Способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах. Способ включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации. На основании полученных фактических значений коэффициента гидравлического сопротивления строят график зависимости фактического полного сопротивления от дебита газоконденсатной смеси, по которому определяют эмпирическое значение коэффициента гидравлического сопротивления, с учетом которого определяют динамическое забойное давление по математической формуле:

где Рз - забойное давление, МПа;

Ру - устьевое давление, МПа;

Sв=0,03415ρLверт/(TсрZср);

Sl=0,03415ρLl/(TсрZср);

Lверт - вертикальная глубина скважины, м;

Ll - глубина скважины по длине трубы, м.

Q - дебит газоконденсатной смеси, тыс. м3/сут;

ρ - относительная плотность газожидкостной смеси;

Tср - средняя температура по стволу скважины, K;

Zср - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости;

d - диаметр НКТ, м;

λ* - полный коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от дебита газоконденсатной смеси. Технический результат заключается в повышении точности определения динамического забойного давления. 1 табл., 1 ил.

 

Способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах.

Важным элементом контроля за разработкой месторождения является учет динамического забойного давления. Мониторинг барических условий работы скважины позволяет оперативно принимать решения по установлению наиболее оптимального технологического режима работы скважин и оценивать изменение продуктивных характеристик скважин за время разработки.

Все известные методы расчета динамического забойного давления с учетом значений устьевого давления представляют собой либо эмпирические корреляции, либо механистические модели. Однако в основе всех расчетов характеристик потока в трубах лежат законы сохранения массы, импульса и энергии. В настоящее время, при оценке величины забойного давления широко распространены два подхода математического моделирования потока в скважине: однофазный и двухфазный.

В основе методик расчета забойного давления для однофазного потока газа лежат труды многих исследователей, таких как Алиев З.С., Бузинов С.Н. и др. [Алиев З.С., Андреев С.А., Власенко А.П. и др. Технологический режим работы газовых скважин. - М.: Недра, 1978. - 279 с.], [Бузинов С.Н., Бородин С.А, Пищухин В.М., Харитонов А.Н., Николаев О.В., Шулепин С.А. Экспериментальные исследования движения двухфазных систем в газовых скважинах // Георесурсы. - 2010. - №4. - С. 63-66] [Гриценко А.И., Алиев З.С., Ермилов О.М. Руководство по исследованию скважин. - М.: Наука, 1995. - 523 с.], [Инструкция по комплексному исследованию газовых и газоконденсатных пластов и скважин / Под ред. Зотова Г.А., Алиева З.С. - М.: Недра, 1980. - 301 с/], [Кутателадзе С.С, Стырикович М.А. Гидродинамика газожидкостных систем. - М.: Энергия, 1976. - 296 с.] [Experimental Study of Pressure Gradient Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits, Hagedorn, A.R and Brown, K.E, JPT, 1965]. В свою очередь для многофазного потока применяются методики Хагедорн-Браун [Experimental Study of Pressure Gradient Occurring During Continuous Two-Phase Flow in Small-Diameter Vertical Conduits, Hagedorn, A.R and Brown, K.E, JPT, 1965], Грэй [User's for API 14B.SSCSV Sizing Computer Program, second edition. API, 1978], Данс-Рос [Vertical Flow of Gas and Liquid Mixtures in Wells. Duns, H.Jr. and Ros, N.C.J, Sixth World Pet. Cong., Tokyo, 1963], Оркижевский [Predicting two-phase pressure drops in pipe. Orkiszewski, J., JPT, 1967], Азиз [Pressure Drop in Wells Producing Oil and Gas. Aziz, K., Govier, G.W., and Fogarasi, M, J.Cdn.Pet. Tech, 1972],Мукерджи-Брилл [Pressure Drop Correlations for Inclined Two-Phase Flow., Mukherjee, H. and Brill, J.P., University of Tulsa, 1999], Hasan and Kabir [Hasan, A.R. and Kabir, CS.: "Two-Phase Flow in Vertical and Inclined Annuli," Intl. J. Multiphase Flow, 1992] и др.

