1. Подготавливаем исходные данные:
| Параметры, характеризующие режим скважины: | |
| - дебит скважины по жидкости в стандартных условиях, м3/сут; |
| -массовая и объемная обводненность продукции; |
| - давление на устье либо на забое, МПА; |
| Тпл | -температура пласта, о К; |
| - геотермический градиент, о К / м; |
| - глубина скважины, м; |
| Н | - глубина спуска колонны НКТ, м; |
| - угол отклонения ствола от вертикали, градусы; |
| - внутренний диаметр колонны НКТ, м; |
| - внутренний диаметр колонны НКТ, м. |
| Исходные данные, характеризующие свойства нефти, воды и газа: | |
| - плотность дегазированной нефти в стандартных условиях, кг/м3; |
| - динамическая вязкость нефти в стандартных условиях, мПА*с; |
| - давление насыщения нефти газом при пластовой температуре, МПа; |
| Г | - газонасыщенность пластовой нефти (газовый фактор), приведенная к нормальным условиям, м3/м3; |
| - плотность газа при нормальных условиях, кг/м3; |
| - плотность пластовой воды в нормальных условиях, кг/м3; |
| с | - концентрация солей в воде, г/л; |
| - молярные доли азота и метана в газе, доли. |
2. Разбиваем общий диапазон изменения давления (Рнас - Ру) на равные интервалы DР, величина которых должна быть равна
Число интервалов определяем по формуле:
Получим ряд давлений в сечениях колонны ниже устья:
3. Рассчитываем температурный градиент потока:
где 
- средний геотермический градиент скважины (о К / м);
- температура нейтрального слоя, о К;
- глубина залегания нейтрального слоя, м;
- дебит скважины по жидкости в м3/с.
При неизвестных температуре и глубине залегания нейтрального слоя величину среднего геотермического градиента скважины ориентировочно можно найти по приближенной формуле:
Далее рассчитывают температуру на устье:
4. Определяем температуру потока Т i, соответствующую заданным давлениям Р i по формуле:
5. Определяем физические свойства газа, нефти, воды и смеси при соответствующих условиях в каждом сечении (Рi, Тi) по формулам расчета процесса разгазирования нефти (смотрите задачи главы 1)
6. Рассчитываем расходные параметры газожидкостного потока Qжi и Vгi при соответствующих Рi, Тi в каждом сечении:
- объемный коэффициент нефти;
- удельный объем выделившегося из нефти газа, приведенный к нормальным условиям.
7. Вычисляем приведенные скорости жидкой, газовой фаз и ГЖС по формулам (в каждом сечении):
8. Вычисляем градиент давления (dР/dH) в точке устья, т.е. Н = 0, Р = Ру, Т = Ту, а затем градиенты (dP/dH) i в каждом сечении с условиями Р i, Т i. Общее уравнение имеет вид:
9. Рассчитываем величины, обратные градиентам давления (dH/dP)у и (dP/dH)i.
10. Вычисляем длину участков колонны подъемных труб, на которых движется смесь в диапазоне давлений от Р i-1 до Р i. Интеграл вычисляем по формуле прямоугольников.
при этом (dH/dP)о = (dH/dP)у.
Длины Н i, соответствующие давлениям Р i будут:
При 
получим
полная длина газожидкостного участка в скважине.
11. По результатам расчета строят профиль давления Р i (H i) на участке движения ГЖС.
12. Если Lc > Lгжс, то Рзаб > Рнас и дальнейший расчет делается для однофазного потока (жидкости):
Для расчета Рзаб можно использовать:
- относительная шероховатость;
- абсолютная шероховатость труб НКТ, для новых труб равна 0,000014 м.