33
МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РФ
ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ
УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений
ЭКСПЛУАТАЦИЯ НЕФТЯНЫХ И ГАЗОВЫХ СКВАЖИН
Методические указания по изучению дисциплины для студентов
заочной формы обучения
Пермь, 2002

2
УДК 622.276
Методические указания по изучению дисциплины
«Эксплуатация нефтяных и газовых скважин» для студентов заочной
формы
обучения включают в себя содержание дисциплины со ссылками на
страницы основного учебного пособия, перечень контрольных
вопросов для подготовки к экзамену с кратким изложением
основного материала, указания по выполнению курсового проекта с
типовым примером и правилами его оформления, а также список
основной и дополнительной литературы.
Составитель: Гудков Е.П., канд. техн. наук, с.н.с.
© Пермский государственный
технический университет

3
СОДЕРЖАНИЕ
Стр.
Введение
4
Содержание дисциплины
Указания по выполнению курсовых проектов
Перечень вопросов для подготовки к экзамену с
кратким изложением основного материала
Типовой пример курсового проекта
Приложения
1.Образец титульного листа курсового проекта
2.Задание на курсовое проектирование
3.Производительность и давления, развиваемые
различными насосными агрегатами
4.Области применения скважинных штанговых
насосов (СН) 5. Соответствие размеров НКТ типоразмерам
ШСН
6.Основные параметры станков-качалок (по
ГОСТ 5866-76)7.Предельно
допустимые
приведенные
напряжения для различных марок стали насосных штанг
8.Некоторые сведения о насосных штангах
(ШН)
9а.Рекомендуемые глубины спуска насосов
второй группы (диаметром ≥55 мм) на штангах из стали
марки 40 и 20 НМ, закалённых ТВЧ, при [σпр] = 100 МПа
9б .Рекомендуемые глубины спуска насосов (м)
на штангах из углеродистой стали марки 20НМ,
нормализованных, при [σпр] = 90 МПа
9в.Рекомендуемые глубины спуска насосов
первой группы (м) на штангах из углеродистой стали ,
закалённых ТВЧ, ПРИ [σпр] = 120 МПа
9г. Рекомендуемые глубинны спуска насосов
первой группы (м) на штангах из легированной стали 20 НМ,
закалённых ТВЧ, при [σпр] = 130 МПа

4
9д.Рекомендуемые глубины спуска насосов
второй группы (диаметром ≥55 мм) на штангах из стали
марки 40 И 20 НМ, закалённых ТВЧ, ПРИ [σпр] = 100 МПа
10.Технические характеристики
электродвигателей станков-качалок
11.Стоимости СК, НКТ и ШН
12.Харктеристики
погружных
электроцентробежных насосов
13. Характеристика плоских и круглых кабелей
14.Характеристика автотрансформаторов для
погружных электродвигателей

5
Введение
Скважинная добыча нефти является преобладающим способом
разработки нефтяных месторождений. Другим, гораздо менее
распространённым, является шахтный способ добычи нефти.
Месторождения природного газа разрабатываются только
скважинами. Скважины, представляющие собой вертикальные или
наклонные горные выработки большой протяжённости (глубины) и
небольшого диаметра, соединяющие поверхность земли с залежами
нефти и газа, являются наиболее распространёнными
и
дорогостоящими объектами нефтяной и газовой промышленности.
Эксплуатация нефтяных и газовых скважин представляет собой
весьма сложный и ответственный процесс, поскольку работа
внутрискважинного оборудования и особенности движения
жидкостей (нефти, газа и воды или их смесей) в скважинах носят
невидимый характер, т.е. они недоступны непосредственным
наблюдениям и измерениям их параметров, а стало быть, являются
трудноуправляемыми. В дисциплине «Эксплуатация нефтяных и
газовых скважин» изучаются процессы подъёма жидкости с забоя
скважины на поверхность (точнее -- на устье скважины),
внутрискважинное и поверхностное оборудование, способы
освоения скважин после бурения или ремонта, методы исследования
скважин, способы воздействия на продуктивные пласты и их
прискважинные зоны, условия применения различных способов
эксплуатации скважин, подземный ремонт скважин. Материал
рассматривается в объёме, необходимом для молодого специалиста,
оканчивающего вуз по направлению 650700 «Нефтегазовое дело» и
получающего квалификацию инженера по специальности 090600
«Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений».

6
Содержание дисциплины
(после названия разделов и тем в квадратных скобках указываются
литературные источники и страницы в них, где раскрывается тема)
1. Эксплуатация нефтяных скважин
1.1. Введение [27, с.5-10]
Предмет курса. Краткий исторический обзор развития
нефтедобывающей промышленности в России и некоторые
статистические данные о добыче нефти в мире и в РФ.
1.2. Источники пластовой энергии и её использование при
добыче нефти [1, c.7-14]
Энергия положения и энергия упругости. Пластовое давление
и методы его подсчёта. Режимы работы продуктивных пластов.
Приток жидкости к скважине.
1.3. Подготовка скважины к эксплуатации [1.c.165-173]
Вскрытие продуктивных пластов, конструкции забоев скважин
и их влияние на степень гидродинамического совершенства
скважин. Методы перфорации скважин. Освоение добывающих
скважин.
1.4. Исследование скважин и пластов [1, c.173-186]
Назначение и виды методов исследования: лабораторных,
геофизических,
гидродинамических,
потокометрических,
термометрических и др. Теоретические основы и способы обработки
результатов
исследований. Использование результатов
исследований для решения задач совершенствования режимов
эксплуатации скважин.
1.5. Воздействие на прискважинную зону пластов (ПЗС) [1,
c.189-211]
Назначение методов воздействия, их виды и общая
характеристика. Кислотные обработки ПСЗ: виды, химические
реакции, расходы и концентрации растворов, применяемые техника
и технологии. Пенокислотные обработки. Гидравлический разрыв
пласта (ГРП). Термическая и другие обработки.
1.6. Основы теории подъёма жидкости в скважинах [1,
c.212-229]
Физика процесса движения газожидкостной смеси (ГЖС) в
вертикальной трубе. Уравнение баланса давлений в элементарном
объёме подъёмника ГЖС. Плотности идеальной и реальной ГЖС и
методы её определения. Связь между параметрами ГЖС и
скольжением газа. Расчёт кривых распределения давления в элемен-
тарном подъёмнике.
1.7. Эксплуатация фонтанных скважин [1, c.230-248]
Виды фонтанирования: артезианское и газлифтное. Условия
фонтанирования и принципы расчёта их параметров: эффективный
газовый фактор, минимальное забойное давление фонтанирования и

