CC BY
29
УДК 622.324::532.5
Методика подготовки исходных данных о свойствах флюидов для гидродинамических расчетов скважин газоконденсатных месторождений
Д.В. Изюмченко1, О.В. Бузинова1, О.В. Николаев1, К.Н. Гужов1*
1 ООО «Газпром ВНИИГАЗ», Российская Федерация, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, с.п. Развилковское, пос. Развилка, Проектируемый пр-д № 5537, вл. 15, стр. 1 * E-mail: [email protected]
Тезисы. Количество и свойства поступающей в процессе эксплуатации в скважину углеводородной жидкости влияют на потери давления в стволе и таким образом определяют как рабочий, так и предельный режим работы скважины. В статье предложен универсальный метод аппроксимации термодинамических параметров газоконденсатных смесей, основанный на использовании относительных величин давления в качестве аргументов. Метод позволяет получать с приемлемой для практики точностью исходные данные, необходимые для гидродинамических расчетов технологических режимов работы скважин, в продукции которых присутствует жидкость. В качестве иллюстрации приведен пример полиномиальной аппроксимации жидкостного фактора, рассчитанного с помощью программы Schlumberger PVTi для пластовой смеси Ковыктинского газоконденсатного месторождения.
Предложенным способом можно оценить термодинамические параметры в процессе движения пластового газа в эксплуатационных скважинах и промысловых системах на всех этапах разработки газоконденсатных месторождений.
Как известно, наличие жидкости в продукции газовых скважин оказывает влияние как на рабочие, так и на предельные режимы их работы. Подобное влияние может наблюдаться на протяжении всего периода разработки, хотя на этапе постоянной добычи обычно не возникает проблем, связанных с неполным выносом жидкой фазы, поскольку пластовое давление велико и перепад давления между пластом и входом в установку комплексной подготовки газа (УКПГ) достаточен для обеспечения полноценного движения всех компонентов газожидкостной смеси по всем элементам тракта «пласт - скважина - шлейф - УКПГ».
По мере снижения пластового давления, особенно в случаях неравномерного по площади залежи дренирования, часть скважин, объединенных общей УКПГ, могут по условиям функционирования выйти за пределы диапазона устойчивой эксплуатации и начать «залавливаться» жидкостью, вероятным проявлением чего служат снижение дебита и возникновение пульсирующих режимов с последующей полной остановкой процесса эксплуатации. Поэтому учет наличия жидкости в продукции при прогнозировании поведения скважин актуален практически с самого момента появления жидкости в стволе и на забое.
Для расчета гидродинамических характеристик двухфазных потоков в скважинах необходима информация о количестве и свойствах поступающей в ствол жидкости и газа [1-3]. В общем случае в скважинах на разных этапах эксплуатации могут присутствовать жидкости как пластового происхождения (углеводородный конденсат, конденсационная и пластовая вода), так и поступающие с поверхности (технические жидкости и метанол). Далее в статье рассматривается методика подготовки исходных данных о свойствах газовой и жидкой фаз в условиях выпадения конденсата в пласте, на забое и в стволе скважины для последующего использования в гидродинамических расчетах режимов эксплуатации промысловых систем.
Расчетная модель потерь давления в двухфазных потоках оперирует такими параметрами, как плотности газовой и жидкой фаз и расход поступающей в скважину жидкости [1-3], которые в газоконденсатных скважинах зависят от изменяющихся во времени и пространстве термобарических условий пласта либо от конструкции ствола
Ключевые слова:
газоконденсатная смесь,
двухфазный поток,
потери давления,
аппроксимация
термодинамических
параметров,
промысловая
система,
гидродинамический расчет
технологических режимов работы.
скважины. Непосредственное использование программных комплексов, предназначенных для расчета фазовых равновесий, делает процедуру гидродинамических расчетов неоправданно громоздкой, требующей наличия соответствующего программного обеспечения и специфической квалификации персонала, а также значительных затрат машинного времени. Поэтому возникает задача составления упрощенной схемы расчета свойств флюидов, приемлемой для совместного использования с существующими гидродинамическими моделями.
