР.

По размерам газоносной площади и запасам газа месторождение Монро занимает третье место среди газовых месторождений США. Оно содержит два газоносных горизонта. Из них главное значение имеет первый или верхний.

Первоначальное давление в пласте в 1916 г. было 76,3 ата. Затем оно постепенно понижалось. Вследствие малого процента отбора понижение почти во всем районе было медленное, а именно: в среднем лишь около 1 am в год. В северной, западной и центральной частях района в 1940 г. давление в сполна закрытых скважинах у устья было от 32 до 60,11 ати. Среднее давление в пласте было около 50 ата. В юго-восточной части давление было около &ата. Расстояния между скважинами оказались слишком малыми. Установилось взаимодействие между скважинами. Когда для замера трубкой Пито делалась предварительная продувка, стабилизация вытекания не устанавливалась. При свободном вытекании количество вытекающего в минуту газа все время понижалось, так как при понизившемся давлении газ не успевал подтекать к скважине в таких количествах, чтобы поддерживать постоянное, не уменьшающееся вытекание. Его брали соседние скважины, состоящие в эксплоатации.

Замер трубкой Пито правилен только тогда, когда после продувки скважина достигла стабилизации вытекания газа. Раньше все скважины давали такую стабилизацию. Скважины большого дебита стабилизовались через 15 минут. Некоторые даже через 12. В конце 30-х годов уже было мало скважин большого дебита. Они давали стабилизацию вытекания. Скважины среднего и малого дебита такой стабилизации не давали. После 1,5 часов продувки они продолжали снижать дебит. Скважина быстро истощала свой небольшой район дренажа, ограниченный районами дренажа соседних скважин. Продолжать продувку долее 1,5 часов не имело смысла, так как, во-первых, продувка сопровождалась большими потерями газа, во-вторых, продувка могла повредить скважине, и, в-третьих, повидимому, не было надежды, что через какое-нибудь длительное время продувки установится стабилизация вытекания. Может быть в таких скважинах стабилизация никогда не установится, и дебит при свободном вытекании всё время будет падать, пока пласт в районе дренажа скважины не будет совершенно истощён. Так как этот вопрос не был ясен, он был подвергнут теоретическому и практическому изучению. Работу по изучению вопроса о стабилизации вытекания вели инженеры «департамента по охране природных ресурсов» штата Луизиана Грэди и Виттер. Результаты работы опубликованы137.

7.03 ±/00 90

Р С ~ 10    20    30    40    SO    ВО    70

Двбигт.) 8 сит Ни 6 млн. Аоб фут

№    560    „    850    113%.    Ш    1699    1361

ДеЬит о cqrr>ku t ть/С м3

Фиг. 42. Соотношение суточного дебита и скоростного напора при замере трубкой Пито.

7 — ниппель диаметра 4"; 2 — ниппель диаметра 6".


| 5JSZ % 60

т 170

| 422*1 60

I I

S 352 s 50

§ ?

§ 28> I 40

I ' §

I ZV | 30

«ь * С.

! w- § 20

О? I >0

Продувка газовых скважин и замер дебита при свободном истечении газа в атмосферу вообще признавались нежелательными,и многие специалисты давно стремились к тому, чтобы уменьшить вред и потери, причиняемые продувкой.

Джон Дил писал 138, что для продувки и для замера дебита трубкой Пито желательно навинчивать на устье скважины патрубок, имеющий диаметр вдвое меньше диаметра колонны, служащей для вытекания газа, и выпускать газ через этот патрубок, а ещё лучше, если диаметр патрубка будет менее половины диаметра колонны.

В районе Монро для продувки и замера дебита трубкой Пито было введено применение патрубков внутреннего диаметра 6 или 4". Это было введено, главным образом, с целью установления однообразия в замерах дебита скважин, имеющих самые различные диаметры.

Патрубки 4" навинчивались на колонны, имеющие диаметры менее 6", а патрубки 6" — на колонны, имеющие диаметр более 6". Длина патрубков была установлена в 8 диаметров. Предполагалось, что патрубок 4" снижает дебит в сравнении с патрубком 6", и скважикам, замеренным через патрубок 4", давалась определённая добавка к раз-решаемому дебиту. Грэди и Виттер выяснили этот вопрос, и оказалось, что патрубок 4" в сравнении с патрубком 6" не снижает дебита. На фиг. 42 изображены две кривые, показывающие соотношение дебита и скоростного напора при патрубках 6 и 4".

Если одну и ту же скважину замерять сначала через патрубок 6" и затем через патрубок 4" или наоборот, дебит получается одинаковый, но скоростной напор разный. Так например, одна и та же скважина при вытекании газа через патрубок 4" даёт 1 132 тыс. мъ/сутки при скоростном напоре в патрубке 6,5 кг/см2 и даёт такой же дебит через патрубок 6" при скоростном напоре 2,4 кг/см2. При этом давление в пласте около скважины в обоих случаях одинаковое, но скорость протекания газа через патрубки — разная. Внутри патрубка 4" она в 2,25 раза больше.

Кривая падения давления и кривая нарастания давления

Если открыть газовую скважину и выпускать газ в атмосферу, давление в ней падает сначала очень быстро, а затем темп падения давления замедляется.

