Дебит газовой скважины формула: Как определить дебит скважины по формуле Дюпюи?

23. Исследование газовой скважины.

Скважину
пускают в эксплуатацию и регистрируют
изменение давления во времени. После
достижения стабилизации, скважину
закрывают и снимают кривую изменения
во времени. Забойное давление можно
измерить глубинными манометрами.

24. Вывод формулы Дюпюи для нефтяных и газовых скважин.

Дебит
скважины для жидкости:

Дебит
для газа:

25. Закон Дарси.

Открыт
в 1854 г. исследованием движения воды в
р. Сена.

k_ф
– коэффициент фильтрации

I
–
гидравлический уклон.

1930
г. – Нуттинг ввел понятие коэффициента
проницаемости k.

Проницаемость
– это свойство пористой среды пропускать
через флюид под действием приложенного
перепада давления.

k
– проницаемость

μ
– динамическая вязкость

L
– длина.

По
старой системе измерения 1Д (дарси)=10^-12
м².

За
единицу проницаемости (1 м²)
принимают проницаемость такой пористой
среды, при фильтрации через образец
которой с F=1м²,
L=1м,
при перепаде давления 1 Н/м²
расход жидкости вязкостью 1 Н*м²/с
составляет 1 м³/с.

Физический
смысл проницаемости – это характеристика
величины площади сечения каналов
пористой среды, по которым в основном
и происходит фильтрация.

26. Понятие о фазовых и относительных проницаемостях.

Проницаемость
– это свойство пористой среды пропускать
через флюид под действием приложенного
перепада давления.

При
движении многофазной жидкости (нефть,
газ, вода), каждая из фаз, как правило,
мешает движению другой. Поэтому
проницаемость среды для каждой из фаз
(фазовая проницаемость – к_ж,
к_г)
отличается от абсолютной проницаемости
пласта. (к_ж+к_г)<к.

Абсолютная
проницаемость – способность породы
пропускать сквозь себя 1 фазу.

Эффективная
(фазовая) проницаемость – способность
породы пропускать сквозь себя 1 фазу,
но эта фаза фильтруется в пористой среде
относительно другой или других фаз.

Относительная
проницаемость = отношению фазовой
проницаемости к абсолютной.

27. Статический и динамический уровень.

Уровень
столба жидкости, установившийся в
скважине после установки при условии,
что на него действует атмосферное
давление (затрубная задвижка открыта)
наз-ся статическим.

Уровень
жидкости, который устанавливается в
работающей скважине при условии, что
на него действует атмосферное давление,
наз-ся динамическим.

Воронка
депрессии – это графическое изображение
изменения давления во времени.

28. Режимы эксплуатации залежи.

1.
упругие и упруговодонапорные – режимы
истощения. За счет энергии, высвобождающейся
при снижении пластового давления.

2.
водонапорные и газонапорные – режимы
вытеснения.

3.
режим растворенного газа и гравитационный
режим – режимы истощения. В режиме
растворенного газа – за счет энергии
газа, которая выделится из нефти при
понижении пластового давления ниже
давления насыщения нефти газом. В
гравитационном режиме – за счет сил
тяжести.

Возможно
проявление нескольких видов пластовой
энергии.

29. Энергия напора пластовых вод.

Приток
нефти осуществляется за счет энергии
напора краевых вод.

Допустимый дебит — Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Cтраница 2

При выявлении нерентабельного фонда скважин высвобождаемые затраты в случае прекращения эксплуатации скважин сравниваются с четырьмя пределами себестоимости добычи нефти [ 1, 2 Минимально допустимым дебитом является тот, при котором высвобождаемые затраты равны или больше соответствующей предельной себестоимости добычи нефти. Предлагаемая номограмма позюляет быстро и с определенной степенью точности находить, предельные дебиты скважин, исходя из предельных значений себестоимости добычи нефти и тем самым установить количество не — рентабельных малопродуктивных скважин.
 [16]

Так как данная скважина в настоящее время работает с дебитом 52 000 MSJ сутки газа и не имеет накопления, то очевидно полученный по формулам [181, 30] минимально допустимый дебит для начала выноса конденсата является завышенным.
 [17]

