книги / Приборы и средства учета природного газа и конденсата
..pdfОсредняющая трубка (рис. 76, а) состоит из входной напорной трубки 5 с отверстиями 6 для измерения входного давления Р\ и выходной трубки 2 с отверстием 1 для измерения статиче ского давления р2 в трубопроводе за трубкой. Отбор давлений производится с помощью штуцеров 3 и 4. Штуцер 4 соединен с полостью входной трубки 5, а штуцер 3 — с полостью выход ной трубки 2. Установка осредняющей напорной трубки на тру бопроводе показана на рис. 76, б. Трубка I располагается в тру бопроводе 2 таким образом, чтобы оси отверстий входной труб ки совпадали с осью набегающего потока газа.
8.3. ПРИБОРЫ КОНТРОЛЯ ДЕБИТА НА УСТЬЕ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
При исследовании газовых скважин с целью определения
оптимальных |
режимов |
газоотдачи возникает |
необходимость |
|
определения |
зависимости |
дебита газа от депрессии на пласт |
||
и давления на устье при |
стационарном режиме |
фильтрации и |
||
зависимости |
дебита от |
разности квадратов пластового и за |
бойного давлений, характеризующих условия притока газа к забою скважины.
Определение дебита газовых скважин может производиться как непрерывно с помощью стационарной расходоизмеритель ной аппаратуры методом переменного перепада давления, так и периодически с помощью диафрагменного измерителя крити ческого истечения. При использовании метода переменного пе репада давления на шлейфах скважин устанавливаются стан дартные диафрагмы или сопла, а также вторичные механиче ские или электронные приборы.
Дебит разведочных необустроенных газовых скважин обыч но измеряется при помощи диафрагменного измерителя крити
ческого истечения |
(прувера) со сбросом исследуемого газа |
в атмосферу (на |
факел). Дебит обустроенных эксплуатацион |
ных скважин можно измерять непрерывно при помощи ста ционарной расходоизмерительной аппаратуры методом пере менного перепада давления с использованием стандартных из мерительных диафрагм или сопел, устанавливаемых в выкид ных трубопроводах газовых скважин.
Ниже описываются приборы, применяемые для контроля дебита на устье газовых скважин, как при их исследовании, так и при постоянной эксплуатации.
Диафрагменный измеритель критического истечения со сбро сом исследуемого газа в атмосферу. Применяется при исследо вании необустроенных газовых скважин. Принцип действия измерителя основан на однозначной зависимости давления и температуры перед калиброванным отверстием диафрагмы, од новременно определяющим режим отбора газа из скважины, и
181
расходом |
газа через |
это отверстие при |
критическом режиме |
его истечения. |
(рис. 77) содержит |
измерительный тру |
|
Такой |
измеритель |
бопровод 1, сменную диафрагму 4, служащую как для регули рования дебита скважины, так и для его измерения, а также манометр 2 и термометр 3, показания которых используют для определения дебита исследуемой скважины.
Зависимость измеряемого дебита скважины от давления и температуры подчиняется следующему выражению:
Q. = 0 , 3 2 6 Y ь ( ъ л ) Л * ' т ~ " у Щ - |
<223) |
где QH— измеряемый дебит исследуемой скважины, тыс. м3/сут; р,— коэффициент расхода измерителя; d —диаметр отверстия диафрагмы, мм; k — показатель изоэнгропы газа; р — абсолют
ное давление газа перед диафрагмой, |
кгс/см2; р= р/рв — отно |
||||
сительная |
плотность |
природного газа |
по |
воздуху; |
р— плот |
ность газа |
в рабочих |
условиях, кг/м3; рв — |
плотность |
воздуха |
|
в рабочих |
условиях, |
кг/м3; Т — абсолютная |
температура газа |
перед диафрагмой, К; Z — коэффициент сжимаемости природ ного газа в рабочих условиях.