Кривая этого падения давления имеет определённую форму. Если затем эту скважину закрыть, в ней нарастает давление, сначало быстро, а затем всё медленнее и медленнее. Кривая этого нарастания давления также имеет определённую форму. Свободное вытекание газа в атмосферу быстро истощает пласт около скважины. По закрытии скважины в пласте устанавливается равновесие. На фиг. 43 изображены кривые падения давления и кривые нарастания давления для двух скважин в районе Монро по замерам Грэди и Виттера, сделанным в 1940 г., когда район был истощён на одну треть. Верхний чертёж относится к скважине А и нижний — к скважине Б. Для каждой скважины даны кривые при выпускании газа через патрубок 6" и отдельные кривые при выпускании газа через патрубок 4". Давление замерялось через каждую минуту. На оси абсцисс нанесено время в минутах: внизу для патрубка 4" и вверху для патрубка 6" по скважине Л, а по скважине Б наоборот. На оси ординат нанесено давление на дне скважины. Кривые падения давления при выпуске газа оказались одинаковыми для обоих патрубков. Патрубок 6" давал такое же обратное давление на пласт, как и патрубок 4". Резкое снижение давления произошло в течение 3 мин. по открытии скважины. Полной стабилизации вытекания не получилось. По прошествии 15 мин. скважины продолжали показывать понижение давления.

По открытии скважины А давление в пласте около скважины с 46,5 ати в течение 3 мин. упало до 7,1 ати и после этого понижалось медленно.

По открытии скважины Б давление в пласте около скважины с 42,6 ати в течение 3 мин. упало до 11,9 ати и после этого понижалось медленно.

По закрытии скважины давление быстро нарастало в течение 2 или 3 мин., после чего нарастание давления шло медленно.

Время $ часах и минутах меле полудня

t2 0 ПИ 1212 Г2ГЗ 12.14 1215 1216 1211 1218 1219 12.20 /2-21 /222 /123 /2.24 12 25

1

I

1 1

/

2

\/

f

as tf

0/1

101/

ii //

VfZ

*3/1

14/1

ff ft

IP 11

171/

18 11

/9/1

2011

2111

22 11

23 11

24 j

28,/

2/,/

/4}/

7,03

Фиг. 43.

7 — ниппель диаметра 6"; 2 — ниппель диаметра 4".

При замере трубкой Пито скоростного напора и при вычислении дебита указанных двух скважин по формуле В. Рейда получились цифры, приведённые в табл. 31.

| 500

^ т

1300 %2в9

100


Таблица 31

Скважина

Диаметр патрубка в дюймах

Скоростный

напор,

KZjCM%

Дебит, мъ1 сутки

Л

4

4,71

863670

A.

6

1,55

869 332

r

4

7,14

1 231 790

О

а

2,6

1 226 127

Практически цифры дебита для патрубков б и 4" получились одинаковые, а скоростной напор — разный. Патрубок 4" в сравнении с патрубком 6" практически не снижает дебита и давления в пласте.

Для выяснения вопроса о стабилизации вытекания Грэди и Виттер обследовали более 500 скважин района Монро и для скважин среднего и малого дебита вывели экспериментальную кривую понижения дебита при свободном вытекании газа. Для этой кривой они вывели эмпирическую формулу зависимости дебита от времени вытекания-Кривая и формула изображены на фиг. 44.

Даже по прошествии двух часов продуЕки скважины не очень большого дебита продолжали понижать дебит.

50 г

Й т !*.

!*

У-?/

I"

fO

/


1416

!274

f/33

S3! Щ. 1

850 ^

708 ^

566 I V

425 | 283 ^ 142


2t> зо 4о 5а so w so 90 т но /20 т ко

Истекшее время / минутах


м

2г,78

...... г_... . .

i

1

.. 1

1

- 0-

Q)-$e5um в миллионах

O.SS+lOGe ГОТ

Ay# футоб S сутки

Т- Время npofyfffiu

Л Unrnг .......

Фиг. 44. Фактическая экспериментальная кривая падения дебита при свободном вытекании газа в атмосферу из открытой скважины.

Течение газа в пласте

Была сделана попытка выяснить теоретические основы стабилизации вытекания. За основы были приняты три известных физических закона:

1)    Закон о состоянии газа:

У=УоРт.    (Щ

Плотность газа у прямо пропорциональна давлению, у которого показатель степени т меняется с термодинамическим видом расширения или сокращения объёма. Для изотермического процесса ш=1,

для адиабатического т=-~—.

Lv

2)    Закон Дарси, касающийся течения жидкостей и газов в пористом пласте:

Скорость v прямо пропорциональна проницаемости пласта и ди-ференциалу давления и обратно пропорциональна вязкости жидкости или газа.

3) Уравнение неразрывности или сплошности движения:

В определённом объёме пространства плотность газа с течением времени меняется в прямой пропорциональности с избытком газа, входящего в это пространство, над количеством газа, уходящего из этого пространства.

В векторных обозначениях выражение div (yv) пазывается дивергенцией (расхождением) вектора yv.

