(57) 1. Устройство для извлечения газа из залежи, содержащее
полый ствол скважины, имеющий дальний конец, контактирующий с газовой залежью, ближний конец над поверхностью земли, длину и площадь поперечного сечения;
поверхностный трубопровод, соединенный с ближним концом ствола скважины и отходящий дистально от ствола скважины; и
по меньшей мере одну ступень компримирования, соединенную с поверхностным трубопроводом и предназначенную для сжатия содержимого поверхностного трубопровода при прохождении содержимого от ствола скважины;
причем площадь поперечного сечения поверхностного трубопровода больше площади поперечного сечения ствола скважины;
при этом по меньшей мере одна ступень компримирования имеет такие размеры, что давление на входе меньше давления потока в стволе скважины на ближнем конце на величину, составляющую от приблизительно 0 до приблизительно 10 фунт/кв.дюйм, и
при этом устройство выполнено с возможностью извлечения газа из залежи за счет имеющегося естественного давления менее 200 фунтов/кв.дюйм.
2. Устройство по п.1, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины, по существу, одинакова по всей длине ствола скважины.
3. Устройство по п.1, в котором ствол скважины, по существу, круглый.
4. Устройство по п.1, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины составляет по меньшей мере 20 кв. дюймов.
5. Устройство по п.1, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины составляет по меньшей мере 30 кв. дюймов.
6. Устройство по п.1, в котором ствол скважины содержит эксплуатационную обсадную колонну существующей скважины.
7. Устройство по п.6, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины, по существу, равна площади поперечного сечения эксплуатационной обсадной колонны.
8. Устройство по п.6, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины, по существу, равна межколонному пространству.
9. Устройство по п.1, в котором залежь имеет пропускную способность, превышающую 1500 мД/фут.
10. Устройство по п.1, в котором значение солености воды, выходящей из залежи, составляет меньше 1000 ч./млн (ppm) хлоридов.
11. Устройство по п.1, в котором значение плотности воды, выходящей из залежи, составляет приблизительно 8,33 фунтов на галлон.
12. Устройство по п.1, дополнительно содержащее устройство понижения давления, применяемое на ближнем конце ствола скважины и предназначенное для уменьшения давления в стволе скважины на его ближнем конце.
13. Устройство по п.1, в котором залежь является залежью сухого природного газа.
14. Устройство для извлечения газа из залежи, содержащее
полый ствол скважины с дальним концом, контактирующим с газовой залежью, ближним концом над поверхностью земли, длиной и площадью поперечного сечения; и
поверхностный трубопровод, соединенный с ближним концом ствола скважины и отходящий от ствола скважины;
причем площадь поперечного сечения поверхностного трубопровода больше площади поперечного сечения ствола скважины,
при этом устройство выполнено с возможностью извлечения газа из залежи за счет имеющегося естественного давления менее 200 фунтов/кв.дюйм.
15. Устройство по п.14, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины, по существу, одинакова по всей длине ствола скважины.
16. Устройство по п.14, дополнительно содержащее по меньшей мере одну ступень компримирования, соединенную с поверхностным трубопроводом и предназначенную для сжатия содержимого поверхностного трубопровода при прохождении содержимого дистально от ствола скважины.
17. Устройство по п.16, в котором по меньшей мере одна ступень компримирования выполнена таким образом, что давление на входе меньше давления потока на ближнем конце ствола скважины на величину от приблизительно 0 до приблизительно 10 фунт/кв.дюйм.
18. Устройство по п.14, в котором ствол скважины, по существу, круглый.
19. Устройство по п.14, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины составляет по меньшей мере 20 кв.дюймов.
20. Устройство по п.14, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины составляет по меньшей мере 30 кв.дюймов.
21. Устройство по п.14, в котором ствол скважины содержит эксплуатационную обсадную колонну существующей скважины.
22. Устройство по п.21, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины, по существу, равна площади поперечного сечения эксплуатационной обсадной колонны.
23. Устройство по п.21, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины, по существу, равна межколонному пространству.
24. Способ извлечения газа из залежи, содержащий
использование полого ствола скважины, имеющего дальний конец, ближний конец, длину и площадь поперечного сечения, таким образом, что дальний конец находится в контакте с газовой залежью, а ближний конец - над поверхностью земли;
соединение поверхностного трубопровода с ближним концом ствола скважины; и при этом размер площади поперечного сечения ствола скважины приблизительно равен значению, определенному делением заданного расхода залежи на полученный расход залежи и умножением результата на площадь потока для полученного расхода залежи;
причем площадь поперечного сечения поверхностного трубопровода больше площади поперечного сечения ствола скважины; и
при этом устройство выполнено с возможностью извлечения газа из залежи за счет имеющегося естественного давления менее 200 фунтов/кв.дюйм.
25. Способ по п.24, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины, по существу, одинакова по всей длине ствола скважины.
26. Способ по п.24, в котором ствол скважины, по существу, круглый.
27. Способ по п.24, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины составляет по меньшей мере 20 кв. дюймов.
28. Способ по п.24, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины составляет по меньшей мере 30 кв. дюймов.
29. Способ по п.24, в котором ствол скважины содержит эксплуатационную обсадную колонну существующей скважины.
30. Способ по п.29, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины, по существу, равна площади поперечного сечения эксплуатационной обсадной колонны.
31. Способ по п.29, в котором площадь поперечного сечения ствола скважины, по существу, равна межколонному пространству.
32. Способ извлечения газа из залежи путем использования существующей скважины в газовой залежи, естественное давление в которой составляет 200 фунт/кв.дюйм или меньше, содержащий
соединение ближнего конца эксплуатационной обсадной колонны существующей скважины с поверхностным трубопроводом и
компримирование газа в поверхностном трубопроводе при прохождении газа от эксплуатационной колонны;
причем эксплуатационная обсадная колонна служит стволом скважины, имеющим дальний конец, ближний конец, длину и площадь поперечного сечения;
при этом дальний конец находится в контакте с залежью, а ближний конец проходит над поверхностью земли;
причем площадь поперечного сечения поверхностного трубопровода больше площади поперечного сечения эксплуатационной обсадной колонны;
при этом компримирование газа в поверхностном трубопроводе выполняют таким образом, что давление на входе меньше давления в стволе скважины на величину от приблизительно 0 до приблизительно 10 фунт/кв.дюйм, и
при этом размер площади поперечного сечения ствола скважины приблизительно равен значению, определяемому делением заданного расхода залежи на полученный расход залежи и умножением результата на площадь потока для полученного расхода залежи.
33. Способ по п.32, в котором из существующей скважины удаляют лифтовую колонну.
34. Способ по п.32, в котором лифтовую колонну существующей скважины оставляют на месте.

---