Для исследования скважин в основном применяются изме рители двух типов — с внутренним диаметром трубопровода 50 и 100 мм, определяемых внутренним диаметром фонтанной арматуры. Для указанных размеров измерителей коэффициен ты расхода известны с достаточной точностью и определяются следующими выражениями в зависимости от диаметра отвер стия диафрагмы d:
для измерителя с внутренним диаметром 50 мм
|
pso = 0,8786 + |
/ |
d ~ 2 2 + |
Id — 221 |
\2 |
(224) |
|
|
0,3343 • 10-3 (-------------§------ —J ; |
||||||
для измерителя с внутренним диаметром 100 мм |
|
|
|||||
р100 = 0,8634 + |
/ |
d — 4 7 + |
Id — 471 |
\2 |
(225) |
||
0,9590-10-4 [---------^ |
-------'- J |
. |
|||||
Если обозначить х = ]/£ [2 /(£ + 1 )Р +1)Лй-1), то формула (223) |
|||||||
приобретает вид |
|
|
__ |
|
|
|
|
|
QH= |
0,326pyid2p / Y |
fr Z . |
|
|
(226) |
|
При |
давлениях |
до |
100 кгс/см2 и температурах от 20 до |
||||
100 °С |
показатель |
изоэнтропы природного газа к можно при |
ближенно принимать равным показателю изоэнтропы метана,
который в этом диапазоне, можно считать, составляет |
1,3. При |
£=1,3 и = 0,667 и выражение (226) примет вид |
|
QH= 0,2174pd2p / Y ^ T Z , |
(227) |
182
Рис. 77. Диафрагменный измеритель |
устьевого дебита газовых скважик. |
газовой |
|||
а |
принципиальная |
схема; б — установка измерителя |
на фонтанной арматуре |
||
скважины. |
|
|
|
|
|
и |
При давлениях свыше 100 кгс/см2 и температурах ниже 20 °С |
||||
выше 100 °С |
поведение |
природного |
газа существенно |
отли |
чается от идеального, в связи с чем показатель изоэнтропы k существенно меняется и его изменение сильно влияет на точ ность измерения дебита скважины. Так, при температуре —5,6°С и давлении 400 кгс/см2 показатель изоэнтропы 6 = 4,89; при этом « = 0,976. Такое изменение показателя изоэнтропы при водит к существенным ошибкам определения дебита. Так, на
пример, |
погрешность от неучета изменения этого показателя |
от 6=1,3 |
(« = 0,667) до 6= 4,89 («=0,976) равна Л,=И4,89/и 1,з= |
183
= 0,976/0,667=1,46, т. е. погрешность от неучета изменения и составляет 46%.
В связи с изложенным в выражение (227) должна быть введена поправка на изменение показателя изоэнтропы от тем пературы и давления газа, равная
к = |
Ъ<о == 0.667Л, |
(228) |
где хо= 0,667 — значение |
коэффициента |
% при давлениях до |
100 кгс/см2 и температурах выше 20°С; X— поправка на изме нение и при давлениях свыше 100 кгс/см2 и температурах ниже
20 °С.
Подставив значения % из (228) в (227), получаем выраже ние для определения дебита газа с учетом изменения k от тем
пературы и давления: |
|
QH= 0,2174цё2Хр / j/l> TZ. |
(229) |
Исследования показали, что значение коэффициента X в диа пазоне рабочих давлений до 600 кгс/см2 и температур от —40 до 150°С может быть достаточно точно определено выражением
Х = ( —0,5170 + 1,6184Гпр — 0,4437V) +
+ |
(1,2039 — |
1,2309ГПР + 0 ,3 2 2 3 7 V ) РпР + |
|
|
|||
+ |
( - 0 ,1 0 0 9 |
+ 0,11027Пр — 0 ,0 3 7 V )рпр2, |
|
(230) |
|||
где ГПр = 7/7Кр —приведенная |
температура; |
рпР=р/ркР— при |
|||||
веденное давление; Ткр— критическая |
температура |
газа, К; |
|||||
Ркр— критическое давление, кгс/см2; |
Т — фактическая |
темпе |
|||||
ратура газа, К; Р — фактическое давление, кгс/см2. |
|
|
|||||
Значения критических температур и давлений для основных |
|||||||
компонентов природного газа определяют по табл. 2. |
|
|
|||||
Подставив |
в формулу |
(229) |
значения X из (230), получаем |
||||
QH= 0,2174pd2[ ( —0,5170 + 1,61847'пр — 0,4437V) + |
|
||||||
+ |
(1,2039— 1.23097V+ 0,32237V) рпр+ |
|
|
||||
+ ( -0,1009 + 0,11027Vp-0,037V)pnp2]-r7 = = -, |
(231) |
||||||
|
|
|
|
|
V? TZ |
|
|
где р = Ц5о — коэффициент расхода для |
измерителей |
с |
трубо |
||||
проводами диаметром 50 мм, определяемый выражением |
(224); |
||||||
(х = р,юо — коэффициент расхода |
измерителей |
с трубопроводами |
|||||
диаметром 100 мм, определяемый выражением (225). |
_ |
|
При определении дебита смеси газов величины ря, р, Z, Тпр и рпр рассчитываются по формулам (36), (37), (34), (46), (38), (39).
