Устройства для измерения расхода природного газа
Для определения расхода (дебита) природного газа в промысловой практике используются расходомеры переменного перепада давления. Принцип действия данных устройств основывается на измерении перепада давления, создаваемого вследствие протекания жидкого или газообразного вещества через ссужающее устройство, установленное в трубе. Течение газа или жидкости через ссужающее устройство, ведет к переходу части потенциальной энергии давления в кинетическую, при этом средняя скорость движущегося потока в месте сужения значительно повышается. В этой связи, статическое давление после ссужающего устройства становится меньше, чем перед ним. Получаемая при этом разность давлений зависит от расхода и служит мерой расхода.
В основе этих устройств используются три базовых элемента:
- ссужающее устройство, устанавливаемое внутри трубопровода которое создаёт перепад давления, зависящий от расхода потока;
- дифференциальный манометр, измеряющий перепад давления, не градуированный в единицах расхода;
- соединительные трубки, передающие перепад давления от ссужающего устройства к дифференциальному манометру.
Уравнения объёмного расхода сжимаемого вещества протекающего через ссужающее устройство выглядят следующим образом:
(3)
(4)
где α – коэффициент расхода ссужающего устройства, зависящий от типа, модуля этого устройства и числа Re;
ε - поправочный множитель на расширение измеряемого вещества;
d – диаметр отверстия ссужающего устройства;
D – внутренний диаметр трубопровода перед ссужающим устройством;
- модуль ссужающего устройства (степень сужения сечения или относительная площадь);
ρ – плотность измеряемой среды в рабочих условиях;
ΔP – перепад давления в ссужающем устройстве.
Уравнения (3) и (4) для определения расхода справедливы в случае, когда скорость потока меньше критической (скорости звука в измеряемой среде). Абсолютное давление измеряемой среды равно сумме избыточного и барометрического давлений. Плотность вещества измеряется непосредственно, либо расчетными методами с учетом давления и температуры перед ссужающим устройством.
В качестве ссужающих устройств в промысловой практике применяют диафрагмы, сопла и сопла Вентури. Общий вид ссужающих устройств приведен на рисунке 8.
Рисунок 8. Ссужающие устройства: а – камерная диафрагма; б – бескамерная диафрагма; в – сопло и сопло Вентури.
Диафрагма имеет вид тонкого металлического диска с круглым отверстием с острой кромкой со стороны входа потока, а с другой стороны фаску, выполненную под углом 30 – 45о. Диафрагмы выпускаются в двух модификациях:
- камерная диафрагма, располагается между двумя кольцевыми камерами, которые сообщаются с внутренней полостью трубопровода щелью или группой равномерно распределенных по окружности отверстий; такое расположение камер обеспечивает равномерное распределение давления до, и после диафрагмы;
- бескамерная диафрагма, располагается между фланцами трубопровода, замер перепада давления осуществляют через отдельные цилиндрические отверстия.
Диафрагмы устанавливаются на трубопроводах диаметром не менее 50 мм при условии, чтобы модуль ссужающего устройства был в диапазоне 0,05 ≤ m ≤ 0,70. Толщина диска диафрагмы составляет 0,1·D. На газопроводах с диаметром труб в пределах от 125 до 250 мм устанавливаются диски диафрагм толщиной 3 мм, а на газопроводах с диаметром трубы 250 мм – толщиной 6 мм. Бескамерные диафрагмы устанавливаются на газопроводах с рабочим давлением не более 2,5 МПа (ограничение применения по давлению фланцев с гладкими полями).
Для обеспечения минимальных потерь напора в газопроводе в качестве ссужающих устройств используют сопла и сопла Вентури. Первые применяются на газопроводах с диаметром трубы не менее 50 мм при условии, чтобы модуль ссужающего устройства был в диапазоне 0,05 ≤ m ≤ 0,65, сопло Вентури используется при условии, что 0,05 ≤ m ≤ 0,60.
Расчёт газа жидкостными показывающими дифференциальными манометрами, оборудованными стандартной диафрагмой производят по формуле следующего вида:
(5)
где Кt – поправочный коэффициент на тепловое расширение материала диафрагмы (для существующих температурных условий Кt=1);
К1 – поправочный множитель на не остроту входной кромки диафрагмы (при диаметре более 300 мм К1 = 1);
Ррт – абсолютное статистическое давление перед диафрагмой, Па; Нрт – измеренный перепад давления, Па;
Т – абсолютная температура, К;
- относительная плотность газа.
