Способ добычи пластового флюида из горизонтального ствола скважины



Владельцы патента RU 2610939:

Общество с ограниченной ответственностью Научно-производственная фирма "Пакер" (RU)

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче пластового флюида наклонно-направленными и горизонтальными малодебитными скважинами малопроницаемых пластов с аномально низким пластовым давлением - АНПД. Технический результат – повышение эффективности добычи пластового флюида из наклонно-направленных и горизонтальных скважин малопроницаемых пластов с АНПД. По способу в заданный интервал горизонтальной обсаженной части ствола скважины спускают компоновку подземного оборудования - КПО, состоящую из заглушки, щелевого фильтра, циркуляционного клапана, якоря, штангового глубинного насоса универсального - ШГНУ с всасывающим клапаном, колонны насосных штанг, колонны насосно-компрессорных труб - НКТ. Осуществляют перевод всасывающего клапана ШГНУ в рабочее положение. Затем в заданном интервале скважины производят перевод якоря в рабочее положение. Далее производят спуск плунжера с нагнетательным клапаном ШГНУ на колонне насосных штанг. Затем переводят нагнетательный клапан ШГНУ в рабочее положение, после чего, используя промывочный агрегат, осуществляют первую опрессовку НКТ. Затем с помощью подъемного агрегата проводят вторую опрессовку колонны НКТ, после чего колонну насосных штанг с помощью полированного штока присоединяют к устьевому приводу. Далее вызывают подачу и проводят третью опрессовку колонны НКТ, после чего запускают скважину в работу, выводят на режим и осуществляют добычу пластового флюида из необсаженной части малопроницаемого пласта с АНПД. По окончании работ производят извлечение КПО на поверхность. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

 

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может быть использовано при добыче пластового флюида наклонно-направленными и горизонтальными малодебитными скважинами малопроницаемых пластов с аномально низким пластовым давлением (АНПД).

Известен способ добычи нефти, выбранный в качестве аналога, включающий бурение скважины, размещение в скважине глубинно-насосного оборудования на выбранной глубине, осуществление работы насоса в периодическом режиме с остановками насоса для накопления нефти в скважине, осуществление снижения противодавления на пласт в процессе накопления нефти. Согласно изобретению над верхними перфорационными отверстиями разбуривают предпочтительно два горизонтальных боковых ствола, выполняющих функцию накопителей нефти. Насосное оборудование размещают на забое скважины. При этом периодический режим работы насоса осуществляют таким образом, чтобы верхний динамический уровень был больше статического уровня, а нижний динамический уровень был максимально приближен к уровню приема насоса так, чтобы коэффициент его подачи был не ниже 0,2 (патент №2501938, опубл. 20.12.2013 г.).

Недостатком известного способа добычи нефти является необходимость разбуривания предпочтительно двух горизонтальных боковых стволов, выполняющих функцию накопителей нефти. Также известный способ малопригоден для добычи нефти наклонно-направленными и горизонтальными скважинами малопроницаемых пластов с АНПД.

Известен способ эксплуатации скважин штанговыми глубинными насосами (ШГН), выбранный в качестве прототипа, включающий спуск в заданный интервал на колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) компоновки подземного оборудования (КПО), состоящей из трубного якоря, ШГН, колонны насосных штанг, эксплуатацию скважины и извлечение КПО на поверхность. ШГН позволяют эксплуатировать новые малодебитные скважины и извлекать средние объемы с небольших глубин и малые объемы с промежуточных глубин (журнал ROGTEC, статья «Выбор механизированного способа эксплуатации» стр. 46, рис. 2, 2014 г., https://rogtecmagazine.com/wp-content/uploads/2014/10/09_ArtificialLift.pdf).

Недостатком известного способа эксплуатации скважин ШГН является невозможность применения в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах малопроницаемых пластов с АНПД.

Техническим результатом заявляемого изобретения является осуществление добычи пластового флюида из наклонно-направленных и горизонтальных скважин малопроницаемых пластов с АНПД.

