Способ измерения дебита газовой скважины
METHOD FOR MEASURING THE PRODUCTION RATE OF A GAS WELL

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 [E.L. Rawlins and М.А. Schelhardt, Back-Pressure Data on Natural-Gas and Their Application to Production Practices, U.S. Bureau of Mines, Monograph 7, 1936] выражению (приложение 2, с. 120)
3
где Q - объемный расход (дебит) газа, тыс. ст. м/сут;
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 [E.L. Rawlins and М.А. Schelhardt, Back-Pressure Data on Natural-Gas and Their Application to Production Practices, U.S. Bureau of Mines, Monograph 7, 1936] (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 [E.L. Rawlins and М.А. Schelhardt, Back-Pressure Data on Natural-Gas and Their Application to Production Practices, U.S. Bureau of Mines, Monograph 7, 1936]);
- 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;
- отсутствие рекомендаций по способу определения компонентного состава природного газа, используемого при нахождении относительной плотности рабочей среды по воздуху.
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 [E.L. Rawlins and М.А. Schelhardt, Back-Pressure Data on Natural-Gas and Their Application to Production Practices, U.S. Bureau of Mines, Monograph 7, 1936] 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)
3
где Q - объемный расход (дебит) газа, приведенный к абсолютному давлению 1,033 am и температуре 15,6°C, м/ч;
k - показатель адиабаты газа, ед.;
l
2
z и z - коэффициенты сжимаемости газа в сечениях до и после диафрагмы ДИКТа, ед.;
2
2
F - площадь поперечного сечения отверстия диафрагмы ДИКТа, мм;
р
С - удельная теплоемкость газа, ккал/(кг⋅°C);
1
р - абсолютное давление перед диафрагмой ДИКТа, am;
γ - относительная плотность газа по воздуху, доли ед.;
1
T - 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;
- отсутствие сведений о точностных характеристиках получаемого результата измерения дебита по газу для газовых скважин.
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):
SC
3
где q - объемный расход (дебит) газового потока, приведенный к стандартным условиям, тыс. ст. м/сут;
n
C - коэффициент подачи, ед.;
1
p - абсолютное давление газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа;
ch
d - диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа, м;
- относительная плотность газа по воздуху, доли ед.;
1
T - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К;
1
z - 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):
s
где C - переводной коэффициент, зависящий от применяемой системы единиц измерения, доли ед.;
D
C - коэффициент подачи, доли ед.;
SC
T - значение абсолютной температуры при стандартных условиях, К;
SC
p - значение давления при стандартных условиях, МПа;
- отношение давлений газового потока после и до диафрагмы ДИКТа по формуле (формула 5.5 с. 195):
2
где p - 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:
S
SC
SC
- C, T и P из таблицы 5.1, приведенной на с. 195 в зависимости от используемой системы единиц измерений;
D
- C 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;
D
- использование эмпирического коэффициента подачи (C), без представления рекомендаций по выбору его значения для применения;
- отсутствие четких рекомендаций по способам определения термодинамических параметров потока газа;
- отсутствие сведений о точностных характеристиках получаемого результата измерения дебита по газу для газовых скважин.
D
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). 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):
3
где Q - объемный расход (дебит) газа, тыс.ст.м/сут;
C - коэффициент расхода, ед.;
δ - поправочный коэффициент для учета изменения показателя адиабаты реального газа, ед.;
D
P - абсолютное давление перед диафрагмой ДИКТа, ата;
- относительная плотность газа по воздуху, доли ед.;
D
T - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К.
Z - коэффициент сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа, доли ед.
-3
-3
-3
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 м в диапазоне изменения диаметра диафрагм 1,59⋅10≤d≤12,7⋅10 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.
