Тип публикации: статья из журнала
Год издания: 2026
Идентификатор DOI: 10.25699/SSSB.2026.66.2.013
Ключевые слова: многофазный поток, расходометрия, газовые скважины, конденсатно-газовый фактор, КГФ
Аннотация: Настоящая статья посвящена разработке и обоснованию методики определения конденсатно-газового фактора (КГФ) по данным инструментализованной многофазной расходометрии. Актуальность темы обусловлена необходимостью импортозамещения в сфере высокоточных промысловых измерений, а также стратегической важностью повышения рентабельности доПоказать полностьюбычи жидких углеводородов для газодобывающих предприятий. В условиях ужесточения требований к достоверности учета сырья и минимизации потерь при транспортировке на территории Российской Федерации, а также в связи с переходом значительной части фонда скважин на поздние стадии разработки, традиционные дискретные методы определения КГФ (глубинный пробоотбор, сепарационные испытания) демонстрируют недостаточную эффективность из-за высокой инерционности и невозможности непрерывного мониторинга. Предлагаемый подход базируется на интеграции расходомера на базе трубы Вентури, устанавливаемого на выкидной линии, и двухточечного плотномера, реализованного с помощью высокоточных датчиков давления на устье и на глубине 100-200 метров. Данная конфигурация позволяет в режиме реального времени определять плотность потока и разделять массовые расходы газа и жидкой фазы. Рассмотрены несколько вариантов компоновок заканчивания скважины, предусматривающие как периодические исследования, так и непрерывный мониторинг КГФ в режиме реального времени. Приведены результаты опытно-промышленных испытаний, подтверждающие работоспособность методики. This paper is devoted to the development and validation of a methodology for determining the condensate-gas ratio (CGR) based on instrumented multiphase flowmetry. The relevance of the topic is driven by the need for import substitution in the field of high-precision field measurements, as well as the strategic importance of increasing the profitability of liquid hydrocarbon production for gas-producing enterprises. Under the conditions of stricter requirements for raw material accounting reliability and minimization of transportation losses within the Russian Federation, and due to a significant portion of the well stock transitioning to late-stage development, traditional discrete methods for CGR determination (downhole sampling, separator testing) demonstrate insufficient effectiveness due to their high inertia and inability to perform continuous monitoring. The proposed approach is based on the integration of a Venturi tube flowmeter installed on the flowline and a two-point densitometer implemented using high-precision pressure sensors at the wellhead and at a depth of 100-200 meters. This configuration enables real-time determination of flow density and separation of mass flow rates of gas and liquid phases. Several well completion configurations are considered, providing both periodic testing and continuous real-time CGR monitoring. The results of pilot industrial tests confirming the operability of the methodology are presented. This article presents the development, testing, and field implementation of a Venturi tube-based flowmeter designed for continuous monitoring of oil and gas production wells under challenging multiphase flow conditions. Comparative CFD modeling demonstrated the Venturi tube's superiority over nozzle-type restrictors, showing significantly lower pressure losses (5.8 kPa vs. 35 kPa at 100 bar), absence of stagnant zones promoting hydrate formation, and minimal sensitivity to liquid droplets in gas streams.
Журнал: Южно-Сибирский научный вестник
Выпуск журнала: №2
Номера страниц: 107-113
ISSN журнала: 23041943
Место издания: Бийск
Издатель: Алтайский государственный технический университет им. И.И. Ползунова, Институт проблем химико-энергетических технологий СО РАН, Общество с ограниченной ответственностью "Малое инновационное предприятие "Политех", ООО "Центр ультразвуковых технологий"