Из этих трёх законов получено диференциальное уравнение, управляющее движением газа в пористом пласте:

т


(36)


А2у


(1 +т) /j.jy0т ду к ' dt


Это уравнение аналитически не разрешимо. Надо испытать приблизительные решения. Можно принять такой метод.

Район дренажа при продувке возрастает. Стабилизация возможна лишь для определённого района дренажа. На основании фактических замеров были составлены два уравнения::

(37)

2,704 •/с-Я-Р*

1,0544-к-Ре '

(38)

Здесь: Q — дебит в куб. футах в сутки; к — проницаемость в дарси;

Ре — давление в пласте в фунтах на кв. дюйм; рь — абсолютная вязкость газа в центипуазах;

Rw — эффективный радиус скважины в футах;

/ — пористость в долях единицы; t — время в часах;

ts — время, нужное для стабилизации вытекания в часах; Re — радиус эффективного района дренажа в футах;

Qs — стабилизировавшийся дебит вытекания газа из открытой скважины, куб. футов в сутки;

И — мощность пласта в футах.

Эти формулы показывают дедуктивные выводы, к которым на основании собранного материала можно притти, если принять некоторые предположения о размерах неизвестных величин. В теоретических формулах есть четыре неизвестных фактора:

Н — эффективная мощность эксплоатационной части пласта; к — проницаемость эксплоатационной части пласта;

Rw — эффективный радиус скважины;

Re — радиус эффективного района дренажа.

Если мы предположительно установим размеры одного из первых трёх факторов, определятся остальные два, а для четвёртого надо установить предположительные размеры самостоятельно. Таким образом всего надо установить самостоятельно и отдельно предположительные размеры лишь для двух факторов. Эти размеры можно установить в различных, весьма вероятных пределах и с достаточной степенью точности.

Величины, установленные предположительно, и величины, полученные путём выводов, указаны в табл. 32.

Таблица 32

Величины, установленные предположительно

Величины, полученные выводами


Qs

Н


2 650 000

500


526,72


0;0Э 12075

100


4,978


3 610 000

21,07


100


421000

105,37


500


0,0060375

11,131


200


4 960 000

4,215


100


Для Rw даны большие размеры, так как в районе Монро скважины торпедируются и обрабатываются соляной кислотой, что сильно увеличивает дебит. Для Re даны малые размеры, вследствие малых расстояний между скважинами.

В результате теоретическое изучение вопроса показало, что каждая скважина может достичь стабилизации дебита при свободном вытекании газа, но для этого требуется очень продолжительное время и получается очень малый стабилизованный дебит.

В том состоянии, в каком теперь, начиная с 1939 г., находится месторождение Монро, способ замера дебита газа трубкой Пито непригоден. Не годятся и остальные способы, требующие предварительной продувки. Это состояние характеризуется двумя обстоятельствами.

1.    Месторождение истощено более, чем на одну треть. Давление в пласте понизилось с 76,3 до 48 ата.

2.    Расстояния между скважинами — меньше нормальных. Скважины действуют друг на друга.

Такие районы могут быть и в СССР. Для них надо искать другие способы замера дебита газа.

Уравнение (44) имеет форму:

Здесь:

Q — количество газа, протекающего по пласту к скважине в единицу времени;

Т — время, истекшее до стабилизации вытекания;

Л — констакта;

В — константа.

Приравняем:

1

Q = lg Т = х,

Тогда уравнение (39) превратится в

у = гпх -f- b.    (40)

Если мы на оси ординат отложим , а на оси абсцисс lgT, скважины будут давать на диаграмме прямые наклонные линии.

Стабилизация давления в закрытой скважине

Убедившись в непригодности для района Монро замера дебита газа трубкой Пито, обратились к вопросу о применении «способа обратного давления» (способ Пирса и Раулинса), для которого не нужна продувка и не требуется стабилизация вытекания. Но для этого способа нужна стабилизация давления в закрытом состоянии. Если скважина состоит в эксплоатации, нужно её закрыть и выждать, чтобы в ней и в пласте установилось равновесие. Нужно определить статическое давление. По закрытии скважины в ней давление сначала быстро поднимается, потом нарастание давления замедляется

и, наконец, наступает стабилизация. После этого производится три или четыре замера дебита с применением чок-ниппелей или орифайсов, разного диаметра, на основании которых на логарифмической сетке получается прямая линия. Продолжение её укажет дебит в открытом состоянии. Применение этого способа к району Монро показало, что для некоторых немногих скважин он пригоден, а для большинства не пригоден. У большинства скважин не получалось стабилизации в закрытом состоянии. Даже по истечении долгого времени пребывания скважины в закрытом состоянии давление в ней продолжало повышаться. Очевидно газ к этой скважине медленно подходил из отдельных мест полуистощённого пласта. На это восстановление давления влияла работа соседних скважин, даже находящихся на большом расстоянии. Кривые восстановления давления имели самую разнообразную форму.

Одна группа скважин была подвергнута такому испытанию. В них было замерено давление после 48 час. пребывания их в закрытом состоянии. Затем такое испытание было повторено через месяц. Полу-

чилась самая пёстрая картина. За месяц пласт, конечно, подвёргся некоторому, хотя и небольшому, истощению, и скважины должны были при втором испытании показать статическое давление немного ниже, чем при первом. Фактически некоторые скважины показали более низкое давление, а другие более высокое. Не наблюдалось никакой закономерности.