При измерении расходов газа при скоростях его истечения равной или большей критической, используется устройство называемое диафрагменным измерителем критического течения (ДИКТ). В основе принципа измерения расхода лежит установленный факт, что с увеличением перепада давления ΔΡ рост расхода наблюдается только до тех пор, пока соотношение 
не достигнет критического значения 
, при котором с дальнейшим уменьшением его расход через отверстие стандартной диафрагмы не изменяется.
Критическое значение определяют из выражения следующего вида:
,
где 
- показатель адиабаты;
Cр и Сv – теплоёмкости газа при постоянном давлении и постоянном объёме.
В таблице 2. приведены значения ξкр для различных газов.
Таблица 2. Критические значения соотношений давлений до и после диафрагмы для различных газов
| Газ | Воздух | Метан | Этан | Пропан | Бутан | Природный газ |
| ξкр | 0,528 | 0,550 | 0,567 | 0,573 | 0,577 | 0,560 |
Определение расхода газа ДИКТом производится только при соблюдении условия ξкр ≤ 0,500.
На рисунке 8 приведены конструкции ДИКТ диаметром 50 и 100 мм.
Рисунок 8. Принципиальная схема ДИКТа:
а – диаметром 50 мм; б – диаметром 100 мм; в – штуцер;
1 – отверстие для манометра; 2 – отверстие для продувочного вентиля; 3 – термометрический стакан; 4 – диафрагма
Первая конструкция ДИКТа представляет собой цилиндр длиной 305 мм, на одном конце которого нарезана стандартная резьба под прижимную гайку. Между диафрагмой и торцевой поверхностью устанавливается прокладка, и далее они с помощью прижимной гайки стягиваются с цилиндром. В термостакане 3 устанавливается термометр. При использовании диафрагм малого диаметра для снижения давления применяют ниппель с вентилем, а в случае определения расхода газа содержащего механические примеси – специальный штуцер (см. рисунок. 8.в).
Расчёт дебита газа производят по формуле следующего вида
, (7)
где Q – дебит природного газа, в тыс. м3/сут, приведенный к температуре 20 0С и давлению 0,1013 МПа;
С коэффициент расхода, зависящий от диаметра отверстия диафрагмы и диаметра прибора;
Р – давление газа перед диафрагмой, МПа.
Коэффициент С является величиной постоянной для данной диафрагмы и не зависит от давления и температуры. В таблице 3 приведены значения коэффициента С для различных значений диаметра диафрагмы.
При высоком содержании конденсата расход газа приближенно вычисляют по уравнению следующего вида:
(8)
где Q – дебит газоконденсатной смеси при однофазном газообразном состоянии, м3/сут;
Qг – дебит газа после сепарации, м3/сут;
Qк – дебит конденсата, кг/сут;
ρк – плотность конденсата, кг/м3;
Тст – стандартная температура (293 К), К;
Тн – нормальная температура (273 К), К;
М – молекулярная масса конденсата.
В таблице 4 приведены значения коэффициентов расхода при истечении сухого газа и газоконденсатной смеси.
Для измерения расхода применяются напорные устройства, так называемые пневмометрические трубки, позволяющие измерять разность давлений в зависимости от скорости жидкости в месте их установки. На рисунке 9 приведены конструкции напорных измерительных устройств.
