Алгоритм расчета кривой распределения давления в добывающей скважине
1.Подготавливают исходные данные: 
( 
) – дебит жидкости при стандартных условиях (дебит дегазированной нефти), м3/сут; 
– объемная обводненность жидкости при стандартных условиях; 
– давление на устье скважины
(при этом расчет ведется «сверху вниз» или 
– забойное давление (при этом расчет ведется «снизу вверх», МПа; 
– пластовая температура¸ К; 
глубина скважины, м; 
– глубина спуска колонны НКТ или насоса, м; 
глубина точки ввода газа при газлифтной эксплуатации, м; 
угол отклонения скважины от вертикали, градус; 
удельный расход газа при газлифтной эксплуатации, приведенный к нормальным условиям, м3/ м3; 
– внутренний диаметр НКТ,м; 
– внутренний диаметр эксплуатационной колонны, м; 
– плотность дегазированной нефти при стандартных условиях, кг/м; 
– динамическая вязкость дегазированной нефти, МПа 
с; 
– давление насыщения при пластовой температуре, МПа; 
–газосодержание пластовой нефти (газовый фактор), м3/ м3; 
– плотность газа, выделяющегося из нефти при однократном разгазировании при нормальных условиях, кг/ м3; 
, 
– молярные доли азота и метана в газе однократного разгазирования; 
– плотность воды при стандартных условиях, кг/ м3; 
- концентрация солей, растворенных в воде, г/л.
При расчете распределения давления газосодержания пластовой нефти (газовый фактор) необходимо привести к нормальным условиям, используя следующую формулу:
= 
, (49)
где 
– газовый фактор при нормальных условиях, м3/ м3; 
– газовый фактор при стандартных условиях, м3/ м3
2. Рассчитывают ряд последовательных значений давления, соответствующих определенным глубинам. Для этого общий диапазон изменения давления ( 
– 
) разбивают на интервалы с шагом
=0,1 , (50)
Здесь – конечное давление, МПа; 
начальное давление, МПа.
Число интервалов
N= 
– 
/(0,1 ). (51)
Соответственно рассчитанные давления
= 
, (52)
а ряд их последовательных значений
n=N+1. (53)
По формуле (52) знак плюс следует брать при расчете «сверху – вниз», знак минус при расчете «снизу вверх».
3.При известной пластовой температуре по формуле (9) вычисляют температуру на высоте ( 
– 
. Затем от этой высоты расчет ведут до устья по следующей формуле:
t(h)= 
. (54)
При этом высота 
принимается за начало отсчета, т е h=0.
Если известна устьевая температура, то расчет 
ведут по формуле (3) до глубины H= 
, принимая d= 
. При глубинах, больших
t(H) = 
. (55)
При этом глубина принимается за начало отсчета, т. е. H=0. Таким образом рассчитывают 
или 
.
4. Вычисляют температуру потока в скважине 
при соответствующих значениях давлениях :
= + 
/( 
), (56)
где 
пластовое или забойное давление, МПа.
5. Используя исходные данные по свойствам флюидов, рассчитывают физические свойства нефти, газа, воды или водонефтяной смеси при соответствующих термодинамических условиях ( 
). Для этого пользуются зависимостями, приведенными в первом разделе. В частности, рассчитывают 
; плотности газа 
(38) , воды 
(98), нефти 
(45) и водонефтяной смеси (жидкости) 
( 
) (122); объемные расходные водосодержания 
(107); объемные коэффициенты нефти 
(41); вязкости нефти 
(52) или жидкости (125),(130), а также объемы выделившегося из нефти газа 
(62).
6.Рассчитывают объемные расходные параметры газожидкостного потока 
и 
при соответствующих термобарических условиях:
= 
(1 
) 
+ 
, (57)
= 
), (58)
где 
>0 при газлифтной эксплуатации и 
=0 при фонтанной и насосной эксплуатации.
7. Определяют объемные расходные газосодержания 
(38); приведенные скорости смеси 
(40) ; числа Фруда смеси 
(39); корреляционные коэффициенты 
и 
(41), (42) и (45); истинные газосодержания 
(37); плотности газожидкостной смеси 
(36); числа Рейнольдса по жидкости 
(47) коэффициенты гидравлического сопротивления 
(48).
8. Вычисляют градиент давления по (35) для сечения, соответствующего началу отсчета. При расчете «сверху вниз» таким сечением является устье скважины (H=0, T= 
, p= 
).Затем рассчитывают градиенты давления в соответствующих сечениях потока с параметрами и .
9. Рассчитывают величины, обратные градиенту давления 
.
10. Вычисляют длину участков подъемника , по которым движется газожидкостная смесь в диапазоне изменения давления от до 
. Численное интегрирование величин ведут по формуле трапеций
= 
= 
,
т.е. расчетная длина подъемника, соответствующая давлению , равна сумме приращений 
пропорциональных интервалам 
в рассматриваемом диапазоне давлений от до . Расчетная длина 
= 
при = определяет длину подъемника, по которой движется газожидкостная смесь (участок двухфазного потока), т.е. 
= 
11.По результатам расчета строят кривую распределения давления в подъемнике p=f(H) на участке двухфазного потока.
12. Если глубина спуска подъемника больше , то на участке ( 
) движется однофазный поток (жидкость). Гидравлический расчет движения однофазного потока осуществляется по уравнению:
dp/dH= 
gcos + 
/(2 ), (60)
где 
скорость движения жидкости,м/с.
Коэффициент гидравлического сопротивления 
рассчитывают по формуле (48), а 
по (47) , подставляя вместо 
скорость движения .
Задача 9. Рассчитать кривую распределения давления и сопоставить вычисленное забойное давление с замеренным для газлифтной скважины, работающей со следующими параметрами:
Глубина скважины 
= 2550 м; диаметр эксплуатационной колонны 
= 0,146 м; пластовое давление 
= 13 МПа; дебит жидкости 
= 12 м3/сут; обводненность продукции B = 0.92; газовый фактор 
– 111.8 м3/м3; удельный расход газа(измеренный) 
=245 м3/м3; пластовая температура = 350 K; температура на устье 
= 282.2 K; диаметр подъемника =0,063 м; давление на устье 
=0.8 МПа.
Скважина эксплуатируется на месторождении Песчаный-море(Азербайджан). Основные физико-химические характеристики флюидов следующие:
Давление насыщения = 20,65 МПа; плотность дегазированной нефти 
=820,8 кг/м3; плотность пластовой нефти 
=726,1 кг/м3; объемный коэффициент нефти 
=1,329; вязкость дегазированной нефти при 20 0С 
= 11,55 мПа 
с; вязкость пластовой нефти 
=2,86 мПа*с; плотность газа при нормальных условиях 
= 1,314 кг/м3; плотность воды в стандартных условиях 
=1042 кг/м3; вязкость воды в стандартных условиях 
= 1мПа с; объемное содержание метана в газе 
= 0,518.
Решение.Расчеты выполнены на ЭВМ по вышеприведенному алгоритму, а результаты представлены ниже.
| p, МПа | 0,8 | 2,03 | 3,26 | 4,49 | 5,72 | ||||||
| H, м | |||||||||||
| p, МПа | 6,95 | 8,18 | 9,41 | 10,64 | 11,87 | 12,8 | |||||
| H, м | |||||||||||
Сопоставление расчетного 
= 12,8 МПа с замеренным = 12.3 МПа говорит о хорошей сходимости (ошибка составляет 4%), что допустимо при таких расчетах.