Испытанные по способу обратного давления при помощи чок-ниппелей или орифайсов разных диаметров некоторые немногие скважины на логарифмической сетке дали точки, оказавшиеся на одной прямой, а большинство скважин дали точки,.через которые нельзя провести прямую. Точки распределились вразброд, и некоторые точки оказались далеко в стороне от той прямой, на которой они должны были бы находиться.

Всё это, вместе взятое, а также сложность применения метода обратного давления, громоздкость вычислений и другие неудобства привели Грэди и Виттера к заключению, что и метод обратного давления к району Монро не применим. Тогда Грэди и Виттер составили проект нового способа и назвали его «способом определения продуктивности скважины».

Способ определения продуктивности скважин (Способ Грэди и Виттера)

Это—упрощённый способ обратного давления. Данные замеров наносятся на сетку, у которой ось абсцисс разделена на равные деления, а ось ординат — на деления, пропорциональные квадратам чисел 1, 2, 3, 4 и т. д. Над осью абсцисс наносятся точки, соответствующие дебиту газа в сутки, а против делений оси ординат — точки, соответствующие квадратам абсолютного давления на дне скважины во время того ши иного частичного отбора газа из скважины. Если нанесённые точки соединить линией, получится наклонная прямая. Если её продолжить до оси абсцисс, т. е. до уровня 0 для давления, она укажет дебит сполна открытой скважины. Для получения прямой достаточны две точки. Удобнее всего первую точку взять при снижении давления на 10% ниже давления закрытой скважины, а вторую при снижении давления на 50%. Газ при этом идёт через чок-ниппель или орифайс в газопровод. Продувка не нужна. На газопроводе стоит счётчик, замеряющий дебит при том или ином диаметре чок-ниппеля. При этом замеряется манометром давление до чок-ниппеля.

Вычислений никаких не нужно. Этим описываемый способ отличается от способа обратного давления, для которого нужны сложные вычисления.

На фиг. 45 изображена сетка для способа Грэди и Виттера. Она основана на том же уравнении, которое лежит в основе способа обратного давления, а именно:

С (PS-/>»)«,    (41)

где Q — дебит при частичном отборе и при давлении на дне Pw;

Рс — давление в скважине, сполна закрытой, равное статическому давлению в пласте;

p,w — давление на дне скважины при частичном отборе;

С — константа для данной скважины; п —константа для данного месторождения.

Для района Монро показатель степени п после многочисленных замеров оказался:

арифметический средний . . . 1,03 и средний взвешенный .... 0,963

Дебит 6 ты о м5 сутна

Дебит д mote. сутки

Фиг. 45. Диаграмма по методу Грэди и Виттера.

Грэди и Виттер приняли п—1. Таков он будет для большинства газовых месторождений, не содержащих нефти и дающих газ, не “богатый тяжёлыми углеводородами.

В скважине, сполна открытой Грэди и Виттер, как и Пирс и Рау-линс, принимают Pw равным или близким к нулю, и тогда

Здесь Q0 — дебит сполна открытой скважины.

Отсюда

или

(45)

Qo пропорционально Р\. Из последнего уравнения по методу подобных треугольников Грэди и Виттер вывели, что точки для Q и Qo и для Pw2 на сетке фиг. 45 расположатся в виде прямой наклонной линии.

Сравнивая диаграмму метода Пирса и Раулинса с диаграммой Грэди и Виттера, мы видим, что на диаграмме Пирса и Раулинса по оси ординат откладывается разность квадратов двух давлений Рс2 — Pw2, уменьшающаяся к верху, а на диаграмме Грэди и Виттера Pw2, увеличивающееся кверху. Поэтому прямая линия на диаграмме Пирса и Раулинса подымается направо кверху и оканчивается на линии, где Рс2—р^—рд а на диаграмме Грэди и Виттера линия наклонена направо книзу и оканчивается на оси абсцисс, где Pw 0. Но определять и наносить на диаграмме Грэди и Виттера Pw — намного легче, чем вычислить Рс2Pw2 и наносить их на логарифмическую сетку Пирса и Раулинса.

Для способа Пирса и Раулинса необходимо точное определение Рс. Но в условиях Монро и других полуистощённых месторождений в большинстве случаев невозможно или очень трудно найти истинную величину Рс. Способ Грэди и Виттера обходится без Рс. Поэтому для указанных районов он точнее способа Пирса и Раулинса. Этот способ можно применять и в районах другого характера, например в неистощённых или в очёнь истощённых районах, если расстояния между скважинами меньше нормальных.

Там, где стабилизация давления в закрытой скважине достигается легко и быстро, полученные значения Рс можно считать точными и надёжными. Применяя к таким скважинам способ Грэди и Виттера, можно его ещё несколько упростить. Можно вместо первой точки замера, сделанного при снижении давления на 10%, взять точку для pc=pwj когда Q — 0, а вторую точку взять при снижении давления на 50%, когда Pw равно приблизительно 0,5 Рс. Эти две точки дадут прямую, которая на оси абсцисс укажет Q0

При замере давления нужно к показанию манометра прибавить показание барометра, так как Рс и Pw — абсолютные давления.

