СПОСОБ ОПРЕДЕЛЕНИЯ ДИНАМИЧЕСКОГО ЗАБОЙНОГО ДАВЛЕНИЯ ГЛУБОКОЙ ГАЗОКОНДЕНСАТНОЙ СКВАЖИНЫ Российский патент 2023 года по МПК E21B47/06 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в глубоких газоконденсатных скважинах, имеющих сложное пространственное расположение ствола и вскрывающих пласты с высоким конденсатосодержанием.

Так, наличие работоспособного забойного датчика в ачимовской скважине участка 2А не является гарантией знания истинной величины забойного давления (в практике газовой промышленности это давление на глубинной отметке середины интервала перфорации) поскольку скважинный датчик давления и температуры устанавливается на 100-300 м (в среднем 180 м) выше башмака насосно-компрессорных труб или 200-400 м (в среднем 280 м) выше середины интервала перфорации при протяженности ствола скважины в среднем 4000 м.

Достоверное определение величины забойного давления является неотъемлемым условием при решении многих задач планирования и контроля разработки месторождений, связанных с интерпретацией гидродинамических исследований, проведением узлового анализа и расчетом рабочей точки системы «скважина-пласт», оценкой потенциала скважин, обоснованием и оптимизацией технологического режима их эксплуатации с целью достижения запланированных уровней добычи углеводородов в изменяющихся условиях разработки месторождения.

Решаемой при этом задачей является гидродинамический расчет параметров многофазного потока в стволе скважин различных конструкций на основании расчетов фазовых превращений многокомпонентной газоконденсатной системы, значимых для определения гидродинамических характеристик потока физических свойств скважинного флюида, определения режима многофазного потока при заданных устьевых параметрах и известном составе добываемого флюида. Знание функциональных зависимостей потерь давления в скважинах и, в конечном счете, величины забойного давления в условиях отсутствия либо неработоспособности забойных датчиков давления и температуры позволяет устанавливать оптимальную величину депрессии на пласт с целью максимизации добычи конденсата.

Известен способ оперативного контроля технического состояния газовых и газоконденсатных скважин [RU 2607004 С1, МПК Е21В 47/10, 47/06, G06F 17/00 (2006.01), опубликовано 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 газодинамических исследований (далее - 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, результаты сопоставления рассчитанных по барометрической формуле значений с эталонными зависимостями в ряде случаев возможно неверно интерпретировать ввиду обозначенных погрешностей при пересчете устьевого давления в забойные условия.

Известен способ определения коэффициента гидравлического сопротивления в стволе газовой скважины, включающий измерение во время газодинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления и температуры газа на забое скважины, а также расхода газа (дебита) скважины, давления и температуры на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем [RU 2626098 С1, МПК Е21В 43/00, Е21В 47/00, опубликовано 21.07.2017]. Используя полученные с заданным шагом дискретизации во времени результаты измерения устьевых параметров и расхода газа, определяют текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления ствола газовой скважины по математической формуле, обеспечивая 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.

Известен способ определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины [RU 2684270 С1, МПК Е21В 47/06, Е21В 47/10, (2012.01), опубликовано 04.04.2019], где производится 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 строится график зависимости фактического полного сопротивления от дебита газоконденсатной смеси, по которому определяют эмпирическое значение коэффициента гидравлического сопротивления, с учетом которого определяют динамическое забойное давление.

Недостатком известного способа является то, что динамическое забойное давление определяют по указанной математической зависимости, которая получена для условий вертикального потока сухого газа, поэтому неизменное значение его относительной плотности снижает чувствительность данного метода к факту изменения плотностей фаз газа и конденсата по стволу скважины, и, тем более, не учитывает дополнительные потери давления вследствие взаимодействия фаз. Очевидно, что, выполняя расчеты распределения давления по стволу ачимовских скважин, гипотетически не совсем верно рассматривать поток пластовой продукции как гомогенную смесь. Кроме того, недостатком данного способа является необходимость проведения работ по спуску глубинного манометра в работающую скважину с целью определения фактического забойного давления и, следовательно, коэффициента гидравлического сопротивления, соответствующего текущему режиму эксплуатации скважины.