Пример расчета дебита газовой скважины, определяемого с помощью измерителя критического истечения. Рассчитаем дебит газовой скважины по следующим данным: диаметр трубопровода измерителя D = 50 мм; диа метры отверстия диафрагм d = 3 и 36 мм; избыточное давление перед диа фрагмой, измеренное манометром или электрическим преобразователем да вления, ризе = 160 кгс/см2; температура газа перед диафрагмой Т 7 343 К;
184
измеряемый газ — чистый метан; |
атмосферное |
давление в |
момент измерения |
|||
Р а т м = |
720 |
мм рт. ст. |
|
|
|
|
Расчет дебита выполним по формуле (231). Определим недостающие для |
||||||
расчета данные: р, р, р„, р, Z, Т пр, рпр и X. Атмосферное давление ратм вы |
||||||
разим |
в |
килограмм-силах |
на |
квадратный |
сантиметр |
из условия, что |
1 кгс/см2 = |
736 мм рт, ст. |
Тогда раТм = 720 : 736 = 0,98 |
кгс/см2. Абсолют |
ное давление газа перед диафрагмой равно сумме атмосферного и избыточ
ного |
давлений, |
т. |
е. р |
= р изб + |
Р а т м |
= |
160 + 0,98 s |
161 кгс/см®. |
|
|
|||||||||||
Для |
Критическую |
температуру |
Т кр |
и |
давление |
ркр |
определим из табл. 2 . |
||||||||||||||
метана |
Г КР = |
190,66 К |
и |
ркр = |
|
47,32 |
кгс/см2. |
Для |
воздуха |
Т Кр — |
|||||||||||
= |
132,46 К |
и |
р1!Р = |
38,43 |
кгс/см2. |
|
Плотность |
метана при |
нормальных ус |
||||||||||||
ловиях |
рн = |
0,6681 |
кг/м3. |
Плотность |
|
воздуха |
при |
нормальных |
условиях |
||||||||||||
Р н . |
в = |
1,2046 |
кг/м3. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
Коэффициент расхода |Л5о определим по формуле (224) для диаметров |
|||||||||||||||||||
отверстия диафрагмы 3 и 36 мм. |
= |
3 мм |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
Для диафрагмы с отверстием d |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
3 |
____22 4- |
13_____ 221 |
\ ® |
|
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
( |
|
|
|
|
0,8786. |
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
--------- -Е2!--------- L = |
|
|||||||
|
|
Для диафрагмы с отверстием d |
= |
36 мм |
|
|
|
|
|
|
|||||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1/36 — 22 + |
136 — 22| |
|
|
|
||||||
|
|
|
pso = |
0,8786 +0,3343 •! О-3|1 |
|
|
|
2 |
|
Г= |
0,9441. |
|
|||||||||
|
|
Для подсчета |
X |
Определим |
Гпр и рпр |
метана |
при Гкр = |
190,66 К и |
|||||||||||||
Рнр |
|
== 47,32 |
|
кгс/см2. |
Т п Р = |
|
Г/Гкр = |
343/190,66 = |
1,8; |
Рпр |
=== |
р / Р к Р == |
|||||||||
= |
161/47,32 = |
3,4. Подставив ГПР и рпр в формулу |
(230), |
определим X: |
|||||||||||||||||
|
|
|
|
|
X = |
( —0,5170+ 1,6184.1,8 — 0,443-3,24) + |
|
|
|
||||||||||||
|
|
|
|
|
+ |
(1,2039 — 1,2309 ■1,8 + 0,3223 ■3,24) ■3,4 + |
|
|
|
+( —0,1009 + 0,1102 • 1,8 — 0,03 •3,24) • 11,56 =
=0,9608 + 0,11566 + 0,000260 = 1,0767.