7
его соотношение с пластовым. Предельная обводнённость. Формулы
А.П.Крылова для расчёта фонтанного подъёмника на режимах
оптимальной и максимальной подачи.
Связь работы фонтанного подъёмника с работой пласта.
Оборудование фонтанных скважин и регулирование их
работы. Осложнения в работе фонтанных скважин и их
предотвращение
1.8. Газлифтная эксплуатация скважин [1, c.249-]
Общие принципы. Конструкции газлифтных подъёмников.
Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию; пусковое давление и
методы его снижения. Оборудование газлифтных скважин.
Периодический газлифт. Осложнения в работе газлифтных скважин
и методы их предотвращения.
1.9. Эксплуатация скважин штанговыми насосными
установками (ШСНУ) [1, c.290-343]
Общая принципиальная схема ШСНУ, её элементы и их
назначение: штанговые насосы (вставные и невставные), насосные
штанги, насосно-компрессорные трубы (НКТ), устьевое
оборудование, станки-качалки (СК) и режимы их работы.
Проектирование эксплуатации скважин ШСНУ: оптимальное
давление на приёме насоса и глубина его спуска; диаметр плунжера
насоса; диаметр колонны НКТ; коэффициент наполнения насоса;
подача насоса и скорость откачки; конструкция колонны штанг;
нагрузки в точке подвеса штанг и максимальный крутящий момент
на кривошипном валу редуктора; выбор СК; энергетические
показатели работы ШСНУ; показатели надёжности ШСНУ.
Осложнения при эксплуатации скважин ШСНУ и способы их
устранения.
Периодическая эксплуатация малодебитных скважин.
1.10. Эксплуатация скважин погружными установками
электроцентробежных насосов (УЭЦН)-[1, c.342-352]
Принципиальная схема оборудования скважин УЭЦН, её
элементы и их назначение. Основные характеристики ЭЦН и
область рекомендованных режимов их работы. Проектирование
эксплуатации скважин УЭЦН: расчёт давлений на приёме насоса,
глубины его спуска и необходимого напора; выбор ЭЦН и
погружного электродвигателя (ПЭД), определение основного
диаметра агрегата и удельного расхода электроэнергии.
1.11. Эксплуатация скважин гидропоршневыми (ГПН),
винтовыми (ПВН) насосами [1, c.352-359]
Принципиальные схемы, основные характеристики.

8
1.12. Раздельная эксплуатация нескольких пластов одной
скважиной [1, c.359-364]
Общие принципы, условия применения и конструкция
оборудования.
1.13. Ремонт скважин [1, c.365-392]
Виды ремонтов -- наземный и подземный (текущий и
капитальный).Основные виды подземного ремонта скважин и
технология их проведения; технические средства для ремонта:
подъёмные сооружения и механизмы; насосные агрегаты;
подземный и технологический инструмент. Специфические виды
капитального ремонта скважин: перевод на выше- и нижележащие
горизонты, консервация и ликвидация скважин.
Показатели эффективности ремонтных работ: коэффициенты
эксплуатации и использования скважин и межремонтный период их
работы.
1.14. Технология и техника воздействия на залежи нефти
[1, c.115-132]
Необходимость искусственного воздействия на залежи.
Основные методы воздействия и характеристика их процессов.
Системы водо- и газоснабжения для поддержания пластового
давления; другие методы воздействия на залежь --
гидродинамические, физические, химические, тепловые и др.
2. Эксплуатация газовых скважин
2.1. Введение [10, с.3-6]
Краткий исторический обзор развития газодобывающей
промышленности в России.
2.2. Подготовка газовых скважин к эксплуатации [10, с.118-
133, 191-212]
Вскрытие газоносных пластов при бурении скважин.
Особенности конструкции газовых скважин. Освоение и вызов
притока газа в скважину. Оборудование газовых скважин.
2.3. Приборы для измерения и методики расчёта дебита и
давлений в газовой скважине [10, с.160-170]
Определение дебитов газовых скважин. Определение
пластовых, забойных и устьевых давлений. Максимально
допустимый и абсолютный дебит газовой скважины.
2.4. Гидродинамические методы исследований газовых
скважин [10, с.134-160]
Цели, задачи и методы исследований. Исследование скважин
при установившихся режимах. Исследование скважин при
неустановившихся режимах. Обработка результатов исследований.
Определение параметров пласта и его прискважинной зоны по