Указанный технический результат достигается тем, что:

- при добыче из горизонтального ствола скважины КПО оснащают заглушкой, щелевым фильтром, циркуляционным клапаном, якорем, штанговым глубинным насосом универсальным (ШГНУ) с самоустанавливающимся всасывающим клапаном, производят спуск КПО в заданный интервал, осуществляют перевод самоустанавливающегося всасывающего клапана ШГНУ в рабочее положение, далее переводят якорь в рабочее положение, осуществляют спуск плунжера с самоустанавливающимся нагнетательным клапаном ШГНУ на колонне насосных штанг, переводят самоустанавливающийся нагнетательный клапан ШГНУ в рабочее положение, затем присоединяют колонну насосных штанг к устьевому приводу, осуществляют добычу пластового флюида из необсаженной части малопроницаемого пласта с аномально низким пластовым давлением;

- колонну насосных штанг оснащают центраторами.

Применение в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах достигается благодаря оснащению КПО ШГНУ с самоустанавливающимися всасывающим и нагнетательным клапанами.

На чертеже представлена схема КПО для осуществления способа добычи пластового флюида из горизонтальных стволов скважин.

КПО включает в себя заглушку 1, щелевой фильтр 2, ШГНУ 3, циркуляционный клапан 4, якорь 5, колонну насосных штанг 6, оснащенную при необходимости центраторами 7, колонну насосно-компрессорных труб (НКТ) 8. Над заглушкой 1 размещен щелевой фильтр 2, служащий для механической очистки пластового флюида от примесей. Над щелевым фильтром 2 размещен ШГНУ 3, включающий следующие составные элементы (на фиг. не показаны): защитный кохуж, предотвращающий от деформаций ШГНУ 3 при транспортировке в стволе скважины, а также при эксплуатации в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, самоустанавливающиеся всасывающий и нагнетательный клапаны, надежно работающие как в вертикальных, так и в наклонно-направленных и горизонтальных малодебитных скважинах малопроницаемых пластов с АНПД.

Над ШГНУ 3 расположен циркуляционный клапан 4, позволяющий при необходимости без манипуляций с колонной НКТ 8 организовать сообщение внутренней полости колонны НКТ 8 с затрубным пространством, что позволяет выровнять трубное и затрубное давления в КПО.

Над циркуляционным клапаном 4 установлен якорь 5, служащий для фиксирования в натянутом состоянии и предотвращения от изгиба в процессе эксплуатации колонны НКТ 8, расположенной в горизонтальной обсаженной части ствола скважины. Также якорь 5 позволяет закрепить колонну НКТ 8 на эксплуатационной колонне (не показана) скважины.

Колонну насосных штанг 6 при необходимости оснащают центраторами 7, служащими для уменьшения силы трения и истирания колонны насосных штанг 6 при их возвратно-поступательном движении в колонне НКТ 8.

Реализация способа приведена в описании работы КПО.

Перед спуском КПО производят шаблонирование эксплуатационной колонны скважины, при необходимости очистку стенок обсадной колонны скребками (скреперами) (не показаны) и промывку ствола скважины. КПО собирают в следующей последовательности: заглушка 1, щелевой фильтр 2, ШГНУ 3, в составе которого имеются самоустанавливающиеся всасывающий клапан (на фиг. не показан), циркуляционный клапан 4, якорь 5. Затем производят спуск КПО в заданный интервал горизонтальной обсаженной части ствола скважины на колонне НКТ 8. Далее осуществляют перевод самоустанавливающегося всасывающего клапана ШГНУ 3 в рабочее положение: приподнимают КПО на 5-6 метров и резко опускают до полной остановки. Повторяют вышеуказанную операцию два раза, что обеспечит ориентирование самоустанавливающегося всасывающего клапана ШГНУ 3 в скважине. Затем в заданном интервале скважины производят перевод якоря 5 в рабочее положение: приподнимают КПО, в результате чего происходит установка якоря 5 в горизонтальную обсаженную часть ствола скважины. Далее производят спуск плунжера (не показан) с самоустанавливающимся нагнетательным клапаном ШГНУ 3 на колонне насосных штанг 6, которые при необходимости оснащают центраторами 7. Затем переводят самоустанавливающийся нагнетательный клапан (не показан) ШГНУ 3 в рабочее положение: полированный шток приподнимают на длину хода плунжера в ШГНУ 3 и опускают. Повторяют вышеуказанную операцию три раза, что обеспечит ориентирование самоустанавливающегося нагнетательного клапана ШГНУ 3 в скважине, после чего, используя промывочный агрегат, заполняют технологической жидкостью внутреннюю полость колонны НКТ 8 и осуществляют первую опрессовку НКТ 8. Затем подвешивают КПО на крюке (не показан) подъемного агрегата, установленного на устье, вызывают подачу и проводят вторую опрессовку колонны НКТ 8, например, на 40 атмосфер. Если давление не падает, то колонна НКТ 8 герметична и ШГНУ 3 работает устойчиво. Если давление падает, то негерметичность колонны НКТ 8 устраняют, поднимая КПО на поверхность. После чего колонну насосных штанг 6 с помощью полированного штока (не показан) присоединяют к устьевому приводу, например к станку-качалке (не показана). Далее вызывают подачу и проводят третью опрессовку колонны НКТ 8, после чего запускают скважину в работу, выводят на режим и осуществляют добычу пластового флюида из необсаженной части малопроницаемого пласта с АНПД.

