СПОСОБ ВЫНОСА ЖИДКОСТИ С ЗАБОЯ СКВАЖИНЫ ГАЗОМ И УСТРОЙСТВО ДЛЯ ЕГО ОСУЩЕСТВЛЕНИЯ Российский патент 2000 года по МПК E21B43/00 

Изобретение относится к области добычи газа и нефти и может быть использовано для интенсификации выноса жидкости (воды, углеводородного конденсата, нефти) с забоя скважины, накопление которой происходит вследствие недостаточной пластовой энергии или изменившихся термодинамических параметров пласта.

Известен способ эксплуатации скважины внутрискважинным газлифтом, согласно которому в скважине одновременно вскрывают нефтяной и газовый пласты и подъем жидкости нефтяного пласта производят, используя энергию газового пласта [1].

Недостатком этого способа является ограниченная возможность его применения в скважинах, в разрезах которых имеются как нефтяные, так и газовые пласты высокого давления, а также усложненные условия эксплуатации.

Известен способ осуществления периодического газлифта, обеспечивающий вынос жидкости из скважины в автоматическом режиме [2].

Недостатком способа является то, что его реализация требует применения внешнего источника газа высокого давления со строительством наземной системы газоснабжения. Кроме того, в процессе его осуществления вынос жидкости с забоя скважины газом сопровождается частичным вытеснением этой жидкости в пласт со снижением его продуктивности.

Наиболее близким к изобретению по технической сущности является способ выноса жидкости с забоя скважины газом, включающий перепуск в подъемные трубы пластового газа из затрубного пространства [3].

Недостатком известного способа является то, что регулирование подачи газа из затрубного пространства в подъемные трубы осуществляется без учета конкретных забойных условий, влияющих на гидродинамические процессы истечения газожидкостной смеси из скважины, что создает нерациональные режимы процесса.

В изобретении решается задача повышения добывных возможностей скважины за счет эффективного выноса жидкости с забоя газом.

Задача решается тем, что в предложенном способе выноса жидкости с забоя скважины газом, включающем перепуск пластового газа из затрубного пространства в подъемные трубы, согласно изобретению скорость восходящего потока газожидкостной смеси в подъемных трубах увеличивают до скорости "реверса", обеспечивающей вынос жидкости, определяемой выражением:

где K(μ) - безразмерный коэффициент, принимают равным 3,3;
q - ускорение силы тяжести, равное 9.81 м/с²;
σ - коэффициент поверхностного натяжения, принимают равным 0,03 н/м;
ρ_ж и ρ_г - соответственно плотность жидкости и газа на расчетной глубине, т.е. в нижнем конце подъемных труб, кг/м³;
путем перепуска в подъемные трубы пластового газа из затрубного пространства в подъемные трубы при достижении величины его давления в затрубном пространстве на глубине перепуска, определяемой выражением:

где P_затру - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины, МПа;
плотность газа средняя на расчетном участке затрубного пространства от устья до глубины перепуска газа в подъемные трубы, кг/м³;
H_кл - глубина перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, м,
Z_затрср - коэффициент сжимаемости газа при среднем давлении и температуре на расчетном участке затрубного пространства от устья от глубины перепуска газа в подъемные трубы;
T_затрср - температура газа в затрубном пространстве средняя в интервале от устья до глубины перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, K;
расход пластового газа, перепускаемого из затрубного пространства в подъемные трубы, определяют из выражения:
Q_гп = F_тр • (W_* - W_см), м³/с,
где F_тр - площадь проходного сечения подъемных труб, м²;
W_* - скорость "реверса", т.е. скорость восходящего потока газожидкостной смеси в нижнем конце подъемных труб, обеспечивающая вынос жидкости, м/с;
W_см - фактическая скорость восходящего потока газожидкостной смеси в нижнем конце подъемных труб, м/с, определяют из выражения:

где Q_ж - фактический дебит жидкости, м³/сут, определяемый по исходным данным или по формуле
Q_ж = Q_в • B_в + Q_н • B_н, м³/сут,
где Q_в и Q_н - фактический дебит воды и нефти, м³/сут;
B_в и B_н - объемные коэффициенты воды и нефти, учитывающие увеличение объема воды и нефти за счет растворенного в ней газа, допускают B_в ≅ 1;
B_н определяют по формуле
B_н= 1+1,0733•10^-3•ρ_н•Гp•λ(T),
где ρ_н - плотность нефти, кг/м³;
Г_р - количество растворенного газа в 1 м³ нефти на расчетной глубине, м³/м³ Г_р = P_заб • Г_ф/P_нас, м³/м³,
λ(T) - удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности

где относительная плотность растворенного газа;
Q_г - фактический дебит скважины по газу при нормальных условиях, м³/сут;
P_тр, T_тр - давление и температура в нижней части подъемных труб, МПа, K, (при обычном спуске НКТ до интервала перфорации принимают P_тр = P_заб и T_тр = T_пл);
P₀, T₀ - нормальные давление и температура, МПа, K;
d_тр - внутренний диаметр подъемных труб, м;
Z_тр - коэффициент сжимаемости газа в условиях P_тр = P_заб и T_тр = T_пл;
время перепуска пластового газа из затрубного пространства в подъемные трубы определяют из выражения:
t_кл = H_кл/W_*ср, с,
где H_кл - глубина перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, м;
W_*ср - средняя скорость "реверса", т.е. средняя скорость восходящего потока газожидкостной смеси в подъемных трубах, обеспечивающая вынос жидкости, м/с, определяют из выражения:
W_*ср = P_заб • W_*/P_трср, м/с,
где P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
W_* - скорость "реверса", т.е. скорость восходящего потока газожидкостной смеси в нижнем конце подъемных труб, обеспечивающая вынос жидкости, м/с;
P_трср - среднее давление в подъемных трубах в интервале от устья до глубины перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, МПа.

Известно устройство, в котором вынос жидкости с забоя скважины газом достигается за счет увеличения скорости газожидкостного потока [4].

Однако в указанном устройстве увеличение скорости газожидкостного потока в подъемных трубах достигается путем установки по длине подъемника значительного числа ускорителей потока в виде перегородок с осевыми каналами на расстоянии 8-12 м друг от друга, т.е. практически на каждой насосно-компрессорной трубе. Это приводит к существенному удорожанию конструкции подъемника и осложняет эксплуатацию скважины.