Многофазный поток в описанных выше способах рассматривается как однородная смесь газа и жидкости. В ряде корреляций не учитывается эффект проскальзывания между фазами, - газ, как правило, перемещается быстрее жидкости - в результате чего расчетная величина давления занижается, поскольку прогнозное содержание жидкости в стволе скважины оказывается меньшим, чем в действительности. Для того чтобы учесть эффект проскальзывания, вводятся поправки для объемного содержания жидкости.

Технической проблемой, на решение которой направлен предлагаемый способ, является определение динамического забойного давления в глубоких газоконденсатных скважинах различного профиля с учетом актуализации состава пластового флюида.

Состав добываемого флюида газоконденсатного месторождения в динамике разработки определяется по аналитической методике, в которой аргументом является пластовое давление, сам расчет представляет собой итерационный цикл с определением составов флюида на каждом шаге снижения давления. Результатом является массив данных компонентно-фракционных составов флюида, соответствующих расчетным шагам величины пластового давления. Полученные расчетные составы с периодичностью, определенной проектными документами на разработку месторождений, контролируются и соотносятся с результатами текущих газоконденсатных исследований скважин (далее - ГКИ).

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение является повышение точности определения динамического забойного давления в глубоких газоконденсатных скважинах, имеющих сложное пространственное расположение ствола.

Указанный технический результат достигается тем, что способ определения динамического забойного давления глубокой газоконденсатной скважины характеризуется тем, что используют известные данные об инклинометрии скважины, внутреннем диаметре и глубине спуска лифтовых труб, определяют дебит пластового газа, соответствующий текущим величинам устьевых давления и температуры, путем выполнения гидродинамических исследований скважин, определяют исходные данные по результатам первичных газоконденсатных исследований и PVT-исследований (Pressure, Volume, Temperature) пластового флюида, включающие построение модели пластовой газоконденсатной смеси, с десятиградусными фракциями, причем в качестве исходного состава принимают компонентно-фракционный состав, соответствующий текущему забойному давлению, для полученной модели проводят расчетные CVD-эксперименты (Constant Volume Depletion) со снижением давления с шагом 1 МПа, формируют массив компонентно-фракционных составов флюида, соответствующих расчетным шагам снижения величины пластового давления по мере истощения залежи, далее определяют забойное давление в первом приближении на основании полученных значений и исходных данных по дебиту пластового газа, устьевым давлению и температуре, выбирают из рассчитанного массива компонентно-фракционного состава флюида, соответствующее забойному давлению в первом приближении, рассчитывают компонентно-фракционные составы паровой и жидкой фаз скважинного флюида, с последующим определением их физических свойств для установления структуры потока на каждом расчетном шаге по стволу скважины, затем с использованием механистического подхода к расчету потерь давления по стволу скважины рассчитывают градиент давления для расчетного шага по стволу скважины, по определенной величине потерь давления на расчетном шаге по стволу скважины и рассчитанной с использованием геотермического градиента температуре повторяют расчет величины потерь давления для следующего расчетного шага по стволу скважины, проводят расчет до достижения отметки устья по инклинометрии, сравнивают полученную величину рассчитанного устьевого давления с исходным, проводят корректировку забойного давления на данную величину и повторяют расчет до достижения сходимости рассчитанного устьевого давления с фактическим до требуемой точности.

Способ базируется на расчете гидравлических потерь (градиента давления) по стволу скважины с учетом фазового состояния газоконденсатной системы на основании определения величин дебита пластового газа, состава добываемого флюида при выполнении газоконденсатных исследований скважины, устьевых значений давления и температуры, известной конструкции скважины (инклинометрия ствола, диаметры и глубины обсадной колонны, насосно-компрессорных труб) и результатов скважинной термометрии.