При создании простого в практическом применении алгоритма расчета свойств флюидов необходимо учитывать, что по мере выработки залежи пластовое давление уменьшается, вследствие чего:
1) состав поступающей на забой продукции может изменяться благодаря выпадению в пласте жидкой фракции и
2) диапазон давлений, при которых требуется расчет свойств флюидов в скважине, смещается в меньшую сторону.
Эти два обстоятельства приводят к идее создания расчетной модели свойств флюидов, оперирующей не абсолютными, а относительными значениями давлений. Для отдельно взятого месторождения такая модель может быть сформирована на основе информации о термодинамических свойствах флюидов, полученной с использованием специализированных программ.
Предлагается следующий алгоритм создания такой модели. Обозначим подлежащую определению величину буковой Х (это может быть жидкостной фактор, плотность газовой или жидкой фаз и т.д.). Будем искать зависимость Х от термодинамических параметров рассматриваемой системы в полиномиальной форме:
X = £ а, (Гу, р) Р',
(1)
где (у - устьевая температура, меняющаяся по стволу скважины; безразмерная величина Ру определяется соотношением текущих значений устьевого (Ру) и забойного давлений (Рз):
р= ^;
у р„
(2)
приведенное забойное давление Р3 определяется отношением Рз к его начальной величине Рз.макс = 25 МПа, принятой для нормирования:
Р =-
Р
коэффициенты а Р3) многочлена (1) задаются полиномиальной зависимостью
а, (и Р) = Х Ь (Р У.
]=0
(4)
Коэффициенты Ь „(Р3) многочлена (4) также
задаются полиномиальной зависимостью
Ьу (Р) = Ё с1]кРз к
(5)
где коэффициенты с ]к полинома (5) должны быть предварительно определены по результатам термодинамических расчетов свойств флюидов и будут выступать в качестве исходных данных для расчета искомой величины Х по алгоритму (1)-(5).
Проиллюстрируем алгоритм создания матрицы с ,]к для расчета жидкостного фактора на примере Ковыктинского ГКМ. В табл. 1 приведены данные о начальном составе пластового флюида Ковыктинского ГКМ, которые использовались в качестве исходных в термодинамических расчетах дифференциальной и контактной конденсации средствами программы ScЫumberger РУЛ [2, 4, 5].
На первом этапе расчетами дифференциальной конденсации определялись составы газовой фазы пластовой системы при пластовой температуре для ряда значений Рз, а именно: 25, 20 и 15 МПа.
На втором этапе для каждого из фиксированных составов и термобарических условий, принимаемых за исходные, расчетами контактной конденсации определялись составы и свойства газовой и жидкой фаз и жидкостной фактор в зависимости от давления в диапазоне от текущего Рз до Ру и температуры в диапазоне от /пл до Устьевые давления задавались значениями от Рз.макс и ниже с шагом 5,0 МПа, /у - рядом значений: 56, 46, 36, 25 и 15 °С. В результате получены следующие расчетные величины: - объемная доля жидкой фазы, выпадающей при изменении термобарических параметров от забойных (Рз, ф до устьевых (Ру /у); 2у - коэффициент сверхсжимаемости газовой фазы при устьевых условиях; рж - плотность жидкой фазы.
По полученным данным рассчитывался жидкостный фактор, см3/м3,
= -
V.