Известно устройство для осуществления разновидности периодического газлифта - гидропакерный автоматический поршень (ГАП), в соответствии с которым колонна подъемных труб снабжена глухим поршнем, а на устье на выкидной линии установлен перепускной клапан, обеспечивающий вынос жидкости из скважины этим поршнем в автоматическом режиме. Скважина, оборудованная ГАП, может эксплуатироваться, используя как внешний источник газа высокого давления, так и собственную энергию пластового газа [5].

Недостатком известного технического решения являются осложнения работы ГАП, связанные с застреванием поршня в подъемных трубах из-за отложения парафина, солей, замерзанием перепускного клапана на устье, особенно в суровых климатических условиях эксплуатации скважин.

Наиболее близким по технической сущности к изобретению является устройство для выноса жидкости с забоя скважины газом, включающее фонтанную арматуру, эксплуатационную колонну, подъемные трубы с перепускным узлом в виде клапана [6].

Недостатком известного устройства является то, что место установки перепускного узла на подъемных трубах выбирается без учета конкретных забойных условий, влияющих на гидродинамические процессы истечения газожидкостной смеси из скважины.

В предложенном объекте изобретения "Устройство для выноса жидкости с забоя скважины газом" решается задача оптимального размещения перепускного узла по длине подъемных труб, что повышает добывные возможности скважины за счет эффективного выноса жидкости с забоя газом.

Задача решается тем, что в устройстве для выноса жидкости с забоя скважины газом, включающем фонтанную арматуру, эксплуатационную колонну, подъемные трубы с перепускным узлом с проходным сечением, согласно изобретению перепускной узел установлен на расстоянии от нижнего конца подъемных труб, определяемом из выражения:

где P_пл - пластовое давление, МПа;
P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
ρ^•- гидродинамический градиент газожидкостной смеси, средний в интервале от нижнего конца подъемных труб до уровня жидкости в НКТ, кг/м³, определяемый по формуле

где ρ*см

- плотность газожидкостной смеси, средняя в интервале от нижнего конца подъемных труб до уровня жидкости в НКТ, кг/м³;
P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
P_у - буферное давление на устье скважины, МПа;
q - ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с²;
H_скв - глубина скважины, м;
ρ_см - средняя плотность газожидкостной смеси на расчетном участке подъемных труб от устья до забоя, кг/м³,
а также тем, что диаметр проходного сечения перепускного узла определяют из выражения:

где Q_гн - расход пластового газа, перепускаемого в подъемные трубы, м³/с;
W_кл - скорость истечения газа через проходное сечение перепускного узла на расчетной глубине, м/с, определяют в соответствии с графиком зависимости скорости прохождения газа через проходное сечение перепускного узла от величины соотношения давлений в подъемных трубах и затрубном пространстве на глубине установки перепускного узла P_тркл/P_затркл;
где P_тркл - давление газожидкостной смеси в подъемных трубах на глубине установки перепускного узла, МПа, определяют по формуле
P_тркл= P_заб-ΔP, МПа,
где ΔP - потери давления в подъемных трубах на участке от башмака до установки перепускного узла, МПа, определяют по формуле
ΔP = ρ^••q•h_кл, MПa.
Существенными признаками объекта изобретения "Способ выноса жидкости с забоя скважины газом" являются:
1. Перепуск в подъемные трубы пластового газа из затрубного пространства.

2. Увеличение скорости восходящего потока газожидкостной смеси в подъемных трубах до скорости, обеспечивающей вынос жидкости, определяемой выражением:

где K(μ) - безразмерный коэффициент, принимают равным 3,3;
q - ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с²;
σ - коэффициент поверхностного натяжения, принимают равным 0,03 н/м;
ρ_ж и ρ_г - соответственно плотности жидкости и газа на расчетной глубине, кг/м³.

3. Увеличение скорости восходящего потока газожидкостной смеси в подъемных трубах до скорости, обеспечивающей вынос жидкости путем перепуска пластового газа в подъемные трубы из затрубного пространства при достижении величины его давления в затрубном пространстве на глубине перепуска в подъемные трубы, определяемой выражением:

где P_затру - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины, МПа;
плотность газа, средняя на расчетном участке затрубного пространства от устья до глубины перепуска газа в подъемные трубы, кг/м³;
H_кл - глубина перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, м;
Z_затрср - коэффициент сжимаемости газа при среднем давлении и температуре на расчетном участке затрубного пространства от устья до глубины перепуска газа в подъемные трубы;
T_затрср - температура газа в затрубном пространстве, средняя в интервале от устья до глубины перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, K.

4. Определение расхода перепускаемого в подъемные трубы пластового газа из выражения:
Q_гп = F_тр • (W_* - W_см), м³/с,
где F_тр - площадь проходного сечения подъемных труб, м²;
W_* - скорость "реверса", т.е. скорость восходящего потока газожидкостной смеси в нижнем конце подъемных труб, обеспечивающая вынос жидкости, м/с;
W_см - фактическая (начальная) скорость восходящего потока газожидкостной смеси в подъемных трубах, м/с, определяют из выражения:

где Q_ж - фактический дебит жидкости, м³/сут, определяемый по формуле
Q_ж = Q_в • В_в + Q_н • B_н, м³/сут,
где Q_в и Q_н - фактический дебит воды и нефти, м³/сут;
B_в и B_Н - объемные коэффициенты воды и нефти, учитывающие увеличение объема воды и нефти за счет растворенного в ней газа, допускают B_в ≅ 1;
B_н определяют по формуле B_н= 1+1,0733•10^-3•ρ_н•Гp•λ(T),
где ρ_н - плотность нефти, кг/м³;
Г_р - количество растворенного газа в 1 м³ нефти на расчетной глубине, м³/м³, определяют по формуле
Г_р = P_заб • Г_ф/P_нас, м³/м³;
λ(T) - удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности

где относительная плотность растворенного газа;
Q_г - фактический дебит скважины по газу при нормальных условиях, м³/сут;
P_тр, T_тр - давление и температура в нижней части подъемных труб, МПа, K, (при обычном спуске НКТ до интервала перфорации принимают P_тр = P_заб и T_тр = T_пл);
P₀, T₀ - нормальные давление и температура, МПа, K;
d_тр - внутренний диаметр подъемных труб, м;
Z_тр - коэффициент сжимаемости газа в условиях P_тр = P_заб и T_тр = T_пл.

