Методы определения параметров скважины – давления, температуры, дебита

Методы определения параметров скважины – давления, температуры, дебита При планировании, проведении и обработке результатов комплексных исследований скважин используется абсолютное давление, а дебит газа приводится к стандартным условиям. Абсолютное давление газа определяется как сумма избыточного (замеренного манометром) и барометрического (замеренного барометром) давлений. Для практических расчетов абсолютное давление принимается равным замеренному (избыточному), увеличенному на величину стандартного давления (0,1013 МПа). При низких давлениях в процессе проведения исследований для более точного учета можно использовать значения барометрического давления в зависимости от высоты над уровнем моря, приведенные в Методической части Инструкции. Ниже рассмотрены расчетные методы определения забойных (пластовых) давлений по устьевым замерам. 3.1 Расчет давления на забое скважины 3.1.1 Расчет давления на забое остановленной скважины Давление на забое PЗ остановленной газовой скважины можно определить непосредственным измерением глубинным манометром либо расчетным путем по статическому давлению на устье PУ . Давление на забое остановленной скважины определяется по следующей формуле PЗ  PУ e S , (3.1) где e - основание натуральных логарифмов ( e  2,71828.... ); S zстTст g возд  OТН L ; z CP TCP Pст (3.2) где z ст - коэффициент сверхсжимаемости газа при стандартных условиях, доли ед.; ускорение силы тяжести ( g  9,80665 м/с2); ед.; ст  возд  ОТН ; g - ОТН - относительная плотность газа, доли  ст - плотность газа при стандартных условиях, кг/м3; возд - плотность воздуха при стандартных условиях ( возд  1,205 кг/м3); zСР - среднее 54 значение коэффициента сверхсжимаемости газа по стволу скважины от забоя до устья; TСР - среднее значение температуры газа по стволу скважины; L - глубина вертикальной скважины. zстTст g возд , Pст Множитель строгом подходе не имеющий размерность в системе СИ – К/м, при является константой, так как zст (коэффициент сверхсжимаемости газа при стандартных условиях) зависит от состава газа и является величиной переменной. Для практических расчетов его принимают равным единице, и формула (3.2) в окончательном виде будут иметь вид: S  0,03419  OTH L ( zCP  TCP ) Средняя температура для скважин (3.3) рассчитывается либо как среднеарифметическая TCP  TЗ  TУ  2 , (3.4) TCP  TЗ  TУ   nTЗ TУ  . (3.5) либо по формуле Среднее давление в скважине считается среднеарифметическим PCP  PЗ  PУ  2 . (3.6) Так как значение коэффициента сверхсжимаемости зависит от среднего давления при неизвестном значении забойного, то для расчета применяется следующий алгоритм. Задаются ориентировочным значением забойного давления и рассчитывают среднее давление в скважине по формуле (3.6). Для расчета среднего давления за забойное давление PЗ в первом приближении можно принять либо устьевое давление PУ , либо близкое к ранее полученным значениям пластового (забойного) давления. Можно также воспользоваться следующим приемом. По устьевому давлению PУ и средней температуре TCP по уравнению состояния находится плотность газа    PУ , TУ  , затем по найденному значению плотности  , проекции длины скважины на вертикальную ось Н и ускорению силы тяжести g вычисляется давление столба газа равное gH . При  в кг/м3, g в м/с2 и Н в м давление столба получается в Па. За забойное давление принимается давление PУ  gH . 55 По формуле (3.4) или (3.5) рассчитывают среднюю температуру в скважине (при неизвестной температуре на забое принимается пластовая температура для исследуемого пласта). Исходя из относительной плотности либо состава газа способом, изложенным в главе 2 (либо более точными способами, приведенными в Методической части Инструкции) определяют критические параметры PКР и TКР . Далее рассчитывают приведенные параметры PПР и TПР по формуле (2.4) для средних значений давления (ориентировочного) и температуры в стволе скважины. Затем по графику (рисунок 2.2) либо более точными способами, приведенными в Методической части Инструкции, находится величина zCP и далее по формулам (3.3) и (3.1) рассчитывается забойное давление. Полученное значение используется для уточнения среднего давления по формуле (3.6). При расхождении расчет повторяется с новым значением среднего давления в скважине. Пример. Рассчитать забойное давление в скважине глубиной 2000 м при следующих исходных данных: относительная плотность газа ОТН  0,57 ; температура на устье T y  280 K (7 OC ) , на забое TЗ  320 K (47 OC ) ; замеренное абсолютное давление на устье PУ  17,65 МПа (180 кгс/см2 при замеренном избыточном - 179 кгс/см2). Определяем среднюю температуру в скважине  320  TCP  (320  280)  n   299,55 К, принимаем равной 300 К.  280  По графикам (рисунок 2.2) находим для ОТН  0,57 значения PКР  4,658 МПа и TКР  198 К. В качестве первоначального ориентировочного забойного давления PЗ 1 принимаем его равным устьевому (17,65 МПа). Среднее давление равно (17,65+17,65)/2=17,65 МПа. Рассчитываем приведенные средние давление и температуру PПР  17,65 / 4,658  3,79 и TПР  300 / 198  1,515 . Определяем по рисунку 2.2 zCP  0,793 . Расчетное значение S  0,03419  0,57  2000 (0,793  300)  0,164 Забойное давление равно PЗ 2   17,65  e 0,164  17,65  1,178  20,79 МПа. Уточненное среднее давление равно 56 PCP  (17,65  20,79) / 2  19,223 МПа. Повторяя расчет, уточняем приведенное среднее давление (19,22 / 4,658  4,12) , Z CP  0,790 , PЗ 3  S  0,03419  0,57  2000 (0,790  300)  0,165 , забойное давление  17,65  e 0,165  17,65  1,179  20,80 МПа. Сравнивая повторное уточнение среднего давления (17,65+ 20,80) / 2=19,225 с принятым ранее 19,223, видим, что при округлении до двух цифр после запятой они совпадают. Абсолютное забойное давление уже после первой итерации можно принять равным 20,79 МПа. В формуле (3.2) коэффициент сверхсжимаемости z и температура T заменяются константами без оценок, возникающих при этом погрешностей. Распределение температуры газа T по стволу скважины зависит от координаты x , которая отсчитывается от забоя скважины. На практике функциональная зависимость T от x во многих случаях известна из прямых замеров температуры как по стволу остановленных, так