8 800 333-39-37
Ваше имя:
Номер телефона:

Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию


6 Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию


Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию

6 Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)

1.Общие сведения о рассматриваемой технологии (1-2 стр.)

1.1 История развития технологии,

Впервые подъём нефти сжатым газом в России был осуществлён великим русским инженером Владимиром Григорьевичем Шуховым в 1897 г. (рису- нок 1.1, а). В это время он работал в компании братьев Нобель в г. Баку. В советское время большой вклад в развитие газлифтного способа эксплуа- тации нефтяных скважин и исследования движения газожидкостного потока вдоль подъёмника на поверхность внёс академик, д.т.н. Александр Петрович Крылов (ри- сунок 1.1, б). С 1932 по 1941 гг. А. П. Крылов провёл фундаментальные экспери- ментальные исследования движения смесей жидкости и газа по вертикальным трубам; защитил кандидатскую диссертацию «Теория и расчёт газлифтов», также он вывел общее и приближённое уравнения газлифта, впервые установил характер изменения давления в трубах, создал методы технических расчётов лифтов.


Рисунок 1.1 – Фотографии В. Г. Шухова (а) и А. П. Крылова (б)


На рисунке 1.2 представлена принципиальная схема газлифтного подъ-

ёмника (лифт Поле) для подъёма на некоторую высоту какой-либо жидкости.

Газообразный рабочий агент по специальной колонне труб 1 подаётся в другую

колонну труб 2, где смешивается, например, с нефтью, образуя газожидкостную

смесь (ГЖС), которая будет подниматься на дневную поверхность. Причина

подъёма скважинной жидкости на дневную поверхность следующая: получаю-

щаяся при смешивании закачиваемого газа и пластовой жидкости ГЖС будет иметь меньшую плотность, поэтому продукция скважины будет способна подниматься по трубам вплоть до дневной поверхности.

Рисунок 1.2 – Принципиальная схема газлифтного подъёмника (лифт Поле)

Реальные газлифтные скважины не оборудуются такой конструкцией,

т. к. спуск двух параллельных рядов труб, жёстко связанных у башмака, прак-

тически осуществить нельзя. Эта схема приведена для пояснения принципа ра-

боты газлифта. Из рисунка понятно, что в одну трубу закачивается рабочий

агент (природный газ), а затем, попадая в подъёмную трубу, образуется газо-

жидкостная смесь (ГЖС). Газожидкостная смесь поднимается на поверхность.

1.2 Современное состояние применения технологического процесса

Ранее в качестве рабочего агента использовали воздух (эрлифт). В настоящее время воздух не используется в качестве рабочего агента по следующим причинам:

- окисление нефти с потерей ее качества;

- образование стойкой водонефтяной эмульсии (при добыче обводненной нефти), разрушение которой в процессе подготовки нефти затруднено;

- при определенном содержании газов с воздухом образуется взрывоопасная смесь;

- компрессоры, используемые при сжатии (компримировании) воздуха, в случае нарушения системы смазки могут взрываться.

Область применения газлифта - высоко дебитные скважины с большими забойными давлениями, скважины с высокими газовыми факторами и забойными давлениями ниже давления насыщения, песочные (содержащие в продукции песок) скважины, а также скважины, эксплуатируемые в труднодоступных условиях (затопляемость, паводки, болота и др.). Газлифт характеризуется высокой технико-экономической эффективностью, отсутствием в скважинах механизмов и трущихся деталей, простотой обслуживания скважин и регулирования работы.

Сегодня газлифтная эксплуатация реализуется в двух модификациях:

- с использованием сжатого газа, получаемого на компрессорных станциях - компрессорный газлифт;

- с использованием сжатого газа, отбираемого из газовой залежи - бескомпрессорный газлифт.

В настоящее время разработка нефтяных месторождений России ведется с поддержанием пластового давления, а основная добыча нефти осуществляется механизированным способом, в основном насосным, поэтому газлифтный способ не имеет широкого распространения. Это не означает, что газлифтная эксплуатация не имеет перспектив; этот способ может оказаться конкурентоспособным для разработки нефтяных оторочек газовых и газоконденсатных месторождений, а также для добычи нефти из шельфовых месторождений.