5. Определение времени перепуска в подъемные трубы пластового газа из затрубного пространства из выражения:
t_кл = H_кл/W_*ср, с,
где H_кл - глубина перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, м;
W_*ср - средняя скорость "реверса", т.е. средняя скорость восходящего потока газожидкостной смеси в подъемных трубах в интервале от устья до глубины установки перепускного узла, обеспечивающая вынос жидкости, м/с, определяется из выражения:
W_*ср = P_заб • W_*/P_трср, м/с,
где P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
W_* - скорость "реверса", т.е. скорость восходящего потока газожидкостной смеси в нижнем конце подъемных труб, обеспечивающая вынос жидкости, м/с;
P_трср - среднее давление в подъемных трубах в интервале от устья до глубины перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, МПа.

Признак 1 является общим с прототипом, признаки 2 - 5 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Существенными признаками объекта изобретения "Устройство выноса жидкости с забоя скважины" являются:
1. Фонтанная арматура.

2. Эксплуатационная колонна.

3. Подъемные трубы с перепускным узлом с проходным сечением.

4. Установка перепускного узла на расстоянии от нижнего конца подъемных труб, определяемых из выражения:

где P_пл - пластовое давление, МПа;
P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
ρ^• - гидродинамический градиент газожидкостной смеси в интервале от башмака до уровня жидкости, кг/м³, определяемый по формуле

где ρ*см

- плотность газожидкостной смеси в интервале от башмака до уровня жидкости, кг/м³;
P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
P_у - буферное давление в подъемных трубах на устье скважины, МПа;
q - ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с²;
H_скв - глубина скважины, м;
ρ_см средняя плотность газожидкостной смеси в интервале подъемных труб от устья до забоя, кг/м³.

5. Определение диаметра проходного сечения перепускного узла из выражения:

где Q_гп - расход перепускаемого в подъемные трубы пластового газа, м³/с;
W_кл - скорость истечения газа через проходного сечение перепускного узла на расчетной глубине, м/с, определяют в соответствии с графиком зависимости скорости прохождения газа через проходное сечение перепускного узла от соотношения давлений в подъемных трубах и затрубном пространстве на глубине установки перепускного узла P_тркл/P_затркл;
где P_тркл - давление газожидкостной смеси в подъемных трубах на глубине установки перепускного узла, МПа, определяют по формуле
P_тркл = P_заб-ΔP, МПа,
где ΔP - потери давления в подъемных трубах на участке от башмака до установки перепускного узла, МПа, определяют по формуле
ΔP = ρ^••q•h_кл, МПа.
Признаки 1-3 являются общими с прототипом, признаки 4, 5 являются существенными отличительными признаками изобретения.

Сущность изобретения
В известном способе процесс выноса газожидкостной смеси в подъемных трубах осуществляется без учета конкретных забойных условий, влияющих на гидродинамические процессы.

В основу предлагаемого способа положена известная закономерность, заключающаяся в том, что в работающей скважине накопление жидкости в подъемных трубах сопровождается повышением не только забойного давления, но и давления газа в затрубном пространстве с аккумуляцией в нем дополнительного объема газа.

Дозированный по расходу и времени задержки перепуск собственного газа скважины, аккумулированного в затрубном пространстве, через перепускной узел осуществляют для увеличения скорости восходящего потока газожидкостной смеси до скорости эффективного выноса жидкости с забоя (до скорости "реверса") с последующим полным вытеснением жидкости из подъемных труб.

Увеличение скорости восходящего потока газожидкостной смеси в подъемных трубах до скорости, определяемой выражением:

где K(μ) - безразмерный коэффициент, обычно принимают равным 3,3;
q - ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с²;
σ - коэффициент поверхностного натяжения, обычно принимают равным 0,03 н/м;
ρ_ж и ρ_г - соответственно плотности жидкости и газа на расчетной глубине, кг/м³
путем перепуска в подъемные трубы пластового газа из затрубного пространства при достижении величины его давления в затрубном пространстве на глубине перепуска в подъемные трубы, определяемой выражением:

где P_затру - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины, МПа;
- плотность газа, средняя на расчетном участке затрубного пространства от устья до глубины перепуска газа в подъемные трубы, кг/м³;
H_кл - глубина перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, м;
Z_затрср - коэффициент сжимаемости газа в затрубном пространстве при среднем давлении и температуре на расчетном участке затрубного пространства от устья до глубины перепуска газа в подъемные трубы;
T_затрср - температура газа в затрубном пространстве, средняя в интервале от устья до глубины перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, K
позволяет использовать накопление жидкости в подъемных трубах, сопровождающееся повышением не только забойного давления, но и давления газа в затрубном пространстве с аккумуляцией в нем дополнительного объема газа, для перепуска собственного газа скважины через перепускной узел, что увеличивает скорость восходящего потока газожидкостной смеси до скорости эффективного выноса жидкости с забоя (до скорости "реверса").

Величина расхода перепускаемого в подъемные трубы пластового газа, определяемая из выражения:
Q_гп = F_тр • (W_* - W_см), м³/с,
где F_тр - площадь проходного сечения подъемных труб, м²;
W_* - скорость восходящего потока газожидкостной смеси в нижнем конце подъемных труб, обеспечивающая вынос жидкости, м/с;
W_см - фактическая (начальная) скорость восходящего потока газожидкостной смеси в подъемных трубах, м/с
позволяет обеспечить необходимое наращивание скорости восходящего потока газожидкостной смеси до достижения скорости "реверса".

За время перепуска в подъемные трубы пластового газа из затрубного пространства, определяемое из выражения:
t_кл = H_кл/W_*ср, с,
где H_кл - глубина перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, м;
W_*ср - скорость восходящего потока газожидкостной смеси в подъемных трубах, обеспечивающая вынос жидкости, средняя в условиях скважины в интервале от устья до глубины перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, м/с, определяется из выражения:
W_*ср = P_заб • W_*/P_трср, м/с,
где P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
W_* - скорость восходящего потока газожидкостной смеси в нижнем конце подъемных труб, обеспечивающая вынос жидкости, м/с;
P_трср - среднее давление в подъемных трубах в интервале от устья до глубины перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, МПа,
обеспечивается полное вытеснение жидкости из подъемных труб.