Повышение точности определения динамического забойного давления обеспечивается за счет использования механистического моделирования с учетом расширенного перечня значимых гидродинамических параметров, позволяющих выполнить моделирование многофазного потока и определить потери давления по стволу скважины с учетом состава, соответствующего актуальным барическим характеристикам пластовой системы. При этом для определения структуры потока и, соответственно, градиента давлений учитывается пространственное положение ствола, определенное по результатам инклинометрии, и фазовое состояние флюида в расчетных элементах скважины, определенное по результатам ГКИ. Это позволяет определить свойства фаз в любой точке скважины, учесть гетерогенность потока, его структуру, неизотермичность течения и, как следствие, изменение величины градиента давления в каждом расчетном элементе по стволу скважины, при этом необходимость проведения ГДИ, спускоподъемных операций и PVT-исследований для каждой скважины отсутствует.

Достоинством предлагаемого способа определения динамического забойного давления газоконденсатной скважины является отсутствие необходимости проведения PVT-исследований для каждой скважины. Компонентно-фракционный состав пластового флюида для каждой скважины является неотъемлемой информацией для определения динамического забойного давления, однако в предлагаемом способе выполняется составление матрицы компонентно-фракционных составов по результатам экспериментов дифференциальной конденсации пластового флюида со снижением давления с шагом 1 МПа, с дальнейшим выбором составов, соответствующих давлению и величине потенциального конденсатосодержания, определенного в результате проведения первичных газоконденсатных исследований, охватывающих весь фонд добывающих скважин.

Термин «механистическое моделирование» применим к случаям, когда необходимо учесть процессы двухфазного течения и связанный с этим комплекс физических эффектов. Таким образом, механистическое моделирование основывается на принятии ряда допущений таким образом, чтобы доминирующие явления были учтены в математической модели, а менее важные игнорировались. Подход к решению задачи, основанный на механистическом моделировании дает сравнительно простое расчетное средство, при этом обеспечивая более точные результаты расчета, чем при моделировании с использованием эмпирических корреляций. Механистический подход в моделировании позволяет путем экстраполяции расчетных данных прогнозировать процессы газожидкостного течения в области, где отсутствуют экспериментальные данные, т.е. с достаточной точностью осуществлять расчетный эксперимент.

Сущность заявляемого способа поясняется нижеследующими фигурами и описанием.

На фиг. 1 представлен кросс-плот результатов расчета забойного давления в ряде скважин, определяемого по предлагаемому способу.

На фиг. 2 приведен пример графического представления инклинометрии одной из ачимовских скважин участка 2А.

На фиг. 3 схематично представлена последовательность расчета величины потерь давления по стволу скважины.

Исходными данными для прогнозирования градиента давления по стволу глубокой газоконденсатной скважины являются: конструкция и профиль скважины, устьевые термобарические условия, а также пластовая температура и расходные характеристики потока, состав пластового флюида, полученный в результате первичных ГКИ.

По результатам комплексных ГКИ и PVT-исследований пластового флюида составляется его модель, которая представлена углеводородными (ряд н-алканов от метана до бутанов) и неуглеводородными (N₂, СО₂) компонентами, группа С₅₊ разбита на 10-градусные фракции по индивидуальным температурам кипения (ИТК). Для данной модели проводится ряд CVD-экспериментов со снижением давления с шагом 1 МПа, результатом которых является массив компонентно-фракционных составов пластового флюида. В качестве исходного состава принимается компонентно-фракционный состав, соответствующий текущему забойному давлению. Поскольку забойное давление является искомой величиной, процедура расчета является итеративной.

В качестве первого приближения используется формула барометрического нивелирования [Инструкция по комплексным исследованиям газовых и газоконденсатных скважин, Р Газпром 086-2010 - М.: Газпром экспо, 2011. - 523 с.]:

где Р_заб - забойное давление, МПа;

P_уст - устьевое давление, МПа;

е - 2,7183 - основание натурального логарифма.

Поскольку процесс неизотермический, рабочая температура рассчитывается также по шагам инклинометрии, как и давление. При известных значениях температуры на устье и на забое (которая в случае неработоспособности забойного датчика принимается равной пластовой), а также геотермического градиента, рассчитывается профиль температуры по стволу скважины.

Расчет распределения давления по стволу скважины при установившемся неизотермическом движении газожидкостной смеси сводится к решению системы уравнений сохранения количества движения и энергии смеси, в качестве замыкающих соотношений используются:

- уравнение состояния для определения соотношения и составов фаз, а также их плотностей на линии насыщения;

- соотношения для расчета вязкостей газа и нестабильного конденсата, а также межфазного натяжения;

- функциональные зависимости для определения структуры течения и гидравлических потерь.