По окончании работ производят извлечение КПО на поверхность: натяжением колонны НКТ 8 переводят в транспортное положение якорь 5, затем производят подъем КПО на поверхность.

Предлагаемое изобретение позволяет осуществить добычу пластового флюида из наклонно-направленных и горизонтальных скважин малопроницаемых пластов с АНПД.

1. Способ добычи пластового флюида, включающий спуск в заданный интервал скважины на колонне насосно-компрессорных труб компоновки подземного оборудования - КПО, состоящей из якоря, штангового глубинного насоса универсального - ШГНУ, колонны насосных штанг, эксплуатацию скважины и извлечение КПО на поверхность, отличающийся тем, что при добыче из горизонтального ствола скважины КПО оснащают заглушкой, щелевым фильтром, циркуляционным клапаном, якорем, ШГНУ с самоустанавливающимся всасывающим клапаном, производят спуск КПО в заданный интервал, осуществляют перевод самоустанавливающегося всасывающего клапана ШГНУ в рабочее положение, далее переводят якорь в рабочее положение, осуществляют спуск плунжера с самоустанавливающимся нагнетательным клапаном ШГНУ на колонне насосных штанг, переводят самоустанавливающийся нагнетательный клапан ШГНУ в рабочее положение, затем присоединяют колонну насосных штанг к устьевому приводу, осуществляют добычу пластового флюида из необсаженной части малопроницаемого пласта с аномально низким пластовым давлением.

2. Способ добычи пластового флюида по п. 1, отличающийся тем, что колонну насосных штанг оснащают центраторами.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано при разработке месторождений природного газа, преимущественно на стадии падающей добычи и на завершающей стадии разработки.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано при разработке газовых месторождений. Технический результат - увеличение газоотдачи газовых месторождений и повышение эффективности их эксплуатации.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке залежей высоковязкой нефти с водонефтяными зонами небольшой толщины.

Изобретение относится к области добычи нефти из коллектора, сопряженной с возможными аварийными ситуациями, обусловленными неожиданными случаями вскрытия пластов с аномально высокими пластовыми давлениями.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при добыче газа на газовых и газоконденсатных месторождениях, использующих коллекторно-лучевую организацию схемы сбора, в период снижения добычи в условиях накопления жидкости в скважинах и шлейфах.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для предсказания прогнозной добычи углеводородов. По меньшей мере некоторые иллюстративные варианты осуществления представляют собой способы, содержащие следующие шаги: считывают данные, касающиеся добычи углеводородов на разрабатываемом месторождении углеводородов; получают по меньшей мере одно значение, указывающее на прогнозную добычу углеводородов, на основе модели данных и данных, касающихся добычи углеводородов; отображают на устройстве отображения компьютерной системы показатель данных, относящихся к прошлому, касающихся добычи углеводородов; отображают на устройстве отображения показатель по меньшей мере одного значения, указывающего на прогнозную добычу углеводородов.