и работающих скважин, нередко даже в зависимости от периода остановки. Коэффициент сверхсжимаемости z в тех диапазонах давлений и температур, которые известны при исследовании каждой конкретной скважины, всегда можно с высокой точностью аппроксимировать в виде произведения двух функций, одна из которых зависит только от P , а другая только от T : z  f ( P)  (T ) . В этом случае забойное давление PЗ определяется по формуле PЗ  где PУ B , 1 C 2 PУ 1  B  (3.7) C1 C1  g  L TЗ z ( PУ ,TУ ) TУ  z ( PУ ,TЗ )  T z P , T   B   З  У У  ;  TУ z PУ , TЗ   ~ P    Py  1   z T C1  ~ ; C2  ~ ; C1     ; P P  PУ P    PУ   z PУ , T  ; z P, T  ~ P - давление, заведомо превышающее рассчитываемое PЗ ; TУ  T  TЗ . Для многих случаев функцию для z  z ( P, T ) можно представить в следующем 57 виде: z z PУ ,T  C1 1  C2 P  В этой формуле коэффициент функций, одна (3.8) z ( P, T ) апроксимируется произведением двух из которых (числитель формулы) зависит только от температуры, другая – только от давления (знаменатель формулы). Для этого необходимо использовать таблицу фактических значений коэффициента z как функции двух переменных: давления P и температуры T . Такие подробные таблицы обычно строятся для газа каждого месторождения. Для построения аппроксимирующей функции для конкретной скважины потребуется часть таблицы с диапазоном изменения температуры от устьевой TУ до ~ пластовой Т 3 и по давлению от давления на устье PУ до некоторого давления P , заведомо превышающего рассчитываемое (ожидаемое) давление на забое. Для примера в таблице 3.1 приведены значения коэффициента сверхсжимаемости для газа с большим содержанием метана (более 97%) в интервале температур от 287,15 до 303, 15 К и давлений от 3,0 до 4,0 МПа. Значение коэффициента остановленной скважины z =0,938 соответствует устьевому давлению PУ = 3,0 МПа и устьевой температуре TУ = 287,15 К. Значения коэффициента z даны в диапазоне температур от устьевой TУ =287,15 К до забойной Т 3 =303,15К. Таблица 3.1 – Значения коэффициента сверхсжимаемости z Температура, К 287,15 289,15 291,15 293,15 295,15 297,15 299,15 301,15 303,15 З,0 0,938 (0,938) 0,940 (0,940) 0,942 (0,941) 0,943 (0,943) 0,944 (0,944) 0,946 (0,946) 0,947 (0,947) 0,948 (0,948) 0,950 (0,950) Давление Р, МПа З,5 0,930 (0,930) 0,932 (0,932) 0,933 (0,933) 0,935 (0,935) 0,937 (0,936) 0,938 (0,938) 0,940 (0,939) 0,942 (0,941) 0,943 (0,942) 4,0 0,920 (0,922) 0,922 (0,924) 0,924 (0,925) 0,926 (0,927) 0,928 (0,928) 0,931 (0,930) 0,933 (0,931) 0,935 (0,933) 0,936 (0,934) Примечание: в скобках значения, вычисленные по аппроксимирующей формуле (3.11). 58 По этим значениям находится линейная функция зависимости коэффициента сверхсжимаемости z( PУ , T ) при устьевом давлении PУ и температуре, изменяющейся от TУ до Т 3 в виде: z( PУ , T )  zPУ TУ   D1 1  D2T  , (3.9) при удовлетворении следующим условиям: при T  TУ z  z( PУ , TУ ) и при T  TЗ z  z( PУ , TЗ ) . При этих условиях D1  TЗ  TУ  TЗ  TУ  и D2   1 TЗ  TУ  , где   z PУ ,Т З  zРУ ,TУ  . Коэффициенты знаменателя должны быть такими, чтобы по каждой строчке таблицы ~ ~ 3.1 выполнялось условие: при P  PУ z  z( PУ , T ) , а при P  P z  z ( P , T ) . Точно такое   ~ условие не выполняется, так как отношение   z ( PУ , T ) z P , T изменяется от строчки к строчке (оно имеет следующие значения, считая с первой строки: 1,019; 1,019; 1,019; 1,018; 1,017; 1,016; 1,015; 1,014; 1,015). Среднее значение   1,017 . С использованием этого значения   1,017 коэффициенты C1 и C2 в формуле (3.6) выражаются следующим образом: ~ P   PУ ; C1  ~ P  PУ  1 C2  ~ . P   PУ (3.10) Следовательно, формула для вычисления коэффициента сверхсжимаемости z  z ( P, T ) в окончательном виде примет вид: z ( P, T )  z ( PУ , TУ )  D1 (1  D2T ) . C1 (1  C2 P) (3.11) Значения z , вычисленные по формуле (3.11), приведены в таблице 3.1 в скобках. Сопоставление этих значений с табличными значениями, полученными по уравнению состояния, свидетельствуют о вполне достаточной точности аппроксимации. Значение температуры T по стволу скважины, входящей в формулу для z (3.11) зависит от глубины, т.е. от координаты x . Во многих случаях распределение температуры с достаточным для практики приближением можно аппроксимировать линейной функцией: 59 T  TЗ  TЗ  TУ x, L (3.12) где TУ - температура на устье скважины, либо – температура нейтрального слоя, К; TЗ - пластовая или близкая к ней забойная температура, К; x - расстояние от забоя скважины до той точки ствола скважины, в которой вычисляется значение температуры, м; L - расстояние от забоя до устья скважины, м. Формулу (3.12) представим в виде: T  E1 1  E2 x  (3.13) где E1  TЗ ; E2  TЗ  TУ  LTЗ  . z  z ( P, T ) После этого в выражении (3.11) для необходимо заменить температуру T по формуле (3.13), тем самым коэффициент сверхсжимаемости z будет функцией от двух переменных: координаты x и давления P в той же точке лифтовой колонны: z  z ( P, x)  A  z PУ , TУ  1  G2 x , 1  C2 P (3.14) где G1  1  D2 E1 ; G2  D2 E1 E2 1  D2 E1  ; A  D1G1 C1 . Пример. Рассчитать статическое забойное давление в вертикальной скважине глубиной 1200 м по формуле (3.7) при следующих исходных данных: PУ  30  105 Па; TУ  287,15 K ; z ст  0,998 ; Tст  293,15 K ; ~ P  40  10 5 Па;   1,017 . TЗ  303,15 K ;  cт  0,6679 кг/м3; g  9,80665 м/с2; возд  1,205 кг/м3; Pст  1,01325  105 Па; L  1200 м; Сначала рассчитываем коэффициенты: ~ P    Py 40  105  1,017  30  105 C1  ~   0,949 ; 40  105  30  105 P  PУ  1 1,017  1 C2  ~   1,79136  10 8 ; 5 5 40  10  1 , 017  30  10 P    PУ C1   ст  Z ст  Tст Pст  0,6679  0,998  293,15  0,0019285 ; 1,01325  105 60  T z PУ , TУ    B   З    T z P , T У З   У C1C1  g  L TЗ z ( PУ ,TУ ) TУ  z ( PУ ,TЗ )  303,15 0,938      287,15 0,95  0, 00192850, 9499,806651200 303, 50, 938 287,15*0, 95  1,080577 . Забойное давление будет равно: PУ B 30  105  1,080577 PЗ    32,56  105 Па. 8 5 1 C 2 PУ 1  B 1  1,79136  10  30  10 1  1,080577 Если принять z  zср  const , а изменение температуры по стволу вертикальной скважины - по линейному закону, то PЗ можно определять по формуле T PЗ  PУ  З  TУ    С1 gL z ср (TЗ TУ ) . (3.15) Пример. Рассчитать статическое забойное давление по формуле (3.15) при исходных данных, приведенных в предыдущем примере. C1   ст  Z ст  