Необходимо отметить, что при увеличении темпа разработки за счет увеличения допустимой депрессии или фонда скважин соответственно сократится срок как до момента перехода скважин с режима допустимого дебита на энергетически возможный, так и период от указанного момента до достижения народнохозяйственного предела разработки.
 [18]

Допустимый дебит означает разрешенный органами охраны недр отбор нефти в сутки. Допустимый дебит устанавливается для каждой отдельной скважины и обязателен именно для этой скважины, если только органы по охране недр штата не разрешат перенести часть на другую скважину или скважины.
 [19]

Примем, что дебит скважины в основном определяется удельным коэффициентом продуктивности на единицу эффективной толщины и слабо зависит от эффективной толщины, поскольку последняя изменяется незначительно. Существует минимально допустимый дебит нефти, и, если фактический дебит добывающей скважины ниже минимального экономически допустимого, то ее следует выключать из работы вместе с ее балансовыми и подвижными запасами нефти. Доля таких скважин в общем числе скважин принимается равной их доле в общих балансовых и общих извлекаемых запасах нефти. Дебит нефти добывающей скважины принимается пропорциональным ее коэффициенту продуктивности. Зональная неоднородность нефтяной залежи по дебитам добывающих скважин равна зональной неоднородности по их коэффициентам продуктивности. При выключении из работы малодебитных скважин с дебитом ниже минимального экономически допустимого получается искусственное разрежение сетки скважин. Эмпирическая формула доли теряемых подвижных запасов была получена для ситуации, когда зональную неоднородность нефтяных пластов по продуктивности описывает функция гамма-распределения.
 [20]

Опытно-промышленная эксплуатация показала, что продуктивная характеристика большинства скважин улучшается во времени. Следовательно, допустимые дебиты ( депрессии), определенные по результатам исследования небольшого числа разведочных скважин, нуждались в корректировании, а соответственно — и данные о необходимом числе скважин для разработки месторождения.
 [21]

Добытая сверх установленного допустимого дебита нефть будет смешиваться с относительно сухим газом и возвращаться в пласт через две нагнетательные скважины, приемистость каждой из которых 3975 м3 / сутки в течение всего времени. Возможности пласта для получения таких высоких темпов отбора нефти и ее нагнетания в пласт были подтверждены промысловыми: опытами.
 [22]

По этой формуле был подсчитан минимально допустимый дебит газа для начала выноса конденсата из скв.
 [24]

Допустимые величины дебитов устанавливаются в зависимости от многих факторов: глубины скважины, продуктивности, газового фактора и условий данного месторождения. Большинство штатов имеют таблицы определения допустимых дебитов для эксплуатационных скважин.
 [25]

Эти ограничения работают по-разному. При достижении предельной обводненности, предельного газового фактора или минимально допустимого дебита нефти или газа скважина должна быть автоматически отключена. Ограничение на максимально допустимый дебит обычно используется при задании граничного условия в виде забойного давления. В этом случае при превышении дебитом заданного значения забойное давление на добывающей скважине автоматически повышается до такого значения, при котором будет выполнено ограничение. Аналогично, в случае нагнетательной скважины забойное давление снижается до такой величины, при которой расход не превышает заданного значения. Ограничение на максимально допустимую депрессию или минимально допустимое забойное давление для добывающих скважин и максимально допустимое давление нагнетания используется при задании граничного условия в виде дебита или расхода. В этом случае при нарушении ограничения дебит или расход автоматически снижаются до необходимого уровня.
 [26]

Вследствие того, что число газовых скважин в разные периоды должно быть различным, но достаточным для обеспечения заданной планом добычи, очевидно, что заданный суммарный дебит экономически целесообразно получать при минимальном числе скважин. Следовательно, при разработке газового месторождения необходимо создавать условия для работы скважин наибольшим допустимым дебитом.
 [27]

Пусть на месторождении имеется п газовых скважин. По результатам исследований этих скважин определены уравнения притока газа к каждой скважине и допустимые дебиты ( депрессии) для каждой скважины.
 [28]