В целом, во всех известных методиках определяющим элементом при расчете давления является вес столба скважинного флюида, тогда как доля затраченной энергии газа на преодоление сопротивлений труб относительно незначительна, однако эта доля существенна при необходимости точного установления значения давления на заданной глубине.

Известные методики для учета потерь давления на трение используют коэффициент трения (он же коэффициент гидравлического сопротивления в отечественной практике). Результаты обобщения большого числа проведенных опытов показали, что коэффициент гидравлического сопротивления является функцией двух безразмерных параметров числа Рейнольдса, отражающего влияние вязкости и скорости движения флюида и относительной плотности. На практике коэффициент трения определяется по эмпирическим диаграммам Муди, Никурадзе, Мурина и др. Таким образом, значения коэффициента трения неизбежно имеют некоторую степень погрешности.

Известен способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин [RU 2607004 С1, МПК Е21В 47/10, 47/06, G06F 17/00 (2006.01), опубл. 10.01.2017], где производят контроль добычной характеристики скважины путем сопоставления фактического режима работы скважины с использованием рассчитанного динамического устьевого давления на забойные условия по барометрической формуле и зависимостями дебита пластовой смеси от забойного давления по результатам ГДИ.

Недостатком известного способа является необходимость проведения ГДИ для формирования эталонных зависимостей дебита от забойного давления, а предложенный способ расчета динамического забойного давления через устьевое, неизбежно будет иметь определенную степень погрешности в скважинах со сложной архитектурой забоя и насосных труб, в совокупности с высоким содержанием конденсата в составе продукции скважины. Таким образом, сопоставление эталонных зависимостей с расчетными по барометрической формуле значениями, в ряде случаев можно неверно интерпретировать, ввиду обозначенных погрешностях при пересчете устьевого давления в забойные условия.

Известен способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины, включающий измерение во время газодинамических исследований (ГДИ) скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления и температуры газа на забое скважины, а также расхода газа (дебит) скважины, давления и температуры на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем [RU 2607004 С1, МПК Е21В 47/10, 47/06, G06F 17/00 (2006.01), опубл. 10.01.2017]. Используя, полученные с заданным шагом дискретизации во времени измерения устьевых параметров и расхода газа, определяют текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления ствола газовой скважины по математической формуле. Обеспечивается повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины и контроль его динамики в реальном масштабе времени.

Недостатком известного способа является необходимость многократного спуска глубинных манометров, для определения фактического забойного давления.

Технической проблемой, на решение которой направлено заявляемое техническое решение, является определение динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах.

При осуществлении заявляемого технического решения указанная проблема решается за счет достижения технического результата, который заключается в повышении точности определения динамического забойного давления за счет использования определенных экспериментальным путем эмпирических зависимостей, для которых необходимость спуско-подъемных операций отсутствует.

Указанный технический результат достигается тем, что способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском однократно глубинного манометра до середины интервала перфорации, выполненные в рамках промысловых геофизических исследований. По полученным данным строят график зависимости полученного промыслового фактического коэффициента гидравлического сопротивления для скважин от дебита газоконденсатной смеси, которые получают по результатам проведения газодинамических исследований скважины, выполненных с использованием сепарационного оборудования, при этом на основании полученных фактических значений коэффициента гидравлического сопротивления строят график зависимости фактического полного сопротивления от дебита газоконденсатной смеси, по которому определяют эмпирическое значение коэффициента гидравлического сопротивления, с учетом которого определяют динамическое забойное давление по математической формуле:

где Рз - забойное давление, МПа;

Рy - устьевое давление, МПа;

Sв=0,03415ρLвepт/(TcpZcp);

S1=0,03415ρL1/(TcpZcp);

Lвepт - вертикальная глубина скважины, м;

L1 - глубина скважины по длине трубы, м;

Q - дебит газоконденсатной смеси, тыс. м3/сут;

ρ - относительная плотность газоконденсатной смеси;

Tср - средняя температура по стволу скважины, K;

Zcp - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости;

d - диаметр НКТ, м;

λ* - полный коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от дебита газоконденсатной смеси.