Таблица 3. Значения коэффициента С для измерения дебита сухого газа ДИКТ
| Диаметр отверстия диафрагмы или штуцера, мм | Измеритель | Диаметр отверстия диафрагмы или штуцера, мм | Измеритель | ||
| 100 – мм ДИКТ | 50 – мм ДИКТ | 100 – мм ДИКТ | 50 – мм ДИКТ | ||
| 1,59 | - | 0,456 | 22,19 | 90,955 | 92,480 |
| 2,38 | - | 1,003 | 25,40 | 118,493 | 121,603 |
| 3,17 | - | 1,883 | 28,57 | 149,260 | 155,718 |
| 4,77 | - | 4,326 | 31,75 | 184,201 | 196,591 |
| 5,39 | - | 5,771 | 34,91 | 221,886 | 241,530 |
| 6,35 | 7,450 | 7,731 | 38,10 | 264,440 | 299,596 |
| 7,95 | - | 11,891 | 44,45 | 362,206 | - |
| 9,51 | 16,747 | 16,917 | 50,80 | 477,201 | - |
| 11,13 | - | 24,245 | 57,15 | 611,750 | - |
| 12,70 | 29,959 | 30,438 | 63,50 | 767,229 | - |
| 15,85 | 46,673 | 46,046 | 69,85 | 949,917 | - |
| 19,05 | 66,886 | 67,244 | 76,20 | 1167,288 | - |
Таблица 4.Коэффициенты расхода для сопел и диафрагм при истечении сухого газа и конденсата
| Для диафрагмы | Для сопел | ||||
| Диаметр диафрагм, мм | Сухой газ | Газокон-денсатная смесь | Диаметр диафрагм, мм | Сухой газ | Газокон-денсатная смесь |
| 1,69 | 0,500 | - | 1,75 | 0,635 | - |
| 2,52 | 1,112 | - | 2,60 | 1,410 | - |
| 3,41 | 2,170 | - | 3,20 | 2,140 | - |
| 4,84 | 4,400 | - | 4,70 | 4,960 | - |
| 5,49 | 5,790 | - | 5,80 | 7,390 | - |
| 6,43 | 7,600 | - | 6,40 | 8,868 | - |
| 7,98 | 11,400 | - | 8,00 | 12,892 | 13,954 |
| 9,51 | 16,520 | 16,770 | 9,50 | 19,419 | 19,318 |
| 11,11 | 22,300 | 22,820 | 11,00 | 25,402 | 25,648 |
| 12,64 | 28,700 | 30,155 | 12,75 | 33,720 | 34,107 |
| 15,91 | 44,700 | 47,057 | 17,50 | 63,620 | 65,406 |
| 19,02 | 65,460 | 64,767 | 19,00 | 76,700 | 76,260 |
| 22,14 | 89,300 | 88,000 | 22,25 | 105,420 | 100,470 |
| 25,36 | 117,500 | 115,550 | 24,00 | 123,614 | 116,800 |
Рисунок 9. Принципиальная схема напорных устройств для замера расхода газа: а – трубка Пито; б – напорный дифманметр; 1 – внутренняя трубка; 2 – наружная трубка;
3 – боковое отверстие в наружной трубке для сообщения с кольцевым пространством
Если в месте измерения давления расположить вторую трубку воспринимающую только статическое давление, и соединить их с дифференциальным манометром, то показания последнего будет соответствовать только динамическому давлению – такое устройство носит название пневмометрической трубки.
Конец напорной трубки устанавливается на удалении 
от стенки трубопровода. Расход газа определяют по выражению следующего вида:
, (9)
где Q – расход газа, м3/сут;
D- диаметр трубопровода, м.
ЛЕКЦИЯ 18
Исследования пластов и газовых скважин. Общие положения. Обвязка газовых скважин. Исследования скважин на стационарных режимах – подготовка скважины к исследованиям, технология проведения исследований; обработка результатов исследований
Исследование газовых пластов и скважин проводят в ходе разведки, опытной и промышленной эксплуатации для получения исходных данных с целью оценки запасов газа, проектирования разработки месторождений, обустройства промысла, установления технологического режима работы скважин, обеспечивающего их эксплуатацию при оптимальных условиях без осложнений и аварий, оценки эффективности работ по интенсификации и контроля за разработкой и эксплуатацией.
Исследование пластов и скважин осуществляется гидродинамическими и геофизическими методами. Ряд параметров пласта определяют по кернам. При комплексном использовании все эти методы взаимно дополняют друг друга. Параметры пласта, определяемые при помощи геофизических методов и данных кернов, характеризуют участок пласта, непосредственно прилегающий к стволу скважины, и дают возможность представить их послойное распределение по толщине пласта. На основе результатов гидродинамических методов исследования, как правило, определяются: средние параметры в призабойной зоне и в более удаленных участков пласта; условия движения газа в пласте и стволе скважины; условия накопления и выноса жидкости и механических примесей из забоя скважины; технологический режим работы скважины и т.д.
Гидродинамические методы определения параметров пласта, основаны на решении так называемых обратных задач гидрогазодинамики, и базируются на результатах исследований, полученных при стационарных и нестационарных режимах фильтрации флюидов.
Термометрические исследования наряду с изучением температурного режима скважины, призабойной зоны и пласта позволяют выяснить величины, эффективных толщин, распределение дебитов по отдельным интервалам пласта, параметры пласта, положение контакта газ - вода и места утечек газа при нарушении герметичности колонн.