Установка перепускного узла на расстоянии от нижнего конца подъемных труб, определяемом из выражения:

где P_пл - пластовое давление, МПа;
где P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
ρ^• - гидродинамический градиент газожидкостной смеси в интервале от башмака до уровня жидкости, кг/м³, определяемый по формуле

где ρ*см

- плотность газожидкостной смеси в интервале от башмака до уровня жидкости, кг/м³;
P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
P_у - буферное давление в подъемных трубах на устье скважины, МПа;
q - ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с²;
H_скв - глубина скважины, м;
ρ_см - средняя плотность газожидкостной смеси по длине подъемных труб от устья до забоя, кг/м³,
обеспечивает надежный гидрозатвор, предотвращающий нерациональный нерегулируемый пролет дефицитного объема затрубного газа через башмак.

Выполнение проходного сечения перепускного узла диаметром, определяемым из выражения:

где Q_гп - расход перепускаемого в подъемные трубы пластового газа, м³/с;
W_кл - скорость истечения газа через проходное сечение перепускного узла на расчетной глубине, м/с, определяют в соответствии с графиком зависимости скорости прохождения газа через проходное сечение перепускного узла от величины соотношения давлений в подъемных трубах и затрубном пространстве на глубине установки перепускного узла P_тркл/P_затркл;
где P_тркл - давление газожидкостной смеси в подъемных трубах на глубине установки перепускного узла, МПа, определяют по формуле
P_тркл= P_заб-ΔP, МПа,
где ΔP - потери давления в подъемных трубах на участке от башмака до места установки перепускного узла, МПа, определяют по формуле
ΔP = ρ^••q•h_кл, МПа,
позволяет осуществить перепуск газа из затрубного пространства в подъемные трубы с расходом, увеличивающим скорость восходящего потока газожидкостной смеси от фактической до скорости "реверса".

Предложенный способ реализуют с помощью устройства для выноса жидкости с забоя скважины газом, показанного на чертежах, где на фиг. 1 изображено устройство, выполненное по беспакерной технологии; на фиг. 2 - устройство с использованием пакера; на фиг. 3 - стадии работы устройства; на фиг. 3 - 6 - стадии работы устройства; на фиг. 7 - график зависимости скорости истечения газа через перепускной узел от соотношения давлений в подъемных трубах и в затрубном пространстве.

Устройство для выноса жидкости с забоя скважины газом включает фонтанную арматуру 1, эксплуатационную колонну 2, колонную подъемных труб 3 с перепускным узлом 4, установленного, например, в виде клапана в скважинной камере (мандрели) 5 на определенной высоте h_кл от башмака 6, т.е. от конца колонны подъемных труб 3, или на определенной высоте h_кл от башмака 6 под пакером 7 и оттарированного (отрегулированного) на пороговые параметры работы по дозированному расходу газа, давлению открытия-закрытия, времени задержки закрытия. Перепускной узел имеет проходное сечение (на чертеже не показано).

Устройство работает следующим образом.

При нормальной работе скважины (фиг. 3) на оптимальном режиме по обычной технологии, когда жидкость на забое отсутствует, клапан перепускного узла 4 закрыт и перепуск газа из затрубного пространства в колонну подъемных труб 3 отсутствует.

По мере накопления в нижней части колонны подъемных труб 3 жидкости (фиг. 4), сопровождающегося повышением забойного давления, происходит увеличение давления газа в затрубном пространстве и клапан перепускного узла 4 открывают за счет избыточного давления. Начинается дозированный перепуск газа через клапан перепускного узла 4 из затрубного пространства в колонну подъемных труб 3.

Клапан перепускного узла 4 продолжает оставаться открытым (фиг. 5) и в результате дозированного перетока через него газа из затрубного пространства в колонну подъемных труб 3 возрастает скорость восходящего потока газожидкостной смеси (ГЖС) и происходит вынос накопившейся жидкости из скважины на поверхность, сопровождающийся снижением забойного давления и давления газа в затрубном пространстве (или же в затрубном пространстве под пакером 7) с одновременным увеличением притока газа из пласта.

Когда вынос жидкости с забоя скважины газом завершается (фиг. 6), т.е. восстанавливается оптимальный режим ее работы, забойное давление и давление газа в затрубном пространстве (в затрубном пространстве под пакером 7) снижаются, клапан перепускного узла 4 закрывают.

В качестве перепускного узла 4 может быть использован, например, газлифтный пусковой клапан, управляемый от давления газа в затрубном пространстве и от его изменения (перепада на клапане), типа по [6], или клапан того же типа, но снабженный элементами, обеспечивающими режим его работы (открытие-закрытие) не только в зависимости от абсолютного внешнего давления и его изменения (перепада), но и с регулируемой задержкой во времени.

По известной методике определяют геометрические и режимные параметры тарировки клапана, обеспечивающие дозированный через него расход затрубного газа и управление работы в автоматическом режиме.

Преимуществом клапанов указанного типа является простота тарировки (регулировки), способность работы в отрегулированном автоматическом режиме, сравнительно высокая надежность, возможность смены канатной техникой без проведения на скважине спускоподъемных операций.

Причем перепускной узел устанавливают на расстоянии от нижнего конца подъемных труб, определяемом из выражения:

где P_пл - пластовое давление, МПа;
P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
ρ^• - гидродинамический градиент газожидкостной смеси в интервале от башмака до уровня жидкости, кг/м³, определяемый по формуле

где ρ*см

- плотность газожидкостной смеси в интервале от башмака до уровня жидкости, кг/м³;
P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
P_у - буферное давление, т. е. давление в подъемных трубах на устье скважины, МПа;
q - ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с²;
H_скв - глубина скважины, м;
ρ_см - средняя плотность газожидкостной смеси в интервале подъемных труб от устья до забоя, кг/м³.