В изобретении решается задача расчета динамического забойного давления с учетом эмпирических зависимостей, полученных по результатам эксплуатации газоконденсатных скважин, эксплуатирующих ачимовские отложения Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения.

На фиг. представлен график зависимости фактического полного сопротивления от дебита газоконденсатной смеси.

Так, формула (1) представляет собой совокупность потерь давления на преодоление местных сопротивлений и шероховатость трубы, а также силы тяжести создаваемой столбом газа, где последнее является определяющим в величине потерь давления:

где: Рз - забойное давление, МПа;

Рy - устьевое давление, МПа;

Sв=0,03415ρLвepт/(TcpZср);

S1=0,03415ρL1/(TcpZcp);

Lвepт - вертикальная глубина скважины, м;

L1 - глубина скважины по длине трубы, м.

Q - дебит газоконденсатной смеси, тыс. м3/сут;

ρ - относительная плотность газоконденсатной смеси;

Тср - средняя температура по стволу скважины, K;

Zcp - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости;

λ - коэффициент гидравлического сопротивления;

d - диаметр НКТ, м.

Из формулы (1), в параметре в присутствует коэффициент гидравлического сопротивления λ* который зависит от режима движения газоконденсатной смеси по трубе и поверхности стенок труб. В зарубежной литературе эта величина называется коэффициентом трения.

Выражая коэффициент гидравлического сопротивления λ из формулы (1) получаем формулу:

Имея данные, полученные по результатам исследований скважин со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации, выполненные в рамках промысловых геофизических исследований, определяют фактические значения λ*. По полученным данным строят график зависимости полученного промыслового фактического коэффициента гидравлического сопротивления для скважин от дебита газоконденсатной смеси, используемого, в том числе в формуле (2) (Фиг. ).

На графике выделяют следующие области режима течения газоконденсатной смеси:

1. Автомодельная область (λ* зависит только от относительной шероховатости) была выделена на основании выполнения условия квадратичного закона сопротивления, то есть при отсутствии влияния скорости потока газа на λ сопротивление трения становится пропорционально квадрату скорости.

2. Переходная область (λ* зависит от дебита газа и относительной шероховатости) была выделена путем установления границы автомодельной области и области реверсивного движения жидкости.

3. Область реверсивного движения жидкости (ввиду осаждения капель жидкости возникают дополнительные фильтрационные сопротивления) была установлена согласно [RU 2620137 С1 «Способ эксплуатации газоконденсатной скважины» / Пеливанов Ю.П., Токарев Д.К., Нестеренко А.Н., опубл. 2017]. Так, при высоких дебитах газа, скорости отдельных фаз, как правило, практически равны, а флюид существует в виде однородной смеси. При снижении дебита газа до критической величины, капли жидкости начинают осаждаться (реверсивное движение) на забой скважины.

Полученное значение Я из выражения (2) не является в чистом виде коэффициентом гидравлического сопротивления, так как учитывает совокупность потерь на местные сопротивления и трение. Из этого следует, что полученная величина является полным сопротивлением фонтанных труб для промысловых условий и обозначается как полный коэффициент гидравлического сопротивления λ*.

Таким образом, формула (1) будет иметь вид:

где

В границах выделенных областей (Фиг. 1) были получены зависимости полного коэффициента гидравлического сопротивления от дебита газоконденсатной смеси (Таблица 1).

Используя зависимости из таблицы 1 в формуле (2) вместо λ*, можно получить значение динамического забойного давления с наиболее высокой точностью.

Указанный технический результат достигается тем, что при расчете динамического забойного давления используются эмпирические зависимости полного коэффициента гидравлического сопротивления из таблицы (1).

Сущность заявляемого технического решения поясняется примером и иллюстративными материалами, где на фиг. 1 схематично показаны выделенные области значения полного коэффициента гидравлического сопротивления от дебита газоконденсатной смеси.

