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 1^г/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 .м³/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//') Д^ала 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

1. Диаметр диафрагменного отверстия — 5 мм

5. Диаметр диафрагменного отверстия — 25 мм

6. Диаметр диафрагменного отверстия—30 мм

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 м^г\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 м^ъ!сутки газа уд. веса 0,6 (по воздуху), исчисленного при 15° С и 1 ата

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

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».

Э_Т0 — 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;

Р_а — атмосферное давление, кг/м²;

P_t — давление скоростного напора, замеренное манометром трубки Пито; п — отношение теплоёмкостей С_р/С_ю; 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*.P_a6c.    (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

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.P_fl,_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 D²P_cmam.

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

Внутренний диаметр трубы, из которой вытекает газ, в дюймах

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

Внутренний диаметр трубы, из которой вытекает газ

___Продолжение

Внутренний диаметр трубы, из которой вытекает газ, в дюймах

Продолжение

Внутренний диаметр трубы, из которой вытекает газ, в дюймах

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 м^г/сутки;

Р_м — 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;

Р_а — 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 Р_а ~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 P_Mv. 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

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;

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

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

Q_p —дебит частично открытой скважины, т. е. дебит при различных величинах P_w.

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 Q_p 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. Р_с ²—P_w²— против соответствующих им величин Q_p, 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 ^г/з ^{и 1}и"-

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 Р_с. Чтобы найти Р_с, 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 P_w и соответствующий ему дебит Q_p „ Дебит замеряется счетчиком, поставленным на газопроводе после орифайса.

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

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 Р_с ²—P_w². На логарифмической бумаге наносим значения

Qp против соответствующих значений Р_с²—P_w², через эти точки проводим прямую линию и продолжаем ее в сторону увеличения Р_с²— P_w², т. е. в сторону уменьшения P_w ², так как Р_с²— постоянно.

При уменьшении P_w и стабильном значении Р_сдебит Q_p будет увеличиваться. Эта прямая линия окончится, когда Pw будет близко к нулю. Конец этой прямой будет находиться против Р_с ², так как если P_w = 0, то Р_с ²— P_W²=P_C². Этому будет соответствовать дебит сполна открытой скважины. Начало прямой будет находиться против Р_с ²— P_w², где Р_с—Pw т. е. Рс ³—P_w² = 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 Р_с 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:

Р_с — P_w; Pq    n = 0; Qp = 0;

конечная точка — скважина сполна открыта:

P_w = 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 Р_с²—P_w²= Р_с² и где P_w =0. Фактически P_w не может быть равно нулю. Р^ есть абсолютное давление на дне скважины. При свободном вытекании газа в атмосферу P_w 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 Р_с²—Р_w² 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. м^ъ/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

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

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

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=УоР^т.    (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.jy₀^т 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-Р_е '

(38)

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

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

R_w — эффективный радиус скважины в футах;

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

t_s — время, нужное для стабилизации вытекания в часах; R_e — радиус эффективного района дренажа в футах;

Q_s — 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;

R_w — эффективный радиус скважины;

R_e — 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 R_w даны большие размеры, так как в районе Монро скважины торпедируются и обрабатываются соляной кислотой, что сильно увеличивает дебит. Для R_e 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 P_w;

Р_с — 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 P_w 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 P_w² 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 Р_с² — P_w², уменьшающаяся к верху, а на диаграмме Грэди и Виттера P_w², увеличивающееся кверху. Поэтому прямая линия на диаграмме Пирса и Раулинса подымается направо кверху и оканчивается на линии, где Р_с²—р^—рд _{а на} диаграмме Грэди и Виттера линия наклонена направо книзу и оканчивается на оси абсцисс, где P_w— 0. Но определять и наносить на диаграмме Грэди и Виттера P_w — намного легче, чем вычислить Р_с²—P_w² и наносить их на логарифмическую сетку Пирса и Раулинса.

Для способа Пирса и Раулинса необходимо точное определение Р_с. Но в условиях Монро и других полуистощённых месторождений в большинстве случаев невозможно или очень трудно найти истинную величину Р_с. Способ Грэди и Виттера обходится без Р_с. 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 Р_с 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 p_c=p_wj когда Q — 0, а вторую точку взять при снижении давления на 50%, когда P_w равно приблизительно 0,5 Р_с. Эти две точки дадут прямую, которая на оси абсцисс укажет Q₀

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

Так как давления манометра замеряются только у устья скважины, а Р_с и P_w еЬть давления на дне скважины, Пирс и Раулинс требуют к показаниям манометра и барометра для получения Р_с прибавить вес столба сжатого газа в скважине, а для получения P_wy 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 P_w. 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 Р_с 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

84,9    1Щ

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

1415

Таблица 33

Сравнение замеров дебита по трем методам

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 Q_omKp.

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 Q_omKp 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 Р_закр-

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 »