По рис. 4 определим коэффициент |
сжимаемости |
метана при |
рпр = 3,4 |
||
и Гцр = 1,8, получаем Z = 0,88. |
_ |
|
|
|
|
Относительную плотность |
метана р |
по воздуху |
определим по |
формуле |
|
р — |
р н 2! / |
( Р е . в 2!в ) , |
|
( 232) |
|
где рн и Рн. в — плотность измеряемого |
газа и воздуха в нормальных усло |
||||
виях, кг/м3; Z , Z B — коэффициенты сжимаемости измеряемого газа |
и возду |
ха в рабочих условиях. Для определения коэффициента сжимаемости воз
духа при рабочих условиях воспользуемся |
графиком (рис. 3, з). Из графика |
|||||||||||||||
при |
р = |
161 кгс/см2 |
и 7 = 343 К |
находим |
ZB = |
1,04. |
По данным |
рн = |
||||||||
= |
0,6681 |
кг/м3, рн. в = 1,2046 кг/м3, Z = |
0,88 |
и |
Z„ = |
1,04 определим |
отно |
|||||||||
сительную плотность |
метана |
в |
рабочих |
условиях |
по |
формуле (232) ; р = |
||||||||||
= |
0,6681 -0,88 / (1,2046-1,04) = |
0,469. |
d = |
3 |
мм, р = |
161 кгс/см®, |
Т — |
|||||||||
|
|
Подставив |
полученные |
цм = |
0,8786, |
|||||||||||
= |
343 К, |
А, = |
1,0767, Z = |
0,88, |
р = |
0,469 |
в формулу (229), определим де |
|||||||||
бит |
газа |
при диаметре отверстия диафрагмы, равном |
3 мм, в нормаль |
|||||||||||||
ных |
условиях |
QH = |
0,2174-0,8786-3®-1,0767 |
• |
161/У 0,469-343-0,88 = |
|||||||||||
= |
25,04 тыс. м3/сут. При диаметре отверстия диафрагмы d — 36 мм и р5й = |
|||||||||||||||
= |
0,9441 |
получим |
Qa— 0,2174■0,9441 • 362■1,0767 |
- 161 /У 0,469-343-0,88 = |
||||||||||||
= |
3875,5 |
тыс. м3/сут. |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Измерители дебита на устье газовых скважин с подачей газа потребителю. Использование стандартных диафрагм и дифманометров-расходомеров для измерения дебита газовых скважин с подачей газа потребителю сопряжено с рядом труд ностей, связанных со спецификой эксплуатации газовых сква-
185
жин, и особенно в условиях Крайнего Севера. Это, в первую очередь, связано с трудностью безгидратной подачи давлений от диафрагмы к дифманометру из-за обмерзания мест отбора давлений и импульсных линий с закупориванием их твердыми кристаллогидратами, с отсутствием обогреваемых помещений в зоне размещения скважины или куста скважин, с трудностью прокладки электрических кабелей для обогрева импульсных линий, приборных контейнеров и т. п.
Для обеспечения возможности эксплуатации самопишущих дифманометров-расходомеров в условиях Крайнего Севера во ВНИИгазе В. И. Шулятиковым (Шулятиков В. И., Бюл. изо бретений, 1972, № 15, а. с. № 337673. Защитное устройство для дифманометров) предложено размещение дифманометра-рас- ходомера непосредственно на выкидном трубопроводе газовой скважины в утепленном контейнере, обогреваемом выходящим из скважины газом, имеющим более высокую температуру, чем температура окружающей среды. При температуре выходящего из скважины газа 12—20°С в контейнере поддерживается тем пература на 10—20 °С выше, чем температура окружающего воздуха, что позволяет создать приемлемые условия для экс плуатации приборов при температуре наружного воздуха до —60 °С.