1.3 Предприятия изготовители техники, оборудования и материалов

1.4 Предприятия-реализаторы технологии

2.Описание технологического процесса

2.1 Подготовительные работы.

2.2 Порядок выполнения операций технологического процесса

2.3 Показатели эффективности технологических операций

Наземное оборудование

Компрессорная станция

При компрессорном газлифте комплекс оборудования для эксплуатации группы скважин значительно сложней, чем при фонтанной эксплуатации, и состоит из компрессорной станции, газораспределительной и газосборной сети, систем подготовки газа и газлифтного оборудования скважин.

Для газлифта чаще всего применяют поршневые компрессоры с газовыми двигателями или с электроприводом. В последние годы – центробежные компрессоры с газотурбинным или электроприводом.

На рис. 23 показана схема оборудования компрессорной станции. По газопроводам 1 и 2 к станции поступает газ после предварительной обработки на установках подготовки нефти. Газ проходит сепараторы 3 для отделения жидкости и механических примесей и подается к компрессорам по линии 5 через регулятор давления «после себя» 4 к двигателям компрессоров 10ГК. Остальная, основная часть газа по трубопроводу 6 идет в цилиндры компрессоров 7. После сжатия в ступени 1 газ направляется по линии 9 в маслоотделители 11, холодильники первой ступени 12 и сепараторы среднего давления 14, где отделяется влага. Ко второй ступени газ подается по линии 8. Такая же обработка газа проводится и после второй ступени в аппаратах 11, 13 и 15. К этим аппаратам газ подается по линии 10. Влага от всех сепараторов поступает в емкости для конденсата 16, 17 и 18 и отбирается насосами насосной 19. Газ после сжатия и обработки направляется но линии 20 к потребителю (на газобензиновый завод, на скважины для газлифта и т. п.). Для охлаждения воды холодного и горячего цикла применяют градирни 21, где имеются емкость и насосная, расширительный бак с насосом горячего цикла. Для компрессорной, на которой установлено обычно 7—10 компрессоров, необходимо масляное хозяйство, так как расход масел различных марок велик (емкости и насосы маслохозяйства 22). Кроме того, запуск компрессора производится сжатым воздухом, запас которого в специальной емкости пополняется небольшими вспомогательными компрессорами 23.

Сжатый газ от газопровода или компрессорной станции (КС) подается в газораспределительные пункты (ГРП), каждый из которых направляет его в группу газлифтных скважин.

Газ распределяется, с помощью газораспределительных батарей (ГРБ), число которых на каждом ГРП может быть разным в зависимости от числа скважин, приходящихся на газораспределительный пункт и на батарею. В последнее время батареи выполняются блочными и комплектно поставляются промыслам заводами-изготовителями. Батарея представляет собой сочетание напорных линий с регулирующими устройствами, обычно игольчатыми дросселями, позволяющими распределять газ по скважинам в соответствии с заданными параметрами. Контроль распределения и параметры регистрируются приборами, размещенными в шкафу КИП.

Для добычи нефти непрерывным газлифтным способом при подаче газа с поверхности выпускаются газлифтные установки типа Л, ЛН и ЛП (рис.24), обеспечивающие автоматический пуск и освоение скважины, а также ее стабильную работу в заданном режиме.

Установка типа Л применяется в вертикальных скважинах, типа ЛН — в наклонно-направленных. Установки позволяют использовать однорядный подъемник и осуществлять переход с фонтанного способа эксплуатации на газлифтный без подъема колонны.

Установка типа Л включает в себя фонтанную арматуру АКФЗа-65Хх210 и скважинное оборудование, состоящее из скважинных камер типа К, газлифтных клапанов типа Г, пакера ПН-ЯГМ и приемного клапана. В установках, где применяются клапаны Г-38 и Г-38Р, для фиксации их в карманах скважинных камер пользуются кулачковыми фиксаторами ФК-38. Газлифтные клапаны устанавливаются и извлекаются из скважины с помощью набора инструментов канатной техники из комплекта КИГК и ИКПГ.

В установках типа ЛИ применяются скважинные камеры типа КТ, обеспечивающие совместно с отклонителем ОК надежную посадку газлифтных клапанов в карманы скважинных камер. Установка ЛН-73Б-210 оснащена пакером 2ПД-ЯГ-118-500, остальные — пакером 1ПД-ЯГ-13б-500.