Диаметр проходного сечения перепускного узла 4 определяют из уравнения:

где Q_гп - расход перепускаемого в подъемные трубы пластового газа, м³/с;
W_кл - скорость истечения газа через проходное сечение перепускного узла на расчетной глубине, м/с, определяют в соответствии с графиком зависимости скорости прохождения газа через проходное сечение перепускного узла от соотношения давлений в подъемных трубах и затрубном пространстве на глубине установки перепускного узла P_тркл/P_затркл;
где P_тркл - давление газожидкостной смеси в подъемных трубах на глубине установки перепускного узла, МПа, определяют по формуле
P_тркл= P_заб-ΔP, МПа,
где ΔP - потери давления в подъемных трубах на участке от башмака до места установки перепускного узла, МПа, определяют по формуле
ΔP = ρ^••q•h_кл, МПа.
Принимают ближайший наименьший стандартный диаметр отверстия седла перепускного устройства d_клст, обеспечивающий перепуск газа из затрубного пространства в трубы за более длительный период, достаточный для надежного выноса жидкости с забоя скважины.

Поскольку термобарометрические параметры работы подъемника не зависят от того, установлен на нем пакер, изолирующий часть затрубного пространства от труб, или нет, то расчетные формулы, определяющие режимные параметры заявляемого способа и геометрические параметры устройства, приемлемы и в том, и в другом случае и не требуют изменения. Сокращение активного объема газа в затрубном пространстве в случае применения в скважине пакера компенсируется более интенсивным увеличением притока газа из пласта.

В процессе перетока газа из меньшего объема затрубного пространства под пакером в колонну подъемных труб происходит более интенсивное снижение давления этого газа в затрубном пространстве под пакером, которое, передаваясь на забой, увеличивает депрессию на пласт, а следовательно, и приток газа из пласта, компенсируя недостающий объем аккумулированного в затрубном пространстве газа и обеспечивая реализацию процесса выноса жидкости с забоя скважины.

Однако этот фактор в заявке рассматривается как технологический резерв, повышающий надежность осуществления изобретения, и не учитывается в расчетных формулах во избежание еще большего осложнения материалов заявки.

Осуществление способа и расчет режимных и геометрических параметров способа и устройства показаны на примере реализации.

Пример реализации способа.

Реализацию осуществили на Оренбургском газоконденсатном месторождении, скважина N 6011 (см. табл.).

Предварительно сопоставляют фактическую скорость восходящего потока ГЖС в подъемных трубах скважины W_см со скоростью движения жидкости в прямотоке с газом, обеспечивающей ее нормальную работу (т.е. режим "реверса") W_*, и со скоростью, при которой наступает режим накопления жидкости на забое (режим "захлебывания") W_**, для чего делают следующее:
1. Определяют фактический режим работы скважины.

1.1. Определяют фактическую скорость восходящего потока ГЖС W_см по формуле:

где Q_ж - фактический дебит жидкости, м³/сут, определяемый по формуле
Q_ж = Q_в • В_в + Q_н • B_н, м³/сут,
где Q_в и Q_н - фактический дебит воды и нефти, м³/сут;
B_в и B_н - объемные коэффициенты воды и нефти, учитывающие увеличение объема воды и нефти за счет растворенного в ней газа, допускают B_в ≅ 1;
B_н определяют по формуле B_н= 1+1,0733•10^-3•ρ_н•Гp•λ(T),
где ρ_н - плотность нефти, кг/м³;
Г_р - количество растворенного газа в 1 м³ нефти, м³/м³
Г_р = P_заб • Г_ф/P_нас, м³/м³,
λ(T) - удельное приращение объема нефти за счет единичного изменения ее газонасыщенности

где относительная плотность растворенного газа;
Q_г - фактический дебит скважины по газу при нормальных условиях, м³/сут;
P_тр, T_тр - давление и температура в нижней части подъемных труб 3, МПа, K (при обычном спуске НКТ до интервала перфорации принимают P_тр = P_заб и T_тр = T_пл);
P₀, T₀ - нормальные давление и температура, МПа, K;
d_тр - внутренний диаметр подъемных труб 3, м;
Z_тр - коэффициент сжимаемости газа в условиях P_тр и T_тр.

Конкретно в примере:

Значение W_см определяют в конце подъемных труб, т.е. для условий:
P_тр = P_заб = 9,0 МПа;
R_тр = T_пл = 298 K;

Г_р - количество растворенного газа в 1 м³ нефти при P_трср, м³/м³, определяют по формуле
Г_р = P_трср • Г_ф/P_нас = 9,0 • 150/20,6 = 65,5 м³/м³;
B_н - объемный коэффициент на расчетном участке, учитывающий увеличение объема конденсата (нефти) за счет растворенного в нем газа при соответствующем давлении, определяют по номограмме Стандинга или по формуле

Значение Z_тр определяют для приведенных величин давления и температуры в конце колонны подъемных труб 3, т.е. на расчетной глубине, МПа и K
P_пр = P_заб • 10⁶/[10⁵(46,9 - 2,06 ] = 9,0 • 10⁶/[10⁵(46,9 - 2,06 • 0,68²)] = 1,96;
T_пр = T_пл/(97 + 172 ) = 298/(97 + 172 • 0,68) = 1,39
при 0 ≤ P_пр ≤ 3,8 и 1,17 ≤ T_пр < 2,0
Z_тр определяют по формуле
Z_тр = 1 - P_пр • [0,18/(T_пр - 0,73) - 0,135] + 0,016P_пр ^3,45/T_пр ^6,1 = 1 - 1,96[0,18/(1,39 - 0,73) - 0,135] + 0,016 • 1,96^3,45/1,39^6,1 = 0,752
1.2. Определяют скорость потока ГЖС в конце колонны подъемных труб, при которой скважина переходит на режим "реверса", т.е. обеспечивает вынос жидкости

где K(μ) - безразмерный коэффициент, обычно принимают равным 3,3;
q - ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с²;
σ - коэффициент поверхностного натяжения, обычно принимают равным 0,03 н/м;
ρ_ж и ρ_г - соответственно плотности жидкости и газа на расчетной глубине, кг/м³.

Конкретно в примере:
Определяют скорость потока ГЖС для режима "реверса" по



1.3. Определяют скорость потока ГЖС при режиме "захлебывания" W_**.

По экспериментальным данным установлено, что W_** составляет 0,845 от скорости ГЖС при режиме "реверса", т.е.:
W_** = 0,845 W_* = 0,845 • 1,47 м/с.