9
результатам исследования скважин. Особенности исследования
газоконденсатных скважин. Изотермы конденсации.
2.5. Технологический режим работы газовых скважин [10,
с.171-178]
Понятие о технологическом режиме. Виды технологических
режимов. Выбор и расчёт фонтанных колонн. Определение скорости
газового потока и перепада давления в стволе скважины при
различных режимах работы скважины.
2.6. Эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
[10, с.239-242]
2.7. Подземный ремонт газовых скважин [10, 219-238]
Виды работ, выполняемых при текущем и капитальном
ремонте газовых скважин. Чистка песчаных пробок, изоляционные
работы.
2.8. Повышение производительности газовых скважин [10,
с.250-269]
Дополнительная
перфорация.
Гидропескоструйная
перфорация. Вибровоздействие на пласт. Кислотные обработки.
Гидроразрыв пласта. Термогазохимичекое воздействие. Обработка
прискважинных зон реагентами.
Содержание практических занятий
Формирование базы исходных данных для решения задач,
связанных со скважинной добычей нефти -- по материалам
производственных организаций, с которыми связана работа
студента; сформированная база данных в дальнейшем может быть
использована при решении задач, содержащихся и в других
специальных дисциплинах
Пример решения практических занятий приведен в начале
примера выполнения курсового проекта..
Содержание курсового проекта
Курсовой проект выполняется по материалам конкретной
залежи конкретного месторождения по выбору студента.
Тема курсового проекта: «Проектирование эксплуатации
добывающей скважины...... ............ .................месторождения,
залежь (пласт)... ......... ..»
Курсовой проект выполняется по индивидуальным заданиям,
выдаваемым каждому студенту руководителем (консультантом)
курсового проектирования. Примеры задания, оформления и
содержания курсового проекта приведены в соответствующих
разделах настоящих методических указаний.

10
Перечень контрольных вопросов для подготовки
к экзамену с кратким изложением основного материала
1.Источники пластовой энергии и её использование при
добыче нефти
Различают
естественную
пластовую
энергию
и
искусственную, которая вводится с поверхности земли. Пластовая
энергия выражается в виде потенциальных энергий положения и
упругой деформации. Энергия положения определяется массой
физического тела ( пластовой или закачиваемой с поверхности воды,
нефти, свободного газа газовой шапки), ускорением свободного
падения и высотой, на которую поднято физическое тело по
отношению к какой-то произвольно выбранной плоскости начала
отсчёта.
Потенциальная энергия упругой деформации определяется
давлением и приращением объёма, т.е. расширением физического
тела. Пластовая энергия расходуется на преодоление различных сил
сопротивления для перемещения нефти в пласте и подъёма её на
поверхность.
2. Поддержание пластового давления (ППД) в нефтяной
залежи путём закачки воды
Целью ППД является систематическое восполнение
истощаемой пластовой энергии. Основными параметрами ППД
являются: вид системы заводнения, т.е. взаимное расположение
забоев добывающих и нагнетательных скважин, величина
поддерживаемого пластового давления- обычно на уровне
начального или близкого к нему, объём закачки воды- он должен
быть равен объёму добываемой жидкости в пластовых условиях,
количество нагнетательных скважин и их приёмистость, давления
закачки воды, т.е. давления на устьях нагнетательных скважин,
зависящее от необходимости обеспечения нужной приёмистости,
прочности эксплуатационной колонны, цементного камня и горной
породы.
3. Основные элементы системы ППД
Водозаборы- подрусловые и открытые, насосные станции
первого, второго и т.д. подъёмов, станции подготовки воды,
магистральные водопроводы (водоводы) низкого давления, кустовые
насосные станции (КНС), магистральные водопроводы (водоводы)
высокого давления, водораспределительные пункты (ВРП),
разводящие водоводы высокого давления, устья нагнетательных
скважин.
4. Требования к закачиваемой в пласт воде

11
Нормированное количество взвешенных частиц (КВЧ, мг/л),
отсутствие водорослей и микроорганизмов, в особенности
сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ), совместимость
ионного состава закачиваемых и пластовых вод во избежание
образования нерастворимых солей. При закачке сточных вод
дополнительно нормируются содержание нефти и соединений
железа.
5. Конструкции забоев нефтяных скважин
Открытые забои и забои, оборудованные различными
фильтрами, преимущества и недостатки. Влияние конструкции забоя
скважины на её гидродинамическое совершенство.
6. Перфорация эксплуатационных колонн
Цель перфорации- соединение внутренней полости скважины
с продуктивным пластом. Виды перфорации: торпедная, пулевая,
кумулятивная, гидропескоструйная, щелевая, сверлящая и др.;
преимущества и недостатки.
7. Оборудование устьев нефтяных скважин
Целями оборудования устьев скважин являются: герметизация
обсадных колонн (направление, кондуктор, техническая,
эксплуатационная колонны); подвеска насосно- компрессорных труб
(НКТ); направление струи добываемой нефти или закачиваемой
воды; создание условий для проведения исследовательских и
ремонтных работ.
8. Освоение нефтедобывающих скважин после бурения или
ремонта
Цель освоения - вызов притока жидкости из пласта к забою
скважины и вывод её на устойчивый режим работы,
характеризующийся более или менее устойчивым дебитом жидкости
во времени, равным проектному или близким к нему. Обычно
скважина, законченная бурением или ремонтом, заполнена
«тяжёлой» жидкостью во избежание открытого фонтанирования.
Наиболее распространённый способ освоения - замена «тяжёлой»
жидкости на более лёгкую, именуемую «жидкость замещения».
Основные параметры процесса освоения: вид и качество жидкости
замещения, тип насосного агрегата и режим его работы (скорость
или передача и диаметр втулки цилиндра насоса), технология
закачки жидкости замещения (прямая или обратная), ожидаемое
давление на выходе агрегатного насоса, ожидаемая
продолжительность процесса освоения.
Существуют и другие способы освоения скважин:
свабирование, закачка газированной жидкости замещения и т.д.