Пример осуществления способа.

На скважине X, эксплуатирующей, например, ачимовские отложения Уренгойского НГКМ, необходимо определить текущее динамическое забойное давление. Перечень информации, необходимый для определения динамического забойного давления можно представить в виде трех блоков данных: конструкция скважины (глубина скважины по стволу, внутренний диаметр трубы, глубина скважины по вертикали), свойства газоконденсатной смеси (относительная плотность, давление, температура критические, сверхсжимаемость газа), эксплуатационные параметры (давление, температура устьевые, температура забоя, дебит).

По результатам ГКИ скважины, выполненные с использованием сепарационного оборудования, получены следующие данные:

Дебит газоконденсатной смеси - 300,0 тыс. м3/сут.;

Относительная плотность газоконденсатной смеси - 0,82;

Устьевое давление - 35,6 МПа;

Устьевая температура - 328 K.

При этом по данным инклинометрии известна глубина середины интервала перфорации по вертикали и по длине трубы равная 3550 и 3780 метров соответственно. Внутренний диаметр насосно-компрессорных труб, используемых в скважине X, составляет 0,076 м. Также известно, что пластовая температура ачимовских отложений Уренгойского НГКМ составляет порядка 380 К.

Коэффициент сверхсжимаемости рассчитывают по формуле Платонова-Гуревича по формуле:

где:

Ркр - критическое давление рассматриваемой газоконденсатной смеси, МПа;

Ткр - критическая температура рассматриваемого газоконденсатной смеси, K;

Р - давление в рассматриваемой точке (забой, либо устье скважины), МПа;

Т - температура в рассматриваемой точке (забой, либо устье скважины), K.

Далее, зная дебит газоконденсатной смеси, по таблице 1 определяют эмпирическое значение промыслового фактического коэффициента гидравлического сопротивления для скважин λ* (полный коэффициент гидравлического сопротивления).

Так, при дебите, равном 300,0 тыс. м3/сут, значение промыслового фактического коэффициента гидравлического сопротивления для скважин λ* определено согласно выявленным эмпирическим зависимостям как 3000⋅Q-2,2=0.010653.

Подставляя исходные данные в формулу (1) получают:

Таким образом, величина динамического забойного давления в скважине X при дебите газоконденсатной смеси 300 тыс. м3/сут составляет 47,3 МПа.

Использование полного коэффициента гидравлического сопротивления, учитывающего поверхность трубы и течение газоконденсатной смеси, позволило повысить точность определения динамического забойного давления за счет снижения погрешности с 2,4-2,5 до 1,8-1,9% по сравнению с известными методиками Cullender-smith Гриценко - Алиева.

Способ расчета динамического забойного давления газоконденсатных скважин, включающий определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации, выполненные в рамках промысловых геофизических исследований, после чего на основании полученных фактических значений коэффициента гидравлического сопротивления строят график зависимости фактического полного сопротивления от дебита газоконденсатной смеси, по которому определяют эмпирическое значение коэффициента гидравлического сопротивления, с учетом которого определяют динамическое забойное давление по математической формуле:

где Рз - забойное давление, МПа;

Ру - устьевое давление, МПа;

Sв=0,03415ρLверт/(TсрZср);

Sl=0,03415ρLl/(TсрZср);

Lверт - вертикальная глубина скважины, м;

Ll - глубина скважины по длине трубы, м.

Q - дебит газоконденсатной смеси, тыс. м3/сут;

ρ - относительная плотность газожидкостной смеси;

Tср - средняя температура по стволу скважины, K;

Zср - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости;

d - диаметр НКТ, м;

λ* - полный коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от дебита газоконденсатной смеси.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта.

Изобретение относится к технике контроля средств измерений расхода и других метрологических характеристик замерных установок на нефтепромыслах, в частности, при их калибровке и поверке.