Наиболее полно проработанным и часто используемым в инженерной практике является уравнение состояния Пенга-Робинсона [Гуревич Г.Р., Брусиловский А.И. Справочное пособие по расчету фазового состояния и свойств газоконденсатных смесей. - М.: Недра, 1984, - 264 с.], которое возможно адаптировать и применять для условий и составов пластового газа, характерных для ачимовских отложений УНГКМ. После определения соотношения, составов и плотностей фаз для текущих давления и температуры рассчитываются вязкости газа и нестабильного конденсата, а также межфазное натяжение.

Для нахождения вязкости газовой смеси произвольного состава в широком диапазоне давлений и температур используются соотношения Дина и Стила с уточнениями О.В. Калашникова; наилучшую точность расчета вязкости жидких углеводородов от C₁ до С₁₀ и их смесей в состоянии насыщения дает корреляция И.А. Недужего, Ю.И. Хмары и О.И. Волкова с уточнениями О.В. Калашникова [Калашников О.В., Иванов Ю.В. Инженерные расчетные модели технологических сред газопереработки. 4. Вязкость, теплопроводность и поверхностное натяжение // Хим. технология. 1991 - №3. - с. 28-34.].

Коэффициент межфазного натяжения рассчитывается по методу Маклеода-Сагдена [Рид Р., Праусниц Дж., Шервуд Т. Свойства газов и жидкостей. - Л.: Химия, 1982. - 591 с.].

Ввиду высоких рабочих давлений и температур, а также низкого межфазного натяжения, в скважине создаются условия для существования кольцевого режима потока, при котором газоконденсатное ядро представляет собой туманообразный поток, в котором одна часть жидкой фазы движется совместно с паровой без проскальзывания. При этом оставшаяся часть жидкости тонкой равновесной пленкой покрывает шероховатости лифтовых труб, делая их гидравлически гладкими. Потери давления рассчитываются с шагом, равным шагу инклинометрии по стволу скважины (25 м), при этом на каждом шаге рассчитывается парожидкостное равновесие (исходя из предположения, что равновесие успевает наступить), а также физические свойства смеси.

Пример осуществления способа.

Внедрено при обосновании технологических режимов эксплуатации газоконденсатных скважин ГКП-22 (газоконденсатного промысла) Уренгойского ПГКМ.

Расчетные данные сравнили с показаниями забойной телеметрии трех скважин различных конструкций (фиг. 1). Предложенный способ демонстрирует большую точность для рассмотренного банка данных: для вертикальных скважин среднее отклонение значений забойных давлений, полученных по предлагаемому методу, от фактических составило 0,2%, для наклонно-направленных скважин - 0,4%, для скважин с субгоризонтальным профилем - 0,6%.

Пример расчета динамического забойного давления глубокой газоконденсатной скважины.

На скважине X, эксплуатирующей, например, ачимовские отложения Уренгойского НГКМ с высоким конденсатосодержанием, необходимо определить текущее забойное давление. Перечень информации, необходимый для определения динамического забойного давления, можно представить в виде трех блоков данных:

- конструкция скважины (инклинометрия скважины (фиг. 2), включающая глубину скважины по стволу и по вертикали по шагам инклинометра ΔL=25 м, внутренний диаметр насосно-компрессорной трубы),

- свойства компонентов и фракций пластового флюида (критические давление и температура - для индивидуальных компонентов, плотность, молекулярная масса и температура кипения - для фракций), которые определяются единожды при установлении потенциального конденсатосодержания пластового флюида с определением плотности и молекулярной массы газа сепарации и нестабильного конденсата в результате проведения ГКИ и соответствующих лабораторных исследований, далее составы определяются по известным расчетным алгоритмам для текущего забойного давления,

- эксплуатационные параметры скважины (устьевые давление и температура, определяемые по устьевым датчикам телеметрии, дебит пластового газа, определяемый по расходомеру, установленному в обвязке скважины, забойная температура, определяемая при записи термометрии при проведении геофизических исследований скважины).