12
9. Освоение нагнетательных скважин
Цель - вывод скважины на проектную приёмистость, методы -
снижение пластового давления в зоне расположения скважины
путём отборов воды (законтурные скважины) или нефти
(внутриконтурные скважины); уплотнённая перфорация, обработка
прискважинной зоны пласта- чаще всего - гидравлический разрыв
пласта (ГРП) и др.
10. Воздействие на прискважинную зону нефтяного пласта
Цель воздействия- увеличение проницаемости прискважинной
зоны для уменьшения фильтрационных сопротивлений и повышения
производительности скважины; виды воздействия- растворение
горной породы (кислотные обработки), расплавление асфальто-
смолисто-парфиновых отложений (АСПО)- тепловые обработки,
раскрытие существующих или создание новых трещин(ГРП).
11. Определение положения уровня жидкости в скважине
Статический и динамический уровни определяются
приборами, действие которых основано либо на принципе
«поплавка». либо на принципе определения скорости звуковой
волны в затрубном пространстве скважины.
12. Структуры течения газожидкостной смеси (ГЖС) в
скважине
Подъём ГЖС сопровождается относительным движением в
жидкости газовых пузырьков различных размеров (скольжением
газа). Эти пузырьки могут быть в различной степени раздроблены
(диспергированы). В зависимости от этого выделяю структуры ГЖС
(режимы двухфазного потока): пузырьковую (эмульсионную,
пенную), пробковую (снарядную, чёточную) и стержневую
(дисперсно-кольцевую).
13. Условия фонтанирования нефтяной скважины
Минимальное забойное давление фонтанирования - такое
давление, которое, будучи пересчитанным в столб жидкости,
окажется больше глубины скважины. Это необходимое условия
фонтанирования, однако, недостаточное: другим условием
фонтанирования является превышение пластового давления над
минимальным забойным давлением фонтанирования.
14. Виды фонтанирования нефтяных скважин

13
Артезианское фонтанирование происходит за счёт энергии
гидростатического напора; в этом случае давление на устье
фонтанной скважины в НКТ (буферное давление) будет выше
давления насыщения нефти газом.
Газлифтное фонтанирование происходит, помимо энергии
гидростатического напора, также ещё за счёт энергии
выделяющегося из нефти растворённого газа; это выделение может
быть как в пласте, так и в стволе скважины, однако в любом случае
буферное давление всегда будет ниже давления насыщения нефти
газом.15, Расчёт фонтанного подъёмника по формулам акад.
А.П.Крылова
Формулы выведены из условий совместной и устойчивой
работы фонтанного подъёмника и продуктивного пласта и
позволяют определять минимальное забойное давление
фонтанирования при заданных размерах подъёмных труб (НКТ),
давлении на устье скважины, характеристиках скважины и
добываемой ГЖС. Формулы позволяют также определить диаметр
НКТ, исходя из начальных и конечных условий фонтанирования.
16. Регулирование работы нефтяных фонтанных скважин
Производится на основании полученных опытным путём так
называемых регулировочных кривых, определяющих собой
зависимости дебита жидкости, забойного и устьевого давлений,
газового фактора, обводнённости и содержания песка от диаметра
штуцера. Выбирается тот диаметр штуцера, при котором
перечисленные параметры работы скважины носят оптимальный
характер.
17. Оборудование нефтяных фонтанных скважин
Лифтовые (подъёмные) трубы, фонтанные головка и ёлка,
манифольды, штуцеры, лубрикаторы, приспособления для
депарафинизации НКТ, нефтесборные линии и т.д.
18. Осложнения в работе нефтедобывающих скважин,
способы их профилактики (предотвращения) и устранения
Отложения парафина, органических солей, пескопроявления,
обводнение добываемой продукции, повышенный газовый фактор.
Ингибиторы парафиновых и солевых отложений, скребки,
газовые и песочные сепараторы («якори»), изоляция водопритоков и
другие виды подземного ремонта.
19. Газлифтная эксплуатация скважин

14
Продолжение фонтанной эксплуатации скважин путём
внесения на забой дополнительной энергии закачиваемого с
поверхности газа. Наиболее сложный момент в работе газлифтной
скважины- пуск её в эксплуатацию после бурения, ремонта или
прекращения фонтанирования, поскольку пусковые давления газа
могут в 5-10 раз превышать рабочие давления. Методы снижения
пусковых давлений -- применение передвижных компрессоров
высокого давления («пускачи»), пусковых муфт, отверстий,
клапанов и др.
20. Основные преимущества и недостатки бесштанговых
скважинных насосных установок.
Преимущества: отсутствие слабого звена- штанговой колонны
и более высокая производительность. Недостатки: работа двигателя
и кабеля в тяжёлых условиях и повышенное потребление
электроэнергии.
21. Основные элементы штанговой скважинной насосной
установки (ШСНУ)
Скважинные насосы, насосные штанги, канатная подвеска с
разъёмом,
станок-качалка,
электродвигатель,
скребки,
штанговращатели, глубинные сепараторы и т.д.
22. Подземный ремонт нефтяных скважин
Текущий ремонт- ремонт, связанный со скважинным
оборудованием- насосами, насосными штангами и НКТ.
Капитальный ремонт связан с работами на забое скважины и с
эксплуатационной колонной: обработки прискважинных зон,
аварийные работы с внутрискважинным оборудованием (падение на
забой), устранение негерметичности скважин, перевод их на другой
горизонт, консервация и ликвидация.
23. Исследования скважин, оборудованных ШСНУ
Метод установившихся отборов для определения
коэффициентов продуктивности и проницаемости прискважинной
зоны пласта, метод неустановившихся отборов (восстановления
давления или уровня) для определения проницаемости и других
параметров удалённой от оси скважины части пласта,
динамометрирование ШСНУ с целью определения эффективности
работы установки.
24. Нагрузки, действующие на насосные штанги
Статические, динамические (переменные), инерционные,
вибрационные и силы трения; максимальные и минимальные
нагрузки.