V: „
(1 - я) ъ ру
•106
(6)
р,
(3)
где ¥ж = ¥ж (Рз, I;; Ру (у) - объем жидкой фазы, выпадающей при изменении термобарических
к=0
1=0
Таблица 1
Расчетный начальный состав пластового флюида газоконденсатного месторождения
Компонент Содержание, % мол. Температура кипения, К Молекулярная масса, г/моль Плотность при температуре 20 °С и давлении 1 атм (р20), г/м3
СН4 90,5 111,7 16,043 0,425
С2Н6 4,59 184,5 30,07 0,548
С3Н8 1,08 231,1 44,097 0,582
1С4Н10 0,24 261,3 58,124 0,557
пС4Н10 0,36 272,7 58,124 0,579
Ю5Н12 0,22 301,0 72,151 0,620
ПС5Н12 0,16 309,2 72,151 0,626
Р6 0,27 350,98 95,599 0,68
Ру 0,18 381,69 110,0 0,71
Р8 0,14 397,03 115,0 0,74
Р, 0,11 420,04 125,0 0,77
Р10 0,33 533,01 176,0 0,92
N2 1,55 77,40 28,013 0,804
со2 0,02 194,70 44,010 0,777
Не 0,21 4,215 4,0 0,000178
Н2 0,04 20,03 2,016 0,71
Содержание С5+, % мол. 1,4
Конденсатогазовый фактор, г/м3 на пластовый газ 66,1
Давление начала конденсации, МПа 25,5
Пластовая температура Гпл, °С 56
Таблица 2
Значения р при разных значениях Ру и Рз
Ру, МПа Р
Рз = 25 МПа Рз = 20 МПа Рз = 15 МПа
25 1
20 0,8 1
15 0,6 0,75 1
10 0,4 0,5 0,67
7,5 0,3 0,38 0,5
5 0,2 0,25 0,3
Таблица 3
Значения р при разных абсолютных значениях Рз
Рз, МПа Р
25 1
20 0,8
15 0,6
параметров от забойных до устьевых; Кгсг -объем газовой фазы, приведенный к стандартным термобарическим условиям (Рст , /ст).
На основе данных о плотностях фаз и Жж методом наименьших квадратов подобраны корреляционные полиномы (1), (4), (5) второй степени, т.е. т = п = I = 2. Отметим, что повышение степени полиномов может
несколько улучшить качество аппроксимации, но при этом одновременно в геометрической прогрессии увеличится количество полиномиальных коэффициентов, что сделает расчетную схему более громоздкой. С учетом ограниченной точности как исходной информации, так и алгоритмов расчета свойств жидкой фазы, вторая степень аппроксимирующих
л я
£
В
IV &
в
-
2 в
н
Щ
т еь
5: о
00 о о 5 ЧО о о о
15 °С си 5 о о о 2 о о с^ с^ о 5 гч о
и о о о
2 00 6 00
о о о
Сн л 2 00 т 6 К 6 5 5 ю "5 ю
■з о 5 чо о т т 00 00
= 25 °С си 00 о о О о 5 ю с^ о г^ о
о о о о
00 00 00
о о о
5: л 5 т 6 00 С^ 6 00 г^ с^" ю ю 5 ЧО ю
Зз 5: о ^г о 6 чо ^г гч 00 2 5
С ° т II си « 5 о СЭ о" 6 с^ о сэ о" сэ с^" 00 с^1 с^"
^ 00 2 00 о 00 т 00
о о о
Сн л т сэ 00 т 6 т чо 5 ю о ю ю "5 с^" 00 ю
о ^Г т" о о 00 т о "2 о ю с^"
С ° си с^ о о о т 00 о о 2 о о 5 о
II о о о о
оо ^г оо т оо 5 00
о о сэ о
5: л 2 чо сл т 6 К" 5 ю о ЧО ю 00 ю
^ 51 о о о сэ о" о о о с^ т" т о о сл ю о 00 12 2
= 56 °С си « Со о о о СЭ о" с^ ю о сэ о" ю о сэ с^" 2 с^1 с^"
00 ю 00 5 00
о о с^
ъ Сн л 6 о" 6 5 5 ю о 5" ю ю
„ й 5 2 о 2 5 о
л я
«
В
%
с
г^ II
а; &
в
йа
а к
-
2 в
н
Щ
¡5
еь
о
о
о
о
о
л я
В
«V
в &
в
ьа
-
2 в
н
Щ
г «
еь
о
о
о
о
о
200
^ 160,
= 15 °С;у = 375,32х2 - 821,02х + 455,98 = 25 °С;у = 307,52х2 - 695,57х + 398,78 = 36 °С;у = 244,47х2 - 582,24х + 346,94 = 46 °С;у = 190,86х2 - 484,82х + 300,28 = 56 °С;у = 151,26х2 - 411,67х + 262,51
80
40
0,4
80
40
0,5
0,6
0,7
0,8
0,9
1,0 Р
Рис. 1. Зависимости Wж (Р) при Рз = 25 МПа (см. табл. 4)
°С У - 504,92х2 - 970,52х + 474,17 _
— г - 25 °С У - 374,16х2 - 736,19х + 369,83
