Определение дебита нефтяной скважины: формула и методы расчета. Способ измерения дебита газовой скважины Динамика, статика и высота столба воды

Технологическая операция вертикального гидроразрыва пласта (ГРП) часто применяется на газодобывающих промыслах для интенсификации притока флюида к скважине. Широкое практическое применение ГРП стимулирует научные и промысловые исследования по изучению закономерностей фильтрации газа к скважинам с трещинами гидроразрыва . В предлагаемой статье выводится новая формула для расчета дебита газодобывающей скважины после ГРП, расчеты по которой осуществляются намного проще, нежели по формулам . В то же время предлагаемая авторами альтернативная формула дает результаты, отклоняющиеся от результатов в пределах не более 3-5%, что позволяет рекомендовать альтернативную формулу к практическому применению.

1. Геометрическая модель призабойной зоны и трещины гидроразрыва

Следуя работе Каневской Р.Д. и Каца Р.М. вертикальную трещину гидроразрыва пласта с конечной толщиной и проводимостью моделируем в виде эллипса с полуосями l и w (рис. 1).

Рис. 1 . Схема области фильтрации:
1 - пласт; 2 - трещина; 3 - призабойная зона пласта.
a 2 - b 2 = l 2 - w 2 = f 2 ; f - фокусное расстояние конфокальных эллипсов;
r c - радиус скважины. Приток флюида в скважину осуществляется только через трещину

Границу призабойной зоны пласта (ПЗП) моделируем эллипсом, конфокальным к эллиптической трещине. Геометрические размеры и фокусное расстояние f этих двух конфокальных эллипсов будут связаны уравнением

Проницаемости наполнителя трещины 2, призабойной зоны пласта 3 и незагрязненной (удаленной от скважины) части пласта ℓ будем обозначать соответственно как k 2 , k 3 и k 1 . Установившуюся фильтрацию флюида во всей области фильтрации на рис. 1, как и в , считаем подчиняющейся линейному закону Дарси. Вдоль эллиптических границ трещины и ПЗП давление принимается постоянным - названные границы при выводе формулы для дебита скважины принимаются за изобары.

Для вывода формулы дебита скважины с трещиной ГРП предварительно рассчитаем фильтрационные потоки в каждой отдельной части области фильтрации на рис. 1.

2. Расчет притока флюида в скважину через вертикальную трещину гидроразрыва

При расчете притока флюида в скважину из вертикальной эллиптической трещины в в начале координат размещают точечный сток, мощность которого и определяет искомый дебит скважины с ГРП. Однако радиус скважины ≈ 10-15 см, а наибольшая толщина (раскрытие) трещины ≈ 1 см. При таком соотношении размеров радиуса скважины и толщины трещины, моделировать течение к скважине из трещины гидроразрыва при помощи точечного стока в начале координат проблематично, что, по-видимому, и привело авторов к сложному расчетному алгоритму.

Чтобы избежать вычислительных трудностей, связанных с использованием точечного стока, в данной работе на этапе расчета притока флюида в скважину из трещины гидроразрыва последняя моделируется в виде двух одинаковых тонких протяженных прямоугольников с размерами ℓ′ (длина) и 2w′ (ширина). Прямоугольники непосредственно примыкают к скважине по разные стороны от нее и их оси расположены на одной прямой, проходящей через центр скважины. Эллиптическая трещина отождествляется с прямоугольной, если вне кругового контура скважины они обладают равными длинами и площадями поперечных сечений. Исходя из такого определения тождественности двух форм трещин, для геометрических параметров трещин получаем следующие уравнения связи:

(2)

Рассмотрим приток флюида к скважине через трещину гидроразрыва прямоугольной формы. Установившаяся плоскопараллельная фильтрация совершенного газа, как известно, описывается решениями уравнения Лапласа

(3)

относительно функции , где p - давление. Если решение уравнения (3) при соответствующих граничных условиях будет найдено, то поле скоростей найдется из закона Дарси по формуле

В решаемой задаче расчетная область - прямоугольник на сторонах которого задаются следующие граничные условия:

Решение краевой задачи (3)‒(6) строится стандартным методом Фурье и имеет вид

Неопределенные коэффициенты A n в формуле (7) находим из последнего граничного условия (6). С помощью известных формул для коэффициентов ряда Фурье, получим, что

(9)

Подстановка коэффициентов A n из формул (9) в (7) приводит к следующему выражению для функции :

В формуле (10) осталась лишь одна неизвестная величина - скорость фильтрации на границе x = 0 - на входе потока из трещины гидроразрыва в ствол скважины. Для определения неизвестной величины v вычислим среднее значение функции Ф(x, y) на границе x = 0. На основании формулы (10) для среднего значения

(11)

найдем, что

(12)

С другой стороны, на границе x = 0 давление должно быть равно забойному давлению и, следовательно, должно выполняться равенство . С учетом последнего замечания
из (12) для неизвестной величины получим следующее значение:

(13)

где .

Учитывая, что приток флюида в скважину (подсчитанный для атмосферного давления и пластовой температуры) через трещину гидроразрыва в пласте с толщиной b′ равен величине , для искомой величины дебита Q скважины окончательно получим выражение

(14)

3. Расчет притока флюида к вертикальной эллиптической трещине гидроразрыва от конфокальной границы ПЗП

Рассмотрим теперь фильтрацию в области 3 между трещиной гидроразрыва и эллиптической границей призабойной зоны. На этом этапе исследования форму трещины примем в виде удлиненного эллипса с осями 2l (длина трещины) и 2w (параметр, характеризующий раскрытие трещины). Формула для притока совершенного газа от эллиптической границы ПЗП к эллиптической границе трещины хорошо известна и имеет вид:

(15)

4. Расчет притока флюида к эллиптической границе ПЗП от кругового контура питания

Теперь рассмотрим фильтрацию в 1-й области между эллиптической границей призабойной зоны и круговым контуром питания с радиусом R. Формулу для притока флюида к эллиптической границе ПЗП можно получить методом ЭГДА, исходя из формулы (4)-(25) справочника по расчету электрических емкостей. Формула (4)-(25) в терминах рассматриваемой задачи фильтрации на основании ЭГДА запишется следующим образом:

(16)

где K(k) и K(k′) = K′(k) - полные эллиптические интегралы 1-го рода с модулями k и соответственно, а F(ψ; k) - неполный эллиптический интеграл первого рода. Модуль k и аргумент ψ вычисляются через параметры уравнений границ ПЗП и радиус R кругового контура питания по следующим формулам:

(17)

5. Вывод формулы для расчета дебита газодобывающей скважины с вертикальной трещиной гидроразрыва пласта

Формулы (14), (15) и (16) дают систему трех линейных уравнений с тремя неизвестными - дебитом Q и давлениями P трщ и P ПЗП. Решая методом исключения эту систему уравнений, для расчета дебита скважины с вертикальной трещиной гидроразрыва в ПЗП получим следующую формулу:

Составляя отношение дебита скважины после ГРП к дебиту этой же скважины без ГРП, для коэффициента эффективности ГРП получаем следующее выражение:

Сопоставительные расчеты дебитов скважин с ГРП по формулам (18) и выявили, что максимальные относительные расхождения не превышают 3-5%. В то же время в вычислительном плане формула (18) для практики предпочтительнее, так как она имеет более простую программную реализацию.

На практике формулы (18) и (19) позволяют рассчитать прогнозный дебит скважины, на которой планируется проведение операции гидроразрыва пласта, и, в конечном итоге, оценить ожидаемую технико-экономическую эффективность от проведения ГРП.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Технология проектирования гидроразрыва пласта как элемента системы разработки газоконденсатных месторождений / О.П. Андреев [и др.]. - М.: ООО «Газпром экспо», 2009. -
   183 с.
2. Кадет В.В., Селяков В.И. Фильтрация флюида в среде, содержащей эллиптическую трещину гидроразрыва // Изв. вузов. Нефть и газ. - 1988. - № 5. - С. 54-60.
3. Каневская Р.Д., Кац Р.М. Аналитические решения задач о притоке жидкости к скважине с вертикальной трещиной гидроразрыва и их использование в численных моделях фильтрации //
   Изв. РАН. МЖГ. - 1996. - № 6. - С. 59-80.
4. Производительность скважин. Руководство Хеманта Мукерджи. - М.: 2001.
5. Басниев К.С., Дмитриев Н.М., Розенберг Г.Д. Нефтегазовая гидромеханика. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2003. - 480 с.
6. Иоссель Ю.Я., Кочанов Э.С., Струнский М.Г. Расчет электрической емкости. - Л.: Энергоиздат, 1981. - 288 с.