Изобретение относится к измерительной технике и может использоваться в нефтегазовой отрасли на буровых установках. Техническим результатом изобретения является повышение точности и достоверности при измерениях плотности, объемного газосодержания и истинной плотности бурового раствора, а также повышение эффективности вихревой дегазации бурового раствора за счет стабилизации термодинамических условий и магнитной обработки с непрерывным определением степени дегазации, что в комплексе позволяет повысить надежность системы автоматического измерения и вывести метод газового каротажа на количественный, петрофизически обоснованный уровень.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля параметров скважинной жидкости (СКЖ) в системе оптимизации работы группы скважин путем управления установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) на кусте нефтегазовых скважин по данным условий эксплуатации скважины и параметров СКЖ.
Изобретение относится к области разработки газовых месторождений и может быть использовано для контроля поступления в эксплуатационные скважины пластовой воды. Технический результат заключается в повышении точности при контроле за разработкой газового месторождения, а именно при контроле поступления пластовой воды.

Изобретение относится к области геофизических исследований нефтедобывающих скважин на нефтяных месторождениях с низкопроницаемыми коллекторами в условиях неоднозначности замеров, выполненных на притоке флюида в забойных условиях, в частности, к определению профиля притока флюидов, поступающих в скважину, на которой проведен многостадийный гидравлический разрыв пласта.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам учета межпластовых перетоков газа, образующихся вследствие проведения мероприятия по гидравлическому разрыву пласта (ГРП) в близлежащих пластах, являющихся самостоятельными объектами подсчета запасов.
Изобретение относится к способам и измерительному комплексу изучения смешанного потока газа, жидкости и твердых частиц. Техническим результатом является повышение точности измерения расхода многофазной жидкости.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и предназначено для опрессовки превентора на скважине. Устройство для опрессовки превентора на скважине включает опорную трубу, проходящую через корпус превентора и выполненную с конической с наружной резьбой, куда завернута муфта.

Изобретение относится к измерительной технике, а также к системам управления технологическими процессами и может быть использовано для изменения относительного объемного содержания воды (влагосодержания) и отбора проб в нефтегазоводной смеси из нефтяной скважины, а также в измерительных системах, технологических установках и других устройствах, измеряющих расход и количество нефти с растворенным газом и свободного газа в продукции нефтяной скважины.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – исключение непроизводительной эксплуатации и нагрева водонасыщенных зон пласта, создание локальной гидродинамической связи между скважинами и расширение ее вдоль горизонтальных стволов парных скважин, увеличение эффективности работы погружных скважинных насосов за счет исключения попадания водоизолирующего состава на элементы насоса.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности технологии парогравитационного дренирования в залежи с наклоном кровли продуктивного пласта, исключение прорыва теплоносителя в добывающую скважину, повышение охвата паротепловым воздействием, снижение негативных последствий ухода пара вверх по структуре и ускорение достижения термогидродинамической связи.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности и может найти применение при эксплуатации нефтяных скважин в неоднородных коллекторах. Обеспечивает повышение темпов отбора нефти из продуктивного пласта.

Изобретение относится к скважинной измерительной системе для измерения давления скважинной текучей среды в скважине, содержащей скважинную трубчатую конструкцию, имеющую внутреннюю часть и расположенную в стволе скважины, имеющем стенку и затрубное пространство, образованное между скважинной трубчатой конструкцией и стенкой ствола скважины, измерительный блок, имеющий датчик давления блока и расположенный в контакте со скважинной трубчатой конструкцией, причем датчик давления блока выполнен с возможностью измерения давления текучей среды во внутренней части скважинной трубчатой конструкции и/или в затрубном пространстве, при этом измерительный блок дополнительно содержит источник питания и модуль связи, скважинный инструмент, содержащий источник питания и модуль связи для обмена данными с измерительным блоком, причем скважинный инструмент дополнительно содержит датчик давления инструмента, выполненный с возможностью измерения давления текучей среды внутри скважинной трубчатой конструкции, по существу, напротив датчика давления блока для сравнения с давлением, измеренным датчиком давления блока.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат – повышение эффективности пароциклического метода за счет выравнивания прогрева области дренирования горизонтальной добывающей скважины, снижение обводненности добываемой продукции из пласта за счет исключения прорыва теплоносителя в добывающую скважину, а также снижение материальных затрат за счет отсутствия необходимости строительства дополнительных горизонтальных нагнетательных скважин.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - повышение эффективности разработки неоднородного пласта сверхвязкой нефти в уплотненных и заглинизированных коллекторах, исключение неравномерности прогрева и прорыва теплоносителя в добывающую скважину.