— г - 36 °с У - 272,19х2 - 551,95х + 285,74
— г - 46 °с У - 203,66х2 - 421,68х + 221,78
— г - 56 у °с У - 145,96х2 - 317,46х + 172,33 -
Рис. 2. Зависимости Wж (Р) при Рз = 20 МПа (см. табл. 5)
к * ^ 80
60
40
20
0,5
°С У - 198,25х2 - 458,31х + 269,29
— г - 25 °С У - 167,68х2 - 367,60х + 207,31
— г - 36 °С У - 107,88х2 - 236,87х + 133,32
— г - 46 °С У - 67,84х2 - 150,10х + 84,54
— г - 56 У °С У - 27,14л2 - 74,73х + 47,81 -
Рис. 3. Зависимости Wж( Р) при Рз = 15 МПа (см. табл. 6)
0
0
^ 600 400 200 0
-200 -400 -600 -800 -1000
— a0(t; 1); y = 0,0413л2 - 8,4133x + 492,33 - — a1(t; 1); y = -0,0756л2 + 15,358x - 1034 — a2(t; 1); y = 0,0258л2 - 6,5257x + 546,77
10 20 30 40 50 60
Температура, °С
Рис. 4. Полиномиальные коэффициенты a;(t; 1) в зависимости от температуры ty
So 600
о" f400
ОО
о" 200 ^ 0 -200 -400 -600 -800 -1000
— a0(t; 0,8); y = 0,0838x2 - 13,246x + 652,36 — a1(t; 0,8); y = -0,2043x2 + 30,237x - 1373,7 — a2(t; 0,8); y = 0,1166л2 - 16,906x + 729,49
500
400
300
200
100
10
20
30
40
50 60
Температура, °С
Рис. 5. Полиномиальные коэффициенты a(t; 0,8) в зависимости от температуры
, 600
$
( 400 200 0
-200 -400 -600 -800 -1000
— a0(t, 0,6); y = -0,0031x2 - 4,0787x + 263,5 " — a1(t; 0,6);y = -0,0517x2 + 13,135* - 646,68 — a2(t; 0,6); y = 0,0482x2 - 8,9182* + 394,62
10
20
30
40
50 60
Температура, °С
Рис. 6. Полиномиальные коэффициенты a(t; 0,6) в зависимости от температуры
полиномов, по мнению авторов, является оптимальной. В отличие от описанной ранее методики [2], в данном случае в качестве аргументов полиномов использованы относительные (приведенные) значения давлений, что позволило упростить схему расчетов искомых величин и сделать ее единообразной для всех этапов разработки месторождения.
Согласно принятым ранее определениям в табл. 2 представлены диапазоны значений Ру и Ру при различных значениях Рз (см. формулу (2)), а в табл. 3 отображено соответствие значений Рз абсолютным значениям Рз (см. формулу (4)). Массив значений рж, S, Жж, рассчитанных с помощью программы 8сЫишЪе^ег РУЛ, представлен в табл. 4-6.
На рис. 1-3 изображены графические зависимости ^ж(Ру), построенные по данным табл. 4-6. Полученные кривые аппроксимированы квадратичными зависимостями, уравнения которых приведены в легендах графиков.
В табл. 7 приведены 45 коэффициентов 15 полиномов (см. формулу (1), рис. 1-3), отражающих зависимости жидкостного фактора от приведенного устьевого давления при фиксированных значениях ty и Рз.
Воспользуемся тем обстоятельством, что коэффициенты полинома (1) аЦ, Рз) гладко и монотонно зависят от температуры, причем соответствующие зависимости хорошо аппроксимируются полиномами 2-й степени (рис. 4-6).
Коэффициенты полинома (4) сгруппированы в табл. 8 в три матрицы (по количеству коэффициентов квадратичного полинома (1)) размерностью 3^3 (первое число соответствует количеству принятых значений Рз, второе - количеству коэффициентов квадратичного полинома (4)).
Далее зависимости Ь^(Рз), построенные по данным табл. 8, аналогичным образом аппроксимированы полиномами 2-й степени,
коэффициенты которых Cjk (см. формулу (5)) представлены в табл. 9.