Библиографическая ссылка

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к технологии измерения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием типового диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа). Технический результат заключается в получении результатов измерений с достоверностью в диапазоне от минус 5,0 до плюс 5,0% без наличия явно выраженных систематических ошибок, которые характерны для известных способов. Способ включает: организацию движения потока природного газа газовой скважины в режиме критического истечения через диафрагму ДИКТа, измерение с использованием средств измерений утвержденного типа температуры и давления для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой, отбор пробы потока природного газа, определение компонентного состава для отобранной пробы потока природного газа. Формирование массива исходных данных для определения термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, используемых при нахождении дебита по газу для газовой скважины, который включает сведения: материал, из которого изготовлена используемая диафрагме в ДИКТе, температурный коэффициент линейного расширения материала диафрагмы; материал, из которого изготовлена линейная часть корпуса используемого ДИКТа, температурный коэффициент линейного расширения материала корпуса ДИКТ; диаметр внутреннего отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при 20°C; внутренний диаметр цилиндрической части корпуса используемого ДИКТа при 20°C; температура и давление газового потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой; компонентный состав потока природного газа, проходящего через ДИКТ. Определение термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, нахождение дебита по газу для газовой скважины с учетом ε - коэффициента сжатия струи газового потока в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, доли ед.; d - диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа, м; z 1 и z 2 - коэффициентов сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, ед.; z CT - коэффициента сжимаемости газа при стандартных условиях, ед.; р 1 - абсолютного давления газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа; р СТ - давления, соответствующего стандартным условиям р СТ =1,01325⋅10 5 Па; Т СТ - температуры, соответствующей стандартным условиям Т СТ =293,15 К; T 1 - абсолютной температурой газа перед диафрагмой ДИКТа, К; R - молярной газовой постоянной R=8,31 Дж/(моль⋅К); М - молярной массы газа, кг/моль; k - показателя адиабаты газа, ед.; β - относительного диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа (β=d/D), доли ед.; D - внутреннего диаметра цилиндрической части корпуса ДИКТа перед сужающим устройством, при этом коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального ее сужения за диафрагмой ДИКТа определяют с учетом приведенной температуры газа перед диафрагмой ДИКТа и приведенного давления газа перед диафрагмой ДИКТа. 8 ил., 3 табл.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к технологии измерения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием типового диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа).

Достоверное определение дебита по газу для газовых скважин оказывает значимое влияние на контроль процесса разработки газовых месторождений, формирование комплекса мероприятий по его совершенствованию и оценку эффективности капитальных ремонтов скважин.

Измерение дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа осуществляется путем:

Измерения термобарических параметров потока перед диафрагмой ДИКТа с использованием средств измерений температуры и давления;

Определения или принятия компонентного состава газового потока для расчета необходимых термобарических параметров рассматриваемого потока, которые будут использоваться в выражении для определения дебита по газу для газовой скважины;

Расчета необходимых термодинамических параметров для газового потока на основе известного его компонентного состава и термобарических параметров;

Расчета дебита (расхода) по газу для газовых скважин по функциональным зависимостям взаимосвязи расхода рассматриваемого потока с его термобарическими, термодинамическими и газодинамическими параметрами, соответствующими режиму критического истечения потока через ДИКТ, которые основываются на совместном решении уравнений неразрывности потока среды и Первого начала термодинамики.

В описанной последовательности измерения существенное влияние на точность получаемого значения дебита по газу для газовых скважин оказывает выбор:

Используемого расчетного выражения для его определения;

Способов нахождения необходимых термодинамических и газодинамических параметров для потока природного газа, значения которых используются в выбранном расчетном выражении для определения дебита.

Известен способ расчета дебита по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа по изложенному в работе Е.Л. Роулинса и М.А. Шелхардта выражению (приложение 2, с. 120)

С - коэффициент расхода (дебита), ед.;

р - абсолютное давление потока газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа;

Т - абсолютная температура потока газа перед диафрагмой ДИКТа, К.

Относительная плотность газа по воздуху, доли ед.

Входящий в выражение (1) коэффициент расхода (C) определяется по эмпирически табулированной функции от диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа, приведенной в работе Е.Л. Роулинса и М.А. Шелхардта (таблица 26 приложения 2, с. 122).

К недостаткам известного способа определения дебита по газу с использованием выражения (1) относится:

Табулированность коэффициента расхода (С) (нет данных о значениях коэффициента расхода (С) не представленных в таблице 26 приложения 2, с. 122 работы Е.Л. Роулинса и М.А. Шелхардта );

Зависимость коэффициента расхода (С) входящего в выражение (1), в виде табулированной функции от диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа , где dim d=L, не может охватить весь спектр изменения термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, оказывающих влияние на результат расчета его дебита, так как размерность коэффициента (C), выведенная из выражения (1), составляет
;

Малая апробация расчетного выражения при его формировании (апробация проведена на одной скважине);

Отсутствие поправки на отклонение свойств природного газа от законов идеального состояния;

Отсутствие в явном виде учета термодинамических и газодинамических параметров в месте максимального сжатия струи газового потока за диафрагмой ДИКТа;

Описанные недостатки приводят к получению систематически заниженного результата измерения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследования с использованием ДИКТа в диапазоне от минус 14,0 до минус 1,5% в зависимости от изменения относительного отверстия используемой диафрагмы. Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному известному способу в работе Е.Л. Роулинса и М.А. Шелхардта с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 5.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 1.

Известен способ расчета дебита по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа по изложенному в работе Д.Л Катца [Д.Л. Катц. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. - М.: Недра, 1965. - 677 с.] выражению (формула VIII. 28, с. 320)

где Q - объемный расход (дебит) газа, приведенный к абсолютному давлению 1,033 am и температуре 15,6°C, м 3 /ч;

z l и z 2 - коэффициенты сжимаемости газа в сечениях до и после диафрагмы ДИКТа, ед.;

F 2 - площадь поперечного сечения отверстия диафрагмы ДИКТа, мм 2 ;

С р - удельная теплоемкость газа, ккал/(кг⋅°C);

р 1 - абсолютное давление перед диафрагмой ДИКТа, am;

T 1 - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К.

Входящие в состав выражения (2) термодинамические параметры потока природного газа определяются по номограммным зависимостям от приведенных термобарических параметров, которые представлены в Д.Л. Катц [Д.Л. Катц. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. - М.: Недра, 1965. - 677 с.], а именно

Показатель адиабаты по номограмме, приведенной на рис. IV. 56, с. 124;

Коэффициент сжимаемости по номограмме, приведенной на рисунках IV. 16 и IV. 17, с. 98;

Удельная теплоемкость газа по номограмме, приведенной на рис. IV. 55, с. 125.

Используемые приведенные термобарические параметры потока природного газа при нахождении его термодинамических параметров определяются на основе известных:

Относительной плотности газа по воздуху;

Термобарических параметров, при которых определяются термодинамические параметры потока природного газа;

Критических термобарических параметров для рассматриваемого потока.

К недостаткам известного способа определения дебита по газу с использованием выражения (2) относится:

Отсутствие учета влияния на результат скорости движения газового потока в прямолинейном участке корпуса ДИКТа перед диафрагмой;

Принятие площади поперечного сечения потока в месте максимального его сжатия за диафрагмой ДИКТа, равной площади поперечного сечения отверстия используемого сужающего устройства, что приводит к отсутствию учета влияния на результат коэффициента сжатия струи рассматриваемого потока при критическом истечении через диафрагму;

Описанные недостатки приводят к получению систематически заниженного результата определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследования с использованием ДИКТа в диапазоне от минус 17.5 до минус 12,5% в зависимости от изменения относительного отверстия используемой диафрагмы. Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному известному способу в работе Д.Л Катца [Д.Л. Катц. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. - М.: Недра, 1965. - 677 с.] с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 5.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 2.