Так как давления манометра замеряются только у устья скважины, а Рс и Pw еЬть давления на дне скважины, Пирс и Раулинс требуют к показаниям манометра и барометра для получения Рс прибавить вес столба сжатого газа в скважине, а для получения Pwy кроме того, потерю на трение и турбулентность, и это есть сложные вычисления, причём последнее трудно вычислить с большой точностью. Грэди и Виттер упростили и эти вычисления. Они рассуждают так.

Нет надобности для получения давления на дне прибавлять вес столба сжатого газа, так как эта прибавка не меняет соотношений^ Если вместо давления на дне наносить давление у устья, умноженное на (1-Н), где а — константа, относящаяся к весу столба газа в скважине, получится такая же прямая наклонная.

В районе Монро газ получается из насосных труб, но между насосными и обсадными трубами обычно пакера нет. В этом кольцевом пространстве газ во время добычи стоит неподвижно. Это кольцевое пространство и служит для замеров Pw. В таких случаях вычислять и прибавлять потерю на трение и турбулентность не нужно. Если же между насосными и обсадными трубами есть пакер, в такие скважины обычно спущены также сифонные трубы, в которых во время добычи газ стоит неподвижно, и Рс замеряется у устья сифонных труб, без прибавки потерь на трение и турбулентность. Но таких скважин мало..

Диаграмма Грэди и Виттера (фиг. 45) разделена диагональю на две части. Это две отдельные диаграммы для скважин разного масштаба. Ось абсцисс с одинаковыми делениями имеется внизу и вверху. Ось ординат слева дана в более мелком масштабе, чем справа. Левая ось ординат содержит квадраты десяти чисел — от 1 до 10, а правая — семи — от 1 до 7, и эти деления идут наоборот: на левой оси снизу вверх, а на правой — сверху вниз. Если перевернуть диаграмму сверху вниз, получается другая диаграмма иного масштаба. Нижняя левая диаграмма годится для скважин большого давления. Правая верхняя—для скважин среднего давления. Для скважин малого давления можно сконструировать диаграмму с делением оси ординат на 5 частей или на 4 части. Оси абсцисс также можно давать разные масштабы делений, смотря по дебиту скважины.

На фиг. 46 нанесены результаты замера дебита по методу Грэди и Виттера для тех 13 скважин, для которых на фиг. 36 даны результаты замера по способу обратного давления. Эти скважины были замерены также трубкой Пито.

СРАВНЕНИЕ ЗАМЕРОВ ДЕБИТА ПО ТРЕМ СПОСОБАМ

Табл. 33 содержит сравнение замеров по трём методам. Методы обратного давления и Грэди и Виттера дали близкие цифры. Значительные расхождения получились лишь по трём скважинам малого дебита. Трубка Пито в условиях района Монро дала замеры, которые, по мнению Грэди и Виттера, принять нельзя. По 11 скважинам малого Дебита получились сильно преувеличенные цифры. По двум скважинам большого дебита трубка Пито дала цифры, уменьшенные на 8 и на 10%.

Мы не уверены, что Грэди и Виттер правы, относясь так отрицательно к трубке Пито. Ещё неизвестно, какой способ правильнее — трубка Пито или способ обратного давления. Трубка Пито даёт цифры фактического вытекания газа, а способ обратного давления—предполагаемые цифры, полученные экстраполяцией. Может быть, приближаясь к крайнему пределу, когда Р^2— 0, прямая линия на логарифмической бумаге уже перестаёт быть прямой линией. Формула Пирса и Раулинса есть обобщение. Фактически от неё могут быть

70

дд


1 а Оле ни с от и


^ 56 ?

55

I «

35


и


№ Н32 №6 726.4 283,0 Щ6Щ2 4ШВ 5094 S66L


2ВЗ


56,6


Дебит О тыс. м3/сут


ни


\

к

-—

V

\

^vN

Я

щ


84,9    1Щ

Фиг. 46. Результаты замера дебита газовых скважин по методу Грэди и Виттера.


1415


Таблица 33

Сравнение замеров дебита по трем методам

Скважина

Дебит сполна открытой скважины (,м?/сутки), замеренный по способу

Если признать правильным цифры метода обратного давления, то другие методы дали следующие отклонения в °/е

обратного

давления

Грэди

и

Виттера

трубкой

Пито

способ Грэди и Виттера

трубка

Пито

А

35 963

34830

69 660

- 3

+ 94

В

42 192

41343

180 946

— 2

+-328

С

89199

100 525

291 948

+ 13

+227

D

92 313

100 525

314319

+ з

+ 240

Е

130 258

135 355

345 467

+ 4

+ 165

F

148 947

158 009

336 972

+ 6

+ 126

G

475 726

521 033

457 603

+ 9

- 10

Н

45 874

422 476

114 967

- 7

+ 150

1

91 181

92 880

244 093

+ 2

+ 168

J

129 975

86 084

198 219

—34

+ 34

К

58333

57 200

158 292

- 2

+171

L

106 755

120 064

314 319

4-12

+ 194

М

523 865

532 360

484 504

+ 2

- 8

многочисленные отклонения. Мы думаем, что даже в условиях района Монро замеры трубкой Пито дали цифры фактического дебита при вытекании газа из открытых скважин, но это был дебит для данного момента. Может быть, в табл. 33 основными и правильными следует признать цифры трубки Пито и с ними сравнивать цифры, полученные замерами по другим способам.