Таким образом, табл. 9 является итоговой: она содержит 27 чисел-коэффициентов Cjk, которые станут исходными данными для алгоритма расчета Wx в продукции скважин на всех этапах разработки Ковыктинского НГКМ. Названный алгоритм состоит из следующих шагов:
1) задаются исходные данные Р3.макс, Р3, Ру, ty;
2) по соотношениям (2) и (3) рассчитываются Рз и Py,
3) по соотношению (5) с использованием соответствующих коэффициентов Cijk из табл. 9 рассчитываются девять коэффициентов b¡j(P3);
4) по соотношению (4) рассчитываются три коэффициента a ¡(t, Р3);
5) по соотношению (1) рассчитывается искомая величина W.M.
В качестве примера проиллюстрируем расчет Wx для условий: Рзмакс = 25,0 МПа; Рз =15 МПа; Ру =7,5 МПа; ty = 36 °С.
1. В соответствии с формулами (2) и (3) Ру = 7,5/15 = 0,5; р = 15/25 = 0,6.
2. По данным табл. 9 и соотношению (5) рассчитываем девять полиномиальных коэффициентов b ¡j(P3), зависящих от Рз:
1) boo= С002(Р)2 + coaP3 + С000 = -2,43 75-0,62 + + 4,011 0,6 - 1,5322 = -0,0031,
b01 = con(P3)2 + c011P3 + c010 = 266,5 0,62 -
- 437,24 0,6 + 162,32 = -4,084,
b 02 = C022(^)2 + c021p; + c020 = -8789-0,62 + + 14635^0,6 - 5353,4 = 263,56;
2) bw = cW2(P3?+ cmP3 + c,00 = 5,4063 0,62 -
- 8,3318-0,6 + 3,0011 = -0,05171,
bn = cln(P3? + clup + cU0 = -399,76 0,62 + + 645,18 0,6 - 230,06 = 13,1344,
b 12 = cl22(Pf + cX2p3 + c120 = 13334-0,62 -
- 22303^0,6 + 7934,7 = -646,86;
3) b20 = c202(^)2 + c2mP3 + c200 = -1,17Ю,62 + + 1,816^0,6 - 0,6202 = 0,0482,
b21 = cm(p)2 + cmP3 + c210 = 138,1Ю,62 -
- 214,98-0,6 + 70,354 = -8,918,
Таблица 7
Коэффициенты полинома (1) для разных значений температуры и Рз
V °С Рз = 25 МПа Рз = 20 МПа Рз = 15 МПа
a2(t, 1) a1(t; 1) a0(t; 1) a2(t; 0,8) a1(t; 0,8) a0(t; 0,8) a2(t; 0,6) a1(t; 0,6) a0(t; 0,6)
56 151,26 -411,67 262,51 145,6 -317,46 172,23 27,14 -74,731 47,81
46 190,86 -484,82 300,28 203,66 -421,68 221,78 67,84 -150,1 84,54
36 244,47 -582,24 346,94 272,19 -551,95 285,74 107,88 -236,87 133,32
25 307,52 -695,57 398,52 374,16 -736,19 369,83 167,68 -357,6 207,31
15 375,32 -821,02 455,08 504,92 -970,52 474,17 198,25 -458,31 269,29
Таблица 8
Матрицы коэффициентов Ь ¡(р) полинома (4)
Р Ь00 Ь01 Ь02 Ь10 ¿и Ь12 Ь20 Ь21 Ь22
1 0,0413 -8,4133 492,33 0,0756 15,358 —1034 0,0258 —6,5257 546,77
0,8 0,1166 -16,906 729,49 -0,2043 30,237 —1373,7 0,0838 —13,246 652,36
0,6 -0,0031 -4,0787 263,5 -0,0517 13,135 -646,68 0,0482 -8,9182 394,62
Таблица 9
Матрица коэффициентов С к полинома (5)
1 0 1 2
к 0 1 2 0 1 2 0 1 2
0 -2,4375 266,5 -8789 5,4063 -399,76 13334 -1,17 138,1 -4541,6
1 4,011 -437,24 14635 -8,3318 645,18 -22303 1,816 -214,98 7647
2 -1,5322 162,32 -5353,4 3,0011 -230,06 7934,7 -0,6202 70,354 -2558,6
Ь22 = с222(Рз)2+ с221Рз + с220 = -4541,6Ю,62 + + 7647^0,6 - 2558,6 = 394,624.
