Замер дебита газа

 

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, третья - сотни метров и т. д. (фиг. 37.)

Анемометр показывает линейную скорость газа  за данный промежуток времени.

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

^{Q =} d²v 4(20)

Перед замером дебита скважину открывают и позволяют газу вы­водить свободно в атмосферу в течение не менее 1^х/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.мв/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 Г' и внутреннего диаметра ¹/₄".

2.     Семь шайб. Это — стальные тонкие пластинки, имеющие на­ружный диаметр 2". Толщина каждой шайбы ^Vg". В середине каждой шайбы есть круглое цилиндрическое отверстие с прямоугольными, а не закругленными краями. Одна шайба имеет отверстие диаметром
Vs"»   ДРУгая — ^XW1 третья — ³/₈",   четвертая— /-Г, пятая  шестая 1" и седьмая l¹//'* Эта шайбы с отверстиями и называются «орифайс».

3.          Металлическая гайка, навинчиваемая  на верхний конец па­
трубка 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 внутренней 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 Н, 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

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 8 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.

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 гфодувка 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. Получилась самая пёстрая картина. За месяц пласт, конечно, подвергся 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:

Q=C(P²_c-P*_wy,                                                                                                       (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;

ВЫБОР СПОСОБА ЗАМЕРА ДЕБИТА ГАЗОВЫХ СКВАЖИН

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

Сводка способов замера дебита газовых скважин

 

Анемометр	Требуют предва­ритель­ной про­дувки	Скорост­ные методы	Во время замера скважина сполна открыта	Замеряется фактический де-бит скважины, сполна откры­той	Нужна ста­билизация свободного вытекания газа
Орифайс			Во время замера скважина закрыта шайбой с   узким отверстием
Трубка Пито			Во время замера скважина сполна открыта
Минутный способ		Объем­ный метод	После   продувки во время замера скважина закрыта	Дебит   вычи­сляется по объ­ему скважины
Способ обратного давления	Не тре­буют предва­ритель­ной   про­дувки	Скорост­ные мето­ды	Скважина сполна не   открывается. Газ через чок-m п-пель или   орифайс идет в  газопровод	Дебит сполна открытой сква­жины непосред­ственно  не  за­меряется, а определяется графическим путем	Нужна   ста­билизация давления в закрытой скважине
Способ Грэди и Вит-тера					Стабилиза­ция не нужна

Анемометр вообще применять не следует.

Если давление малое и дебит не превышает 8 000 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.

Замер дебита газа, выходящего из скважин                                                                          

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 скважины моментально закрыть кран или задвижку, возникает волна обратного давления. Она идет со ско­ростью звука в данном газе (свыше 380 м/сек). Эта волна 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 до скважины.

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.