Раскрыты способы и устройство для мониторинга нагнетания пара в паронагнетательную скважину. Способ включает в себя получение первого температурного профиля скважины путем выполнения распределенного измерения температуры на первой волоконной оптике.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, предназначено для контроля влагосодержания продукции нефтедобывающих скважин и может быть использовано при получении информации для систем регулирования добычи продукции на нефтяных месторождениях.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - снижение паронефтяного отношения в 1,3 раза, увеличение добычи и охвата вытеснением за счет включения в разработку незатронутых зон и обеспечение равномерной выработкой запасов нефти с поддержанием оптимальной температуры для отбора продукции в дополнительной скважине.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности. Технический результат - увеличение отбора продукции пласта и коэффициента извлечения нефти по месторождению без больших затрат за счет ввода участков залежи, не охваченных прогревом и добычей.

Изобретение относится к разработке нефтяных месторождений. Технический результат - снижение затрат на прогрев продуктивного пласта за счет исключения прорыва теплоносителя к забою добывающих скважин, что в совокупности приводит к экономии энергетических ресурсов и увеличению коэффициента извлечения нефти. Способ разработки залежи высоковязкой и тяжелой нефти с термическим воздействием включает строительство в пределах одного пласта параллельных горизонтальных или наклонно-горизонтальных скважин и одной дополнительной горизонтальной или наклонно-горизонтальной скважины, расположенной на равном расстоянии от забоев указанных скважин, исключающем прорыв теплоносителя, но позволяющем создать гидродинамическую связь с параллельными скважинами, закачку теплоносителя в пласт и отбор продукции из него. Все скважины эксплуатируют в пароциклическом режиме с отбором после термокапилярной пропитки. Из параллельных скважин ведут отбор с контролем температуры отбираемой продукции. Закачку теплоносителя в параллельные скважины ведут от входа в пласт, а в дополнительной скважине - со смещением интервала закачки, устанавливая этот интервал напротив одной из параллельных скважин с наименьшей температурой отбираемой продукции. Для исключения прорыва теплоносителя и поддержания температуры в паровой камере отбор продукции из дополнительной скважины увеличивают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин вырастает более чем на 5%, либо уменьшают, если средняя температура отбираемой продукции из горизонтальных скважин снижается более чем на 5%. 1 ил., 1 пр.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в газоконденсатных скважинах. Способ включает определение дебита, относительной плотности газоконденсатной смеси, устьевых значений давления и температуры, фактические значения коэффициента гидравлического сопротивления, со спуском глубинного манометра до середины интервала перфорации. На основании полученных фактических значений коэффициента гидравлического сопротивления строят график зависимости фактического полного сопротивления от дебита газоконденсатной смеси, по которому определяют эмпирическое значение коэффициента гидравлического сопротивления, с учетом которого определяют динамическое забойное давление по математической формуле: где Рз - забойное давление, МПа;Ру - устьевое давление, МПа; Sв0,03415ρLверт;Sl0,03415ρLl;Lверт - вертикальная глубина скважины, м;Ll - глубина скважины по длине трубы, м.Q - дебит газоконденсатной смеси, тыс. м3сут;ρ - относительная плотность газожидкостной смеси;Tср - средняя температура по стволу скважины, K;Zср - среднее значение коэффициента сверхсжимаемости;d - диаметр НКТ, м;λ* - полный коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от дебита газоконденсатной смеси. Технический результат заключается в повышении точности определения динамического забойного давления. 1 табл., 1 ил.

Наверх