Tст Pст  0,6679  0,998  293,15  0,0019285 ; 1,01325  105 С1 gL 0,0019285  9,80665  1200   1,50255 ; z ср (TЗ  TУ ) 0,944  (303,15  287,15) забойное давление по формуле (3.15) будет равно:  303,15  PЗ  30  10     287,15  1, 50255  32,55  105 Па. 5 Все приведенные выше формулы (3.1, 3.7, 3.15) являются частным случаем обобщающей формулы для расчета забойного давления PЗ для вертикальной скважины: f P  dP dx Р P  C 0 Т x Т x , З PУ где L (3.16) T  T (x) - температура газа по стволу скважины, как функция координаты x (начало отсчета находится сверхсжимаемости газа; на забое скважины); z  f( P)  (T ) - коэффициент L - расстояние от забоя до устья скважины; C   cт z стTст g Pст . Условия, при которых следует применять ту или иную формулу, определяются, в первую очередь, исходной информацией о составе пластового газа, наличием подробных таблиц коэффициента сверхсжимаемости z как функции давления и температуры во всем диапазоне изменения этих переменных от пластовых до 61 устьевых значений, величиной этого диапазона. Чем шире этот диапазон, тем больше будет погрешность от замены z  z ( P, T ) и T  T (x) их средними значениями zCP и TCP . По этой причине при проведении расчетов забойных давлений для глубокозалегающих пластов следует переходить от применения традиционной барометрической формулы (3.1) к использованию более точных формул (3.7) или (3.16). Компьютерную программу для расчетов PЗ рекомендуется составлять, используя формулы (3.7), (3.15), (3.16). Забойное давление при Tср  295,08 K и zср  0,944 , вычисленное по барометрической формуле (3.1) для тех же данных, для которых считались примеры по формулам (3.7 и 3.15), равно PЗ  32,55  105 Па; по формуле (3.7) - PЗ  32,56  105 Па; по формуле (3.15) - PЗ  32,55  105 Па. Расхождение в значениях забойного давления, полученного по различным формулам, не превышает 1%. Величина рассчитанного забойного давления PЗ по формуле (3.15) показывает, что для вывода формулы z  z ( P, T ) можно было бы использовать гораздо меньшее значение давления ~ P (не 40105 Па, а, например, 35105 Па, что ближе к вычисленному забойному давлению 32,55105 Па). Приведенные выше примеры расчетов с исходными данными, соответствующими давлениям и температурам газа, а также глубинам залегания сеноманских залежей месторождений севера Западной Сибири, показывают, что при составе газа с содержанием метана до 97 % и глубинах скважин до 1200 м применение барометрической формулы (3.1) и формул (3.7, 3.15) дают весьма близкие расчетные значения забойных давлений при одинаковых значениях исходных параметров, несмотря на различные структуры этих формул. Но это ни в коем случае не означает, что результаты окажутся близкими при расчетах забойных давлений для глубоких скважин. В этих случаях более адекватными реальным условиям следует считать результаты по формулам (3.7, 3.15), которые являются моделями, полученными с меньшими допущениями, чем барометрическая формула (3.1). Под пластовым давлением условились понимать величину забойного давления после закрытия скважины при полной его стабилизации. Поэтому барометрическая формула (3.1) часто записывается для случая полного восстановления давления в скважине в виде PПЛ  PСТАТ e S , (3.17) 62 где PПЛ - пластовое давление, МПа; PСТАТ - статическое давление на устье остановленной скважины МПа. Если расчет давления производится для наклонной скважины, то в приведенных выше формулах вместо длины скважины L используется разность гипсометрических отметок устья и забоя скважины. Для повышения точности определения давления на забое закрытой скважины рекомендуется определять его путем непосредственного измерения с использованием глубинных манометров. Если глубина спуска манометра отличается от глубины залегания пласта, забойное давление на требуемой гипсометрической отметке можно оценить экстраполяцией глубинных поинтервальных замеров либо рассчитать по барометрической формуле, записанной в виде: PЗ  PЗАМ  e S , где (3.18) PЗ - забойное давление, МПа; PЗАМ - замеренное давление, МПа; S - показатель, определяемый в данном случае по формуле S где 0,03419   ОТН  Н З  Н ЗАМ  Z СР  TCP (3.19) H З - гипсометрическая отметка (глубина), к которой должно быть приведено давление, м; H ЗАМ - гипсометрическая отметка глубины спуска манометра, м. Средняя температура, давление и соответствующий им коэффициент сверхсжимаемости в этом случае осредняются по интервалу от глубины спуска манометра до требуемой глубины определения забойного давления в скважине. 3.1.2 Расчет давления на забое работающей скважины Давление на забое работающей газовой скважины можно определить непосредственным измерением глубинным манометром либо расчетным путем по давлению на устье. Если скважина эксплуатируется по лифтовым трубам, то в незапакерованном затрубном пространстве будет неподвижный столб газа. В этом случае давление на забое можно рассчитать способом, описанным выше в пункте 3.1.1, по замеренному давлению в затрубном пространстве. Однако в практике исследований скважин невозможно применение формул для неподвижного столба в следующих случаях: 63 - скважина эксплуатируется по лифтовым трубам и затрубному пространству одновременно; - скважина оборудована пакером. В таких случаях забойное давление определяют по формуле: 1 1  2 2S 2 zср2 Т ср2 2 S 3 2 2 2S 2 2 PЗ   PУ  e  9,9143 10  e  1  Q ,  P  e   ·Q  У d5       (3.20) где  - безразмерный коэффициент гидравлического сопротивления; d - внутренний диаметр лифтовых труб, м; Q - дебит скважины при стандартных условиях, м3/с,   9,9143  103  z ср2 Т ср2 d 5 e 2S  1 , остальные обозначения те же, что и в п. 3.1.1. Основные размеры отечественных и зарубежных лифтовых и обсадных труб приведены в таблице 3.2. 8 Pст2 Постоянный коэффициент 9,9143 10 является значением выражения 2  2 z ст Tст2 g 3    и  имеет в системе СИ размерность кг 2 м 3 с 2 К 2 . Строго говоря, этот коэффициент не является константой, так как коэффициент сверхсжимаемости zст для стандартных условий имеет разные значения для различных составов газа. Если давление измеряется в МПа и дебит скважины в тыс.м3/сутки, то в формуле (3.20) коэффициент 9,9143 103 следует заменить на 0,013241010 . 