1.4. Сопоставляют скорость W_см, W_* и W_** для определения характера режима работы скважины:
W_см > W_* - скважина работает в режиме "реверса";
W_см < W_* - скважина работает в неустойчивом режиме;
W_см < W_** - скважина работает в режиме "захлебывания".

Конкретно в примере:
W_см = 0,845 • 1,47 = 0,453 < W_** = 1,24.

Следовательно, скважина работает в режиме накопления жидкости на забое, т.е. в режиме "захлебывания".

В случае, если скважина работает в неустойчивом режиме или в режиме "захлебывания", то делают вывод, что такая скважина нуждается в осуществлении предлагаемого способа, и по замеренным параметрам ее фактической работы производят расчет режимных и конструктивных параметров заявленного способа и устройства.

2. Определяют режимные и конструктивные параметры способа и устройства:
2.1. Высоту столба накопившейся жидкости в скважине оценивают по формуле:

где ρ_см - средняя плотность ГЖС по длине колонны подъемных труб 3 от устья до забоя, кг/м³;
ρ_гж - средняя плотность газа по длине колонны подъемных труб 3 от устья до забоя, кг/м³;
ρ*см

- плотность ГЖС в интервале от башмака 6 до уровня жидкости, кг/м³.

Конкретно в примере:

Для чего:
2.1.1. Определяют ρ_см среднюю плотность потока ГЖС на участке колонны подъемных труб 3 от устья до забоя по формуле

для условий P_трср = (P_у + P_заб)/2 = (3,3 + 9)/2 = 6,15 МПа,
T_трср = (T_у + T_пл)/2 = (283 + 298)/2 = 290,5 K,
где истинное газосодержание потока определяют по формуле:
ϕ = 0,833β = 0,833•0,951 = 0,792,
где β - объемное расходное газосодержание потока определяют по формуле


где Q_жг = Q_в + Q_н • B₂ = 5,21 + 3,14 • 1,08 = 8,6 м³/сут
Z_трср = 1,34[0,18/(1,36 - 0,73) - 0,135] + 0,016 • 1,34^3,45/1,39^6,1 = 0,804, предварительно определив для условий P_трср = 6,15 МПа и Т_трср = 290,5 K
P_пр = P_трср • 10⁶/[10⁵(46,9 - 2,06 ] = 6,15 • 10⁶/[10⁵(46,9 - 2,06 • 0,68²)] = 1,34 МПа;
T_пр = T_трср/(97 + 172 ) = 290,5/(97 + 172 • 0,68) = 1,36 K;
B₂ = 1 + 1,0733 • 10^-3 • ρ_н Г_р • λ (T) = 1 + 1,0733 • 10^-3 • 635 • 44,78 • 0,0027 = 1,08,
где λ(T) = 0,0027 (по п. 1.1)
Г_р = 6,15 • 150/20,6 = 44,78 м³/м³ (для условия P_трср = 6,15 МПа).

ρ_жг= ρ_ж • Q_ж/Q_жг = 940,5 • 8,35/8,6 = 913,2 кг/м³,


2.1.2. Определяют ρ*см

плотность ГЖС в интервале от башмака 6 до уровня жидкости по формуле

где ϕ^*= 0,833•β^*= 0,833•0,926 = 0,771,

9,0 • 273
где Q_ж = 5,21 + 3,14 • 1,12 = 8,73 м³/сут,
где B_н = 1,12 - объемный коэффициент в интервале от башмака 6 до уровня жидкости определен по п. 1.1.

2.2. Оптимальную высоту установки перепускного узла 4 от башмака 6 колонны подъемных труб 3 определяют из выражения, полученного по результату эксперимента

где P_пл - пластовое давление, МПа;
P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
ρ^• - гидродинамический градиент газожидкостной смеси в интервале от башмака 6 до уровня жидкости, кг/м³, определяемый по формуле:

Определенная таким образом высота установки перепускного узла 4 от башмака 6 колонны подъемных труб 3 является надежным гидрозатвором, предотвращающая нерациональный нерегулируемый пролет дефицитного объема затрубного газа через башмак 6.

Конкретно в примере:

где ρ^• определяют по формуле

Принимают h_кл = 200 м.

2.3. Определяют необходимую величину расхода газа, перепускаемого в подъемные трубы 3, для достижения в них увеличения скорости восходящего потока от фактической скорости W_см до скорости "реверса" W_* из выражения:
Q_гп = F_тр • (W_* - W_см), м³/с,
где F_тр - площадь сечения подъемных труб, м²;
Конкретно в примере:
Q_гп = (1,47 - 0,453) • 0,785 • 0,062² = 0,003 м/с.

2.4. По известной методике определяют геометрические и режимные параметры тарировки клапана перепускного узла 4, обеспечивающие дозированный через него расход затрубного газа и управление работы в автоматическом режиме.

Давление открытия клапана определяют по барометрической формуле

где P_затркл - давление газа в затрубном пространстве на глубине перепуска его в колонну подъемных труб 3, МПа;
P_затру - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины, МПа;
плотность газа, средняя на расчетном участке затрубного пространства от устья до глубины перепуска газа в подъемные трубы, кгм³;
H_кл - глубина (от устья) перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы 3, м,
H_кл = H_скв - h_кл, м;
Z_затрср - коэффициент сжимаемости газа при среднем давлении и температуре затрубного пространства на участке от устья до глубины перепуска газа в подъемные трубы, т.е. с достаточным приближением для условий P_затрср = (P_затру + P_заб)/2 и T_затрср = (T_у + T_заб)/2;
T_затрср - температура газа в затрубном пространстве, средняя на участке от устья до глубины перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы 3, K.

Конкретно в примере:
P_затрср = 7,6•e^{0,03415. 0,68. 1323/ (0,7470. 290,5)}= 7,6 • 1,15 = 8,75 МПа,
где для условий P_затркл = (9,0 + 7,6)/2 = 8,3 МПа;
T_затрср = (283 + 298)/2 = 290,5 K;
при P_пр = 8,3 • 10⁶/[10⁵(4,6 - 2,06 • 0,68²)] = 1,806;
T_пр = 290,5/(97 + 172 • 0,68) = 1,36;
Z_затрср = 1 - 1,806 • [0,18/(1,36 - 0,73) - 0,135] + 0,016 • 1,806^3,45/1,36^6,1 = 0,747.

