До настоящего времени единицей измерения давления используется техническая атмосфера, равная давлению в 1 кгс на 1 см². Техническая атмосфера обозначается ат или кгс/см². В качестве единиц измерения давления (разрежения) применяют также метр и миллиметр водяного столба и миллиметр ртутного столба.
Соотношения между этими единицами таковы:
1 кгс/см² = 735,56 мм рт. ст. (при 0 °С);
1 кгс/см² = 10 м вод. ст. (при 4 °С);
1 кгс/см² = 10 000 мм вод. ст. = 10 000 кгс/м².
В науке, а иногда и в технике за единицу давления принимается физическая атмосфера, обозначаемая атм и равная давлению столба ртути высотой 760 мм рт. ст. при 0 °С.
Соотношения между технической и физической атмосферами следующие:
1 кгс/см² = 0,9678 атм;
1 атм = 1,0332 кгс/см² = 10,332 м вод. ст.
В системе СИ основной единицей измерения давления являются ньютон на квадратный метр (Н/м²). По решению Международного комитета мер и весов, принятому в октябре 1969 г., эта единица названа паскаль (Па). Так как величина паскаль для практических целей часто слишком мала, то допускается применение внесистемной единицы давления — бар, которая равна 100 000 Па.
Соотношения паскаля со старыми единицами МКГСС измерения давления следующие:
1 мм вод. ст. = 9,80665 Па ≈ 9,8 Па;
1 мм рт. ст. = 133,322 Па ≈ 133,3 Па;
1 кгс/см² = 98 066,5 Па;
1 атм = 101 325 Па.
Измерение объема природного газа
Объем природного газа измеряется обычно в кубических футах¹. Поскольку газ всегда распространяется по всему объему резервуара, его количество зависит от температуры и давления. Поэтому измерения количества газа приводятся к постоянным условиям. В качестве стандартных исходных условий приняты температура 60°F и давление 30 дюймовртутного столба (приблизительно 14,73 фунт/кв. дюйм, или нормальное атмосферное давление); иногда же за эталон принимается температура 20°С (68°F). Объем газа записывается в виде величины, кратной 1000 единиц измерения, сокращенно обозначаемой буквой М; так, 3 540 000 куб. футов газа записывается как 3540 м куб. футов.
Сконструировано множество различных приборов для измерения количества (объема) газа, проходящего по трубам. Большинство замеров объема газа, извлекаемого из скважин, производится с помощью диафрагменных счетчиков-расходомеров, определяющих перепад давления между противоположными сторонами установленной в трубопроводе диафрагмы. Исходя из получаемых перепадов давления с учетом параметров диафрагмы, представляющей собой круглое отверстие в тонкой пластинке, можно рассчитать скорость истечения газа. При медленном истечении газа и давлении, близком к атмосферному, обычно применяются счетчики объемного типа. Объем газа в этих случаях определяется по числу регистрируемых счетчиком поочередных заполнений газом и освобождений от него камеры расходомера. Небольшие количества газа, увлекаемого буровым раствором и заключенного в обломках шлама, обычно улавливаются с помощью газоанализаторов.
Измерение объема газа в природном резервуаре в переводе на его объем в условиях дневной поверхности производится одним из двух распространенных методов, несколько напоминающих методы подсчета запасов нефти в природном резервуаре, с приведением их к нормальным условиям. Объемный метод, или метод насыщения, заключается в умножении объема (в акр-футах) порового пространства, заполненного газом, на отношение между пластовым давлением и давлением на поверхности в атмосферах и на температурную поправку, зависящую от того, насколько температура в природном резервуаре отличается от стандартной, равной 60°F. Коэффициент давления определяется по газовому закону, согласно которому объем идеального газа при постоянной температуре меняется обратно пропорционально давлению (Рисунок 1).
Рисунок 1: Обобщенная диаграмма изменения объема газа при повышении давления и постоянной температуре.
При атмосферном давлении, равном 14,7 фунт/кв. дюйм, для приведения объема пластового газа, находящегося под давлением 3000 фунт/кв. дюйм, к атмосферному необходимо помножить объем газа в природном резервуаре на коэффициент давления, равный:
Объем газа меняется также прямо пропорционально абсолютной температуре. Так, объем газа, находящегося в природном резервуаре при температуре140°F, сократится при достижении температуры дневной поверхности, равной60°F, пропорционально температурному поправочному коэффициенту, равному:
Второй метод подсчета количества газа в природном резервуаре с приведением егс к условиям дневной поверхности основан на том, что при отборе газа из пласта пластовое давление снижается. Падение давления на единицу приведенного к атмосферным условиям объема газа, извлекаемого из природного резервуара, прямо пропорционально соответствующему объему газа, оставшегося в природном резервуаре. Так, например, если первоначальное пластовое давление в газовом резервуаре было 2880 фунт/кв. дюйм, а после отбора в течение нескольких лет 400 млн. куб. футов газа оно упало до 2720 фунт/кв. дюйм, то снижение давления на 100 фунт/кв. дюйм происходило с расходом газа 400 000 000/160, т.е. 2 500 000 куб. футов на единицу падения давления. Номинальный остаточный объем газа в природном резервуаре, приведенный к атмосферным условиям, будет равен тогда 2,5 млн. куб. футов, помноженным на 2720 (остаточное пластовое давление в фунтах на кв. дюйм), т.е. 6,8 млрд. куб. футов. Если принять, что пластовое давление при истощении залежи равно 250 фунт/кв. дюйм, то извлекаемые запасы газа, приведенные к условиям дневной поверхности, будут составлять 2 500 000 куб. футов × (2720-250), или 6 175 000 000 куб. футов. Применение этого метода подсчета запасов газа возможно только спустя некоторое время с начала разработки залежи.
¹В некоторых странах, особенно в СССР, объемное количество природного газа часто переводится в метрические тонны нефти; 1000 мz природного газа приравнивается к 0,824 метрической тонны нефти (обычно 1000 м3 газа считают эквивалентными 1 тнефти).