Известен способ расчета дебита по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа по изложенному в работе Дж. П. Брилла и X. Мухерджи [Дж. П. Брилл, X. Мукерджи. Многофазный поток в скважинах. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.] выражению (формула 5.3, с. 195):

где q SC - объемный расход (дебит) газового потока, приведенный к стандартным условиям, тыс. ст. м 3 /сут;

C n - коэффициент подачи, ед.;

p 1 - абсолютное давление газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа;

d ch - диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа, м;

Относительная плотность газа по воздуху, доли ед.;

z 1 - коэффициент сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа, доли ед.;

k - показатель адиабаты газа, ед.;

y - отношение давлений газового потока после и до диафрагмы ДИКТа, доли ед.

Входящие в выражение (3) величины, согласно работы Дж. П. Брилла и X. Мухерджи [Дж. П. Брилл, X. Мукерджи. Многофазный поток в скважинах. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.], определяются:

Коэффициент подачи по формуле (формула 5.4 с. 195):

где C s - переводной коэффициент, зависящий от применяемой системы единиц измерения, доли ед.;

C D - коэффициент подачи, доли ед.;

T SC - значение абсолютной температуры при стандартных условиях, К;

p SC - значение давления при стандартных условиях, МПа;

Отношение давлений газового потока после и до диафрагмы ДИКТа по формуле (формула 5.5 с. 195):

где p 2 - давление газа за диафрагмой ДИКТа, МПа.

Термобарические параметры потока газа по представленным номограммам в работе Д.Л. Катца [Д.Л. Катц. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. - М.: Недра, 1965. - 677 с.] или по уравнениям состояния Соава-Редлиха-Квонга и Пенга-Робинсона.

Входящие в формулу (4) величины принимаются:

C S , T SC и P SC из таблицы 5.1, приведенной на с. 195 в зависимости от используемой системы единиц измерений;

C D из диапазона от 0,82 до 0,90 (с. 196).

К недостаткам известного способа определения дебита по газу с использованием выражения (3) относится:

Отсутствие учета скорости движения газового потока перед диафрагмой ДИКТа;

Отсутствие учета коэффициента сжатия струи газового потока в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа;

Использование эмпирического коэффициента подачи (C D), без представления рекомендаций по выбору его значения для применения;

Отсутствие сведений о точностных характеристиках получаемого результата измерения дебита по газу для газовых скважин.

Описанные недостатки приводят к систематическому отклонению результата определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследования с использованием ДИКТа в диапазоне от плюс 3,0 до минус 15,5% в зависимости от изменения относительного отверстия используемой диафрагмы и принимаемого значения коэффициента подачи (C D). Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному известному способу в работе Дж. П. Брилла и X. Мухерджи [Дж. П. Брилл, X. Мукерджи. Многофазный поток в скважинах. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с.] с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 5.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 3.

Известен способ расчета дебита по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа по изложенному в работе А.И. Гриценко, З.С. Алиева, О.М. Ермилова, В.В. Ремизова, Г.А. Зотова [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.] выражению (формула 177.3, с. 169):

где Q - объемный расход (дебит) газа, тыс.ст.м 3 /сут;

C - коэффициент расхода, ед.;

δ - поправочный коэффициент для учета изменения показателя адиабаты реального газа, ед.;

P D - абсолютное давление перед диафрагмой ДИКТа, ата;

Относительная плотность газа по воздуху, доли ед.;

T D - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К.

Z - коэффициент сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа, доли ед.

Входящий в выражение (6) коэффициент расхода (С), зависящий от диаметров диафрагм и измерительной линии, определяется расчетным путем или из рисунка 67 работы А.И. Гриценко, З.С. Алиева, О.М. Ермилова, В.В. Ремизова, Г.А. Зотова [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. -М.: Наука, 1995. - 523 с.]. Для ДИКТа с диаметром корпуса 50,8⋅10 -3 м в диапазоне изменения диаметра диафрагм 1,59⋅10 -3 ≤d≤12,7⋅10 -3 м величину коэффициента расхода (С) следует определять по формуле (формула 178.3 с. 169 [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]):

где d - диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа, мм.

В диапазоне изменения диаметра диафрагм 12,7⋅10 -3 ≤d≤38,1⋅10 -3 м значение коэффициента расхода (С) должно быть вычислено по формуле (формула 179.3 с. 169 [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]):

Для ДИКТа с диаметром корпуса 101,6⋅10 -3 м значение коэффициента расхода (С) в диапазоне изменения диаметра диафрагмы 6,35⋅10 -3 ≤d≤76,2⋅10 -3 м должно быть вычислено по формуле (формула 180.3 с. 169 [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995.-523 с.]):

Входящий в выражение (6) поправочный коэффициент (δ) по формуле (формула 181.3 с. 170 [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]):

где k - показатель адиабаты газа, ед.

Если значение показателя адиабаты газа (k) неизвестно, то величина (δ) может быть определена графически из рисунка 68 работы А.И. Гриценко, З.С. Алиева, О.М. Ермилова, В.В. Ремизова, Г.А. Зотова [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.] при различных приведенных давлениях и температурах по формуле (формула 182.3 с. 171 [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]):

Приведенное давление перед диафрагмой ДИКТа, ед.

Приведенные давления и температуры определяются согласно раздела 2.2 работы А.И. Гриценко, З.С. Алиева, О.М. Ермилова, В.В. Ремизова, Г.А. Зотова [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.]

К недостаткам известного способа определения дебита по газу с использованием выражения (6) относится:

Зависимость коэффициента расхода (С) входящего в выражение (6), в виде эмпирической полиномиальной зависимости от диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа , где dimd=L, не может охватить весь спектр изменения термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, оказывающих влияние на результат расчета его дебита, так как размерность коэффициента (C) выведенная из выражения (6) составляет
;

Отсутствие сведений о точностных характеристиках получаемого результата измерения дебита по газу для газовых скважин.

Описанные недостатки приводят к получению систематического отклонения результата определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследованиях с использованием ДИКТа в диапазоне от плюс 55,0 до минус 10,0% в зависимости от:

Изменения относительного отверстия используемой диафрагмы;

Выбора расчетного выражения из (8) и (9) для нахождения поправочного коэффициента (δ).

Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному известному способу в работе А.И. Гриценко, З.С. Алиева, О.М. Ермилова, В.В. Ремизова, Г.А. Зотова [А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.] с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 5.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 4.

Известен способ расчета дебита по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа по изложенному в работе З.С. Алиева, Г.А. Зотова [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.] выражению (формула VI. 8, с. 201)

где Q - объемный расход (дебит) газа, тыс. ст. м 3 /сут;

C - коэффициент расхода, ед.;

Δ - поправочный коэффициент, ед.;

p - абсолютное давление перед диафрагмой ДИКТа, МПа;

Относительная плотность газа по воздуху, доли ед.;

Т - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К.

z - коэффициент сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.

Входящие в выражение (12) коэффициент расхода (С) предлагается определять по эмпирически табулированной функции от диаметра отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе, приведенной в таблице VI. 9 работы З.С. Алиева, Г.А. Зотова [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.], а поправочный коэффициент (Δ) по рисунку VI. 23 работы З.С. Алиева, Г.А. Зотова [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.] или по формуле (формула VI. 9, с. 204 [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.]):

где T np - приведенная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.;

p np - приведенное давление перед диафрагмой ДИКТа, ед.

Приведенные температура и давление определяются согласно главе II работы З.С. Алиева, Г.А. Зотова [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.].

К недостаткам известного способа определения дебита по газу с использованием выражения (12) относится:

Зависимость коэффициента расхода (C) входящего в выражение (12), в виде эмпирической полиномной зависимости от диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа , где dimd=L, не может охватить весь спектр изменения термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, оказывающих влияние на результат расчета его дебита, так как размерность коэффициента (С) выведенная из выражения (12) составляет
;

Отсутствие учета влияния на результат определения дебита термодинамических параметров газового потока и коэффициента сжатия струи в месте максимального сжатия струи рассматриваемого потока за диафрагмой ДИКТа;

Отсутствие сведений о точностных характеристиках получаемого результата измерения дебита по газу для газовых скважин.

Описанные недостатки приводят к получению систематического завышения результата определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследований с использованием ДИКТа в диапазоне от 30 до 70% в зависимости от изменения относительного отверстия используемой диафрагмы. Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному известному способу в работе З.С. Алиева, Г.А. Зотова [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.] с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 5.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 5.

Технической проблемой, решаемой при применении заявляемого технического решения, является разработка способа определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при гидродинамических исследованиях на установленных режимах фильтрации с использованием ДИКТа, который повысит достоверность получаемого результата.