64 Таблица 3.2 – Основные размеры отечественных и зарубежных лифтовых и обсадных труб Трубы 1 Лифтовые ГОСТ 3845-75 Обсадные ГОСТ 6238-77 Обсадные ГОСТ 6238-77 Диаметры труб, 10-3· м Dн dв 2 3 48,3 40,3 60,3 50,3 73,0 62,0 59,0 88,9 76,0 101,6 88,6 114,3 100,3 102,3 100,3 114,3 98,3 96,3 115 113 127 111 109 127,7 125,7 123,7 139,7 121,7 119,7 117,7 133 132 130 146 128 126 124 155,3 154,3 152,3 150,3 168,3 148,3 146,3 144,3 140,3 163,8 161,8 159,8 177,8 157,8 155,8 153,8 149,8 Муфта, 10-3· м Dн Длина 4 5 56,0 96 13,0 110 89,0 132 Долото Номер d, 10-3· м 6 7 107,0 121,0 132,5 146 150 156 133 158 177* 6а 145 146 165 196* 7 161 159 171 203* 8 190 8 190 166 177 215* 188 184 222* 10 243 198 184 10 243 65 Продолжение таблицы 3.2 1 2 193,7 Обсадные ГОСТ 6238-77 219,1 224,5 273,1 298,5 323,9 Обсадные ГОСТ 6238-77 339,7 351 377 406,4 426 3 179,7 177,7 175,7 173,7 169,7 165,7 205,1 203,1 201,1 199,1 195,1 230,5 228,5 226,5 224,5 220,5 216,5 259,1 257,1 255,1 253,1 249,1 282,5 280,5 278,5 276,5 274,5 305,9 303,9 301,9 299,9 321,7 319,7 317,7 315,7 331 330 329 327 359 357 355 353 388,4 386,4 384,4 382,4 406 404 402 4 216 5 196 254* 270 7 10 243 11 269 11 269 12 295 12 295 13 320 190 235* 245 6 196 299 203 13 14 320 346 324 203 16 394 351 203 16 394 365 203 16 394 376 229 18 445 402 229 18 445 432 228 20 490 451 229 20 490 66 Продолжение таблицы 3.2 1 2 3 4 5 48,3 40,9 55,9 63,5 73,8 95,2 98,4 108 123,8 88,9 93,2 130,2 138,4 108 114,3 142,9 146 120 127 132,1 141,3 127 146 152,4 155,6 158,8 158,8 177,8 141,3 60,3 Лифтовые API, H-40, J-55, C-75, N-80, P-105 73 88,9 101,6 114,3 114,3 Обсадные H-40, J-55, C-75, N-80, P-110, K-55, C-95 127 139,7 168,3 Обсадные H-40, J-55, C-75, N-80, P-110, K-55, C-95 177,8 47,4 50,7 51,8 51,8 50,7 57,4 62 62 69,8 74,2 76 77,9 88,3 90,1 100,5 97,2 99,6 101,6 102,9 103,9 108,6 122 114,1 115,8 115,5 118,6 121,4 124,3 125,7 127,3 144 147,1 150,4 153,6 150,1 152,5 154,8 157,1 159,4 161,7 164,0 166,1 6 7 6в 145 165,1 196,8 7 161 153,7 171,4 203,2 8 190 187,8 184,2 222,2 10 243 194,5 184,2 228,6 254,0 10 243 67 Продолжение таблицы 3.2 1 2 3 4 5 6 168,3 215,9 190,5 11 171,8 235,0 193,7 174,6 263,5 177,0 178,4 190,8 244,5 196,8 11 193,7 254,0 12 196,2 219,1 198,8 201,2 203,6 205,7 216,8 269,8 196,8 12 220,5 266,7 13 222,4 244,5 224,4 226,6 228,6 235,0 298,4 203,2 13 237,5 14 240,0 242,8 245,5 273,0 247,9 250,2 252,7 255,3 258,9 273,6 323,8 203,2 16 276,4 298,4 279,4 281,5 308,8 365,1 203,2 18 311,8 313,6 339,9 315,3 317,9 320,4 323,0 Примечание - * размеры муфт относятся к трубам с удлиненной резьбой 7 269 269 295 295 320 320 346 394 445 68 Пример. Рассчитать забойное давление в скважине глубиной 1200 м по формуле (3.20) при исходных данных, приведенных выше. Расчет проведен для двух значений коэффициента гидравлического сопротивления - 1  0,015 и  2  0,025 ; d  0,1м; Q  259,2 тыс. м3/сут  3 м3/с. Ввиду относительно небольшой разницы между устьевым и забойным давлениями уже первое приближение дает значение Z ср  0,944 , которое при последующих приближениях практически не изменяется; при TCP  TЗ  TУ   nTЗ TУ  .  303,15  TCP  (303,15  287,15)  n   295,08 К  287,15  При 1  0,015 Па 1  2 2 0,9442  295,082 20,08147 PЗ   30 105  e20,08147  9,9143 103  0,015 e  1  32   33,60 105 Па 5 0,1       При  2  0,025 1  2 2 0,9442  295,082 20,08147 PЗ   30 105  e20,08147  9,9143 103  0,025 e  1  32   34,28 105 Па 5 0,1       Отметим, что в общем случае при z  z ( P, T ) и T  T (x) простую формулу для вычисления PЗ получить нельзя. Теоретическая постановка этой задачи приведена в Методической части Инструкции. Для одного очень важного для практики случая, при котором коэффициент сверхсжимаемости z представляется в виде функции только от температуры T и осредняется по давлению, а зависимость температуры от глубины T  T (x) берется фактической, измеряемой глубинными термометрами для различных условий эксплуатации скважины (дебита и давления), должна использоваться более точная формула (3.21). Если величина температуры по стволу скважины допускает аппроксимацию линейной функцией T  a(b  x) , где a  (TЗ  TY ) L и b  LTЗ (TЗ  TY ) , то забойное давление вычисляется по формуле: T  Pз2  Py2  з  T   y 2C1 L Tз T y 2 C1 L  Tз T y    Tз T y      CT L T з     1  , Tз  Ty   C1L  Ty      * 2 2 з (3.21) 69 где C1   ст Z стTст g Pст Z cp Qст  ст Z ср 8 Pст  . 2  z стTст d5 2 C 2  ,   При Т з  Т у  Т ср предельным переходом получается формула (3.20). Пример. Рассчитать забойное давление в скважине глубиной 1200 м по формуле (3.21) при исходных данных, приведенных выше в п.3.1.1. Дополнительно принято 1  0,015 ; d  0,1 м; Q  3 м3/с. C1   ст Z стTст g Pст Z cp  0,6679  0,998  293,15  9,80665  0,0200338 ; 1,01325  105  0,944 Qст  ст Z ср 8P C  2 ст    z стTст d5 2  2    8  1,01325  105 0,015  32  0,6679  0,944  2389481,21 (3,1415926542 0,998  293,15) 0,15 T  Pз2  Py2  з  T   y   5 2  30 10 2C1 L Tз T y 2 C1 L  Tз T y     Tз  Tз T y   CT L     1 =   Tз  Ty   C1 L  Ty      * 2 2 з  20, 0200381200     303,15  (303,15287,15)      287,15  20, 02003381200303,15287,15   ( 303,15287,15) 2389481 303,15 1200  303,15   5   1      35,26 10 Па 303,15  287,15  0,02003381200  287,15    2 Далее проводится сопоставление результатов расчета забойного давления PЗ в работающей скважине по формуле (3.20) и по формуле (3.21). Исходные данные те же, что и в п.3.1.1. Расчеты по той и другой формуле приведены для двух значений коэффициента гидравлического сопротивления   0,015;   0,025 . По формуле (3.20) PЗ  33,60  105 Па PЗ  34,28  105 Па при   0,015; при   0,025 . По формуле (3.21) PЗ  35,26  105 Па при   0,015; PЗ  36,95  105 Па при   0,025 . 70 Различия в значениях будут возрастать при увеличении глубины добывающих скважин. Для расчета необходимо знать значение коэффициента гидравлического сопротивления  . При любых скоростях газа в лифтовых трубах основными параметрами, от которых зависит коэффициент  , являются: число Рейнольдса Re и относительная шероховатость  , определяемые по формулам: Re  17,77  Q ОТН d    , где Re – число Рейнольдса,   2  lk d безразмерная величина;  (3.22) – относительная шероховатость, м; l k - абсолютная шероховатость, м; Q - дебит газа, приведенный к стандартным условиям, тыс.