15
25. Баланс энергии в фонтанном подъёмнике нефтяной
скважины
Естественная и искусственная энергия расходуются на
преодоление сопротивлений в прискважинной зоне пласта, подъём
жидкости в стволе скважины, преодоление устьевого сопротивления
и транспорт ГЖС за пределы скважины
26. Основные элементы установок электроцентробежного
насоса (УЭЦН)
Компенсатор, погружной электродвигатель, гидрозащита,
приёмная сетка, электроцентробежный насос, кабель (плоский и
круглый), автотрансформатор, станция управления.
27. Длина хода плунжерного насоса
Она всегда меньше длины хода устьевого (полированного)
штока за счёт упругих деформаций штанг и НКТ
28. Определение глубины подвески штангового или
центробежного насоса в скважине
Насос должен быть подвешен на такую глубину, чтобы
газосодержание скважинной жидкости на его приёме обеспечивало
нормальную работу насоса. Допустимое газосодержание
определяется давлением насыщения нефти газом, а глубина
подвески- по кривой распределения давления в эксплуатационной
колонне.
29. Выбор конструкции колонны насосных штанг
Производится по таблицам АзНИПИнефть в зависимости от
диаметра плунжерного насоса, глубины его спуска, длины хода
устьевого штока и числа качаний головки балансира
30. Исследование нефтяных скважин и пластов
Исследованиями называются систематические измерения
параметров работы скважин и пластов: дебитов жидкости,
обводнённости, физико- химических свойств
пластовых и
поверхностных жидкостей и газов, фильтрационных свойств
продуктивных пластов, пластовых и забойных давлений,
статических и динамических уровней жидкости и др. Виды
исследований: лабораторные, геофизические, гидродинамические,
термометрические и др.
31. Основные понятия: газ, конденсат, молекулярная масса,
нормальные и стандартные условия, моль, плотность,
относительная плотность, сверхсжимаемость

16
Природные газы состоят из различных компонентов, имеющих
строго индивидуальные свойства. Газовый конденсат- это
углеводороды, которые в условиях существующих пластовых
давления и температуры находятся в газообразном состоянии, а при
понижении давления и температуры переходят в жидкую фазу в
результате так называемой «обратной или ретроградной
конденсации». Молекулярной массой называется сумма атомных
масс атомов, образующих молекулу. Нормальными условиями
считаются: температура 293К и давление 0,103МПа, стандартными-
температура 273К и давление 0,103МПа. Молем (граммолекулярной
массой) называется молекулярная масса, выраженная в граммах.
Плотность газа- это масса единицы объёма, т.е. отношение
молекулярной массы газа к объёму моля (22,4 м3). Относительную
плотность природных газов рассматривают по отношению к
плотности воздуха при нормальных условиях (1,293 кг/куб.м).
Сверхсжимаемостью называется отличие поведения реальных газов
от идеальных при изменении термобарических условий.
32. Состав природных газов
Преимущественно метан, отчасти этан, малое количество
пропана, бутана других тяжёлых углеводородов.
33. Физико- химические свойства природных газов
Молекулярная масса, плотность, вязкость, влажность,
растворимость, давление насыщенных паров углеводородов,
теплоёмкость, теплопроводность, теплота сгорания.
34. Физические свойства природных газов
Критические температура и давление, взрываемость,
дросселирование.
35. Основные законы состояния идеальных и реальных
газов. Универсальная газовая постоянная.
Закон Бойля -- Мариотта, Дальтона, Гей- Люссака, закон
Авогадро. Универсальной газовой постоянной называется работа
расширения одного грамм- моля газа при нагревании на один градус
при постоянном давлении.
36. Вскрытие газоносных пластов при бурении скважин
Требования
к
качеству промывочной жидкости.
Предотвращение открытого фонтанирования.
37. Конструкции газовых скважин

17
Число, длина и диаметр обсадных, промежуточных и
технических колонн; конструкция забоев скважин; высота подъёма
цемента за колонной; конструкции и типы головок скважин.
38. Освоение и вызов притока газа в скважину
Уменьшение репрессии на пласт путём замены бурового
раствора на более лёгкую жидкость.
39. Оборудование газовых скважин
Оборудование устья (колонная головка, трубная головка,
«ёлка», штуцеры, манометры, термометры, регулирующие и
предохранительные клапаны) и оборудование ствола (НКТ, пакеры,
клапаны-отсекатели).
40. Определение дебитов газовых скважин
Диафрагменный измеритель критического течения (прувер);
диафрагменный измеритель некритического истечения.
41. Измерение устьевого, забойного и пластового давлений в
газовой скважине манометрами
Образцовые и контрольные манометры, класс их точности;
глубинные манометры.
42. Расчётные методы определения забойного и пластового
давления в газовой скважине
Барометрическая формула, формула Г.А.Адамова.
43. Определение забойного давления в газовой скважине при
одновремённой её работе по эксплуатационной (НКТ) и обсадной
колоннам.
Формула Г.А.Адамова.
44. Максимально допустимый и абсолютный дебиты
газовой скважины
Максимально допустимый дебит газовой скважины
определяется рядом факторов: прочностью пород пласта,
опасностью образования конусов подошвенной воды или прорыва
краевых вод, опасностью образования гидратов, ограниченностью
пропускной способности фонтанных или обсадных труб,
промысловых коммуникаций и сооружений и др. Абсолютный
дебит- это дебит, который смогла бы дать скважина при
противодавлении на устье, равном 0,1 МПа, т.е. полностью открытая
скважина.