Технический результат заключается в повышении достоверности определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин с использованием ДИКТа до диапазона от минус 5,0 до плюс 5,0% путем исключения причин возникновения систематических ошибок при использовании известных способов расчета рассматриваемого показателя, изложенных в работах .

Указанный технический результат достигается тем, что предлагаемый способ определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин с применением ДИКТа предполагает использование:

а) средств измерений давления и температуры утвержденного типа с установленной допустимой погрешностью измерений для измерения термобарических параметров потока природного газа, движущегося по прямолинейному участку корпуса ДИКТа до диафрагмы;

б) стандартизированных в сфере обеспечения единства измерений РФ методов (методик) измерений для отбора проб потока природного газа и определения его компонентного состава;

в) стандартизированных в системе обеспечения единства измерений РФ расчетных методик (методов) измерений при определении термодинамических параметров потока природного газа (плотности при стандартных условиях, молекулярной массы, коэффициента сжимаемости при стандартных условиях и термобарических параметрах в линейной части корпуса ДИКТа и в месте максимального сжатия потока за диафрагмой ДИКТа, показателя адиабаты);

г) расчетного выражения для нахождения дебита по газу для газовых скважин, базирующегося на совместном решении уравнений неразрывности потока среды и Первого начала термодинамики, которым учитываются:

Отклонения термодинамических свойств потока природного газа от законов идеального газа путем включения в выражение в качестве его составляющих плотности при стандартных условиях, молекулярной массы, коэффициента сжимаемости при стандартных условиях и термобарических параметрах в линейной части корпуса ДИКТа и в месте максимального сжатия потока за диафрагмой ДИКТа, показателя адиабаты;

Формируемая структура гидродинамического режима прохождения потоком природного газа диафрагмы ДИКТа в режиме критического истечения путем включения в выражение в качестве его составляющих относительного диаметра отверстия диафрагмы и коэффициента сжатия струи рассматриваемого потока за диафрагмой ДИКТа при его выходе в атмосферу и рассмотрения в качестве не исключаемой величины скорости движения газового потока в линейной части корпуса ДИКТа при выводе расчетного выражения;

д) расчетного метода определения коэффициента сжатия струи потока природного газа за диафрагмой ДИКТа, входящего в расчетное выражение нахождения дебита по газу для газовых скважин, базирующегося на взаимосвязи рассматриваемого показателя с термодинамическими параметрами потока (приведенными температурой и давлением потока природного газа при его термобарических параметрах в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и показателем адиабаты);

е) стандартизированных в системе обеспечения единства измерений РФ способов оценки точности методов (методик) измерений, базирующихся на формировании багажа неопределенности измерений на основе рассмотрения неопределенностей составляющих принимаемой функции измерений.

Способ поясняется иллюстративными материалами, где:

на фиг. 1 представлен вид зависимости относительного отклонения определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (1) от измеренного с использованием методики, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 при изменении относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований;

на фиг. 2 - вид зависимости относительного отклонения значений определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (2) от измеренных значений по методике, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 при изменении относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований;

на фиг. 3 - вид зависимости относительного отклонения определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (3) от измеренных значений по методике, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 при изменении относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований и принимаемого значения коэффициента подачи (C D);

на фиг. 4 - вид зависимости относительного отклонения определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (6) от измеренных значений по методике, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 от изменения относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований и выбора расчетного выражения из (8) и (9) для нахождения поправочного коэффициента (δ);

на фиг. 5 - вид зависимости относительного отклонения определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (10) от измеренного по методике, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 при изменении относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований;

на фиг. 6 - показана схема критического истечения газового потока через диафрагму ДИКТа при проведении газодинамических исследований скважин, 0 - сечение, характеризующее режим движения газового потока в месте его входа в отверстие диафрагмы; I - сечение в прямолинейном участке трубопровода; II - сечение набольшего сужения струи газового потока; 8 - сужающее устройство - диафрагма; 9 - накидная гайка для крепления сужающего устройства к корпусу; 10 - прямолинейный участок корпуса ДИКТа; Q CT - объемный расход (дебит) по газу газовой скважины, приведенный к стандартным условиям; ρ - плотность газового потока; ω - линейная скорость движения газового потока; p - давление газового потока; T - абсолютная температура газового потока;

на фиг. 7 показан вид зависимости относительного отклонения определяемого дебита (расхода) по газу для газовых скважин по выражению (14) от значений, измеренных по методике, изложенной в ГОСТ 8.586.5-2005 при изменении относительного отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при проведении газодинамических исследований;

на фиг. 8 представлена схема сбора измерительной линии в типовой технологической кустовой обвязке газовых скважин для проведения газодинамических исследований при установившихся режимах фильтрации с применением ДИКТа. Цифрами обозначено: 1 - газовая скважина; 2 - трубопроводы технологической типовой кустовой обвязки газовой скважины; 3 - угловой штуцер-регулятор дебита скважины; 4 - запорная арматура скважины и технологической кустовой обвязки; 5 - ДИКТ; 6 - амбар дожига выходящего газового потока с ДИКТа в атмосферу; 7 - линии направления движения газового потока Т.1 и Т.2 - места измерения температуры и давления газового потока, при его движении по линейной части корпуса ДИКТа; Т.3 - место отбора пробы потока газа для определения его компонентного состава.

Сущность способа определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований заключается в организации прохождения рассматриваемым потоком стандартного сужающего устройства (диафрагмы) в режиме критического истечения по приведенной схеме на фиг. 6. Для этого используется типовая конструкция диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа). Режим критического истечения природного газа через диафрагму ДИКТа обеспечивает достижение скорости движения потока в сечении II фиг. 6 значения локальной скорости звука, выходя из используемого технического устройства в атмосферу. При этом расход проходящего газового потока через ДИКТ и его термобарические параметры в месте максимального сжатия струи за диафрагмой (сечение II, фиг. 6) становятся зависимыми от термобарических параметров рассматриваемого потока в поперечном сечении корпуса используемого технического устройства перед сужающим устройством (сечение I, фиг. 6). В рассматриваемом случае значение расхода определяется по функциональной его взаимосвязи с термобарическими, термодинамическими и газодинамическими параметрами в сечениях до диафрагмы ДИКТа (сечение I, фиг. 6) и в месте максимального сжатия струи за сужающим устройством (сечение II, фиг. 6), которая выводится на основе совместного решения уравнений неразрывности потока среды и Первого начала термодинамики. Значение расхода газового потока рассчитывается по формуле, приведенной в работе М.С. Рогалева, Н.В. Саранчина, В.Н. Маслова, А.Б. Дерендяева [М.С. Рогалев, Н.В. Саранчин, В.Н. Маслов, А.Б. Дерендяев. Определение расхода газового потока при проведении гидродинамических исследований скважин // Известия вузов. Нефть и газ. - 2014. - №6. - С. 50-58.], имеющей алгебраический вид:

где Q CT - объемный расход (дебит) газа, ст. м 3 /с;

ε - коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, доли ед.;

p CT - давление, соответствующее стандартным условиям p CT =1,01325⋅10 5 Па;

T CT - температура, соответствующая стандартным условиям T CT =293,15 К;

T 1 - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К;

M - молярная масса газа, кг/моль;

k - показатель адиабаты газа, ед.;

D - внутренний диаметр цилиндрической части корпуса ДИКТа при рабочих условиях среды перед диафрагмой (используется при расчете относительного диаметра отверстия диафрагмы), м.

Используемые термодинамические параметры природного газа в выражении (14) определяются с применением стандартизованных в системе обеспечения единства измерений РФ расчетных методов, базирующихся на известных:

Термобарических параметрах потока в сечении перед диафрагмой ДИКТа (сечение I, фиг. 6) и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа (сечение II, фиг. 6);

Компонентном составе потока.

Для нахождения термодинамических параметров природного газа применяются стандартизированные в системе обеспечения единства измерений РФ расчетные методики (методы) измерений, в частности, для определения:

Коэффициентов сжимаемости при необходимых термобарических параметрах, изложенная расчетная методика в разделе 4 на с. 3-8 ГОСТ 30319.2-2015 [Международная система стандартизации. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], базирующаяся на формуле общего вида:

где A 1 и A 2 коэффициенты уравнения состояния;

Молекулярной массы, приведенная формула (6) на с. 6 ГОСТ 31369-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава. - М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.], имеющая следующий алгебраический вид.