2.5. Диаметр проходного сечения перепускного узла 4, позволяющий осуществить перепуск газа из затрубного пространства в подъемные трубы 3 с расходом Q_гп, увеличивающим скорость восходящего потока ГЖС от фактической W_см до скорости "реверса" W_*, определяют по формуле

где W_кл - скорость истечения газа через проходное сечение перепускного узла 4 на расчетной глубине, м/с, определяют в соответствии с фиг. 7 в зависимости от соотношения давлений в трубах и затрубном пространстве на глубине установки перепускного узла 4 P_тркл/P_затркл,
где P_тркл - давление ГЖС в подъемных трубах 3 на глубине установки перепускного узла 4, МПа, определяют по формуле
P_тркл = P_заб-ΔP, МПа,
где ΔP - потери давления в подъемных трубах 3 на участке от башмака 6 до места установки перепускного узла 4, МПа, определяют по формуле
ΔP = ρ^••q•h_кл, МПа,
Принимают ближайший наименьший стандартный диаметр проходного сечения перепускного узла 4 d_клст, обеспечивающий перепуск газа из затрубного пространства в подъемные трубы 3 за более длительный период, достаточный для надежного выноса жидкости с забоя скважины.

При расчете d_кл сначала находят скорость истечения газа через отверстие из соотношения
P_тркл/P_затркл,
где P_тркл определяют по формуле
P_тркл= P_заб-ΔP = 9,0-0,88 = 8,12 МПа,
где P_заб - забойное давление, МПа;
ΔP определяют по формуле
ΔP = ρ^••q•h_кл= 446•9,81•200 = 0,88 МПа.
P_затркл = 8,75 МПа (определено ранее по барометрической формуле).

При величине соотношения P_тркл/P_затркл = 8,12/8,75 = 0,927 согласно графику на фиг. 7 W_кл равно 130 м/с.

Конкретно в примере:

Принимаем меньший стандартный диаметр отверстия перепускного узла 4
d_кл = 5 мм.

2.6. Определяют параметры тарировки и управления перепускным узлом 4, обеспечивающие работу скважины в автоматическом режиме, например, при использовании в качестве перепускного узла 4 газлифтного пускового клапана сильфонного типа, управляемого давлением в затрубном пространстве.

2.6.1. Определяют давление в сильфоне P_с на глубине установки перепускного узла 4 по формуле
P_с = (P_затркл + P_тркл • K_к)/K_с = (8,75 + 8,12 • 0,067)/1,067 = 8,71 МПа,
где K_к и K_с - соответственно коэффициенты клапана и сильфона;
К_к = 0,067 (согласно паспортным данным стандартного клапана);
K_с = K_к + 1 = 0,067 + 1 = 1,067
2.6.2. Определяют температурный коэффициент
C_т = T_кл/T_ст = 296/293 = 1,01,
где T_ст - стандартная температура, 293 K.

2.6.3. Определяют давление зарядки клапана P_сст на стенде при стандартных условиях
P_сст = (P_затркл + P_тркл • K_к)/(K_с • C_т = P_с/C_т = (8,75 + 8,12 • 0,067)/(1,067 • 1,01 = 8,71/1,01 = 8,62 МПа,
2.6.4. Определяют номинальное давление тарировки
P_таркл = P_сст • K_с = 8,62 • 1,067 = 9,2 МПа.

2.6.5. Определяют величину давления газа на устье в затрубном пространстве, при котором клапан откроется
P_гузатр = P_с • K_с - P_тркл • K_к - ΔP_г = 8,71 • 1,067 - 8,12 • 0,067 - 1,15 = 7,599 МПа
где ΔP_г = P_затркл - P_затру = 8,75 - 7,6 = 1,15 МПа.

Совпадение расчетной величины давления газа на устье в затрубном пространстве, при которой клапан откроется P_гузатр (7,599 МПа), с фактической величиной давления газа на устье в затрубном пространстве P_гу (7,6 МПа) подтверждает правильность проведенного расчета.

2.6.6. Определяют минимально необходимое время перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы 3 t_кл для однократной смены в подъемных трубах 3 объема ГЖС, т.е. задержку перепускного узла 4 на закрытие, по формуле
t_кл = H_кл/W_*ср.

t_кл = 1323/2,15 = 615 с,
где W_*ср - скорость восходящего потока ГЖС в режиме "реверса", средняя в условиях скважины на участке от устья до глубины перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, определяют с достаточным приближением из выражения.

W_*ср = P_заб W_*/P_трср.

W_*ср = 9,0 • 1,47/6,15 = 2,15 м/с.

Таким образом, в изобретении процесс выноса газожидкостной смеси в подъемных трубах осуществляют с учетом конкретных забойных условий, влияющих на гидродинамические процессы, что повышает добывные способности скважины за счет эффективного выноса жидкости с забоя газом.

На основании разработанной расчетной методики и алгоритма составлена компьютерная программа, существенно упрощающая оценку целесообразности применения предлагаемого изобретения на той или иной скважине и саму процедуру расчета режимных и геометрических параметров заявленных способа и устройства для осуществления этого способа.

Преимуществом предлагаемого способа выноса жидкости с забоя скважины газом и конструкции устройства для осуществления этого способа являются простота, эксплуатационная надежность и незначительные затраты на реализацию.

Изобретение направлено на улучшение газовых скважин, эксплуатация которых осложнена накоплением жидкости на забое, а также малодебитных нефтяных скважин, работающих в неустойчивом фонтанном режиме эксплуатации (в так называемом полуфонтанном режиме или режиме периодического выброса).

Источники информации
1. В.М. Муравев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин", М., "Недра", 1978, с. 222.

2. В.М. Муравев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин", М., "Недра", 1978, с. 225 - 228.

3. В.М. Муравев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин", М., "Недра", 1978, с. 211 - 216 (прототип).

4. Инструкция по гидродинамическому расчету газоконденсатных скважин. Разработана кафедрой "Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений" МИНХ и ГП им. И.М. Губкина. Утверждена Техническим управлением Министерства газовой промышленности, М., 1980, с. 5.