Для эксплуатации скважин периодическим газлифтом выпускается газлифтная установка типа ЛП с регулированием цикличности подачи газа на устье.

На фонтанной арматуре установлен регулятор цикла времени СР-2. Скважинное оборудование состоит из скважинных камер типа К и одной камеры КН с газоотводным устройством, газлифтных клапанов типа Г, камеры замещения, разрядного клапана, приемного клапана с посадочным ниппелем и пакера типа ПН-ЯГМ.

Внутрискважинное оборудование

Поделитесь с Вашими друзьями:

refnew.ru

Пуск - газлифтная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Пуск - газлифтная скважина

Cтраница 3

Эксплуатация скважин не протекает бесперебойно. По различным причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности, связанные с принципом их работы. Рассмотрим пуск газлифтной скважины, оборудованной однорядным подъемником, работающим по кольцевой системе. & вень в них становится выше статического. Возникает репрессия на пласт, определяемая превышением столба жидкости Aft над статическим уровнем, под действием которой должно произойти частичное-по-глощение жидкости пластом. V будет равен объему жидкости V2, перемещенной в трубы.  [31]

Эксплуатация скважин не протекает бесперебойно. По различным причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности, связанные с принципом их работы. Рассмотрим пуск газлифтиой скважины, оборудованной однорядным подъемником, работающим по кольцевой системе. Вытесняемая жидкость перетекает в подъемные трубы, в результате чего уровень в них становится выше статического. Возникает репрессия на пласт, определяемая превышением столба жидкости ДА над статическим уровнем, под действием которой должно произойти частичное поглощение жидкости пластом. Vi будет равен объему жидкости V2, перемещенной в трубы.  [32]

Как видно лз рис. 12.4, пусковое давление значительно больше рабочего давления. Нередко давления рабочих компрессоров, установленных на компрессорных станциях, оказываются недостаточными для пуска скважины в эксплуатацию. Поэтому пуск газлифтных скважин проводится с применением пусковых компрессоров высокого давления, установленных на компрессорных станциях, или передвижных компрессоров высокого давления. Иногда необходимо снизить пусковое давление. Имеются различные методы его снижения.  [33]

Если газлифтная скважина фонтанирует и при остановках ожидается избыточное давление на устье, между крестовиками 2 и 13 на арматуре устанавливают центральную задвижку. Наблюдение за рабочим и устьевым давлениями при эксплуатации скважины проводят но манометрам. На рис. 12.3 представлена схема пуска газлифтной скважины с двумя рядами труб кольцевой системы.  [34]

Во время подъема смеси до устья скважины давление у башмака постепенно повышается, достигая некоторой максимальной величины. При выбросе оно резко падает, а затем подъемник после нескольких колебаний давления переходит на нормальную работу при установившемся уровне рабочего давления. На рис. 4.19 в качестве примера приведен типичный график динамики давления нагнетания при пуске газлифтной скважины.  [35]

Эксплуатация скважин не протекает бесперебойно. По различным причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности, связанные с принципом их работы. Рассмотрим пуск газлифтной скважины, оборудованной однорядным подъемником, работающим по кольцевой системе. & вень в них становится выше статического. Возникает репрессия на пласт, определяемая превышением столба жидкости Aft над статическим уровнем, под действием которой должно произойти частичное-по-глощение жидкости пластом. V будет равен объему жидкости V2, перемещенной в трубы.  [36]

Эксплуатация скважин не протекает бесперебойно. По различным причинам их приходится останавливать для ремонта и вновь пускать в эксплуатацию. Пуск газлифтных скважин имеет некоторые особенности, связанные с принципом их работы. Рассмотрим пуск газлифтной скважины, оборудованной однорядным подъемником, работающим по кольцевой системе. Вытесняемая жидкость перетекает в подъемные трубы, в результате чего уровень в них становится выше статического. Возникает репрессия на пласт, определяемая превышением столба жидкости Ah над статическим уровнем, под действием которой должно произойти частичное поглощение жидкости пластом. Vi будет равен объему жидкости Vi перемещенной в трубы.  [38]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Пуск - газлифтная скважина - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Пуск - газлифтная скважина