M j - молярная масса j-го компонента, входящего в состав природного газа, кг/моль;

Коэффициент сжимаемости при стандартных условиях приведенная формула (3) на с. 5 ГОСТ 31369-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава. - М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.], имеющая следующий алгебраический вид

где x j - молярная доля j-го компонента, входящего в состав природного газа, доли ед.;

- коэффициент суммирования j-го компонента, входящего в состав природного газа, принимается из таблицы 2 раздела 10 на с. 12-13 ГОСТ 31369-2008, доли ед.;

Плотности газа при стандартных условиях, приведенная формула (15) на с. 8 ГОСТ 31369-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Вычисление теплоты сгорания, относительной плотности и числа Воббе на основе компонентного состава. - М.: Стандартинформ, 2009. - 58 с.], имеющая следующий алгебраический вид

где ρ c - плотность реального газа при стандартных условиях, кг/м 3 ;

Плотность идеального газа для стандартных условий, рассчитываемая по формуле (12), приведенной на с. 7 ГОСТ 31369-2008 и имеющей следующий алгебраический вид

Показателя адиабаты изложенная расчетная методика в разделе 5 на с. 8-9 ГОСТ 30319.2-2015 [Международная система стандартизации. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], базирующаяся на формуле общего вида

где x а - молярная доля азота, доли ед.

Необходимые параметры природного газа для нахождения его термодинамических свойств по описанным методикам определяются на основе:

Молярных долей компонентов в потоке природного газа, принимаемых из полученного компонентного состава, определяемого на основе отобранных проб по изложенной методике в ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) [Международная система стандартизации. Газ природный. Руководство по отбору проб. - М.: Стандартинформ, 2009. - 47 с.] путем проведения хроматографических исследований по приведенной методике в ГОСТ 31371.7-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов. - М.: Стандартинформ, 2009. - 21 с.];

Термобарических параметров (температуры (T 1) и давления (p 1)) потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой, определяемых путем прямых измерений средствами измерений температуры и давления;

Термобарических параметров (температуры (T 2) и давления (p 2)) потока природного газа в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, определяемых по приведенным формулам в работе А.Д. Альтшуля, Л.С. Житовского, Л.П. Иванова [Гидравлика и аэродинамика: Учеб. для вузов / А.Д. Альтшуль, Л.С. Животовский, Л.П. Иванов. - М.: Стройиздат, 1987. - 414 с.: ил.], имеющим следующий алгебраический вид

где p 2 - абсолютное давление газа в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, МПа;

T 2 - абсолютная температура газа в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, К.

Входящие в выражение (14) диаметр отверстия диафрагмы (d) и внутренний диаметр цилиндрической части корпуса ДИКТа перед сужающим устройством (D) находятся по формулам (5.4) и (5.5), приведенным на с. 20 в пункте 5.5 раздела 5 ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Ч. 1. Принцип метода измерений и общие требования. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.], имеющим следующий алгебраический вид

где d 20 - диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа при 20°C, м;

K СУ - коэффициент температурного линейного расширения материала диафрагмы ДИКТа, доли ед.;

D 20 - диаметр прямолинейного участка трубопровода перед сужающим устройством (диафрагмой) ДИКТа при 20°С, м;

K T - коэффициент температурного линейного расширения материала прямолинейного участка трубопровода перед сужающим устройством (диафрагмы ДИКТа), доли ед.

Входящие в выражение (23) и (24) коэффициент температурного линейного расширения материала диафрагмы ДИКТа (K СУ) и коэффициент температурного линейного расширения материала прямолинейного участка корпуса ДИКТа перед сужающим устройством (K T) находятся по формулам (5.6) и (5.7), приведенным на с. 20 в пункте 5.5 раздела 5 ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Ч. 1. Принцип метода измерений и общие требования. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.], имеющим следующий алгебраический вид:

где α tСу - температурный коэффициент линейного расширения материала диафрагмы ДИКТа, 1/°C;

α t T - температурный коэффициент линейного расширения материала прямолинейного участка корпуса ДИКТа, 1/°C.

Значения температурных коэффициентов линейного расширения для материалов диафрагмы и корпуса ДИКТа, входящих в выражения (25) и (26), рассчитываются по формуле (Г.1), приведенной на странице 25 в приложении Г ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Ч. 1. Принцип метода измерений и общие требования. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.], имеющей следующий алгебраический вид

где а 0 , а 1 , а 2 - постоянные коэффициенты, определяемые в соответствии с таблицей Г. 1, приведенной на с. 25-26 приложения Г ГОСТ 8.586.1-2005 (ИСО 5167-1:2003) [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Ч. 1. Принцип метода измерений и общие требования. - М.: Стандартинформ, 2007. - 72 с.].

Используемый в выражении (14) коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального ее сужения за диафрагмой ДИКТа предлагается рассчитывать по формуле

где - приведенная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.;

Приведенное давление газа перед диафрагмой ДИКТа, ед..

Входящие в выражение (28) значения приведенных давления и температуры потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой рассчитываются по формулам (35) и (36), представленным на с. 10 в пункте 7.2 раздела 7 ГОСТ 30319.2-2015 [Международная система стандартизации. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], имеющим следующий алгебраический вид

где p ПК - псевдокритическое давление газа, МПа;

T ПК - псевдокритическая температура газа, K.

Входящие в выражение (29) и (30) значения псевдокритических давления (p ПК) и температуры (T ПК) потока природного газа рассчитываются по формулам (37) и (38), представленным на с. 11 в пункте 7.2 раздела 7 ГОСТ 30319.2-2015 [Международная система стандартизации. Газ природный. Методы расчета физических свойств. Вычисление физических свойств на основе данных о плотности при стандартных условиях и содержании азота и диоксида углерода. - М.: Стандартинформ, 2016. - 16 с.], имеющим следующий алгебраический вид

где x а - молярная доля азота, доли ед.;

x y - молярная доля углекислого газа, доли ед.

Оценка относительной расширенной неопределенности измерений дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием ДИКТа по изложенному способу выполнена на основе приведенной методики в ГОСТ Р 54500.3-2011 [Неопределенность измерения. Часть 3. Руководство по выражению неопределенности измерения. - М.: Стандартинформ, 2012. - 107 с.]. Для этого использовано выведенное выражение для оценки относительной расширенной неопределенности измерений объемного расхода природного газа, приведенного к стандартным условиям, которое имеет следующий общий алгебраический вид:

где - относительная расширенная неопределенность измерения объемного расхода газа приведенного к стандартным условиям, %;

Относительная стандартная неопределенность определения давления газа перед диафрагмой, %;

Относительная стандартная неопределенность определения внутреннего диаметра диафрагмы ДИКТа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения коэффициента сжимаемости газа при стандартных условиях, %;

Относительная стандартная неопределенность определения молярной массы газа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения температуры газа перед диафрагмой ДИКТом, %;

Относительная стандартная неопределенность определения коэффициента сжатия струи газа в месте максимального ее сжатия за диафрагмой ДИКТа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения коэффициента сжимаемости газа при термобарических параметрах перед диафрагмой ДИКТа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения коэффициента сжимаемости газа при термобарических параметрах в месте максимального сжатия струи за диафрагмой ДИКТа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения относительного диаметра диафрагмы ДИКТа, %;

Относительная стандартная неопределенность определения показателя адиабаты газа при термобарических параметрах перед диафрагмой ДИКТа, %.

Вывод выражения (33) основан на рассмотрении в качестве функции измерений выражение (14).

Оцененная относительная расширенная неопределенность измерений дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием ДИКТа по изложенному способу находится в диапазоне от минус 5,0 до плюс 5,0% без наличия выраженной систематической ошибки. Данное заключение сделано на основе сопоставления результатов измерения дебита по газу для газовых скважин по изложенному способу с результатами измерения данного параметра с использованием средств измерения расхода утвержденного типа, базирующихся на известном способе измерения расхода газа, изложенном в ГОСТ 8.586.5-2005 [Государственная система обеспечения единства измерений. Измерение расхода и количества жидкостей и газов с помощью стандартных сужающих устройств. Часть 5. Методика выполнения измерений. - М.: Стандартинформ, 2007. - 94 с.]. Рассматриваемое сопоставление выполнено для ряда газовых скважин полуострова Ямал. Его обобщенные результаты приведены на фиг. 7.

