Kazakhstan journal for oil & gas industryKazakhstan journal for oil & gas industry2707-42262957-806XKMG Engineering10873610.54859/kjogi108736Научная статьяАлгоритм определения массового расхода и сухости теплового агента на устье паронагнетательных скважин в специализированном программном обеспеченииЕрлепесовМурат Усеновичm.yerlepessov@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0007-8581-2786ЕрмековАбай АлматаевичA.Yermekov@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0003-2130-2489АмировСаин Кубейсиновичs.amirov@kmge.kzhttps://orcid.org/0009-0005-7771-5535Филиал КМГ Инжиниринг «КазНИПИмунайгаз»110420257154652903202404032025Copyright © 2025, Ерлепесов М.У., Ермеков А.А., Амиров С.К.2025<p><strong>Обоснование.</strong> Определение массового расхода и сухости теплового агента на устье паронагнетательных скважин является критически важным процессом в эксплуатации, оптимизации и эффективном контроле регулирования его нагнетания. Ввиду того, что современные приборы определения расхода пара, основанные на замере переменного потока двухфазной среды (пар и вода), имея методическую погрешность более 10%, не могут обеспечить необходимую точность и достоверность измерений, возникла потребность в разработке расчётного варианта с применением специализированного программного обеспечения, который позволял бы корректно решить проблему определения степени сухости пара.</p> <p><strong>Цель.</strong> Разработка алгоритма расчёта массового расхода и сухости теплового агента на устье паронагнетательных скважин месторождения K с помощью специализированного программного обеспечения.</p> <p><strong>Материалы и методы.</strong> Двухфазный поток пара и воды в скважинах является сложным процессом, где важно учитывать, как физические свойства среды (температура, давление, вязкость), так и гидравлические характеристики системы (сопротивление трубопроводов, потери давления). Математическая симуляция двухфазного потока «пар – вода» выполнена в специализированном программном комплексе путём построения наземной модели и проведения гидравлических расчётов. Данный специализированный программный комплекс позволил построить математическую модель, учитывающую эти параметры, что обеспечивает высокую точность и надёжность расчётов.</p> <p><strong>Результаты.</strong> Разработан алгоритм расчёта массового расхода и сухости теплового агента на устье паронагнетательных скважин месторождения K на основе модели наземной системы паронагнетания посредством применения специализированного программного комплекса. Симуляция позволяет предсказать и оптимизировать работу паронагнетательных скважин. Путём изменения параметров модели (например, режима добычи, параметров теплоносителя) можно оценить влияние на производительность скважин и эффективность всей системы.</p> <p><strong>Заключение.</strong> На сегодняшний день не представилось возможным подобрать оборудование, позволяющее корректно регистрировать двухфазный поток закачиваемого в скважины паротеплового агента, характерного для условий месторождения K. Разработанный с помощью специализированного программного комплекса алгоритм применим при формировании технических решений с целью повышения эффективности контроля регулирования процессов паронагнетания.</p>steammass flow ratedrynesssteam injection wellhydraulic calculation of steam pipelineбумассалық шығынқұрғақтықбу айдау ұңғымасыбу құбырын гидравликалық есептепармассовый расходсухостьпаронагнетательная скважинагидравлический расчёт паропровода1.Abarinov YG, Sarelo KS. Metodicheskiye pogreshnosti izmereniya energii vlazhnogo para teploschetchikami na sukhoy nasyshchennyy par. Izmeritel’naya tekhnika. 2002;3. (In Russ).2.kep-products.ru [Internet]. Kessler-Ellis Products Co. Inc. : Principles of steam flow measurement. Background information. Measurement of steam flow [cited 2023 Dec 25]. Available from: https://kep-products.ru/meriem-rashod-para/500-podhodi-k-izmerenija-rashoda-para.html. (In Russ).3.Sychev G. Izmereniye raskhoda vlazhnogo para. Spiraskop. 2012;2:6–8. (In Russ).4.metronic.ru [Internet] Metronic: Sistema izmereniya sukhosti para [cited 2013 Dec 12]. Available from: http://www.metronic.ru/stat/st012.html. (In Russ).5.Kovalenko AV. Matematicheskaya model dvuhfaznogo techeniya vlazhnogo para v paroprovodah. Uchyot energonositeley. 2011. Availbale from: https://www.rosteplo.ru/Tech_stat/stat_shablon.php?id=2424. (In Russ).6.Romanov AY, Tsaplin SV, Bolychev SA, Popkov VI. Matematicheskaya model’ teplomassoperenosa v paronagnetatel’noj skvazhine. Oil & Gas. 2013;4. (In Russ).7.Khasani I, Harijoko A, Dwikorianto T, Patangke S. Development of measurement method of steam-water two-phase flow system using single frequency waves. Proceedings of 35th Workshop on Geothermal Reservoir Engineering Stanford University; 2010 Feb 1–3; Stanford University, Stanford, USA. Available from: https://es.stanford.edu/ERE/pdf/IGAstandard/SGW/2010/khasani.pdf.8.Sadykov AF. Multiphase Flow Simulator PIPESIM – a complete set of workflows for modeling production operations. Oil. Gas. Innovations. 2019;12:36–40. (In Russ).9.digital.slb.ru [Internet]. Schlumberger: PIPESIM User’s Guide. Version 2020.1 [cited 2023 Dec 26]. Available from: https://digital.slb.ru/products/pipesim/pipesim_2020_1/.(In Russ).10.Yermekov AA, Baspayeva AT, Amirov SK. Application of simulation to optimize the oil-gathering system of the “N” oil field. Kazakhstan journal for oil & gas industry. 2023;5(1):94–102. doi: 10.54859/kjogi108599. (In Russ).11.Zakenov ST, Yermekov АА, Nurshakhanova LK, Aijanova SS. Convergence Issues of Hydrodynamic Models of Reservoir Pressure Maintenance Systems. Oil and Gas Technologies. 2021;4:32–36. doi: 10.32935/1815-2600-2021-135-4-32-35. (In Russ).