Cтраница 1

Пуск газлифтной скважины сводится к удалению из нее жидкости и установлению постоянного рабочего режима. В этом случае пусковое давление значительно превосходит рабочее.  [1]

Пуск газлифтной скважины сводится к удалению из нее жидкости в установлению заданного режима работы. При этом используют известные приемы освоения скважин, например замену жидкости глушения на нефть с последующим продавливани-ем столба жидкости в скважине газом. В этом случае пусковое давление значительно превосходит рабочее. Для уменьшения пусковых давлений в настоящее время повсеместно применяют пусковые клапаны, которые позволяют запускать скважину при давлении, близком к рабочему. В некоторых случаях для пуска скважин применяют метод аэрации, используя передвижные компрессорные станции высокого давления, или подводят к скважине линию воздуха или газа высокого давления.  [2]

Пуск газлифтной скважины сводится к удалению из нее жидкости и установлению заданного режима работы. При этом используют известные приемы освоения скважин, например замену жидкости глушения на нефть с последующим продавливанием столба жидкости в скважине газом, для чего необходимы передвижные насосные агрегаты, емкости запаса сырой нефти.  [3]

Процесс пуска газлифтных скважин с применением сильфонных пусковых клапанов был рассмотрен в гл.  [4]

При пуске газлифтной скважины возможны такие случаи, когда высота столба жидкости при продавке, равная / i A / i, будет превышать общую длину колонн подъемных труб L. В этом случае жидкость будет переливаться на устье в систему нефтесбора, в которой может существовать давление рл.  [5]

При пуске газлифтной скважины возможны такие случаи, когда высота столба жидкости при продавке, равная Л ЛЛ, будет превышать общую длину колонн подъемных труб L. В чтом случае жидкость будет переливаться на устье в систему нсфтссбора, в которой может существовать давление рл.  [6]

Характерный процесс пуска газлифтной скважины в функции времени показан на рис. IX. После прорыва газа через башмак подъемных труб и выноса части жидкости скважина переходит на установившийся режим работы с соответствующим отбору динамическим уровнем, а следовательно, и соответствующим этому уровню рабочим давлением рр.  [8]

Существует несколько методов пуска газлифтных скважин в работу.  [9]

В настоящее время для пуска газлифтных скважин используются более надежные и рациональные методы сникения пусковых давлений с помощью пусковых и рабочих клапанов.  [10]

В настоящее время для пуска газлифтных скважин используются более надежные и рациональные методы снижения пусковых давлений с помощью пусковых и рабочих клапанов.  [11]

На рис. 75 показана схема пуска газлифтной скважины с двумя рядами труб кольцевой системы.  [12]

В заключение следует отметить, что пуск газлифтных скважин в работу при помощи пусковых клапанов - один из ответственных этапов технологии эксплуатации скважин, недостаточно надежен.  [13]

Имеются и другие приемы преодоления трудностей пуска газлифтных скважин, как, например, предварительное понижение уровня жидкости в скважине путем поршневания или от-тартывания желонкой.  [14]

Имеются и другие приемы преодоления трудностей пуска газлифтных скважин, как, например, предварительное понижение уровня жидкости в скважине путем поршневания или оттартыванияжелонкой.  [15]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Способ пуска газлифтной скважины

 

Изобретение относится к нефтяной промышленности , в частности к газлифтной эксплуатации схзажин в условиях интенсивного выноса породы, наличия пластовой подошвенной воды или газовой шапки. Изобретение позволяет обеспечить безаварийный вывод газлифтной скважины на рабочий режим путем поддержания при пуске скважины депрессии на пласт на уровне рабочей депрессии путем непрерывной закачки газа в скважину с временным прекращением подачи газа в момент повышения депрессии на пласт до рабочего значения, причем временную паузу в подаче газа рассчитывают по формуле: 1/ Рзабч дт 0,35: СКВ 9Яж ), где At - временная пауза в подаче газа, с: НСкв - глубина скважины, м; Р3аб - забойное давление при установившейся работе скважины, Па; g - ускорение свободного падения, м/с ; рж - плотность пластовой жидкости, кг/м : D - внутренний диаметр подъемных труб, м. 1 з.п.ф,, 1 ил.