На основе изложенной сущности способа определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа он реализуется выполнением последовательности действий:

а) организация движения потока природного газа газовой скважины в режиме критического истечения через диафрагму ДИКТа типовой конструкции в атмосферу по приведенной схеме на фиг. 6 путем сбора измерительной линии, представленной на фиг. 8;

б) измерение с использованием средств измерений температуры и давления утвержденного типа термобарических параметров (температуры и давления) для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой в точках Т.1 и Т.2 измерительной линии, представленной на фиг. 8;

в) отбор пробы потока природного газа по изложенной методике в ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) [Международная система стандартизации. Газ природный. Руководство по отбору проб. - М.: Стандартинформ, 2009. - 47 с.] из точки Т.3 измерительной линии, представленной на фиг. 8;

г) определение компонентного состава для отобранной пробы потока природного газа по изложенной методике в ГОСТ 31371.7-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов. - М.: Стандартинформ, 2009. - 21 с.];

д) формирование массива исходных данных для определения термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, используемых при нахождении дебита (расхода) по газу для газовой скважины, который включает сведения о:

Материале, из которого изготовлена используемая диафрагме в ДИКТе, и о его температурном коэффициенте линейного расширения;

Материале, из которого изготовлена линейная часть корпуса используемого ДИКТа, и о его температурном коэффициенте линейного расширения;

Диаметре внутреннего отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при 20°C;

Внутреннем диаметре цилиндрической части корпуса используемого ДИКТа при 20°C;

Температурном коэффициенте линейного расширения материала используемой диафрагмы в ДИКТе;

Температурном коэффициенте линейного расширения материала корпуса используемого ДИКТа;

Температуре газового потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой;

Давлении газового потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой;

Компонентном составе потока природного газа, проходящего через ДИКТЖ

е) определение термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа по формулам (15)-(32), необходимых для нахождения дебита (расхода) по газу для газовой скважины по выражению (14);

ж) нахождение дебита (расхода) по газу для газовой скважины по выражению (14).

На основе изложенной сущности способа определения дебита (расхода) по газу для газовых скважин при проведении гидродинамических исследований с использованием ДИКТа и описанного способа его реализации ниже приведен пример выполнения измерений.

На первом этапе организуется движение потока природного газа по измерительной линии, представленной на фиг. 8, с прохождением диафрагмы ДИКТа в режиме критического истечения по приведенной схеме на фиг. 6.

Затем проводятся измерения термобарических параметров (температуры и давления) для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой в точках Т.1 и Т.2 измерительной линии, представленной на фиг. 8, с использованием средств измерений температуры и давления утвержденного типа с записью результатов, например:

Значение температуры потока природного газа в корпусе ДИКТа (T 1) 282,87 К;

Значение давления потока природного газа в корпусе ДИКТа (p 1) 6,34 МПа.

Потом осуществляется отбор пробы потока природного газа по изложенной методике в ГОСТ 31370-2008 (ИСО 10715:1997) [Международная система стандартизации. Газ природный. Руководство по отбору проб. - М.: Стандартинформ, 2009. - 47 с.] из точки Т.3 измерительной линии, представленной на фиг. 8.

Для отобранной пробы проводятся лабораторные хроматографические исследования по определения компонентного состава потока природного газа по изложенной методике в ГОСТ 31371.7-2008 [Международная система стандартизации. Газ природный. Определение состава методом газовой хроматографии с оценкой неопределенности. Ч. 7. Методика выполнения измерений молярной доли компонентов. - М.: Стандартинформ, 2009. - 21 с.]. Результат лабораторных хроматографических исследований представляется в табличной фирме по примеру, представленному таблицей 1.

После проведения измерений термобарических параметров (температуры и давления) потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой и лабораторных хроматографических исследований по определению его компонентного состава формируется массив исходных данных для определения термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока, используемых при нахождении дебита (расхода) по газу для газовой скважины по формуле (14). Пример формируемого массива исходных данных приведен в таблице 2.

По завершению формирования массива исходных данных проводится расчет термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа по формулам (15)-(32), необходимых для нахождения дебита (расхода) по газу для газовой скважины по выражению (14). Пример представления результатов расчета необходимых термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа для нахождения дебита (расхода) по газу для газовой скважины по выражению (14) приведен в таблице 3.

После определения параметров потока природного газа, приведенных в таблице 3, и с использованием измеренных термобарических параметров рассматриваемого потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой осуществляется расчет дебита (расхода) по газу для газовой скважины по выражению (14). Расчет дебита осуществляется путем подстановки найденных числовых значений измеренных величин из таблицы 2 и предварительно рассчитанных промежуточных величин из таблицы 3 в выражение (14)

Способ определения дебита по газу для газовых скважин при гидродинамических исследованиях на установленных режимах фильтрации с использованием диафрагменного измерителя критического течения (ДИКТа), характеризующийся тем, что включает:

организацию движения потока природного газа газовой скважины в режиме критического истечения через диафрагму ДИКТа типовой конструкции в атмосферу,

измерение с использованием средств измерений утвержденного типа температуры и давления для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой,

отбор пробы потока природного газа,

определение компонентного состава для отобранной пробы потока природного газа,

формирование массива исходных данных для определения термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, используемых при нахождении дебита по газу для газовой скважины, который включает сведения: материал, из которого изготовлена используемая диафрагме в ДИКТе, температурный коэффициент линейного расширения материала диафрагмы; материал, из которого изготовлена линейная часть корпуса используемого ДИКТа, температурный коэффициент линейного расширения материала корпуса ДИКТ; диаметр внутреннего отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при 20°C; внутренний диаметр цилиндрической части корпуса используемого ДИКТа при 20°C; температура и давление газового потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой; компонентный состав потока природного газа, проходящего через ДИКТ,

определение термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, нахождение дебита по газу для газовой скважины по выражению

где Q СТ - объемный расход (дебит) газа, ст. м 3 /с;

ε - коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, доли ед.;

d - диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа, м;

z 1 и z 2 - коэффициенты сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, ед.;

z CT - коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях, ед.;

р 1 - абсолютное давление газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа;

р СТ - давление, соответствующее стандартным условиям р СТ =1,01325⋅10 5 Па;

Т СТ - температура, соответствующая стандартным условиям Т СТ =293,15 К;

T 1 - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К;

R - молярная газовая постоянная R=8,31 Дж/(моль⋅К);

М - молярная масса газа, кг/моль;

k - показатель адиабаты газа, ед.;

β - относительный диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа (β=d/D), доли ед.;

D - внутренний диаметр цилиндрической части корпуса ДИКТа перед сужающим устройством,

при этом коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального ее сужения за диафрагмой ДИКТа определяют по формуле

где - приведенная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.;

- приведенное давление газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.

Похожие патенты:

Группа изобретений относится к нефтедобывающей отрасли промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин на многопластовых залежах нефти. Установка включает верхний штанговый насос трубного исполнения с боковым всасывающим клапаном, отверстием и нагнетательным клапаном в цилиндре для отбора продукции верхнего пласта, нижний насос трубного исполнения с нагнетательным, всасывающим клапанами для отбора продукции нижнего пласта и приемным патрубком, проходящим через пакер, разделяющий пласты, полые штанги, соединенные с плунжером насоса.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей отрасли и может быть использовано для оперативного учета дебитов продукции газоконденсатных месторождений и исследований работы многофазных расходомеров на реальной смеси газа, пластовой воды и нестабильного газового конденсата, получаемой непосредственно из скважины.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к технологии измерения дебита по газу для газовых скважин при проведении газодинамических исследований на установленных режимах фильтрации с использованием типового диафрагменного измерителя критического течения. Технический результат заключается в получении результатов измерений с достоверностью в диапазоне от минус 5,0 до плюс 5,0 без наличия явно выраженных систематических ошибок, которые характерны для известных способов. Способ включает: организацию движения потока природного газа газовой скважины в режиме критического истечения через диафрагму ДИКТа, измерение с использованием средств измерений утвержденного типа температуры и давления для потока природного газа в корпусе ДИКТа перед диафрагмой, отбор пробы потока природного газа, определение компонентного состава для отобранной пробы потока природного газа. Формирование массива исходных данных для определения термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа, используемых при нахождении дебита по газу для газовой скважины, который включает сведения: материал, из которого изготовлена используемая диафрагме в ДИКТе, температурный коэффициент линейного расширения материала диафрагмы; материал, из которого изготовлена линейная часть корпуса используемого ДИКТа, температурный коэффициент линейного расширения материала корпуса ДИКТ; диаметр внутреннего отверстия используемой диафрагмы в ДИКТе при 20°C; внутренний диаметр цилиндрической части корпуса используемого ДИКТа при 20°C; температура и давление газового потока в линейной части корпуса ДИКТа перед диафрагмой; компонентный состав потока природного газа, проходящего через ДИКТ. Определение термобарических, термодинамических и газодинамических параметров потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, нахождение дебита по газу для газовой скважины с учетом ε - коэффициента сжатия струи газового потока в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, доли ед.; d - диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа, м; z1 и z2 - коэффициентов сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, ед.; zCT - коэффициента сжимаемости газа при стандартных условиях, ед.; р1 - абсолютного давления газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа; рСТ - давления, соответствующего стандартным условиям рСТ1,01325⋅105 Па; ТСТ - температуры, соответствующей стандартным условиям ТСТ293,15 К; T1 - абсолютной температурой газа перед диафрагмой ДИКТа, К; R - молярной газовой постоянной R8,31 Дж; М - молярной массы газа, кгмоль; k - показателя адиабаты газа, ед.; β - относительного диаметра отверстия диафрагмы ДИКТа, доли ед.; D - внутреннего диаметра цилиндрической части корпуса ДИКТа перед сужающим устройством, при этом коэффициент сжатия струи газового потока в месте максимального ее сужения за диафрагмой ДИКТа определяют с учетом приведенной температуры газа перед диафрагмой ДИКТа и приведенного давления газа перед диафрагмой ДИКТа. 8 ил., 3 табл.