м3/сут; d - внутренний диаметр, м;  — динамическая вязкость, мПа·с; 17,77 – размерный коэффициент. При турбулентном течении, которое, как правило, имеет место в газовых скважинах,  является функцией Re и  и определяется по формуле:  При больших газоконденсатных 1   5,62   4n 0,9   7,41    Re расходах, скважин, в (3.23) 2 основном наступает, так характерных для называемая, газовых и турбулентная автомодельность, когда  не зависит от Re и определяется по формуле:     1    2n 7,41     2 (3.24) Коэффициент гидравлического сопротивления для известных Re и  можно определить по графику (рисунок 3.1). Отметим, что в реальных условиях значения коэффициента  может существенно отличаться от расчетного. Для расчетов забойного давления по формулам (3.20, 3.21) реальный коэффициент гидравлического сопротивления рекомендуется уточнить по данным исследований с использованием глубинных манометров согласно формуле: 71  P 1,324  10 2 3 12   Py2  e 2 S  d 5 Q  Z 2 2 CP   2  TCP e 2S  1 (3.25) где PЗ - забойное давление, определяемое по глубинным измерениям или расчетом по устьевому давлению в затрубном пространстве. I-IV – области: I – ламинарного течения, II – критическая, III – переходная турбулентная, IV – турбулентной автомодельности (  , не зависит от Re ). 1 – ламинарный режим; 2 – турбулентное течение в гладких трубах; 3 – граница зоны, где  не зависит от Re Рисунок 3.1 – Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления лифтовых труб  с различными относительными шероховатостями  от числа Рейнольдса Re Пример. Определить давление на забое эксплуатируемой по лифтовым трубам скважины при следующих исходных данных: глубина скважины 2000 м, диаметр лифтовых труб 0,063 м (63 мм), абсолютное давление на устье 9,806 МПа ( 100 кгс/см2), дебит газа 150 тыс.м3/сут, средняя температура 300 К (27°С), 72 относительная плотность газа 0,57, предполагаемая абсолютная шероховатость 0,00012 м (0,12 мм). Определяем: z = 0,83; S = 0,156; 2 S = 0,312; exp( S ) = 1,367. Определяем динамическую вязкость способом, изложенным в главе 2 - 0,014 мПа·с. Определяем число Рейнольдса Re по формуле (3.22): Re = 17,77·150·0,57/(0,063·0,014)=1722600. Находим относительную шероховатость по формуле (3.10)  =2·0,00012/0,063=0,0038. По рисунку 3.1 (линия 3) для найденного  находим Re = 8·105, далее определяем минимальный дебит, при котором наступает режим автомодельной турбулентности: Q = 8·105·0,063·0,014/17,77·0,57 =70 тыс.м3/сут. Так как дебит скважины превышает найденное минимальное значение, коэффициент гидравлического сопротивления  не зависит от Re , то есть, и от дебита, и определяется в зависимости от  , равного = 0,0038, по формуле (3.24)     1     2n 7,41  0,0038   2 = 0,023 или по рисунку 3.1  =0,0038;  = 0,023. Рассчитываем ориентировочное значение забойного давления PЗ (1) 10 12  1,324  0,023  0,7832  300 2 1,367  1  1502  12,12 МПа  9,8  1,367  5 0,063 2 По найденному значению ориентировочного забойного давления определяем среднее давление (12,12+9,80)/2=10,96 МПа и приведенное среднее давление 10,96/4,687 = 2,35. Находим z =0,815. Повторяем расчет забойного давления с новыми значениями: S = 0,159; 2· S = 0,318; exp( S ) = 1,375. PЗ ( 2)  9,8 2  1,375  10 12  1,324  0,023  0,8152  300 2 1,375  1  1502  12,14 МПа 5 0,063 Разница в давлениях между первым и вторым приближениями составляет всего 0,02 МПа, что практически не влияет на значение z . В расчетах при движении газа по затрубному пространству формула (3.20) преобразуется в связи с заменой диаметра d на характерный линейный размер 73 канала кольцевого сечения. Формула для определения забойного давления по давлению в затрубном пространстве принимает вид: PЗ  PЗT2  e 2 S  1,324  1012    2 2 zCP TCP Q 2  e2S  1 , D  d H 3 D  d H 2 (3.26) где PЗТ – замеренное давление в затрубном пространстве, МПа; D — внутренний диаметр обсадной колонны, м; d H - наружный диаметр лифтовых труб, м. Коэффициент  определяется по формуле (3.24) или по рисунку 3.1, при этом шероховатость берется по наружной стенке лифтовых труб, а расчет Re проводится по формуле: Re  17,77  Q ОТН DГИДР    , (3.27) где DГИДР  D  d - гидравлический диаметр, м. Поскольку точное значение шероховатости при движении по затрубному пространству неизвестно, то рекомендуется уточнение коэффициента гидравлического сопротивления кольцевого пространства скважины (или группы скважин с одинаковой конструкцией) по данным исследования с использованием глубинных манометров. Для более точного расчета забойного давления учитываются дополнительные сопротивления, обусловленные наличием муфт, забойного оборудования (пакеры, клапаны), секций лифтовых труб разного диаметра. 3.1.3 Расчет давления на забое при наличии жидкости в стволе скважины Наличие жидкости в продукции скважин может обусловливаться следующим: выпадением конденсата при изменении термодинамических условий при движении газоконденсатной смеси в пласте и по стволу скважины; конденсацией водяных паров, содержащихся в газе; обводнением скважин пластовой водой. В большинстве случаев отношение объема жидкости, выносимой из скважины газом, к объему газа в единице объема газожидкостной смеси составляет небольшую долю. В этом случае выносимая жидкость движется в ядре газожидкостного потока в 74 виде капель различного размера и пленки на стенке скважины. Экспериментально доказано, что размеры капель не превосходят двух-трех миллиметров, так как более крупные капли дробятся в турбулентном потоке. С хорошим приближением можно считать, что скорость движения капель практически равна скорости движения газа, так как ввиду небольших размеров капель и соответствующей этим размерам их малой массе требуется незначительная разница в скоростях жидких частиц и газа, чтобы возникла сила, достаточная для их выноса. Если остановить движущийся газожидкостный поток в скважине, то на забой будет передаваться давление столба газа, утяжеленного находящейся в ней диспергированной жидкостью. Условно столб смеси может быть разложен на два взаимопроникающих столба: столб газа, давление которого на забой определяется формулой (3.21), и столб диспергированной жидкости с некоторой фиктивной плотностью  Ф . Фиктивная плотность приближенно может быть определена из следующего условия Ф  V  F  M , 86400 (3.28) где  Ф - фиктивная плотность диспергированной жидкости, кг/м3; V - средняя скорость движения диспергированной жидкости, равная средней скорости движения газа, м/с; F - средняя площадь сечения в лифтовой трубе занятая газом, м2; M - масса жидкости, добытая из скважины в течение суток, кг. Произведение V  F будет равно секундному расходу газа при P  PСР и Т  Т СР V F  Qст  1000 PстTCP Z CP  , 86400 PCP Z стTст (3.29) где Qст - дебит газа, тыс.