18
45. Цели и методы гидродинамических исследований
газовых скважин
Определение пластовых и забойных давлений, зависимостей
дебитов газа, конденсата и воды от депрессии, построение
индикаторных диаграмм и др. Методы исследований бывают при
стационарных и нестационарных режимах фильтрации.
46. Вывод формулы плоскорадиального притока газа к
скважине
Приняв газ идеальным, а закон его расширения в пласте
изотермическим, записывается формула закона Бойля-Мариотта,
которая затем подставляется в формулу закона Дарси. После
разделения переменных величин давления и радиуса в полученном
выражении и интегрирования в пределах от радиуса скважины до
радиуса её контура питания и от давления на забое до давления на
контуре питания получим выражение дебита газовой скважины,
приведенного к среднему (между контурным и забойным) давлению.
Затем дебит, полученный по этой формуле, приводится к
стандартным условиям с учётом несовершенства скважины.
47. Исследование газовых скважин при установившихся
режимах
Порядок работ: продувка скважины с целью очистки забоя,
замеры статического давления и температуры на устье закрытой
скважины; пуск скважины в работу при малых дебитах с фиксацией
дебита, давления и температуры на устье (а в случае необходимости-
и на забое) скважины при шести- восьми значениях дебита;
построение индикаторной диаграммы при «прямом» и «обратном»
ходах и её обработка.
48. Обработка данных исследования газовых скважин при
установившихся режимах
Построение индикаторной диаграммы и обработка её по
двучленной формуле;
определение
коэффициентов
фильтрационного сопротивления, проницаемости, свободного
дебита, пластового давления. Аномальные индикаторные диаграммы
возникают из-за влияния забойной жидкости, нестабилизации
давлений и дебитов, неучёта изменений свойств реальных газов и
пласта при изменении давлений многопластовости месторождений и
др. 49. Исследование газовых скважин при неустановившихся
режимах

19
Снятие кривых восстановления давления. Решение
дифференциального уравнения Л.С.Лейбензона, определение
гидропроводности,
проницаемости,
пьезопроводности,
приведенного радиуса скважины, ёмкостного параметра.
50. Определение параметров пласта и призабойной зоны
газовой скважины по результатам её исследований
Параметры пласта определяются по результатам исследования
скважины методом восстановления давления, а параметры
призабойной зоны- методом установившихся отборов.
51. Особенности исследования газоконденсатных скважин
Выполняется
комплекс
лабораторно-
промысловых
исследований, в результате которых определяют: состав пластового
газа и потенциальное содержание в нём тяжёлых углеводородов до
ввода месторождения в разработку; количество стабильного и
нестабильного конденсата, выделяющихся из одного м3
газоконденсатной смеси при различных давлениях и температурах
(изотермы и изобары конденсации); фазовое состояние
многокомпонентной газоконденсатной смеси в пласте; давления
начала конденсации и максимальной конденсации, потери кон-
денсата в пласте и т.д. Результаты исследования газоконденсатных
скважин необходимы для подсчёта запасов газа и конденсата,
выбора способа разработки месторождения, определения методов
обработки газоконденсатной смеси и возможностей использования
газа и конденсата.
52. Технологические режимы работы газовых скважин
В них указываются условия, при которых обеспечиваются
наибольшие дебиты газа и конденсата с учётом ограничивающих их
факторов и требований правил охраны недр и техники безопасности.
53. Выбор и расчёт фонтанных колонн газовых скважин
Определяется диаметр фонтанных труб с учётом выноса с
забоя на поверхность твёрдых и жидких примесей в газе или
минимальных потерь давления в стволе скважины при заданном
дебите.
54. Оборудование забоев газодобывающих скважин
Предназначено для предупреждения разрушения призабойной
зоны продуктивного пласта и обеспечения нормальных условий
работы скважин. В зависимости от литологических и физических
свойств продуктивных пластов, наличия подошвенных и краевых
вод скважины могут быть с открытым забоем, забоем,
оборудованным фильтром, перфорированным забоем и др.

20
55. Эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
Раздельный отбор газа из двух пластов с применением пакера
или концентрично расположенных колонн труб
56. Промывки песчаных пробок в газовых скважинах
Прямая и обратная промывки. Условие выноса твёрдых
частиц. Составляющие потерь напора при прямой и обратной
промывках. Комбинированные промывки.
57. Оборудование устья газовых скважин
Предназначено для удержания в подвешенном состоянии
спущенных в скважину фонтанных труб, герметизации обсадных
колонн и направления газового потока в газосборные сети. Состоит
из колонной головки, трубной головки, ёлки, штуцеров, манометров,
термометров, регулирующих и предохранительных клапанов и т.д.
58.Солянокислотная обработка призабойной зоны газовой
скважины
Производится для увеличения дебита скважины, очистки
поверхности ствола скважины от глинистой и цементной корки, от
засоряющих фильтрационную поверхность продуктов коррозии, от
осадков солей, а также для уменьшения плотности пробок на забое с
целью их удаления.
Механизм действия соляной кислоты. Товарная кислота и
рабочий кислотный раствор. Реагенты, применяемые при
солянокислотной обработке.
59. Гидравлический разрыв газового пласта (ГРП)
Сущность ГРП. Механизм образования трещин. Технология
проведения ГРП, применяемые техника и материалы.
Технологический (гидродинамический) эффект от ГРП.
60. Гидраты природных газов; предупреждение и борьба с
гидратообразованием
Способность природных газов при определённых
температурах и давлениях соединяться с водой, образуя твёрдые
растворы- гидраты. Структура гидратов. Условия образования
гидратов. Гидраты газов в пористой среде. Методы предупреждения
образования гидратов: ввод ингибиторов в поток газа; осушка газа
от паров воды; поддержание температуры газа выше температуры
гидратообразования; поддержание давления в газопроводе ниже
давления
образования
гидратов. Методы
ликвидации