Изобретение относится к геостатистическим технологиям и, в частности, к системам компьютерного геомоделирования. Техническим результатом является автоматизированный выбор вариантов реализации фациальной модели на основе кумулятивной функции распределения полезных объемов фации.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при термическом способе добычи тяжелых высоковязких и битуминозных нефтей. Скважинная насосная установка содержит колонны насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в нижней части и штанги, спущенные в наклонный участок ствола скважины, наземный привод для вращения колонны штанг, центробежный насос, спущенный в наклонный участок ствола скважины, колонну труб на приеме центробежного насоса.

Изобретение относится к области оптимизации добычи углеводородов и может быть использовано при моделировании разрабатываемого месторождения. Представлен способ решения задачи оптимизации.

Группа изобретений относится к топливно-энергетическому комплексу и может быть использована для добычи трудноизвлекаемой высоковязкой нефти. Технический результат - упрощение технологии работы и структуры подземного оборудования, повышение нефтеотдачи пласта, снижение стоимости бурения скважин.

Изобретение относится к газовой промышленности и может быть использовано для выявления скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. Способ включает проведение без остановки скважин фоновых и мониторинговых влагометрических исследований всего действующего фонда, на основании которых выявляют группу скважин, возможных обводнительниц. Путем изменения депрессии регистрируют приращение значений паровой фазы, скорости и дебита газового потока в ту или иную сторону или отсутствие приращений. На основании полученных результатов выявляют скважину–обводнительницу. В ней проводят ядерные исследования для выявления интервала обводнения или нескольких интервалов. В указанных интервалах осуществляют геолого-технические мероприятия по водоизоляционным работам с целью повышения коэффициента извлекаемости газа. Технический результат заключается в повышении достоверности определения скважин-обводнительниц и водоприточных интервалов. 1 табл., 1 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей области, в частности к добыче углеводородов из скважин малого диаметра с помощью погружных установок электроцентробежных насосов, оснащенных термоманометрической системой (ТМС). Установка для подъема пластовой жидкости содержит погружной электродвигатель с гидрозащитой и силовым кабелем питания, насос, станцию управления с частотным преобразователем, НКТ и систему ТМС с гидравлической линией. ТМС установлена над погружным электродвигателем и присоединена к нему с помощью разъемного стыковочного узла. Силовой кабель питания пропущен через ТМС. Для предотвращения утечки жидкости при обрыве гидравлической линии ТМС оснащена клапаном. Изобретение позволяет монтировать оборудование на скважине, уменьшает радиальные габаритные размеры и повышает надежность работы установки. 4 з.п. ф-лы, 1 ил.
Изобретение относится к области нефтегазового дела. Способ создания техногенного месторождения нефти в литосфере включает бурение закачных и откачных скважин на глубину литосферы с давлением 8-10 МПа, температурой 125-200°С и пористостью коллектора 10-20%, подачу в закачные скважины неочищенных городских стоков с содержанием органического вещества не менее 100-300 мг/л и объемом не менее 20 тыс. м3/сутки, осуществляя гидроразрыв пласта, выдерживание стоков до образования техногенной нефти и последующее ее извлечение на дневную поверхность, при этом бурение скважин производят на расстоянии, рассчитанном исходя из скорости миграции органосодержащих вод и периода синтеза техногенной нефти. Способ позволяет получать промышленные объемы нефти с одновременной утилизацией отходов человеческой жизнедеятельности.