Вопрос, поднятый инж. Грэди и Виттером, мы не считаем разрешённым. Нужны дальнейшие исследования.

Все 1340 скважин района Монро принято замерять подряд, в течение, по возможности, наиболее короткого времени. Раньше, когда дебит замерялся трубкой Пито, впереди шла бригада, разбирающая «соединения на устье скважин; затем шёл инженер «департамента охраны природных ресурсов», производящий замеры; потом шла бригада, восстанавливающая соединения.

Для замера по способу Грэди и Виттера не требуется разбирать соединения. Замеры производятся в эксплоатационных условиях без открывания скважины. Один инженер замеряет от 5 до 10 скважин за 8 часов.

Способ Грэди и Виттера, по мнению его авторов, прост и удобен. Помимо указания на дебит при том или другом противодавлении диаграмма этого способа даёт вообще характеристику скважины. Она указывает промышленную продуктивность скважины и помогает установить правильный размер противодавления при эксплоатации и соответствующий ему процент отбора.

ВЫБОР СПОСОБА ЗАМЕРА ДЕБИТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

В табл. 34 дана сводка описанных способов замера дебита газовых скважин.

Требуют предварительной продувки

Скорост

ные

Анемометр


методы

Во время замера скважина сполна открыта

Замеряется фактическийде-бит скважины, сполна открытой

Нужна стабилизация свободного вытекания газа

Во время замера скважина закрыта шайбой с узким отверстием

Орифайс


Во время замера скважина сполна открыта

Трубка Пито


После продувки во время замера скважина закрыта

Объем

ный

метод


Минутный

способ


Дебит вычисляется по объему скважины

Способ

обратного

давления

Способ Грэди и Виттера

Не требуют предварительной продувки

Скоростные методы

Скважина сполна Дебит сполна не открывается, открытой сква-Газ через чок-m п- жины непосред-пель или орифайс ственно не зайдет в газопровод меряется, а определяется графическим путем

Нужна стабилизация давления в закрытой скважине

Стабилизация не нужна

Анемометр вообще применять не следует.

Если давление малое и дебит не превышает 8 ООО м3/сутки, наиболее точный способ есть замер прибором орифайс. При малом давлении и малом дебите полное открытие скважины для продувки не может принести вред скважине и пласту, а при замере скважина закрыта шайбой с узким отверстием. Потеря газа за время продувки не велика»

Скважины дебита свыше 8 000 м3/сутки, но не очень большого дебита, если в течение не более 2 час. предварительной продувки дадут стабилизацию вытекания в открытом состоянии, и если можно не опасаться, что продувка принесёт вредные последствия, указанные в гл. IV, I, б, можно замерять трубкой Пито. Получатся фактические цифры, которым можно верить. Скважины дебита выше 8 000 м3/сутки можно замерять способом обратного давления.

Если скважина в течение долгого времени (например более 2 час.) не даёт стабилизации давления в закрытом состоянии, следует применять способ Грэди и Виттера. Это относится, главным образом, к полуистощённым районам и к районам, где расстояния между скважинами меньше нормальных.

Минутный способ не точен, но годится для ориентировочных соображений. Он требует наименьшего количества оборудования: задвижка* манометр и часы.

К скважине очень большого дебита и давления вообще не следует применять первые четыре способа. Открывать такие скважины вредно и опасно.

НЕКОТОРЫЕ ПРЕДОСТОРОЖНОСТИ

Не следует быстро закрывать задвижку или кран после продувки скважины. Во время свободного вытекания газа в атмосферу скважина представляет газопровод, внутри которого из пласта высокого давления газ идет с громадной скоростью. Эта скорость увеличивается от забоя к устью и в устьи достигает максимальной величины. Если на устьи скважиьы моментально закрыть кран или задвижку, возникает волна обратного давления. Она идет со скоростью звука в данном газе (свыше 380 м/сек). Эта водна ударяет в стенки пласта и может вызвать их уплотнение или разрушение» Она может загнать в пласт грязь или пыль и закупорить пласт вокруг скважины. Она может разрушить оборудование забоя (фильтр, пакер, трубы или цементировку). Закрывать задвижку после продувки нужно медленно. Поэтому минутный способ, требующий быстрого закрытия задвижки, вообще нежелателен.

Быстрое открытие задвижки для продувки не так вредно и опасно, как быстрое закрытие, но и открывать задвижку надо медленно.

Продувка скважины высокого давления представляет опасность для жизни персонала, обслуживающего скважину. Скважина может выбрасывать камни и может разрушить вышку. Продувка опасна и в пожарном отношении. Выброшенный кусок кварцевого песчаника может удариться о какую-нибудь стальную часть вышки, дать искру и причинить взрыв и пожар.