Исходные данные:

L=3733 м

d=0,076 м

Q_г = 433 тыс.м³/сут.

Р_уст = 21,81 МПа

Т_уст - 332 К

Т_заб = 379 К

Отдельным этапом предварительно рассчитываются физико-химические свойства фаз (плотность, вязкость, объемные коэффициенты, коэффициент поверхностного натяжения, коэффициент сверхсжимаемости) на основании известного состава добываемой газоконденсатной смеси и решения уравнения состояния.

Поскольку градиент давления рассчитывается с шагом, равным шагу инклинометрии по стволу скважины, модель скважины разбивается на соответствующее число расчетных секций, рассчитывается величина забойного давления в первом приближении с использованием формулы барометрического нивелирования, далее для состава пластового газа, соответствующего величине забойного давления в первом приближении, рассчитывается градиент давления и, соответственно, давление (снизу вверх) для первой секции (фиг. 3):

где - градиент давления.

Расчет градиента давления при кольцевом режиме течения производится следующим образом.

Записывая закон сохранения импульса отдельно для пленки и для газового ядра, получаем следующие соотношения:

где - градиенты давления в ядре и пленке соответственно, Па/м;

A_G, A_F - площади, занимаемые ядром потока и пленкой соответственно, м²; ρ_c - плотность газового ядра, кг/м³; τ - касательное напряжение, кг/м⋅с²; S - длина окружности сечения; θ - угол наклона трубы относительно горизонта, град.; нижний индекс «F» относится к пленке, «С» - к газовому ядру.

Плотность флюида в газовом ядре, объемная доля захваченных газом капель жидкости, значения числа Рейнольдса для пленки и ядра рассчитаны ранее.

Переходя в соответствии с моделью Анзари и др. [Брилл Дж. П., Мукерджи X. Многофазный поток в скважинах. - Москва-Ижевск: Институт компьютерных исследований, 2006] к понятиям безразмерной толщины пленки комплексным безразмерным параметрам Z, связывающему силу межфазного трения с толщиной пленки, и F_E, определяющему долю захваченных в ядро потока капель, формула для касательного напряжения в пленке будет иметь вид

где

а формула для касательного напряжения между фазами

где

Подставляя вышеописанные выражения в уравнения сохранения импульса вместо неизвестных параметров, их можно записать иначе, получив следующие выражения для градиента давления при кольцевом режиме потока:

Градиенты давления в пленке и газовом ядре одинаковы, поэтому выражения для определения неизвестного параметра безразмерной толщины пленки

Значение параметра безразмерной толщины пленки также рассчитано ранее, при определении режима течения потока с использованием итерационного подхода Ньютона-Рафсона.

Общий градиент давления вычисляется по любому из уравнений:

или

где и - безразмерные параметры, с целью упростить данное уравнение

где Y_M - безразмерный модифицированный параметр Мартинелли, описывающий нестабильность пленки.

Таким образом,

или

Относительная разница между рассчитанными величинами градиента давления в пленке и газовом ядре составляет 0,25%, что подтверждает корректность расчета.

Таким образом, значение давления для следующего расчетного шага по стволу скважины рассчитывают:

или

Дальнейшие расчеты проводят по аналогичной схеме для каждого расчетного шага,

где N - количество расчетных шагов по стволу скважины от забоя (середины интервала перфорации) до устья.

Далее полученное значение устьевого давления, соответствующее величине забойного давления в первом приближении, сравнивается с известным устьевым давлением, определенным по устьевому манометру, и на полученную разницу корректируется величина забойного давления во втором приближении. Далее для этого значения подбирается соответствующий модельный состав пластового флюида и расчет повторяется. Расчет заканчивается, когда сходимость рассчитанного устьевого давления с фактическим достигает требуемой точности.

Таким образом, предлагаемый способ обеспечивает повышение точности определения динамического забойного давления в глубоких газоконденсатных скважинах, имеющих сложное пространственное расположение ствола.