Работы по созданию скважины на придомовом участке предусматривают бурение, укрепление оголовки. По завершению, фирма, которая выполняла заказ, составляет документ на скважину. В паспорте указывают параметры сооружения, характеристики, измерения и расчет скважины.

Процедура проведения расчета скважины

Работники компании составляют протокол осмотра и акт передачи в пользование.

Процедуры являются обязательными, поскольку дают возможность получить документальное подтверждение исправности конструкции, возможности введения ее в эксплуатацию.

В документацию вносят геологические параметры и технологические характеристики:

Для того, чтобы проверить правильность подсчета, запускают пробную качку воды на большой мощности насоса. Это позволяет улучшить показатели динамики

На практике для точности расчета пользуются второй формулой. После получения значений дебита, определяют средний показатель, позволяющий точно определить рост продуктивности при увеличении динамики на 1 м.

Формула расчета:

D уд = D2 – D1/H2 – H1

• Dуд – дебит удельный;
• D1, H1 — показатели первого испытания;
• D2, H2 — показатели второго испытания.

Лишь при помощи проведения исчислений подтверждается правильность выполнения исследований и бурения водозабора.

Расчетные характеристики на практике

Знакомство с методами расчета водозаборной скважины провоцирует возникновение вопроса – зачем нужны эти знания обычному пользователю водозабора? Здесь важно понимать, что водоотдача – единый способ оценивания работоспособности скважины, для того чтобы удовлетворить потребность жильцов в воде до подписания акта приема-передачи.

Чтобы в дальнейшем не возникало проблем, действуйте следующим образом:

1. Расчет проводится с учетом количества жильцов дома. Средний показатель потребления воды – 200 л на одного человека. Сюда прибавляют расходы на хозяйственные нужды и техническое использование. При расчете на семью из 4-х человек получаем наибольшее потребление воды 2,3 кубометра/час.
2. В процессе составления договора в проекте берется значение продуктивности водозабора на уровне не меньше 2,5 — 3 м 3 /ч.
3. После завершения работ и расчета уровня скважины, производят откачку воды, замер динамики и определение водоотдачи при наибольшем расходе домашнего насоса.

Проблемы могут возникнуть на уровне расчета дебита скважины на воду в процессе контрольной выкачки насосом, принадлежащим компании исполнителю.

Моменты, которые определяют скорость наполнения скважины водой:

1. Объем слоя воды;
2. Быстрота его уменьшения;
3. Глубина залегания грунтовых вод и изменения уровня в зависимости от сезона.

Скважины с продуктивностью забора воды менее 20 м 3 /сут., считаются малопродуктивными.

Причины низких показателей дебита:

• особенности гидрогеологической ситуации местности;
• изменения в зависимости от времени года;
• замусоривание фильтров;
• засоры в трубах, которые подают воду наверх либо их дефлорация;
• естественный износ насоса.

Если после ввода скважины в работу обнаружены проблемы, это говорит о том, что на стадии расчета параметров были ошибки. Поэтому этот этап – один из самых важных, который нельзя упускать из виду.

Для того чтобы увеличить продуктивность работы водозабора, увеличивают глубину скважины с целью вскрытия дополнительного слоя воды.

Также, используют методы выкачки воды опытным путем, применяют химическое и механическое воздействия на водные слои, либо переносят скважину в другое место.

Одна из главных задач после того, как бурение скважины закончено – рассчитать её дебит. Некоторые люди не совсем представляют, что такое дебит скважины. В нашей статье мы посмотрим, что это такое и как рассчитывается. Это нужно для того, чтобы понять, сможет ли она обеспечить потребность в воде. Расчет дебита скважины определяется до того, как организация, осуществляющая бурение, выдаст Вам паспорт объекта, поскольку данные посчитанного ими и реального может не всегда совпадать.

Как определить

Всем известно, что главное предназначение скважины – обеспечить владельцев водой высокого качества в достаточном объеме. Это нужно сделать еще до того, как закончились работы по бурению. Затем эти данные нужно сравнить с теми, которые получили при геологической разведке. Геологическая разведка дает информацию о том, есть ли в данном месте водоносная жила и какой она мощности.

Но далеко не все зависит от количества воды, залегающей на участке, ведь многое определяет правильность обустройства непосредственно скважины, как её спроектировали, на какой глубине, насколько качественное оборудование.

Основные данные для определения дебета

Чтобы определить производительность скважины и её соответствие в потребностях воды, поможет правильное определение дебита скважины. Другими словами, хватит ли Вам воды из данной скважины на бытовые нужды.

Динамический и статический уровень

Перед тем, как узнать, какой дебит скважины на воду, нужно получить еще некоторые данные. В данном случае речь идет о динамическом и статическом показателях. Что они собой представляют и каким образом рассчитываются, мы сейчас расскажем.

Немаловажно, что дебит является непостоянной величиной. Он полностью зависит от сезонных изменений, а также некоторых других обстоятельств. Поэтому установить точно его показатели невозможно. Это означает, что нужно использовать приблизительные показатели. Данная работа требуется, чтобы установить хватит ли определённого водного запаса для нормальных бытовых условий.

Статический уровень показывает, какое количество воды есть в скважине без забора. Такой показатель считается путем измерения от поверхности земли до водного зеркала. Его нужно определить тогда, когда вода перестанет подниматься от очередного забора.

Показатели дебита месторождений

Для того, чтобы информация была объективной, нужно подождать до того момента, пока воды наберется до прежнего уровня. Только потом можно продолжать свои исследования. Чтобы информация была объективной, нужно все делать последовательно.

Для того чтобы определить дебит, нам потребуется установить динамический и статический показатели. При том, что для точности потребуется рассчитать несколько раз динамический показатель. Во время расчета нужно осуществлять откачку с разной интенсивностью. В данном случае ошибка будет минимальной.

Как рассчитывают дебит

Чтобы не ломать голову, как увеличить дебит скважины уже после того, как она введена в эксплуатацию, требуется провести расчеты максимально точно. В противном случае Вам в будущем может не хватать воды. А если со временем скважина начнет заиливаться и водоотдача еще снизится, то проблема только усугубиться.

Если Ваша скважина имеет глубину примерно 80 метров, при том, что зона, в которой начинается забор воды, расположена на отметке 75 метров от поверхности, статический показатель (Hst) будет находиться на глубине 40 метров. Такие данные нам помогут вычислить, какая высота столба воды (Hw): 80 – 40 = 40 м.

Есть способ очень простой, но его данные не всегда правдивые, способ для определения дебита (D). Чтобы его установить, необходимо на протяжении часа откачивать воду, а затем замерить динамический уровень (Hd). Сделать это вполне под силу и самостоятельно, используя следующую формулу: D = V*Hw/Hd – Hst. Интенсивность откачивания м 3 /час обозначены V.