м3/сут. Из равенств (3.28) и (3.29) находится  Ф Ф  Далее по P T Z М  СР ст ст . Qcт  1000 Pст Z СР TСР формуле находится давление (3.30) создаваемое на забое диспергированной жидкостью P в Па. P   Ф  g  H , где (3.31) g - ускорение силы тяжести ( g =9,80665м/с2); 75 H - глубина вертикальной скважины. Потери на трение при относительно небольшом по объему присутствии жидкости в газожидкостной смеси практически не будут влиять на потери давления от трения. Поэтому сначала, используя формулу (3.20) или (3.21), необходимо рассчитать давление на забое работающей газовой скважины при условии отсутствия жидкости в добываемом газе, а затем добавить к полученному результату давление столба диспергированной жидкости по формуле (3.31). Пример. Рассчитать забойное давление в скважине глубиной 3150 м, эксплуатируемой по лифтовым трубам диаметром 0,076 м, со следующими исходными данными:   0,715 - (относительная плотность газовой смеси); PУ  169  105 Па; Т СР  350 К Z СР  0,8 ;   0,025 ; Qcт  185 тыс. м3/сут  2,14 м3/с - дебит газа; M  97920 кг – масса, добываемая из скважины жидкости в сутки; По формуле (3.20) с использованием исходных данных находим забойное давление PЗ  229,75  105 Па. Потери на трение при этом составляют 7,25 105 Па. Среднее давление между устьевым и забойным будет равно  200  105 Па. По формуле (3.30) находится фиктивная плотность диспергированной жидкости Ф  97920 200  105  293,15  1   110,83 кг/м3. 5 185  1000 1,013  10  350  0,8 По формуле (3.29) рассчитывается давление столба жидкости с фиктивной плотностью P  Ф  g  H  110,83  9,80665  3150  34,24 105 Па Следовательно, давление на забое приближенно будет равно PЗ  229,75  105  34,24  105  264  105 Па. На конкретных месторождениях для оценки значения забойного давления при наличии жидкости в стволе скважины могут быть использованы другие приближенные методы и эмпирические формулы, адаптированные к условиям этого месторождения. 3.1.4 Расчет давления на забое наклонно-направленной скважины Если расчет давления проводится для наклонной скважины, то в приведенных выше формулах (3.1), (3.7) для неподвижного столба газа вместо длины скважины L используется проекция профиля скважины на вертикальную ось, то есть используется 76 разность гипсометрических отметок устья и забоя скважины. Для приближенной оценки забойного давления в работающей наклонной скважине (на башмаке лифтовых труб) можно использовать формулу (3.20), в которой вместо длины скважины L , определяемой по длине спущенных в нее лифтовых труб, нужно использовать произведение ее на синус среднего угла наклона профиля   z ср2 Т ср2 2 S 3 e 1  скважины к горизонту, а величина   9,9143  10  5 d     делится на синус этого угла. Для более точного расчета профиль наклонной скважины может быть представлен в виде ломаной линии, состоящей из прямых участков, каждый из которых имеет свой наклон к горизонту, включая и горизонтальную часть ствола в продуктивном пласте, имеющую синус угла с горизонтом близкий к нулю. В пределе формула (3.20) при замене L на ( L  sin  ) и  на (  sin  ), где  угол ствола скважины с горизонтом, дает давление на конце горизонтального участка в предположении, что весь расход газа (дебит скважины) поступает через конечное сечение горизонтального участка. Результаты этого расчета могут использоваться для оценки максимально возможных потерь давления на трение в горизональном участке. Пример. Рассчитать забойное давление в наклонно-направленной скважине глубиной 1200 м при следующих исходных данных: PУ  30  105 Па; TУ  287,15 K ; TЗ  303,15 K ;  ст  0,6679 кг/м3; возд  1,205 кг/м3; z ст  1 ; Tст  293,15 K ; g  9,80665 м/с2; Pст  1,01325  105 Па; L  1200 м;   600 ; sin   0,866 ; коэффициент гидравлического сопротивления   0,025 ; внутренний диаметр труб d  0,1м Q  259,2 тыс. м3/сут  3 м3/с; Z ср  0,944 ; TCP  295,08 К. По формуле S  0,03419  OTH L  sin  ( zCP  TCP ) рассчитываем S S  0,03419  0,554  1200  0,866 (0,944  295,08)  0,0707 1  2 2S 2 z ср2 Т ср2 3 По формуле PЗ   PУ  e  9,9143  10  5 e 2 S  1  Q 2  рассчитываем PЗ d  sin      1  2 2 0,9442  295,082 20,0707 PЗ   30  105  e 20,0707  9,9143  103  0,025 e  1  32   36,61 105 Па 5 0,1  0,866       77 3.1.5 Расчет давления по стволу горизонтальной скважины Распределение давления по стволу горизонтальной скважины определяется ее профилем, конструкцией участка ствола в продуктивной части пласта, профилем притока газа по длине этого участка. В простаивающей горизонтальной скважине распределение давления на этом участке описывается барометрической формулой (3.1), в которой вместо глубины L используется разность гипсометрических отметок устья и точки, в которой рассчитывается давление. Скважину, часть ствола которой внутри продуктивного пласта имеет ориентацию, отличную от вертикальной, называют либо наклонной, если скважина пересекает продуктивный пласт под некоторым углом с горизонтом, либо субгоризонтальной или «горизонтальной», если ее ствол полностью находится в продуктивном пласте между кровлей и подошвой (в массивных залежах между кровлей и положением первоначального газоводяного контакта). Профиль «горизонтальной», скважины, начиная от оси вертикального ствола скважины, может быть восходящим внутри продуктивного пласта, иметь направление близкое к горизонтальному или быть нисходящим. Забойное (пластовое) давление в остановленной горизонтальной скважине может быть рассчитано: у торца горизонтальной части ствола, в любом сечении этого участка; у башмака труб, если скважина частично оборудована лифтовыми трубами. Для этого во всех случаях расчет проводится по формуле (3.1), в которой вместо длины вертикальной скважины L используется проекция на вертикальную ось расстояния от устья скважины до того сечения горизонтальной скважины, в котором необходимо вычислить забойное (пластовое) давление. При расчете средней температуры используется значение пластовой температуры на уровне того же сечения. Расчет будет верен только в том случае, если в стволе скважины отсутствуют гидравлические затворы в местах волнообразных искривлений ствола скважины. Рассчитать распределение давления в сечениях той части ствола горизонтальной скважины, которая находится внутри продуктивного пласта, по движущемуся столбу газа возможно только с использованием трехмерных математических моделей, описывающих горизонтальную скважину и продуктивный пласт, так как оценить с необходимой точностью распределение притока газа по длине этой части ствола простыми моделями не удается. 