Все методы исследования на газоконденсатность приемлемы для сравнительно высокодебитных скважин с быстрой стабилизацией давления и дебита. Оценивать газоконденсатную характеристику залежей на стадии разведки при низких коллекторских свойствах пласта целесообразно с использованием методики исследования разведочных скважин, в которых минимально допустимый дебит достигается только при депрессиях выше допустимых. Исследования на газоконденсатность скважин, вскрывших низкопродуктивные коллекторы, следует проводить одновременно с газогидродинамическими исследованиями при стационарных ( квазистационарных) режимах фильтрации в процессе прямого хода, т.е. в процессе увеличения дебита от режима к режиму. Газоконденсатные исследования на обратном ходе нецелесообразны, если газ содержит значительное количество конденсата, так как на последних режимах прямого хода продуктивная характеристика пласта может резко ухудшаться. При исследовании низкодебитных скважин конденсатогазовый фактор должен определяться на 4 5 режимах работы скважины с дебитами, большими, чем минимально допустимый дебит для этой скважины. На каждом из этих режимов отбирается проба отсепарированного газа и сырого конденсата. Для каждого режима работы скважины расчитывают состав газа, поступающего из скважины.
 [29]

Выбранный насосный агрегат должен работать в условиях превышения необходимого пускового напора Яоса над рабочим при откачке ГЖС. Возможность запуска скважины агрегатом устанавливают по результатам сравнения баланса напоров / / оси, развиваемых насосом при пуске скважины, с величиной ( Япзохл — АЯ), где Яп Q охл — напор насоса по его паспортной характеристике при минимально допустимом дебите жидкости Q XJI и длительной непрерывной эксплуатации двигателя.
 [30]

Страницы:  

   1

   2

   3

Как рассчитать расход газа по измерению давления? |

В этой статье мы рассмотрим наиболее распространенные способы расчета расхода газа в трубе с использованием измерений перепада давления. Узнайте больше обо всех различных типах измерения расхода.

Расход газа

Подвижность жидких и газообразных элементов вызывает течение жидкости, и датчики давления важны для идентификации различных элементов потока жидкости. Гидродинамика позволяет понять переменные, влияющие на движение жидкости. Прежде чем читать эту статью, убедитесь, что вы знакомы со следующими понятиями.

Основные концепции гидродинамики

Ламинарное и турбулентное течение

Ламинарное течение — это форма течения жидкости (газа или жидкости), при котором жидкость течет плавно или регулярно. Напротив, при турбулентном течении жидкость подвержена непредсказуемым колебаниям и перемешиванию.

Скорость, давление и другие параметры потока в каждой точке жидкости остаются постоянными при ламинарном потоке, также известном как обтекаемый поток. Ламинарный поток на горизонтальной поверхности состоит из крошечных слоев или ламин, параллельных друг другу.

Все остальные слои скользят друг по другу, но жидкость, соприкасающаяся с горизонтальной поверхностью, остается неподвижной.

Число Рейнольдса (Re)

Во многих сценариях течения жидкости число Рейнольдса (Re) помогает прогнозировать режимы течения. При малых числах Рейнольдса преобладает ламинарное течение, тогда как при больших числах Рейнольдса преобладает турбулентное течение.

Турбулентность вызывается изменениями скорости и направления жидкости, которые иногда могут пересекать или даже двигаться в направлении, противоположном основному направлению потока (вихревые токи). Эти вихревые токи начинают перемешивать поток, потребляя при этом энергию и увеличивая риск возникновения кавитации в жидкостях. В гидромеханике

Число Рейнольдса является важной безразмерной переменной. Формула числа Рейнольдса выглядит следующим образом:

.
Где,

Re = число Рейнольдса

ρ = плотность жидкости

u = скорость потока

L = характерный линейный размер

μ = динамическая вязкость жидкости

Уравнение Бернулли

Связь между давлением а скорость в жидкостях количественно описывается уравнением Бернулли, названным в честь его первооткрывателя, швейцарского ученого Даниэля Бернулли (1700–1782).

Уравнение Бернулли утверждает, что для несжимаемой жидкости без трения постоянна следующая сумма:

Где

P = абсолютное давление

ρ = плотность жидкости

v = скорость жидкости

g = ускорение свободного падения

h = высота над некоторой точкой отсчета

Если мы будем следовать небольшому объему жидкости на своем пути различные величины в сумме могут изменяться, но общее количество остается постоянным. Пусть индексы 1 и 2 относятся к любым двум точкам на пути, по которому следует кусочек жидкости; Уравнение Бернулли принимает вид:

Коэффициент расхода

Коэффициент расхода (коэффициент истечения) представляет собой отношение фактического расхода к теоретическому расходу в сопле Вентури или сужении отверстия.