В данном случае, например, Вы откачали за час 3 м 3 воды, уровень снизился на 12 м, то динамический уровень составил 40 + 12 =52 м. Теперь можно перенести наши данные под формулу и получим дебит, который составляет 10 м 3 /час.

Практически всегда для расчета и внесения в паспорт используют именно этот метод. Но он не отличается высокой точностью, поскольку не берут во внимание зависимость между интенсивностью и динамическим показателем. Это означает, что не берут во внимание важный показатель – мощность насосного оборудования. Если будете использовать более или менее мощный насос, то данный показатель будет значительно отличаться.

С помощью веревки с отвесом можно определить уровень воды

Как мы уже говорили, чтобы получить более достоверные расчеты, необходимо несколько раз замерять динамический уровень, используя насосы разной мощности. Только так результат будет самым близким к истине.

Чтобы провести расчеты данным методом, нужно после первого замера подождать, пока уровень воды не установится на прежнем уровне. Затем час откачивайте воду насосом другой мощности, а затем замеряйте динамический показатель.

Например, он составил 64 м, а объем откачанной воды составил 5 м 3 . Данные, которые мы получили во время двух заборов, позволят получить информацию, используя следующую формулу: Du = V2 – V1/ h2 – h1. V – с какой интенсивностью делали откачку, h – насколько упал уровень по сравнению со статическими показателями. У нас они составили 24 и 12 м. Таким образом, мы получили дебит на уровне 0,17 м 3 /час.

Удельный дебит скважины покажет, как изменится реальный дебит, если динамический уровень увеличиться.

Чтобы рассчитать реальный дебет, используем следующую формулу: D = (Hf – Hst)*Du. Hf показывает верхнюю точку, где начинается забор воды (фильтровальная). Мы взяли для этого показателя 75 м. Подставляя значения в формулу, мы получим показатель, который равняется 5,95 м 3 /час. Таким образом, данный показатель практически в два раза меньше того, который записан в паспорте скважины. Он более достоверный, поэтому нужно ориентироваться на него, когда будете определять, хватит ли Вам воды или требуется увеличение.

При наличии данной информации, можно установить средний дебит скважины. Он покажет, какая суточная производительность скважины.

В некоторых случаях обустройство скважины делают до того, как построят дом, поэтому не всегда есть возможность рассчитать, достаточно будет воды или нет.

Чтобы не решать вопрос, как увеличить дебет, нужно требовать, чтобы правильные расчеты делали сразу. Точную информацию нужно вписать и в паспорт. Это нужно для того, если в будущем появятся проблемы, можно было восстановить прежний уровень водозабора.

Да Нет

Основным элементом системы водоснабжения является источник водоснабжения. Для автономных систем в частных домовладениях, на дачах или фермерских хозяйствах в качестве источников используют колодцы или скважины. Принцип водоснабжения прост: водоносный слой наполняет их водой, которая с помощью насоса подается пользователям. При длительной работе насоса, какова бы ни была его мощность, он не может подать воды больше, чем водонос отдает в трубу.

Любой источник имеет предельный объем воды, которую он может отдать потребителю за единицу времени.

Определения дебита

После бурения, проводившая работу организация предоставляет протокол испытания, либо паспорт на скважину, в который вносится все необходимые параметры. Однако, при бурении для домохозяйств, подрядчики часто вносят в паспорт приблизительные значение.

Перепроверить достоверность информации или рассчитать дебит вашей скважины можно своими руками.

Динамика, статика и высота столба воды

Прежде чем приступить к измерениям, нужно понять, что такое статический и динамический уровень воды в скважине, а также высота столба воды в скважинной колонне. Замер данных параметров необходим не только для расчета производительности скважины, но и для правильного выбора насосного агрегата для системы водоснабжения.

• Статический уровень – это высота водяного столба при отсутствии водозабора. Зависит от внутрипластового давления и устанавливается во время простоя (как правило не менее часа);
• Динамический уровень – установившейся уровень воды во время водозабора, то есть когда приток жидкости равняется оттоку;
• Высота столба – разница между глубиной скважины и статическим уровнем.

Динамика и статика измеряется в метрах от земли, а высота столба от дна скважины

Произвести измерение можно с помощью:

• Электроуровнемера;
• Электрода, замыкающего контакт при взаимодействии с водой;
• Обычного грузика, подвязанного к веревке.

Определение производительности насоса

При расчете дебита необходимо знать производительность насоса во время откачки. Для этого можно воспользоваться следующими способами:

• Посмотреть данные расходомера или счетчика;
• Ознакомиться с паспортом на насос и узнать производительность по рабочей точке;
• Посчитать приблизительной расход по напору воды.

В последнем случае, необходимо на выходе водоподъемной трубы закрепить в горизонтальном положении трубу меньшего диаметра. И произвести следующие замеры:

• Длину трубы (мин 1,5 м.) и ее диаметр;
• Высоту от земли до центра трубы;
• Длину выброса струи от конца трубы до точки падения на землю.

После получения данных необходимо сопоставить их по диаграмме.

Измерение динамического уровня и дебита скважины нужно производить насосом с производительностью не менее вашего расчетного пикового расхода воды.

Упрощенный расчет

Дебит скважины – это отношение произведения интенсивности водооткачки и высоты водяного столба к разности между динамическим и статическим водными уровнями. Для определения дебита скважины определения используется формула:

Dт =(V/(Hдин-Нст))*Hв , где

• Dт –искомый дебит;
• V – объем откачиваемой жидкости;
• Hдин – динамический уровень;
• Hст – статический уровень;
• Нв – высота столба воды.

Например, мы имеем скважину глубиной 60 метров; статика которой составляет 40 метров; динамический уровень при работе насоса производительностью 3 куб.м/час установился на отметке 47 метров.

Итого, дебит составит: Dт = (3/(47-40))*20= 8,57 куб.м/час.

Упрощенный метод измерений включает замер динамического уровня при работе насоса с одной производительностью, для частного сектора этого может быть достаточно, но для определения точной картины – нет.

Удельный дебит

С увеличением производительности насоса, динамический уровень, а соответственно и фактический дебит снижается. Поэтому более точно водозабор характеризует коэффициент продуктивности и удельный дебит.

Для вычисления последнего следует произвести не один, а два замера динамического уровня при разных показателях интенсивности водозабора.

Удельный дебит скважины – объем воды, выдаваемой при снижении ее уровня за каждый метр.

Формула определяет его как отношение разности большего и меньшего значений интенсивности водозабора к разности между величинами падения водного столба.

Dуд=(V2-V1)/(h2-h1), где

• Dуд – удельный дебит
• V2 – объем откачиваемой воды при втором водозаборе
• V1 – первичный откачиваемый объем
• h2 – снижение уровня воды при втором водозаборе
• h1 – снижение уровня при первом водозаборе

Возвращаясь к нашей условной скважине: при водозаборе с интенсивностью 3 куб.м/час, разница между динамикой и статикой составила 7 м.; при повторном замере с производительностью насоса в 6 куб.м/час разница составила 15 м.

Итого, удельный дебит составит: Dуд =(6-3)/(15-7)= 0,375 куб.м/час

Реальный дебит

Расчет строится на основании удельного показателя и расстоянии от поверхности земли до верхней точки фильтровальной зоны, учитывая условие, что насосный агрегат не будет погружен ниже. Данный расчет максимально соответствует реальности.

D т = (H ф- H ст ) * D уд, где

• Dт –дебит скважины;
• Hф – расстояние до начала фильтровальной зоны (в нашем случае примем за 57 м.);
• Hст – статический уровень;
• Dуд – удельный дебит.

Итого, реальный дебит составит: Dт =(57-40)*0,375= 6,375 куб.м/час.

Как видно, в случае с нашей воображаемой скважиной, разница между упрощенным и последующем измерением составила почти 2,2 куб.м/час в сторону уменьшения производительности.

Снижение дебита

В ходе эксплуатации производительность скважины может уменьшаться, основной причиной снижения дебита является засорение, а для его увеличения до прежнего уровня необходимо производить очистку фильтров.

Со временем рабочие колеса центробежного насоса могут износиться, особенно если ваша скважина на песке, в этом случае его производительность станет ниже.

Однако, прочистка может не помочь, если изначально у вас оказалась малодебитная водяная скважина. Причины этого разные: диаметр эксплуатационной трубы недостаточен, она попала мимо водоносного слоя или он содержит мало влаги.