21
образовавшихся гидратов: понижение давления ниже давления
разложения; подогрев газа до температуры, превышающей
температуру разложения.
Указания по выполнению курсовых проектов
Курсовой проект выполняется по данным конкретной залежи
конкретного месторождения -- по выбору студента по
месторождениям, с которыми связана их производственная работа.
Тематика курсовых проектов выбирается студентом
самостоятельно,
применительно
к
особенностям
его
производственной деятельности и приводимому ниже примерному
перечню тем курсовых проектов.
1. Анализ способов освоения скважин после текущих и
капитальных ремонтов в НГДУ
2. Анализ способов предотвращения ухудшения продуктивной
характеристике скважин при их глушении
3. Способы предотвращения ухудшения продуктивной
характеристики скважин при вскрытии пласта и области их при-
менения
4. Анализ состояния исследований добывающих скважин на
установившихся режимах фильтрации в НГДУ.
5. Исследование добывающих скважин и пластов методом
кривых восстановления забойного давления.
6. Проект оборудования фонтанной скважины и обоснование
режима ее работы.
7. Анализ способов борьбы с осложнениями при эксплуатации
фонтанных скважин в НГДУ.
8. Расчет распределения давления в газожидкостном
подъемнике по методу Крылова-Лутошкина.
9. Расчет распределения давления в газожидкостном
подъемнике по методу Поэтмана-Карпентора.
10. Проект оборудования и выбора режима работы скважины
для эксплуатации с применением ШСНУ.
11. Проект оборудования и выбор режима работы скважины для
периодической эксплуатации.
12. Контроль за работой ШСНУ с помощью
динамометрирования в НГДУ.
13. Анализ частоты обрывов штанг и отворотов при
эксплуатации ШСНУ в НГДУ.
14. Анализ причин и частоты текущих подземных ремонтов при
эксплуатации ШСНУ в НГДУ.
15. Анализ эффективности периодической эксплуатации
скважин с применением ШСНУ.

22
16. Анализ состояния исследовательских работ на скважинах,
оборудованных ШСНУ.
17. Проект мероприятий по увеличению межремонтного
периода работы скважин, оборудованных ШСНУ.
18. Пути увеличения добывных возможностей скважин,
оборудованных ШСНУ.
19. Проект оборудования и выбор режима его работы для
эксплуатации скважины с применением УЭЦН.
20. Анализ причин выхода в ремонт УЭЦН в НГДУ.
21. Эксплуатация наклонных скважин с применением УЭЦН.
22. Способы борьбы с осложнениями при эксплуатации
скважин с применением УЭЦН.
23. Проект перевода конкретной скважины на форсированный
отбор жидкости с применением УЭЦН.
24. Возможные пути увеличения межремонтного периода
работы скважин, оборудованных УЭЦН.
25. Эксплуатация скважин с применением УЭЦН.
26. Проект солянокислотной обработки ПЗП в скважине.
27. Проект гидравлического разрыва пласта в добывающей
скважине.
28. Проект обработки призабойной зоны скважины с
применением химреагентов и композиций на их основе.
29. Гидропескоструйная перфорация обсадной колонны.
Дополнительная перфорация обсадной колонны в группе до-
бывающих скважин.
30. Проект перфорации скважины с использованием сверлящего
перфоратора.
31. Обработка призабойной зоны пласта с использованием
вибрационной технологии.
32. Проект подземного текущего ремонта скважины по смене
скважинного штангового насоса.
33. Проект подземного текущего ремонта скважин по смене
УЭЦН.
34. Проект выполнения подземного капитального ремонта
скважин по устранению негерметичности обсадной колонны.
35. Проект выполнения подземного капитального ремонта
скважин по изоляции вод.
36. Проект работ по добуриванию скважин на нижележащей
нефтяной пласт.
37. Проект работ по переводу скважины на вышележащей
нефтеносный пласт.
38. Проект работ по ограничению притока подошвенной воды в
нефтяную скважину.

23
39. Проект работ по ликвидации нефтяной скважины.
40. Проект работ по переводу добывающей под нагнетание
воды.41. Анализ эффективности работ по восстановлению
приемистости водонагнетательных скважин.
42. Проект выполнения работ по выравниванию профиля
приемистости водонагнетательных скважин.
43. Выбор оптимальной технологии очистки промысловых
сточных вод для использования в системе ППД.
44. Применение волновых методов воздействия с целью
увеличения нефтеотдачи пластов.
45. Анализ эффективности физико-химических методов
разрушения асфальтено-парафиновых образований.
46. Анализ причин образования АСПО при добыче нефти в
НГДУ.
47. Анализ причин образования отложений неорганических
солей в скважинах при добыче нефти.
Многие из названных тем довольно подробно раскрыты в
приводимом ниже примере курсового проекта, носящем «сквозной»
характер, т.е. все задачи в нём решаются для одной скважины;
студенту же для конкретного курсового проекта достаточно решить
одну из этих задач на материалах своего месторождения.
Курсовой проект выполняется по индивидуальным заданиям,
выдаваемым каждому студенту руководителем (консультантом)
курсового проекта.
Курсовой проект выполняется на бумаге формата А4 и
должен содержать: титульный лист- по форме приложения 1,
задание на курсовое проектирование (приложение 2), оглавление ( в
соответствии с заданием), текстовую и расчётную часть
(пояснительную записку), графические приложения и список
литературных и иных источников.
Ниже даются пояснения по выполнению отдельных разделов
расчётно- пояснительной записки.
В геологической части курсового проекта кратко излагаются
общие сведения о районе расположения
месторождения,
стратиграфия, литология, тектоника, нефтегазоносность, строение и
коллекторские свойства продуктивных пластов, физико- химические
свойства пластовых жидкостей, запасы нефти и газа, краткая
характеристика состояния разработки залежи на дату составления
курсового проекта-степень разбуренности залежи, стадия
разработки, степень выработки промышленных запасов нефти,
обводнённость, текущие темпы отбора запасов нефти.