По сути, коэффициент расхода представляет собой отношение массового расхода на выпускном конце конструкции к расходу идеальной конструкции, расширяющей идентичную рабочую жидкость от тех же начальных условий до тех же выходных давлений.

Расчет расхода газа с помощью искусственного ограничения

Для измерения расхода по перепаду давления в трубе в трубу вводится препятствие для ограничения потока и создания искусственного перепада давления. Наиболее распространенные типы ограничителей потока:

Вентури

Сопло

Дроссель

9 0002 Падение давления, которое происходит в приложениях с потоком жидкости, определяется несколькими переменными, включая ламинарный или турбулентный поток. , скорость потока, вязкость и число Рейнольдса, а также диаметр трубы, длину и форм-фактор.

Использование трубок Вентури, сопел и дроссельных шайб облегчает управление ситуацией. В этих случаях расход связан с ΔP (P1-P2) и может быть рассчитан по следующему уравнению:

Где

Q = объемный расход

c _d = коэффициент расхода

ρ = плотность жидкости

d = D ₂ /D ₁

9 0002  

Продолжить чтение: Абсолютный, манометрический, дифференциальный & Герметичное давление

Расчет расхода газа с помощью трубок Пито

Принцип работы трубок Пито отличается от принципа действия искусственных ограничительных конструкций. Трубки Пито используют разницу между полным и статическим давлением для расчета скорости жидкости, протекающей по трубе.

Существует множество геометрий, которые можно использовать для изготовления трубки Пито. На рисунке ниже мы просто показываем теоретический принцип работы.

Трубка Пито

Общее давление=статическое давление+динамическое давление

Решение для скорости:

Измерения в конкретных приложениях

Медицина

Измерения расхода газа с низким перепадом давления довольно часто требуются в медицинских приложениях. Такими приложениями могут быть респираторное оборудование, вентиляция потока/управление и анализ, а также мониторинг потока газа и жидкости для лечения, например, спирометры.

Например, спирометр обычно имеет перепад давления 4 кПа, а вентилятор обычно имеет перепад давления 25 см H ² O.

Дополнительная литература : Датчики давления и расхода для здравоохранения

HVAC

Правильные воздушные фильтры и частый ) системы для чистого и низкого энергопотребления. Минимальное отчетное значение эффективности, или рейтинг MERV, определяется Американским обществом инженеров по отоплению, охлаждению и кондиционированию воздуха (ASHRAE). Падение давления на воздушном фильтре измеряется для снижения энергопотребления двигателя.

ES Systems предлагает идеальный датчик для таких применений – ESCP-BMS1. Датчик ESCP-BMS1 обладает уникальной устойчивостью к избыточному давлению благодаря своей технологии изготовления. Этот допуск предотвращает сбои системы из-за гидравлического удара или подобных эффектов. Датчик на 10 мбар может выдерживать избыточное давление более 1000 мбар без изменения характеристик.

Сопутствующий продукт: Датчик давления ESCP-BMS1 с допуском избыточного давления до 100x

Инструменты для расчетов и моделирования флюидов

Существует множество онлайн-инструментов, которые могут помочь вам с математическими расчетами, показанными выше. Некоторые примеры: efunda, valvias, онлайн-калькулятор падения давления и другие.

Для более сложных расчетов, расширенного моделирования и анализа гидродинамики вы также можете обратиться к сложному программному обеспечению, такому как: ANSYS, MathWorks, SOLIDWORKS и другим.

Измерение скорости и расхода воздуха

6.3.3.2: Другие уравнения для газодобывающих скважин

Печать

Как видно из этой итерации, использование уравнения Дарси-Вейсбаха может привести к очень сложному процессу итерации и требует использования компьютера для решения. Существуют и другие методы, доступные для газовых скважин и трубопроводов, которые также можно использовать и которые не требуют итерации.