Если скважина бурилась при помощи паровой силы и паровые котлы ещё не убраны, перед продувкой скважины огонь в топках паровых котлов должен быть потушен.

При большом дебите газ при продувке распространяется вокруг скважины, если нет ветра, а по ветру он может уйти далеко от скважины, попасть в такое место, где есть огонь и дать взрыв и пожар. Огонь при этом моментально доходит до вышки. Если газ содержит пропан, бутан и пентан, достаточно 2 или 3% примеси такого газа к воздуху (по объёму), чтобы получилась взрывчатая смесь. Для метана этот процент составляет от 5% и выше.

Газово-нефтяной фонтан скважины № 54 участка 137 в Солёной балке Старо-Грозненского района в начале декабря 1917 г. загорелся от того, что газ в тихую погоду прошёл по балке до дороги в долине р. Нефтянки. По дороге ехали люди и курили. Газ загорелся на расстоянии 1,5 км от скважины, и огонь моментально дошёл доскважины.

Перед продувкой скважины большого дебита нужно потушить всякие огни и прекратить курение на большом расстоянии вокруг скважины, особенно с подветренной стороны.

Если газ содержит сероводород, продувка отравляет всё кругом. Страдают люди, животные и растения.

ПЕРВОНАЧАЛЬНАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ

В предыдущем изложении указан ряд факторов и показателей, характеризующих скважину и пласт. К числу их относятся:

р ;

Qo Т

индикаторная кривая;

принятые для первоначальной эксплоатации процент отбора и противодавление на пласт;

фактический дебит при первоначальной эксплоатации и пр.

Но этого недостаточно. Для решения различных вопросов эксййоа-тации могут потребоваться ещё некоторые показатели. Операторы, разрабатывающие газовые месторождения, должны составить себе по возможности ясную и стройную картину поведения скважины и пласта при эксплоатации. Эту картину составить трудно. Своими глазами мы не можем видеть пласт in situ и происходящие в нём процессы. Шахт и штреков в газовом месторождении нет. Газ невидим. Приходится пользоваться косвенными признаками. Нужны дополнительные показатели.

Для характеристики газовой скважины и для работы инженера-экснлоатационника необходимы определённые основные сведения о пласте и о месторождении. Не перечисляем здесь многочисленные геологические сведения, которыми оперируют промысловые геологи, изучающие газовые месторождения. Приводим ориентировочный список желательных сведений в котором даем лишь основные показатели:

Список сведений для первоначальной характеристики газовой скважины

К Номер скважины и участка.

2.    Географическое положение. Альтитуда устья скважины. Главные физщш-геэграфические сведения. Средняя годовая температура. Температура самого холодного дня. Глубина уровня грунтовой воды. Глубина промерзания грунта.

3.    Название месторождения и пласта. Расположение скважины на струк-туре. Расстояние от соседних скважин.

4.    Тип месторождения.

5.    Размеры и конфигурация газоносной площади.

6.    Запасы газа в пласте.

7.    Режим пласта.

8.    Принятая система разработки месторождения.

9.    Альтитуда кровли пласта в данной скважине и альтитуда кровли того же газоносного пласта в высшей точке данной структуры.

tO. Расстояние подошвы пласта в данной скважине от уровня пластовой воды:

1)    в вертикальном направлении,

2)    по пласту.

П. Мощность газоносного пласта или газоносной зоны в данной скважине.

12.    Литология пласта (по методам петрографии).

13.    Крепость пласта (по методам инженерной геологии на раздавливание, на размыв струей газа и пр.).

14.    Пористость пласта f по кернам, вынутым из данной и из соседних

15.    Проницаемость пласта |    скважин.

16.    Геологический возраст пласта и геологический возраст образования скоп* лений газа в пласте.

17.    Глубина скважины. Глубина залегания кровли и подошвы пласта в данной скважине.

18.    Диаметр скважины в пласте.

19.    Буровой разрез скважины. Графическое изображение конструкции скважины. Насосные и сифонные трубы. Пакеры. Ляйнер. Фильтр.

20.    Описание оборудования устья скважины. Надежность герметизации, Измерительные и контрольные приборы.

21.    Описание сооружений и оборудования около скважины. Сепараторы (трапы). Подогреватели. Дегидраторы. Присоединение к газопроводу. Диаметр газопровода. Давление в газопроводе.

22.    Дата вступления скважины в эксплоатацию. Дата испытания скважины. Метод испытания.

23.    Начальное давление в скважине, сполна закрытой. Р^р. Начальный суточный дебит сполна открытой скважины, и как он определен QomKp.

24.    Индикаторная кривая первоначального испытания по методу Беннета и Пирса,

25.    Кривая по методу Пирса и Раулинса (способ обратного давления).

26.    Процент воды (весовой):

1)    в газе в виде паров и

2)    в капельно-жидком виде вместе с газом при испытании.

27.    Температура на дне скважины, вычисленная по геотермическому градиенту и средней годовой температуре местности.

28.    Температура текущего газа, замеренная при испытании у устья скважины до чок-ниппеля.

29.    Принятый для эксплоатации процент отбора. Принятое для зксплоата-ции противодавление на пласт.

30.    Номер чок-ниппеля или орифайса или диаметр отверстия штуцера, принятый для первоначальной эксплоатации.