78 В сечении на входе в горизонтальную часть забойное давление определяется по формуле (3.20), если ствол скважины до этого сечения имеет вертикальную ориентацию. Если наклон ствола скважины с горизонтом составляет угол  , то в формуле (3.20) длина этой части ствола L умножается на sin  при вычислении показателя S , а второе слагаемое в формуле (3.20) делится на величину sin  . S  0,03419  OTH L  sin  ( zCP  TCP ) 1   2 PЗ   PУ2  e 2 S   Q2  . sin    (3.32) 3.1.6 Расчет потерь давления во внутрискважинном оборудовании Для предотвращения аварийного фонтанирования, коррозии обсадных колонн, для ингибирования и глушения скважин в них спускают специальное оборудование, к которому относятся: клапан-отсекатель, пакер, циркуляционные и ингибиторные клапаны и другие элементы. При определении забойного давления в работающих скважинах (особенно в высокодебитных, при низких пластовых давлениях, с ограничениями по депрессии на пласт), необходимо учесть потери давления на этих элементах оборудования. Подходы к определению потерь давления в внутрискважинном оборудовании скважины показаны ниже на примере расчета потерь давления в пакере. Потери давления, связанные с наличием на забое скважины пакера, рассчитываются по формулам: P  P1  P2 ;   P12  PУ  e 2S Л  S П    Л e 2 S П   П  Q 2 ; P22  PУ2  e 2 S Л   Л  Q 2 ; T  1,413 10 12  Л zСРТ СР 2Л e 2 S  1   DЛ5 ;  П  1,413  10 12  П Z СР Т СР 2П e 2 S  1   DП5 ; Л П 2S Л  0,0683  OTH  LЛ Z CPTCP Л ; 2S П  0,0683  OTH  LП Z CPTCP П , где P1 , P2 – соответственно давления до и после пакера, МПа. Индексы “л” и “п” относятся соответственно к лифтовым трубам и пакеру. Значение  П для заданного проходного сечения пакера определяется из рисунка 3.2 в зависимости от дебита скважины и диаметра пакера. Пример. Определить потери давления в пакере при исходных данных: РУ  10,13 МПа; ТУ  303 K ; LЛ  1000 м; L П  2,5 м; ОТН  0,6 ; Т З  308 K ; 79 DЛ  0,0635 м; D П  0,032 м; z  0,9 ; Q  500 тыс.м3/сут. 2S Л =0,0683·0,6·2,5/305·0,9=0,000373; 2S Л =0,0683·0,6·1000/305·0,9=0,1493  Л =1,413·10-12·0,0151·0,92·3052(е0,1493-1)/0,06355=2,5073·10-4,  П =1,413·10-12·0,0815·0,92·3052(е0,000373-1)/0,0325=9,7608·10-5, P1 =[10,132 е0,1493+0,000373+5002 ·(2,5073·10-4 е0,000373+ 9,7608·10-5 )]1/2=14,36 МПа, Р2 =[10,132 е0,1493+2,5073·10-4·5002]1/2=13,48 МПа, Р =14,3613,48=0,88 МПа. При проходном сечении пакера D П =0,044 м потери давления будут:  П =1,413·10-12·0,0685·0,92·3052(е0,000373-1)/0,0445=1,6692·10-5, P1 =[10,132 е0,1493+0,000373+5002 ·(2,5073·10-4 е0,000373+1,6692·10-5 )]1/2=13,64 МПа, Р =13,64-13,48=0,16 МПа. Q, тыс. м3/сут 4000 3 5 3000 4 2 1 2000 1000 0,05 0,1 0,15 λп 1-5 – диаметр проходного сечения 0,032; 0,044; 0,054; 0,065 и 0,088 м соответственно Рисунок 3.2  Зависимость коэффициента гидравлического сопротивления  П от дебита скважины и диаметра проходного сечения пакера Расчеты потерь давления в клапанах-отсекателях некоторых типов приведены в Методической части Инструкции. 80 3.2 Расчет температуры по стволу скважины Без информации о распределении температуры газа по стволу скважины невозможно результативное применение расчетных методов определения забойных и пластовых давлений по значениям давлений на устье скважин. Наиболее температуры надежными по стволу способами скважины для являются определения распределения непосредственные измерения температуры глубинными термометрами. Отметим, что в настоящее время, как правило, измерители температуры размещаются с измерителями давлений в едином глубинном приборе. Для оценочных расчетов распределение температуры в простаивающей скважине можно определить аналитически. Температура в скважине будет близка к температуре окружающих скважину горных пород. Температуру Tx в вертикальной скважине на расстоянии от устья x можно рассчитать по формуле: Tx  TПЛ  Г  L  x (3.33) где Tx - температура на глубине расстоянии от устья x , К; TПЛ - температура пласта на глубине L , К; Г - средний геотермический градиент, К/м, определяемый по формуле: Г  Т ПЛ  Т НС  L  LНС  (3.34) где THC - температура нейтрального слоя (слоя, расположенного вблизи поверхности земли с постоянной годовой температурой, характерной для данной местности), К; LHC - глубина залегания нейтрального слоя, м. При наличии зоны многолетней мерзлоты геотермический градиент определяется по формуле: Г  Т ПЛ  Т MM  L  LMM  (3.35) где TMM - температура в зоне многолетней мерзлоты, К; LMM - глубина нижней границы зоны многолетней мерзлоты, м. Формула (3.35) используется для определения геотермического градиента в интервале от пласта до нижней границы зоны многолетней мерзлоты. В зоне многолетней мерзлоты геотермический градиент можно оценить по формуле: 81 Г  Т MM  Т НС  LMM  LНС  (3.36) Оценка перепада температуры в призабойной зоне работающей скважины может быть проведена по формуле:  0,383  Q  OTH  CP  t  Т ПЛ  Т З  Di  PПЛ  PЗ   n 1   nRK RC  h  CП RC2   (3.37) где TПЛ – пластовая температура; TЗ - температура на забое скважины; Di – коэффициент Джоуля-Томсона для условий пласта; PПЛ - пластовое давление; PЗ - забойное давление; Q – дебит газа; t – время работы скважины с момента пуска; С Р – теплоемкость газа в пластовых условиях (способы количественной оценки приведены в Методической части Инструкции); С П – теплоемкость горных пород, принимается для приближенных расчетов равной 700 кДж/(м3·К); h – перфорированный интервал пласта; R K – радиус контура питания скважины, м; RC – радиус скважины. Для расчета распределения температуры по глубине x ствола работающей скважины известна формула: Tx  TПЛ  Г L  х   Т