Одним из популярных методов, используемых для газовых скважин, является метод Каллендера и Смита ^[9] . Этот метод использует ограниченный диапазон относительной шероховатости от 0,0006 до 0,00065 и специальную корреляцию коэффициента трения, разработанную специально для этого диапазона (а не обобщенную формулу Коулбрука 9).0162 [6] или уравнение Свами-Джейна ^[7] ). Кроме того, в методе используется двухшаговое интегрирование по правилу трапеций (два сегмента скважины). Этот метод также требует итерации, но он не такой сложный, как показанный выше.

Другие популярные методы для газовых скважин и линий электропередач включают уравнение Веймута, уравнение Панхандла «А» и уравнение Панхандла «В». Эти уравнения представляют собой эмпирические уравнения, разработанные на основе обобщенного уравнения баланса энергии, но использующие специальные явные корреляции коэффициента трения, которые позволяют решать их неитерационным способом. Также обратите внимание, что в этих уравнениях используется скорость потока в SCF/день и вместо футов ³ /день как в уравнении 6.15 . Эти уравнения имеют вид: g(z2−z1TZ)=0,0375γg∆l sin(θ)TZ

Уравнение 6.18

Где:

• C – константа уравнения:
  • 433,5 (для уравнения Веймута)
  • 435,87 (для уравнения Panhandle «A»)
  • 737,0 (для уравнения Panhandle «B»)
• 0,0375 является константой уравнения
• 5280.0 — константа преобразования единиц измерения, фут/миля
• q — скорость потока через НКТ, стандартные кубические футы/сутки
• Eeff – коэффициент полезного действия (настройки) секции НКТ (Eeff≅1,0), безразмерный
• DID — внутренний диаметр (ID) трубки в
• TSC – стандартная температура, ºR
• pSC – стандартное давление, psi
• p1 и p2 — давление в двух точках секции НКТ, psi
• γg – удельный вес газа, γg=МВтг/МВтвоздуха, безразмерный
• Z — реальный коэффициент сверхсжимаемости газа (Z-Factor), безразмерный
• T — средняя температура сечения НКТ, ºR
• Δl — длина отрезка НКТ вдоль ее оси, фут
• exp(He) — поправочный коэффициент для изменения высоты, безразмерный
• z1 и z2 — отметки в двух точках секции НКТ, футы
• θ — угол от горизонтали, градусы или радианы
• n1 является показателем степени:
  • 2,667 (для уравнения Веймута)
  • 2,6182 (для уравнения Панхандла «А»)
  • 2,530 (для уравнения Панхандла «В»)
• n2 является показателем степени:
  • 1,0 (для уравнения Веймута)
  • 1,0788 (для уравнения Панхандла «А»)
  • 1,02 (для уравнения Panhandle «B»)
• n3 является показателем степени:
  • 1,0 (для уравнения Веймута)
  • 0,853 (для уравнения Панхандла «А»)
  • 0,961 (для уравнения Панхандла «В»)
• n4 является показателем степени:
  • 0,5 (для уравнения Веймута)
  • 0,5392 (для уравнения Панхандла «А»)
  • 0,51 (для уравнения Панхандла «В»)

В этих уравнениях Z-фактор может оцениваться при среднем давлении p¯:

p¯=p1+p22

Уравнение 6. 19a

Некоторые исследователи предполагают, что более репрезентативное определение среднего давления и, следовательно, более точный результат можно получить при следующем определении среднего давления:

p¯=23(p13−p23p12−p22)

Уравнение 6.19b

Когда известно и давление на входе, и давление на выходе, а расход неизвестен, эти уравнения (уравнение Веймута, уравнение Панхандла «A» уравнение и уравнение Панхандла «B») не требуют итерации для решения. Однако, если расход и одно давление известны, а другое давление неизвестно, то итерация все же требуется. Эти уравнения можно использовать для расчетов НКТ или для расчетов протяженных газопроводов. Вы, скорее всего, увидите варианты для них, если используете промышленный поток труб или Программное обеспечение для анализа узлов . (Узловой анализ — это метод оптимизации скважины, при котором моделируются все компоненты или узлы системы добычи — коллектор, кожух, насосно-компрессорная труба, штуцер на устье скважины, выкидная линия и наземные сооружения — для выявления любых узких мест в системе для возможного устранения или Устранение узких мест .