3. По соотношению (4) определяем три полиномиальных коэффициента а (Г), зависящих от
а
= Ьo2ty2
+ Ьо^у +
00
- 4,084^36 + 263,56 = 112,52;
а. = Ь^у2 + Ь^ + Ь
-0,0031-362 -
-0,0517362 +
1 "1Гу "1Гу "10
+ 13,134 36 - 646,86 = -241,04;
а2 = Ь22ty2 + Ь21ty + Ь20 = 0,0482 362 - 8,918х х36 + 394,624 = 136,04.
4. По соотношению (1) для актуального значения Ру определяем значение Wж, см3/м3:
^ж = а2(Щ + aJ(t)Py + ao(t) = 112,52 0,52 -- 241,04 0,5 + 136,04 = 43,65.
Оценка относительной погрешности расчетного значения Wж по сравнению с исходным значением (см. табл. 6) составляет
5 = ((43,65 - 42,44) / 42,44)-100 = 2,85 %.
Таким образом, в рассмотренном примере относительная погрешность расчетов жидкостного фактора не превышает 3 %, что свидетельствует о приемлемой точности предлагаемого метода аппроксимации. Аналогичный алгоритм расчета используется для формирования матрицы коэффициентов полиномиальных формул плотностей фаз.
При расчете характеристик флюидов другого газоконденсатного месторождения необходимо по исходному составу пластовой смеси и начальным термобарическим условиям произвести процедуры расчетов дифференциальной и контактной конденсации с получением параметров, отраженных в табл. 4-6.
Таким образом:
• предложена методика подготовки исходных данных о свойствах фаз газоконденсат-ных смесей для гидродинамических расчетов скважин и промысловых систем, работающих с жидкостью в продукции, основанная на полиномиальных аппроксимациях термодинамических параметров с использованием относительных значений давления в качестве аргумента. Методика проиллюстрирована на примере полиномиальной аппроксимации жидкостного фактора, рассчитанного с помощью программы 8сЫ1ишЪе^ег РУЛ для пластовой смеси Ковыктинского ГКМ;
• предложенная методика может быть использована для оценки термодинамических параметров пластовой смеси в эксплуатационных скважинах и промысловых системах на всех этапах разработки газоконденсатных месторождений.
* * *
Список литературы
1. Кирсанов С.А. Эмпирическая
4. Гужов Н.А. Методы аппроксимации свойств высокомолекулярных фракций при моделировании состава природных углеводородных смесей / Н.А. Гужов, О.В. Бузинова // Современное состояние и перспективы развития газоконденсатных и термодинамических исследований: сб. науч. трудов. - М.: Газпром: Газпром ВНИИГАЗ, 2005. - С. 179-192.
гидродинамическая модель вертикальных газожидкостных потоков в газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений / С.А. Кирсанов, В.Н. Гордеев, О.В. Николаев и др. // Газовая промышленность. - 2017. -
№ 4 (751). - С. 50-55. 2. Федулов Д.М. Изменение свойств
нестабильного углеводородного конденсата при движении флюида газоконденсатных месторождений в системе «пласт - скважина -шлейф» / Д.М. Федулов, В.А. Истомин, О.В. Николаев и др. // Вести газовой науки: Актуальные вопросы исследований пластовых систем месторождений углеводородов. -М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2017. - № 2 (30). -С. 132-138.
5. Николаев В.А. Исследование
термогидродинамических процессов в прискважинной зоне нефтегазоконденсатного пласта / В.А. Николаев, О.В. Бузинова,
B.И. Лапшин и др. // Разработка месторождений углеводородов: сб. науч. трудов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2008. -
C. 212-221.
3. Бузинов С.Н. Расчет потерь давления в газовых скважинах с высоким содержанием углеводородного конденсата / С.Н. Бузинов, О.В. Бузинова // Применение методов математического моделирования и информатики для решения задач газовой отрасли: сб. науч. ст. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012. - С. 85-87. - (Вести газовой науки).
