книги / Приборы и средства учета природного газа и конденсата

Осредняющая 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^