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности. Способ сбора и утилизации низконапорных газов при промысловой подготовке природного газа включает поступление конденсатосодержащего газа на установку низкотемпературной сепарации (НТС) для дегазации. Водометанольный раствор низкой концентрации сбрасывается в первый дегазатор и далее в промышленные стоки. Водометанольный раствор высокой концентрации сбрасывается во второй дегазатор и далее на рециркуляцию в установку НТС. Нестабильный конденсат направляют в установку стабилизации конденсата (УСК), где он проходит первый выветриватель, второй выветриватель и концевую сепарационную установку (КСУ). Стабилизацию осуществляют путем ступенчатого снижения давления. В выветривателях осуществляется нагрев конденсата. Низконапорные газы из дегазаторов, выветривателей и КСУ редуцируются до самого низкого рабочего давления среди данных аппаратов и совместно направляются в низконапорный коллектор и далее в качестве пассивного потока в эжектор. В эжектор направляют товарный газ после установки НТС. Выходной поток эжектора поступает на собственные технологические нужды. Техническим результатом является снижение технологических потерь углеводородов, а также улучшение экологических показателей. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при разработке месторождений вторичным методом. Способ разработки нефтеносного пласта содержит бурение и чередование через один ряд, размещая на первом расстоянии друг от друга, рядов горизонтальных эксплуатационных и рядов горизонтальных нагнетательных скважин. Горизонтальные стволы эксплуатационных скважин и горизонтальные стволы нагнетательных скважин располагают по направлению минимального горизонтального напряжения в пласте так, чтобы обеспечить распространение трещин гидроразрыва перпендикулярно направлению горизонтальных стволов скважин. В обсадных колоннах нагнетательных и эксплуатационных скважин устанавливают по меньшей мере два порта гидроразрыва пласта, расположенных на втором расстоянии друг от друга и обеспечивающих сообщение между скважинами и пластом. Через порты гидроразрыва осуществляют многостадийный гидроразрыв в эксплуатационных и нагнетательных скважинах таким образом, что вдоль каждой скважины перпендикулярно направлению ствола скважины образуются трещины гидроразрыва. Трещины гидроразрыва нагнетательных скважин смещены от трещин гидроразрыва эксплуатационных скважин на третье расстояние. Вводят в эксплуатацию скважины путем закачки жидкости в нагнетательные скважины с регулированием расхода и/или объема закачиваемой жидкости таким образом, чтобы давление закачки было ниже давления гидроразрыва. Технический результат заключается в обеспечении максимального извлечения углеводородов на месторождении, максимизации коэффициента продуктивности. 4 з.п. ф-лы, 4 ил.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам оснащения скважин, пробуренных в зонах повсеместного распространения многолетнемерзлых пород (ММП), при наличии аномально высоких пластовых давлений (АВПД) подземным эксплуатационным оборудованием. Осуществляют последовательное соединение требуемых элементов подземного эксплуатационного оборудования компоновки нижней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх центрирующую воронку, подпакерный хвостовик из насосно-компрессорных труб (НКТ), нижний посадочный ниппель, эксплуатационный пакер, разъединитель колонны. Осуществляют спуск на технологической колонне указанной компоновки в скважину до проектной глубины, запакеровку эксплуатационного пакера. Затем осуществляют спуск в скважину глухой пробки с перекрытием ею седла нижнего посадочного ниппеля, опрессовку элементов нижней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, извлечение из скважины глухой пробки, отсоединение технологической колонны в разъединителе колонны и извлечение ее из скважины. Далее последовательно соединяют и спускают в скважину элементы подземного эксплуатационного оборудования компоновки верхней части лифтовой колонны, содержащей снизу вверх отсоединенную часть разъединителя колонны, циркуляционный клапан, верхний посадочный ниппель, телескопическое соединение, держатель датчика давления и температуры, средней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб, ингибиторного клапана, приустьевого клапана-отсекателя, верхней секции лифтовой колонны из насосно-компрессорных труб. Осуществляют присоединение верхней части лифтовой колонны к ее нижней части в разъединителе колонны, опрессовку элементов верхней части лифтовой колонны созданием избыточного давления, не превышающего ожидаемое рабочее давление на устье, подвешивание лифтовой колонны в подвеске НКТ трубной головки фонтанной арматуры. Техническим результатом является повышение надежности и безопасности при эксплуатации скважин. 2 ил.