Procedure for preparation of initial data on fluids' properties for hydrodynamic testing of wells at gas-condensate fields
D.V. Izyumchenko1, O.V. Buzinova1, O.V. Nikolayev1, K.N. Guzhov1*
1 Gazprom VNIIGAZ LLC, Bld. 1, Estate 15, Proyektiruemyy proezd no. 5537, Razvilka village, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russian Federation * E-mail: [email protected]
Abstract. Quantity and properties of a hydrocarbon fluid entering a well in course of its operation affect pressure losses in a well column and thereby determine both working and limiting behavior of the well. In this paper a universal method for approximation of thermodynamic parameters of gas-condensate mixtures is suggested. It is based on application of the relative pressure values as arguments of functions and affords to get practically tolerable initial data necessary for hydrodynamic calculations of operational regimes for liquid-producing wells. There is an example of polynomial approximation of the liquid factor calculated for a bedded mixture of Kovykta gas-condensate field using the Schlumberger PVTi program.
The suggested method suits for estimation of thermodynamic parameters in course of native gas travelling within the production wells and field systems at all the stages of gas-condensate field development.
Keywords: gas-condensate mixture, two-phase flow, pressure losses, approximation of thermodynamic parameters, field system, hydrodynamic calculation of operation regimes.
1. KIRSANOV, S.A., V.N. GORDEYEV, O.V. NIKOLAYEV et al. Empiric hydrodynamic model of vertical gasliquid flows in gas wells at a late stage of field development [Empiricheskaya gidrodinamicheskaya model vertikalnykh gazozhidkostnykh potokov v gazovykh skvazhinakh na pozdney stadii razrabotki mestorozhdeniy]. Gazovayapromyshlennost. 2017, no. 4 (751), pp. 50-55. ISSN 0016-5581. (Russ.).
2. FEDULOV, D.M., V.A. ISTOMIN, O.V. NIKOLAYEV, P.A. MOISEYKIN. Changes in behavior of a volatile hydrocarbon condensate, when a gas-condensate field fluid moves in a "reservoir - well - tail pipeline" system [Izmeneniye svoystv nestabilnogo uglevodorodnogo kondensata pri dvizhenii fluida gazokondensatnykh mestorozhdeniy v sisteme "plast - skvazhina - shleyf']. Vesti Gazovoy Nauki: collected scientific technical
References
papers. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2017, no. 2 (30): Actual issues in research of bedded hydrocarbon systems, pp. 132-138. ISSN 2306-8949. (Russ.).
3. BUZINOV, S.N. and O.V. BUZINOVA. Estimation of pressure losses in gas wells with high concentration of hydrocarbon condensate [Raschet poter davleniya v gazovykh skvazhinakh s vysokim soderzhaniyem uglevodorodnogo kondensata]. In: Application of mathematical modeling and information methods to solve gas industry problems [Primeneniye metodov matematicheskogo modelirovaniya i informatiki dlya resheniya zadach gazovoy otrasli]: collection of sc. articles. Moscow: Gazprom VNIIGAZ LLC, 2012, pp. 85-87. (Russ.).
4. GUZHOV, N.A. and O.V. BUZINOVA. Methods for approximation of high-molecular fractions' properties at modelling compositions of natural hydrocarbon mixtures [Metody approksimatsii svoystv vysokomolekulyarnykh fraktsiy pri modelirovanii sostava prirodnykh uglevodorodnykh smesey]. In: State of art and outlooks for development of gas-condensate and thermodynamic research [Sovremennoye sostoyaniye i perspektivy razvitiya gazokondensatnykh i termodinamicheskikh issledovaniy]: collection of sc. articles. Moscow: Gazprom and Gazprom VNIIGAZ, 2005, pp. 179-192. (Russ.).
5. NIKOLAYEV, V.A., O.V. BUZINOVA, V.I. LAPSHIN et al. Studying thermal hydrodynamic processes in a well-bore zone of an oil-gas-condensate layer [Issledovaniye termogidrodinamicheskikh protsessov v priskvazhinnoy zone neftegazokondensatnogo plasta]. In: Development of hydrocarbon fields [Razrabotka mestorozhdeniy uglevodorodov]: collected sc. papers. Moscow: Gazprom and Gazprom VNIIGAZ, 2008, pp. 212-221. (Russ.).