союз советских

СОЦИАЛИСТИЧЕСКИХ

РЕСПУБЛИК

rent}s Е 21 В 4

ГОСУДЛ Р CT В Е ННЫ Й КОМИТЕТ

ПО ИЗОБРЕТЕНИЯМ И ОТКРЫТИЯМ

ПРИ ГКНТ СССР

ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИ

К АВТОРСКОМУ СВИДЕТЕЛЬСТВУ (21) 4856881/03 (22) 11.06.90 (46) 23.10 92 Бюл ¹ 39 (71) Грозненский нефтяной институт им, акад. M.Ä.Mèëëèîíùèêîâà (72) В.А.Васильев, Е.Э.Гнедаш, В.И.Берченко, С,M.Àéðàïeòÿí и Г.С.Голод (55) Муравьев И.M., Крылов А.П. Эксплуатация нефтяных месторождений, Учебник для вузов, M.: Гостоптехиздат, 1949, с,776.

Акульшин А.И., Бойко В.С., Зарубин

Ю.H...Цорошенко В.M. Эксплуатация нефтяных и га"-овых месторождений; Учебник для техникумов, M. Недра, 1989, с.480, (54) СПОСОБ ПУСКА ГАЗЛИФТНОЙ СКВАКИН Ы (57) Изобретение относится к нефтяной промышленности, в частности к газлифтной эксплуатации скважин в условиях интенсивного выноса породы, наличия пластовой подошвенной воды или газовой "шапки".

Предполагаемое изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано при эксплуатации газлифтных скважин в условиях интенсивного выноса породы, наличия пластовой воды или газовой "шапки".

Известен способ пуска гаэлифтных скважин путем одновременного нагнетания в скважину нефти и газа (1, стр.376), в результате которого забойное давление снижается постепенно и поддается регулированию.

Недостатком известного способа является громоздкость, а также большие затраты на его осуществление, вследствие необходимости дополнительной обвяэки

„„. Ж„„177055О А1

Изобретение позволяет обеспечить безаварийный вывод газлифтной скважины на рабочий режим путем поддержания при пуске скважины депрессии на пласт на уровне рабочей депрессии путем непрерывной закачки газа в скважину с временным прекращением подачи газа в момент повышения депрессии на пласт до рабочего значения, причем временную паузу в подаче газа рассчитывают по формуле;

Лт — (H s — ), где Л(— вре1 Рзаб

О,З5 | g д/- менная пауза в подаче газа, с: Н, глубина скважины, м; Р aa — забойное давление при установившейся работе скважины, Па; д — ускорение свободного падения, м/с; Зож — плотность пластовой

2, жидкости, кг/м; 0 — внутренний диаметр подъемных труб, м. 1 з.п.ф., 1 ил. скважины для соединения устья с насосом высокого давления.

Известен также способ пуска гзэлифтных скважин путем непрерывной закачки газа в линию газоподачи, вытеснения жидкости газом из линии газоподачи до башмака подьемных труб и ввода газа в подъемные трубы (2, стр,275).

В процессе пуска скважины давление эакачиваемого газа сначала растет до максимального давления пуска вплоть до Iloступления газа в подъемные трубы через башмак. Затем, эа счет разгаэидования столба жидкости в подъемных трубах давление газа начинает снижаться вплоть до минимального давления пуска в момент

1770550 выхода газа на поверхность. В дальнейшем давление газа увеличивается да рабочего давления при установившейся работе скважины, В соответствии с изменением давления газа изменяется и давление на забое 5 скважины. В начальный момент времени забойное давление равно пластовому (скважина находится в статическом состоянии).

В начальный период пуска с ростом давления газа увеличивается и давление на забое 10 скважины, за счет чего возникает репрессия на пласт (отрицательная разность. между пластовым и забойным давлениями), и происходит поступление жидкости из скважины в пласт. 15

Затем при снижении давления газа забойное давление также снижается сначала до уровня пластового давления, а затем и ниже последнего, возникает депрессия на пласт (положительная разность между плэ- 20 стовым и забойным давлениями) и происходит поступление жидкости из пласта в скважину, При минимальном давлении пуска депрессия на пласт достигает максимальной 25 величины.