ПЛ  Т З   e a L x   1  e  a L x   A Di  PПЛ  Px  Г     CP Lx   (3.38) где L – глубина скважины; x – глубина, на которую рассчитывается температура; Di – коэффициент Джоуля-Томсона для середины интервала от забоя до расчетной точки; A – термический эквивалент работы (А=0,098905 кДж/кг·м); С Р – теплоемкость газа для средних давления и температуры на интервале от забоя до расчетной точки, способы ее количественной оценки приведены в Методической части Инструкции;  коэффициент, определяемый по зависимости:  5,214   П  ОТН  Q  CP  n1     П  t C П  RC2     1 2   (3.39) где  П – теплопроводность пласта. Расчет распределения температуры по стволу работающей скважины является несопоставимо более сложной задачей, чем расчет забойного давления, во-первых, по причине отсутствия и невозможности получить надежные исходные данные по теплофизическим свойствам пород, окружающих ствол скважины по всей его длине, и, во-вторых, тепловые процессы, происходящие вокруг скважины, строго говоря, 82 являются неустановившимися. Поэтому наиболее надежным способом определения температуры в скважине следует считать непосредственное измерение глубинным прибором. На практике при планировании исследований скважин возможно также использование расчетных методов на основе эмпирических формул, полученных для конкретного месторождения путем накопления и статистической обработки данных фактических замеров температуры как в остановленных, так и работающих скважинах. 3.3 Определение дебитов газовых скважин Дебит газовой скважины измеряется с использованием расходомеров, основанных на критическом и докритическом течении газа через сужающие устройства. Описание их приведено в главе 6. При исследованиях газоконденсатных скважин замеряется дебит по газу сепарации (после сепаратора) и дебит жидкости (конденсата газового нестабильного и воды). Для обработки результатов исследований скважин значения дебитов (расходов), получаемых по данным телемеханики (по датчикам расхода системы мониторинга работы скважин), допускается использовать после их сопоставления с дебитами (расходами), полученными при проведении комплексных исследований скважин с использованием замеров дебита сертифицированными приборами на сепарационных установках. Для определения с возможно меньшей погрешностью дебита газа добывающих скважин, в продукции которых имеется конденсат, вода и твердые частицы, выносимые в процессе исследования на различных режимах, перед прибором, замеряющим дебит, необходимо устанавливать устройства, улавливающие механические примеси и жидкость. Если давление в газосборной сети позволяет получить нужный диапазон дебитов и депрессий, то исследование скважины должно проводиться с подачей газа в газопровод. Дебит газа, конденсата, воды в этом случае может быть замерен на контрольном сепараторе УКПГ (УППГ). Для измерения расхода применяются также дифманометры – расходомеры, которые состоят из двух узлов: устройства для размещения диафрагмы (сопла, штуцера или иного сужающего устройства); дифференциального манометра, с 83 использованием которого измеряется перепад давления на диафрагме. На каждом режиме исследования проводится отбор проб механических примесей и жидкости в мерные сосуды и контейнеры. Пробы направляются в лабораторию для проведения гидрогеохимического и гранулометрического анализа. Приборы, в которых используются сужающие устройства, должны удовлетворять системе ГОСТов «Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств», названия которых приведены в главе 9 Инструкции. При использовании ДИКТа дебит скважины рассчитывается по значениям термобарических величин по формуле: Q где CP  OTH zT Q - дебит газа, тыс.м3/сут; (3.40) P - абсолютное давление перед диафрагмой, Па·10-5; OTH - относительная плотность газа по воздуху; перед диафрагмой, К; T - абсолютная температура газа z - коэффициент сверхсжимаемости газа при P и T; C - коэффициент расхода, зависящий от диаметров диафрагм и измерительной линии (значения «С» приведены в таблице 3.3);  - поправочный коэффициент, учитывающий изменение показателя адиабаты реального газа. Таблица 3.3 – Значения коэффициентов расхода «С» для измерителей с внутренними диаметрами 50,810-3 м и 101,610-3 м. Диаметр диафрагмы, 10-3 м «С» для измерителей D= 50,810-3 м D=101,610-3 м Диаметр диафрагмы, 10-3 м «С» для измерителей D= 50,810-3 м D=101,610-3 м 1,587 0,448 22,225 99,93 89,44 2,381 0.986 25,400 119,60 116,50 3,175 1,852 28,574 153,10 146,80 4,762 4,254 31,749 193,30 181,10 5,556 5,871 34,294 237,40 218,20 6,350 7,602 38,099 294,60 260,00 7,937 11,690 9,525 16,630 11,112 23,840 12,700 29,930 15,875 19,050 7,326 44,449 355,20 50,799 469,20 57,149 601,50 29,460 63,499 754,40 45,280 45,890 69,849 934,00 66,120 65,770 76,199 1148,00 16,470 84 В [3.1] коэффициент  рекомендовалось находить по формуле (VI.9), либо по рисунку VI.23. Многочисленные промысловые исследования показали [3.2] несоответствие фактических значений коэффициента  величинам, определяемым по приведенным в [3.1] формуле и графику. Так, в диапазонах давления и температуры, соответственно 154,0·10 5 244,2·105 Па и 296,15 – 314,15 К коэффициент  согласно [3.1] должен изменяться от 1,16 до 1,32. Фактически же величина  по результатам гидродинамических исследований скважин месторождений севера Западной Сибири при тех же термобарических условиях находится в диапазоне 0,841 – 1,243 со средним арифметическим значением – 1,015. Вероятно, такое расхождение «является результатом совместного проявления взаимоисключающих факторов: показателя адиабаты и количества жидкой фазы» [3.2]. По этой причине, опираясь на результаты многочисленных промысловых исследований, можно обоснованно рекомендовать для месторождений севера Западной Сибири принимать значение поправочного коэффициента  равное единице. Описание конструкции ДИКТа приведено в главе 6. 85 Список использованных источников (глава 3) 3.1 Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. Г.А. Зотова, З.С. Алиева. -М.: Недра, 1980, 301 с. 3.2 Ли Г.С., Стройный Э.Т., Шигидин О.А., Ким Е.А., Головченко Е.В. (ИТЦ ООО «Уренгойгазпром») К вопросу об определении дебита газоконденсатной скважины при критическом течении. («Газовая промышленность», статья находится в печати) 86