-3
-3
В диапазоне изменения диаметра диафрагм 12,7⋅10≤d≤38,1⋅10 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.]):
-3
-3
-3
Для ДИКТа с диаметром корпуса 101,6⋅10 м значение коэффициента расхода (С) в диапазоне изменения диаметра диафрагмы 6,35⋅10≤d≤76,2⋅10 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.]):
где  - приведенная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.;
- 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 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 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)
3
где Q - объемный расход (дебит) газа, тыс. ст. м/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.]):
np
где T - приведенная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, ед.;
np
p - 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 [E.L. Rawlins and М.А. Schelhardt, Back-Pressure Data on Natural-Gas and Their Application to Production Practices, U.S. Bureau of Mines, Monograph 7, 1936. Д.Л. Катц. Руководство по добыче, транспорту и переработке природного газа. - М.: Недра, 1965. - 677 с. Дж. П. Брилл, X. Мукерджи. Многофазный поток в скважинах. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006. - 384 с. А.И. Гриценко, З.С. Алиев, О.М. Ермилов, В.В. Ремизов, Г.А. Зотов. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с. Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин. Под ред. З.С. Зотова, Г.А. Алиева. - М.: Недра, 1980. - 301 с.].
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;
D
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);
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;
CT
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 - 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:
CT
3
где Q - объемный расход (дебит) газа, ст. м/с;
ε - коэффициент сжатия струи газового потока  в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, доли ед.;
d - диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа, м;
1
2
z и z - коэффициенты сжимаемости газа перед диафрагмой ДИКТа и в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, ед.;
CT
z - коэффициент сжимаемости газа при стандартных условиях, ед.;
1
р - абсолютное давление газа перед диафрагмой ДИКТа, МПа;
CT
CT
5
p - давление, соответствующее стандартным условиям p=1,01325⋅10 Па;
CT
CT
T - температура, соответствующая стандартным условиям T=293,15 К;
1
T - абсолютная температура газа перед диафрагмой ДИКТа, К;
R - молярная газовая постоянная R=8,31 Дж/(моль⋅К);
M - 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 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:
1
2
где A и A 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.
j
где x - молярная доля j-го компонента, входящего в состав природного газа, доли ед.;
j
M - 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
j
где x - 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
c
3
где ρ - плотность реального газа при стандартных условиях, кг/м;
- 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
а
где x - 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.];
1
1
- термобарических параметров (температуры (T) и давления (p)) потока природного газа в цилиндрической части корпуса ДИКТа перед диафрагмой, определяемых путем прямых измерений средствами измерений температуры и давления;
2
2
- термобарических параметров (температуры (T) и давления (p)) 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
2
где p - абсолютное давление газа в месте максимального сжатия его струи за диафрагмой ДИКТа, МПа;
2
T - 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
20
где d - диаметр отверстия диафрагмы ДИКТа при 20°C, м;
СУ
K - коэффициент температурного линейного расширения материала диафрагмы ДИКТа, доли ед.;
20
D - диаметр прямолинейного участка трубопровода перед сужающим устройством (диафрагмой) ДИКТа при 20°С, м;
T
K - коэффициент температурного линейного расширения материала прямолинейного участка трубопровода перед сужающим устройством (диафрагмы ДИКТа), доли ед.
СУ
T
Входящие в выражение (23) и (24) коэффициент температурного линейного расширения материала диафрагмы ДИКТа (K) и коэффициент температурного линейного расширения материала прямолинейного участка корпуса ДИКТа перед сужающим устройством (K) 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:
tСу
где α - температурный коэффициент линейного расширения материала диафрагмы ДИКТа, 1/°C;
t T
α - 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
а
а
а
0
1
2
где , ,  - 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
ПК
где p - псевдокритическое давление газа, МПа;
ПК
T - псевдокритическая температура газа, K.
ПК
ПК
Входящие в выражение (29) и (30) значения псевдокритических давления (p) и температуры (T) 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
а
где x - молярная доля азота, доли ед.;
y
x - 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:
1
- значение температуры потока природного газа в корпусе ДИКТа (T) 282,87 К;
1
- значение давления потока природного газа в корпусе ДИКТа (p) 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)