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности, а именно к способам расчета динамического забойного давления в глубоких газоконденсатных скважинах, имеющих сложное пространственное расположение ствола и вскрывающих пласты с высоким конденсатосодержанием. Способ определения динамического забойного давления глубокой газоконденсатной скважины характеризуется тем, что используют известные данные об инклинометрии скважины, внутреннем диаметре и глубине спуска лифтовых труб. Определяют дебит пластового газа, соответствующий текущим величинам устьевых давления и температуры, путем выполнения гидродинамических исследований скважин. Определяют исходные данные по результатам первичных газоконденсатных исследований и PVT-исследований пластового флюида, включающие построение модели пластовой газоконденсатной смеси с десятиградусными фракциями. В качестве исходного состава принимают компонентно-фракционный состав, соответствующий забойному давлению, определенному при первичных газоконденсатных исследованиях скважины. Для полученной модели проводят расчетные CVD-эксперименты со снижением давления с шагом один мегапаскаль и формируют массив компонентно-фракционных составов флюида, соответствующих расчетным шагам снижения величины пластового давления по мере истощения залежи. Определяют забойное давление в первом приближении на основании полученных значений и исходных данных по дебиту пластового газа, устьевым давлению и температуре. Выбирают из рассчитанного массива компонентно-фракционного состава флюида состав, соответствующий забойному давлению в первом приближении. Далее рассчитывают компонентно-фракционные составы паровой и жидкой фаз скважинного флюида с последующим определением их физических свойств для установления структуры потока на каждом расчетном шаге по стволу скважины. С использованием механистического моделирования расчета потерь давления по стволу скважины рассчитывают градиент давления, принимаемый постоянным для расчетного шага по стволу скважины. По определенной величине потерь давления на расчетном шаге по стволу скважины и рассчитанной с использованием геотермического градиента температуры повторяют расчет величины потерь давления для следующего расчетного шага по стволу скважины. Проводят расчет до достижения отметки устья по инклинометрии. Сравнивают полученную величину рассчитанного устьевого давления с исходным, проводят корректировку забойного давления на данную величину и повторяют расчет до достижения сходимости рассчитанного устьевого давления с исходным до требуемой точности. Обеспечивается повышение точности определения динамического забойного давления в глубоких газоконденсатных скважинах, имеющих сложное пространственное расположение ствола. 3 ил., 1 пр.

Способ определения динамического забойного давления глубокой газоконденсатной скважины, характеризующийся тем, что используют известные данные об инклинометрии скважины, внутреннем диаметре и глубине спуска лифтовых труб, определяют дебит пластового газа, соответствующий текущим величинам устьевых давления и температуры, путем выполнения гидродинамических исследований скважин, определяют исходные данные по результатам первичных газоконденсатных исследований и PVT-исследований пластового флюида, включающие построение модели пластовой газоконденсатной смеси с десятиградусными фракциями, причем в качестве исходного состава принимают компонентно-фракционный состав, соответствующий забойному давлению, определенному при первичных газоконденсатных исследованиях скважины, для полученной модели проводят расчетные CVD-эксперименты со снижением давления с шагом один мегапаскаль, формируют массив компонентно-фракционных составов флюида, соответствующих расчетным шагам снижения величины пластового давления по мере истощения залежи, далее определяют забойное давление в первом приближении на основании полученных значений и исходных данных по дебиту пластового газа, устьевым давлению и температуре, выбирают из рассчитанного массива компонентно-фракционного состава флюида состав, соответствующий забойному давлению в первом приближении, рассчитывают компонентно-фракционные составы паровой и жидкой фаз скважинного флюида с последующим определением их физических свойств для установления структуры потока на каждом расчетном шаге по стволу скважины, далее с использованием механистического моделирования расчета потерь давления по стволу скважины рассчитывают градиент давления, принимаемый постоянным для расчетного шага по стволу скважины, по определенной величине потерь давления на расчетном шаге по стволу скважины и рассчитанной с использованием геотермического градиента температуры повторяют расчет величины потерь давления для следующего расчетного шага по стволу скважины, проводят расчет до достижения отметки устья по инклинометрии, сравнивают полученную величину рассчитанного устьевого давления с исходным, проводят корректировку забойного давления на данную величину и повторяют расчет до достижения сходимости рассчитанного устьевого давления с исходным до требуемой точности.