Изобретение относится к области добычи нефти и, в частности, к насосной системе для добычи нефти с погружным линейным электродвигателем. Технический результат - создание насосной системы с погружным линейным электродвигателем с высоким коэффициентом полезного действия. Насосная система содержит погружной линейный электродвигатель, нефтяной насос, герметизирующее устройство и узел уравновешивания давления, установленные под землей. Погружной линейный электродвигатель содержит статор и приводной механизм. Он имеет возможность возвратно-поступательного перемещения внутри статора. Нефтяной насос содержит цилиндр, плунжер, наружную гильзу и ситочную трубу для подачи нефти. Герметизирующее устройство установлено между погружным линейным электродвигателем и нефтяным насосом. Узел уравновешивания давления установлен на нижнем конце погружного линейного электродвигателя. Он выполнен с возможностью уравновешивания давления внутри и снаружи погружного линейного электродвигателя. Насосная система не включает насосную штангу, как в существующих насосных системах для добычи нефти, что позволяет предотвратить потерю хода, обусловленную длиной насосной штанги, и потерю энергии, обусловленную весом насосной штанги и истиранием штанги с отводом трубы. Благодаря этому обеспечено повышение коэффициента полезного действия системы. 15 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к области исследования буровых скважин и, в частности, к средствам для комплексного измерения параметров скважинной жидкости. Технический результат - расширение функциональных возможностей установленного совместно с погружным насосом погружного приборного модуля с датчиками параметров состояния скважины за счет возможности более точных измерений. Установка содержит установленные в скважине на колонне труб погружной насос с погружным электродвигателем. Вдоль колонны труб пропущен электрический силовой кабель, подключенный на поверхности к станции управления работой погружной установки с датчиками параметров состояния, таких как давление и температура, и устройством преобразования сигналов датчиков, установленным на колонне труб в герметичном приборном отсеке. Силовой кабель подключен к погружному электродвигателю и к погружному приборному модулю. Внешняя поверхность приборного модуля выполнена с переменным сечением и образует с профилем внутренней стенки обсадной колонны скважины трубку Вентури. На горловине и диффузоре этой трубки установлены отборники давления перетекающего скважинного флюида между внутренней стенкой обсадной колонны и внешней поверхностью приборного модуля. Отборники давления подключены к дифференциальному манометру, установленному в герметичном приборном отсеке и подключенному к устройству преобразования сигналов. С помощью этого устройства обеспечена возможность расчета расхода перетекающего скважинного флюида между внутренней стенкой обсадной колонны и внешней поверхностью приборного модуля на основе показаний дифференциального манометра. 1 ил.

Группа изобретений относится к нефтяному машиностроению и, в частности, к эксплуатации скважин с использованием многоступенчатых погружных насосов для откачки пластовой жидкости из скважин. Технический результат – повышение надежности эксплуатации скважин за счет удаления газа из внутренней части насоса при его остановке. Способ характеризуется тем, что пластовую жидкость добывают установкой, включающей герметично свинченные насосно-компрессорные трубы, двигатель и электроцентробежный насос. Собственно электроцентробежный насос содержит головку, основание с входными отверстиями для пластовой жидкости и ступени для повышения давления и растворения свободного газа в пластовой жидкости. Над насосом устанавливают обратный и сбивной клапаны. В верхней части электроцентробежного насоса выше его ступеней до обратного клапана устанавливают газоотводящее устройство с нормально открытым обратным клапаном. С помощью этого клапана при остановке электроцентробежного насоса соединяют его напорную область с затрубным пространством и снижают давление в электроцентробежном насосе до давления в затрубном пространстве. Этим обеспечивают выделение растворенного газа и последующее его вытеснение в затрубное пространство пластовой жидкостью. При повторном запуске установки повышают давление в электроцентробежном насосе и обеспечивают закрытие обратного клапана газоотводящего устройства, чем обеспечивают штатный режим работы электроцентробежного насоса. 4 н.п. ф-лы, 2 ил.

Изобретение относится к способам эксплуатации газовых и газоконденсатных скважин и может быть использовано для сокращения потерь ретроградного конденсата и предотвращения аккумулирования жидкости в стволе скважины. Способ включает замер термобарических параметров, таких как давление устьевое и устьевая температура, определение коэффициента сверхсжимаемости газа, поддержание регулированием устьевого штуцера дебита скважины не менее критического, обеспечивающего вынос пластовой жидкости с забоя. При этом критический дебит скважины определяют по формуле: , где: Q - дебит газа скважины, необходимый для выноса жидкости по подъемной трубе, Руст - давление устьевое; D - внутренний диаметр подъемной трубы; Tуст - устьевая температура; Z - коэффициент сверхсжимаемости газа, соответствующий устьевым и критическим значениям давления и температуры. 1 пр.
© Патентный поиск, поиск патентов на изобретения - FindPatent.RU 2012-2024
Политика конфиденциальности 2016-04-11 2017-02-20T10:56:57
Наверх