Установка дифманометра-расходомера с диафрагмой в обо греваемом утепленном контейнере на выкидиных линиях газо вых скважин показана на рис. 78.
При отборе газа из заколонного пространства (рис. 78, а) газ из заколонного пространства, образованного фонтанной 9 и обсадной 10 колоннами, подается по трубопроводам 7 и 5 и далее через диафрагму 11 в промысловые трубопроводы. При
этом коренная |
задвижка 8 закрыта. Дифманометр-расходомер |
||||
1 размещают |
в |
утепленном |
контейнере |
4, |
установленном на |
трубопроводе |
5. |
Импульсные |
линии 3 |
для |
подачи давлений |
к дифманометру выполнены таким образом, что в них исклю чается образование гидратов за счет обогрева их теплым газом, выходящим из скважины, и вымораживание имеющейся в газе влаги с помощью вымораживающих трубок. Вентили 2 служат для подключения и отключения дифманометра от диафрагмы, а манометр 6 — для контроля устьевого давления газа в заколонном пространстве.
Установка дифманометра-расходомера для контроля дебита скважины при отборе газа из фонтанной колонны показана на рис. 78, б. Газ из скважины по фонтанной колонне 3 и через открытую коренную задвижку 4 по трубопроводу 5 с диафраг мой 7 поступает в выкидную линию скважины. Дифманометррасходомер 8 размещается в обогреваемом контейнере 6 . При отборе газа из фонтанной колонны задвижка 2 закрыта, а меж колонное пространство между фонтанной колонной 3 и обсад ной 1 заполнено газом.
Рис. 78. Установка днфманометра-расходомера на выкидных линиях газовых скважин.
а — при отборе газа из заколонного пространства; б — при отборе газа из фонтанной колонны.
со
^4
|
|
Схема |
разработанно |
||||||||
|
—| |
го В. |
И. |
Шулятиковым |
|||||||
|
расходоизмерительного |
||||||||||
|
I 4 |
комплекса |
типа |
«Сокол» |
|||||||
|
'Л |
для |
контроля |
дебита |
га |
||||||
|
|
зовых скважине |
подачей |
||||||||
|
|
газа |
потребителю |
приве- |
|||||||
|
5 дена |
на рис. |
79. |
Комп- |
|||||||
|
0 леке |
содержит |
отрезок |
||||||||
|
|
измерительного |
|
трубо |
|||||||
|
|
провода |
/, диаметр кото |
||||||||
|
|
рого |
равен |
диаметру вы |
|||||||
|
|
кидной |
линии |
скважины, |
|||||||
|
|
диафрагму |
б, |
размещен |
|||||||
|
|
ную в специальной |
каме |
||||||||
|
|
ре 7, линию 8 |
отбора дав |
||||||||
|
|
ления |
р2 |
(за |
|
диафраг |
|||||
|
|
мой) |
в |
виде |
|
накладной |
|||||
|
|
камеры 1 0 , камеру |
1 2 |
от |
|||||||
|
|
бора |
давления |
pi |
(перед |
||||||
|
|
диафрагмой), |
|
выморажи |
|||||||
|
|
вающие |
трубки |
9 |
и |
1 1 , |
|||||
|
|
импульсные |
|
линии |
2 |
с |
|||||
|
|
вентилями |
3, |
дифмано- |
|||||||
|
|
метр |
5, |
установленный в |
|||||||
|
|
утепленном |
контейнере 4. |
||||||||
|
|
С |
целью |
исключения |
|||||||
Рис. 79. Схема расходоизмерительного комплек |
образования |
|
|
твердых |
|||||||
кристаллогидратов |
в им |
||||||||||
са для контроля дебита на устье газовых сква |
|||||||||||
жин с подачей газа |
потребителю. |
пульсных линиях послед |
|||||||||
кладных камер |
|
ние |
выполнении виде на |
||||||||
1 0 и 1 2 , привариваемых к трубопроводу |
1 , |
по |
которому проходит теплый газ из скважины. Благодаря тому что газ в полостях накладных камер 1 0 и 1 2 соприкасается с теплым трубопроводом 1 , твердые кристаллогидраты в им пульсных линиях не образуются, а имеющаяся в газе влага вымораживается в трубках 9 я 11 (накапливается в зимний период и оттаивает в теплое время года).
