Page 52 - 4224

Т  Т
Т  виб у ; (5.27)
сер Т
ln виб
Т
у
2  Р 2 у. сер 
Р   Р   ; (5.28)
сер  виб. сер 
3 Р  Р
 у. сер виб. сер 
Р виб.сер, Р у.сер, Р сер – відповідно вибійний та
устьовий тиск і середній тиск в стовбурі
свердловини, МПа;
q cep – дебіт „середньої” свердловини за
3
стандартних умов, тис.м /д;
Т виб, Т у, Т сер – відповідно температура на вибої та
усті і середня температура в стовбурі свердловини,
К;
S, Θ – комплексні параметри;
L – глибина спуску НКТ (відстань від устя
свердловини до середини інтервалу перфорації
експлуатаційної колони), м;
d вн – внутрішній діаметр НКТ, см;
 - відносна густина газу;
г
λ – коефіцієнт гідравлічного опору НКТ;
Z сер – коефіцієнт стисливості газу при Р сер і Т сер.
2
(МПа ) д МПа д  2
, А ; ,В  3  .
тис .м 3  тис .м 
Ув’язують між собою параметри роботи пласта і
„середньої” свердловини, оскільки поточний
пластовий тиск визначався за даними про
накопичений видобуток і початкові запаси газу, а
коефіцієнти фільтраційних опорів привибійної зони

51