31.    Если QomKp замерялся у сполна открытой скважины, дать:

1)    кривые дебита, давления и скоростного напора в устье скважины тотчас по открытии скважины за каждую отдельную минуту до стабилизации вытекания; и

2)    кривую нарастания давления тотчас после закрытия скважины, по минутам до стабилизации Рзакр-

Если месторождение недостаточно разведано и на нём имеется мало скважин, многие из этих сведений собрать не удастся. Придётся ограничиться теми, которые возможно будет получись. Остальные сведения желательно собирать при дальнейшей разработке месторождения.

Нелегко решить вопрос по п. 16. Обычно скопление газа в пласте образуется намного позже отложения пласта. Возраст пласта установить не трудно. Если мы имеем дело с месторождением тектонического типа и скопление газа обязано определённой структуре месторождения, например наличию антиклинальной складки, в своде козюрой собрался газ, то геологическое время той орогенической фазы, которая образовала складку слоев, также можно установить. Но газ в эту складку мог собраться значительно позже образования самой складки.

В месторождениях стратиграфического типа также есть данные Для выяснения вопросов п. 16. Так, например, в месторождении Монро газ зал’егает в пористых известняках меловой системы, но скопленио газа возникло в третичное время. В месторождениях Хьюготон и Панхандль газ залегает в нижнем отделе пермской системы но, судя по тектонической истории районов, нужно думать, что в эти слои пермской системы газ пришёл позже триаса, когда указанные районы были подняты, а соседние бассейны подверглись оседанию и уплотнению осадков.

ХАРАКТЕРИСТИКА ГАЗОВОЙ СКВАЖИНЫ ПРИ ЭКСПЛОАТАЦИИ

Во время эксплоатации скважины периодически делаются испытания. Промежутки между испытаниями в первые периоды эксплоатации бывают более короткие, чем впоследствии, когда характер скважины вполне определился. Благодаря этим испытаниям характеристика скважины делается всё более и более полной и точной. Для такой характеристики желательны следующие сведения:

Список сведений для характеристики газовой скважины при эксплоатации

1.    Продолжительность истекшего времени эксплоатации. Перерывы в эксплоатации

2.    Фактическая добыча за истекшее время по годам и месяцам. Начальная суточная добыча. Средняя суточная добыча по месяцам. Суточная добыча за последнее время. Суммарная добыча за все время.

3.    Процент отбора и его изменения за все время. Номера чок-ниппелей или орифайсов.

4.    Противодавление на пласт за истекшее время эксплоатации.

5.    Q0 всех бывших испытаний,

Р3 всех бывших испытаний.

6.    Индикаторные кривые и кривые Пирса и Раулинса всех бывших испыта~ и Я. Сравнение этих кривых. Если форма кривых менялась, выяснить причины.

7.    Кривые:

1)    Q0 — время,

2)    Р3 —время,

3)    месячная добыча—время и, если эксплоатация длится уже много лет, то годовая добыча—время,

4)    нарастание суммарной добычи по месяцам или годам за истекшее время

5)    процент отбора — время.

6)    противодавление на пласт — время.

8.    Сведения, указанные в п. 31 списка сведений для первоначальной характеристики скважин по испытаниям за истекшее время.

9.    Сведения о воде, указанные в пп. 10 и 26 того же списка. Изменялся ли уровень пластовой воды и как?

10.    Сведения по выяснению режима месторождения. Не произошли ли изменения режима?

11.    Не добавилось ли скважин по соседству. Не выбыли ли из эксплоатации какие-либо соседние скважины.

12.    Влияние данной скважины на соседние скважины и соседних скважин на данную скважину.

13.    Какие изменения произошли в оборудовании или в состоянии забоя скважины? Не возник ли обвал? Изменения в установке и глубине спуска насосных и сифонных труб, пакеров, фильтра, ляйнера и пр.

14.    Изменения в поверхностном оборудовании с&важины.

15.    Какое было давление в газопроводе после чок-ниппеля или орифайса?

16.    Не производилось ли торпедирование или обработка кислотой? Результаты.

17.    Предполагаемая суммарная добыча за всю будущую жизнь скважины

18.    Предполагаемая долговечность скважины.

19.    Индексы скважины по отдельному списку

Особенно значительные изменения в жизнь скважины могли внести торпедирование и обработка соляной кислотой. Эти работы и их результаты должны быть описаны точно, тщательно и детально.

характеристика скважины, в которой эксплоатация

ЗАКОНЧЕНА

Скважины, в которых эксплоатация сполна закончена по той причине, что скважина взяла из пласта всё, что могла взять, представляют очень ценный материал для характеристики месторождения и для проектирования правильной разработки месторождений. По этим скважинам необходимо собрать в письменной и графической форме все указанные сведения. По каждой такой скважине должна быть написана подробная история её жизни. Этот материал послужит основой ценных научных работ.

Если- скважина выбыла непоправимо из эксплоатации преждевременно, не взяв из пласта всё то количество газа, Kotopoe должца была взять, нужно подробно описать причины такой преждевременной ликвидации скважины.

Индексы газовой скважины. индекс продуктивности  »
Библиотека »