Зависимость между измеряемым дебитом газовой скважины, перепадом давления, параметрами диафрагмы и газа выра
жается формулой |
|
QH= 0,50616aerf2 У (pi — p2 )piTB/ {p„p»TiZ), |
(233) |
где QH—дебит исследуемой скважины, приведенный к нор мальным условиям, тыс. м3/сут; a — коэффициент расхода диа фрагмы; е — коэффициент расширения газа за диафрагмой; d —диаметр отверстия диафрагмы, мм; pi—р2— перепад дав ления на диафрагме, кгс/см2; pi — абсолютное давление газа
188
йёред диафрагмой, кгс/см^; рн — нормальное давление, равное 1,0332 кгс/см2; Т\ — температура газа перед диафрагмой, К; рн — плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; Тн— нор мальная температура, равная 293 К; Z — коэффициент сжимае мости газа в рабочих условиях.
При эксплуатации газовых скважин в полярных широтах с низкой температурой газа на устье рассмотренные комплексы не могут обеспечить надежного измерения дебита скважин.
В этом случае, несмотря на достаточно высокие капиталь ные вложения, целесообразно сооружение отапливаемого га зом блок-бокса с прокладкой к нему всех выкидных шлейфов от куста газовых скважин. При установке отапливаемого блокбокса с автоматическим газоводонагревателем на кусте сква жин создаются комфортные условия как для приборов и средств телемеханики, так и для разъездного персонала, приезжающего на куст скважин для ремонтно-восстановительных и профилак тических работ. При этом обеспечивается надежное измерение дебита каждой скважины как на месте, так и дистанционно с по мощью средств телемеханики по радиорелейному каналу.
Схема обустройства куста газовых скважин для измерения дебита на их устье с использованием отапливаемого блок-бок са приведена на рис. 80. Такой куст скважин содержит газовые скважины 1, расположенные по линии на расстоянии 70 мдруг от друга, выкидные линии 3 с задвижками 2, 4 и 13, отапли ваемый блок-бокс 6 , в котором размещены измерительные диа фрагмы 9, дифманометры-расходомеры 7, контролируемый пункт системы телемеханики 8 , линию связи 1 0 , радиорелейную стан цию 11 для передачи информации в АСУ ТП газового промыс ла, а также регулятор давления газа 18, автоматический газоводонагреватель 17, термоэлектрогенератор 16 и аккумулятор ную батарею 14. Для удобства эксплуатации все измеритель ные диафрагмы 9 устанавливаются в двухкамерных быстро сменных сужающих устройствах (камерах для смены и уста новки диафрагм), конструкции которых приведены на рис. 14 и 15.
Отбор давлений от диафрагм производится с помощью им пульсных линий 5. За диафрагмами все измерительные трубо проводы собираются в общем промысловом коллекторе 1 2 .
Блок-бокс перегородкой разделен на два помещения: одно — для размещения диафрагм и приборов учета газа с системой телепередачи информации, другое (15) — для размещения газоводонагревателя, термоэлектрогенератора и аккумуляторной батареи (в отдельном закрытом ящике с вытяжкой). При не обходимости блок-бокс может быть разделен и на большее число помещений.
Помещения блок-бокса обогреваются системой водяного отопления, снабжаемого горячей водой или незамерзающей жидкостью от автоматического газоводонагревателя, питае-
189
CD
О
3 5 0 м
Рис. 80. Схема обустройства куста газовых скважин для измерения дебита на их устье с использованием отапливаемого блок-бокса^