В дальнейшем, по мере выхода скважины на установившийся режим работы, забойное давление повышается до уровня. соответствующего рабочей депрессии нэ 30 пласт.

Основным недостатком данного способа пуска газлифтной скважины является возникновение значительной депрессии на пласт при максимальном снижении давле- 35 ния газа, что приводит к следующим осложнениям:

1. Прорыву пластовой воды из пласта в скважину;

2, Прорыву в скважину газа из газовой 40

"шапки";

3. Разрушению призабойчой зоны пласта, 4. Смятию эксплуатационной колонны в интервале перфорации; i5

5. Интенсивному выносу породы в скв;жину;

6. Образованию песчаных пробок на забое скважины и в подъемных трубах;

7. Прихвату подъемных труб песком. 50

Так, например, при пуске газлифтных скважин в эксплуатацию на АнастасиевскаТроицком месторождении в условиях активной подошвенной воды, наличия газовой

"шапки" и рыхлого песчаного пласта, случаи 55 образования песчаных пробок на забое скважины и в подъемных трубах, прорыв пластовой воды и газа из газовой "шапки" встречаются довольно часто. Это приводит к остановке скважины на подземный и капитальный ремонт и, как следствие, к потерям в добыче нефти, Цель изобретения — обеспечение безавэрийнага вывода газлифтнай сквэх

Поставленная цель достигается тем, чта в предлагаемом способе пуска гаэлифтнай скважины, включающем закачку газа в подъемные трубы и вытеснение жидкости на поверхность, закачку газа временно прекращают в момент понижения давления гээа ат максимальчага давления пуска да уровня, соответствующего установившемуся режиму работы скважины, и возобновляют закачку гаээ при появлении его на устье скважины, при этом паузу в подаче газа определяют. из соотношения, Al — (H — Р 336)

0.35 gD Я Р где Л1 — временная пауза в подаче газа, с;

Нскв — глубина скважины, м;

Р»г — забойное давление при установившейся работе скважины, Па; у — уск-рение свабоднага падения, м/с; рж — платность пластовой жидкости, кг/м;

Π— диаметр внутренний подъемных

Тр б, м.

Для достижения укаэанной цели выполняют следуюшую последовательность операций:

1, Рассчитывается временная пауза па формуле (1).

2. Подается непрерывна гээ в скважину.

3, Контролируется изменение давления газа.

4. Прекращается подача газа в момент времени, когда давление газа понизится да уровня, соответствующего установившемуся режиму работы скважины.

5, Выдерживается временная пауза по формуле (1).

6. Возобновляется непрерывная подача газа.

7, Скважина выводится нэ установившийся режим работы.

Сопоставительный анализ с прототипом (2, с.275) показывает, что заявляемый способ позволяет производить безаварийный запуск газлифтнай скважины в эксплуатацию эа счет обеспечения при пуске величины забойного давления (депрессии на пласт) равной рабочему значению забойного давления (рабочей депрессии на пласт) при установившемся режиме работы скважины. Таким образом, заявляемый способ соответствует критерию "новизна".

1770550 (Нскв — )

1 Рзвв

О З5 go Р»

Рдел

Составитель А.Симецкая

Техред M.Mîðãåíòàn Корректор Н.Ревская

Редактор

Заказ 3722 Тираж Подписное

ВНИИПИ Государственного комитета по изобретениям и открытиям при ГКНТ СССР

113035, Москва, Ж-35, Раушская наб„4/5

Производственно-издательский комбинат "Патент", r. Ужгород, yn,Гагарина, 101 качку газа в скважину временно прекращают в момент понижения давления газа от максимального давления пуска до уровня, соответствующего установившемуся режиму работы скважины, и возобновляют закачку газа при появлении его на устье скважины, при этом паузу в подаче газа определяют из соотношения где h t — временная пауза в подаче газа, С;

H«> — глубина скважины, м;

РЗД6 давление на забое скважины при установившемся режиме работы скважины, 5 Па; у — ускорение свободного падения, м/с, рк — плотность пластовой жидкости, кгlм;

10 0 — внутренний диаметр подъемных труб,м.

    

findpatent.ru


Смотрите также