Сопоставление различных параметров пласта, определяемых с помощью геофизических и промысловых гидрогазодинамических методов, позволяет получать более достоверные характеристики пласта, чем сравнение геофизических данных с керновым материалом.
Методы исследования скважин подразделяются на следующие виды:
1. Испытания в условиях стационарной фильтрации газа при различных режимах работы скважины.
2. Испытания в условиях нестационарной фильтрации газа, которые в свою очередь состоят из обработки:
- кривых восстановления давления во время остановки скважины;
- кривых перераспределения дебита газа при постоянном давлении на забое или устье;
- кривых перераспределения забойного давления при постоянном дебите газа.
По своему назначению испытания газовых скважин подразделяются на:
1. Первичные - которые проводят на разведочных скважинах после окончания бурения с целью выявления их добывных возможностей (максимально допустимый дебит, оценка параметров пласта и установление первоначального рабочего дебита для опытной эксплуатации).
2. Текущие - проводят для установления и уточнения технологического режима работы скважины, текущей проверки параметров призабойной зоны пласта и скважины (один раз в год или чаще, в зависимости от условий работы скважин).
3. Контрольные - которые проводятся периодически для проверки качества текущих исследований, определения параметров пласта для составления проекта разработки и анализа разработки месторождения.
4. Специальные - проводятся перед остановкой скважины на ремонт или при выходе её из ремонта, перед консервацией скважины и при расконсервации, до и после работ по интенсификации притока газа. К специальным видам исследования также относятся испытания газоконденсатных скважин и испытания, проводимые с целью выяснения влияния засорения призабойной зоны глинистым раствором, а также испытания по определению скопления жидкости в стволе и призабойной зоне при различных условиях работы скважины. Таким образом, в процессе исследования разведочного фонда газовых и газоконденсатных скважин необходимо выполнить обязательный минимум работ:
- отбор проб природного газа и конденсата для лабораторного изучения состава пластового природного газа, содержания конденсата в газе, условий выпадения конденсата в пласте, возможных его потерь и т.д.;
- определение изменения температуры газа в стволе скважины и в сепараторах при различных дебитах скважин;
- изучение условий выделения конденсационной воды и гидратообразования в стволе скважины и в призабойной зоне пласта;
- изучение возможности перетоков природного газа в другие пласты, а также наличие межколонных пропусков газа;
- определение фактически работающих интервалов вскрытой толщины пласта и распределения дебитов по отдельным пропласткам;
- изучение эффективности применения методов интенсификации притока в скважину и условий наилучшего вскрытия пласта;
- изучение коррозионной агрессивности газожидкостного потока, скорость и характер коррозии для выбора метода борьбы с ней;
- установление оптимальных дебитов и условий эксплуатации скважин и разработки залежей (месторождений).
Исследования скважин на газоконденсатность должны включать в себя следующие определения:
- количество выделяющегося в сепараторах конденсата (сырого и стабильного) в см3/м3 природного газа при различных давлениях и температурах, его состав;
- количество пропана, бутанов и жидких углеводородов (С5+выс.), остающихся в растворенном состоянии в газе, выходящим из сепаратора, в зависимости от температуры и давления в нём;
- изотермы конденсации для пластового газа;
- давление максимальной конденсации;
- состав пластового газа и потенциальное содержание в нём жидких углеводородов (С5+выс.);
- фазовое состояние газоконденсатной системы в пластовых условиях;
- давление начала конденсации в пласте;
- количество выделяющегося конденсата при движении природного газа от забоя к устью скважины;
- количество жидкой фазы, выделяющейся из отсепарированного газа при температурах и давлениях газопровода.
При изучении составов свободных и растворенных газов необходимо определять содержание: метана и его гомологов до С6 включительно, водорода, азота, гелия, аргона, углекислого газа и сероводорода.
В процессе проведения гидрогеологических исследований необходимо определять:
- статические уровни подземных вод, закономерности их изменения по площади;
- индикаторные характеристики по отдельным скважинам;
- гидрохимические показатели – растворенные ионно-солевые комплексы, их взаимосвязь со скоплениями углеводородов, с литолого-фациальными особенностями водовмещающих пород и гидродинамикой;
- газонасыщенность и газовый состав подземных вод;
- температурная характеристика.