5. В.М. Муравев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин", М., "Недра", 1978, с. 226.

6. В.М. Муравев "Эксплуатация нефтяных и газовых скважин", М., "Недра", 1978, с. 211 - 216 (прототип).

Использование: в области добычи газа и нефти и может быть применено при интенсификации выноса жидкости с забоя скважины, накопление которой происходит вследствие недостаточной пластовой энергии или изменившихся термодинамических параметров пласта. Обеспечивает повышение добывных возможностей скважины за счет эффективного выноса жидкости с забоя газом, оптимальное размещение перепускного узла по длине подъемных труб. Сущность изобретения: включает перепуск пластового газа из затрубного пространства. Скорость восходящего потока газожидкостной смеси (ГЖС) в подъемных трубах увеличивают до скорости, обеспечивающей вынос жидкости. Эту скорость определяют из формулы и создают путем перепуска в подъемные трубы пластового газа из затрубного пространства при достижении величины его давления в затрубном пространстве на глубине перепуска в подъемные трубы, определяемого из соответствующего выражения. Расход перепускаемого в подъемные трубы пластового газа, время его перепуска из затрубного пространства, расстояние от нижнего конца подъемных труб, на котором установлен перепускной узел, диаметр проходного сечения перепускного узла определяются также из формул. Это позволяет осуществлять процесс выноса ГЖС в подъемных трубах с учетом конкретных забойных условий в оптимальном режиме истечения ГЖС из скважины, что повышает добывные способности скважины за счет эффективного выноса жидкости с забоя газом. 2 с. и 3 з.п. ф-лы, 7 ил., 1 табл.

1. Способ выноса жидкости с забоя скважины газом, включающий перепуск в подъемные трубы пластового газа из затрубного пространства, отличающийся тем, что скорость восходящего потока газожидкостной смеси в подъемных трубах увеличивают до скорости, обеспечивающей вынос жидкости, определяемой выражением

где K(μ) - безразмерный коэффициент, обычно принимают равным 3,3;
q - ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с²;
σ - коэффициент поверхностного натяжения, обычно принимают равным 0,03 н/м;
ρ_ж и ρ_г - соответственно плотность жидкости и газа на расчетной глубине, т.е. в нижнем конце подъемных труб, кг/м³,
путем перепуска в подъемные трубы пластового газа из затрубного пространства при достижении величины его давления в затрубном пространстве на глубине перепуска в подъемные трубы, определяемого выражением

где P_затр.y - давление газа в затрубном пространстве на устье скважины, МПа;
плотность газа средняя на расчетном участке затрубного пространства от устья до глубины перепуска газа в подъемные трубы, кг/м³;
H_кл. - глубина перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, м;
Z_{затр.кр} - коэффициент сжимаемости газа при среднем давлении и температуре на расчетном участке затрубного пространства от устья до глубины перепуска газа в подъемные трубы;
Т_{затр.ср} - температура газа в затрубном пространстве средняя в интервале от устья до глубины перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, К. 2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что расход перепускаемого в подъемные трубы пластового газа определяют из выражения:
Q_гп = F_тр(W_* - W_см), м³/с,
где F_тр - площадь проходного сечения подъемных труб, м²;
W_* - скорость реверса, т.е. скорость восходящего потока газожидкостной смеси в нижнем конце подъемных труб, обеспечивающая вынос жидкости, м/с;
W_см - фактическая (начальная) скорость восходящего потока газожидкостной смеси в нижнем конце подъемных труб, м/с. 3. Способ по п.1, отличающийся тем, что время перепуска в подъемные трубы пластового газа из затрубного пространства определяют из выражения
t_кл = H_кл/W_*ср, с,
где H_кл - глубина перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, м;
W_*ср - средняя скорость реверса, т.е. средняя скорость восходящего потока газожидкостной смеси в подъемных трубах, обеспечивающая вынос жидкости, м/с, определяют из выражения:
W_*ср = P_забW_*/ P_тр.ср, м/с,
где P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
W_* - скорость реверса, т.е. скорость восходящего потока газожидкостной смеси в нижнем конце подъемных труб, обеспечивающая вынос жидкости, м/с;
P_тр.ср - среднее давление в подъемных трубах в интервале от устья до глубины перепуска газа из затрубного пространства в подъемные трубы, МПа. 4. Устройство для выноса жидкости с забоя скважины газом, включающее фонтанную арматуру, эксплуатационную колонну, подъемные трубы с перепускным узлом с проходным сечением, отличающееся тем, что перепускной узел установлен на расстоянии от нижнего конца подъемных труб, определяемом из выражения

где P_пл - пластовое давление, МПа;
P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
ρ^• - гидродинамический градиент газожидкостной смеси средний в интервале от нижнего конца подъемных труб до уровня жидкости в НКТ, кг/м³, определяемый по формуле

где ρ*см

- плотность газожидкостной смеси средняя в интервале от нижнего конца подъемных труб до уровня жидкости в НКТ, мг/м³;
P_заб - давление в нижнем конце подъемных труб, т.е. забойное давление, МПа;
P_у - буферное давление на устье скважины, МПа;
q - ускорение силы тяжести, равное 9,81 м/с²;
Н - глубина скважины, м;
ρ_см - средняя плотность газожидкостной смеси на расчетном участке подъемных труб от устья до забоя, кг/м³. 5. Устройство по п.4, отличающееся тем, что диаметр проходного сечения перепускного узла определяют из выражения:

где Q_гн - расход пластового газа, перепускаемого в подъемные трубы, м³/с;
W_кл - скорость истечения газа через проходное сечение перепускного узла на расчетной глубине, м/с, определяют в соответствии с графиком зависимости скорости прохождения газа через проходное сечение перепускного узла от соотношения давлений в подъемных трубах и затрубном пространстве на глубине установки перепускного узла
P_тр.кл/P_{затр.кл},
где P_тр.кл - давление газожидкостной смеси в подъемных трубах на глубине установки перепускного узла, МПа, определяют по формуле
P_тр.кл = P_заб - Δ P, МПа,
где ΔP - потери давления в подъемных трубах на участке от башмака до места установки перепускного узла, МПа, определяют по формуле
ΔP = ρ^•qh_кл, MПa.