24
Технологическая часть курсового проекта начинается с
формирования базы исходных данных для проектирования
эксплуатации скважины различными способами и выбора наиболее
характерной (представительной) скважины. (Как указывалось выше,
эта база формируется в процессе выполнения практических заня-
тий). Далее последовательно решаются следующие задачи (после
названия задачи в квадратных скобках указаны литературные
источники, где излагаются методики их решения и даются
некоторые пояснения к наиболее сложным моментам).
1.Освоение скважины методом замены бурового раствора более
лёгкой жидкостью («жидкость замещения»)
[2, с.113-115; 5, с.75-86 и др.]
Основными результатами решения этой задачи должно быть
определение следующих параметров: вид жидкости замещения и её
объём; тип насосного агрегата и режим его работы (номер передачи,
диаметр сменной втулки цилиндра насоса, расход жидкости);
технология закачки жидкости замещения -- прямая или обратная
промывка; давление на выходе насосного агрегата (или, что почти
одно и то же, - на устье скважины); «чистое» время освоения
скважины (без учёта времени на подготовительные и
заключительные работы и организационные простои). Если на
рассматриваемом месторождении применяются иные методы
освоения скважин, то можно привести их характеристики.
2. Исследование скважины методом установившихся отборов
жидкости [2, с.31-47; 5,с.31-47; 15, с.9-11 и др.]
Приводится индикаторная диаграмма скважины и результаты
её обработки. (Если по выбранной скважине индикаторные
диаграммы отсутствуют, то можно привести диаграмму по другой
скважине, аналогичной по режимным параметрам выбранной). Итог
решения этой задачи- определение коэффициента продуктивности
скважины, проницаемости прискважинной зоны пласта и
оптимального дебита скважины по жидкости.
3. Исследование скважины методом восстановления давления
(неустановившихся отборов жидкости) [2, с.197-202; 5, с. 63-75; 15,
с. 19-22; 22, с.333-335 и др.]
Приводятся кривые восстановления давления (уровня) по
данной или аналогичной скважине и результаты её обработки. Итог
решения задачи -- определение проницаемости продуктивного
пласта, его пьезопроводности и приведенного радиуса скважины.
4. Воздействие на прискважинную зону (ПЗ) продуктивного
пласта или на продуктивный пласт [2. c.137-183; 5, с.86-95; 15, с.314-
368 и др.]

25
Целесообразность
воздействия
определяется
путём
сопоставления проницаемостей ПЗ и продуктивного пласта,
определённых методами гидродинамических исследований. Если
эти величины равны или разнятся несущественно (на величину ±
10%), то можно сделать вывод о нецелесообразности воздействия в
данный момент. Если же различие проницаемостей существенно, то
необходимо запроектировать один из методов воздействия,
подобрать необходимые материалы и оборудование, выполнить
расчёты
технологических параметров и ожидаемой
технологической эффективности в виде прироста дебита скважины.
5. Фонтанный способ эксплуатации скважины [ 2, с.256-273;
5, с.145-153; 15, с.107-110 и др.]
Проверяется возможность эксплуатации скважины фонтанным
способом путём расчёта минимального забойного давления
фонтанирования и сопоставления его с пластовым давлением. Если
окажется, что скважина может фонтанировать, то необходимо
рассчитать параметры фонтанного способа эксплуатации по
формулам акад. А.П.Крылова, основными из которых (параметров)
являются диаметр лифтовых труб (НКТ) и обводнённость
продукции, при которой фонтанирование скважины прекратится.
6. Построение кривых распределения давления вдоль
эксплуатационной колонны и колонны НКТ [5, с.96-132; 15, с.82-105
и др.] Данные кривые необходимы для определения глубины спуска
(подвески) скважинных насосов с точки зрения обеспечения
допустимого газосодержания на их приёме, а также давления на
выходе насоса. Существует довольно большое количество методов
расчёта кривых распределения давления. Студенту предоставляется
возможность самостоятельно выбрать одну из них. Однако
предпочтение следует отдать методу расчёта по обобщённым
зависимостям.
7. Эксплуатация скважины с помощью ШСНУ [2. c.406-412; 5,
с.181-224; 7, с.250-323; 9, с.41-65; 15, с.132-201 и др.]
Последовательно выполняются следующие расчётные
операции:
- по уравнению притока жидкости к забою скважины
рассчитывается (если не задано) забойное давление;
- определяется глубина подвески штангового насоса, исходя из
величины оптимального давления у приёма насоса,
обеспечивающего такое содержание свободного газа, при котором
работа всей ШСНУ эффективна и надёжна; практика эксплуатации
ШСНУ показала, что это давление должно составлять 20-40%
давления насыщения нефти газом; глубина подвески насоса

26
определяется
по кривой распределения давления
в
эксплуатационной колонне, построенной в предыдущей задаче;
- выбор типа и размера штангового скважинного насоса
(ШСН); выбор производится на основании результатов обобщения
опыта их применения, которые выражаются либо в виде таблиц [15,
с.178 и др.], либо в виде диаграмм (диаграмма Адонина А.Н. [7, с.
268 и др.]); при этом необходимо руководствоваться ещё
следующими соображениями: выбор насоса осуществляется с
учётом наличия в откачиваемой жидкости песка, газа и воды, а
также вязкости откачиваемой жидкости, высоты её подъёма и
требуемой производительности (подачи) насоса (дебита скважины
по жидкости); вставные насосы (НСВ) проще в эксплуатации по
сравнению с невставными (НСН), однако они, как правило, имеют
большую стоимость; тем не менее при больших глубинах спуска
насоса в скважину следует отдавать предпочтение вставным
насосам; группу посадки насоса выбирают в зависимости от
вязкости, обводнённости, температуры откачиваемой жидкости и
глубины спуска насоса; так, насосы с группой посадки 0 и I
рекомендуется использовать для откачки лёгких, маловязких нефтей
с глубин, превышающих 1200 м, и в скважинах с повышенными
устьевыми давлениями в НКТ (более 2,6 МПа); насосы II группы
посадки применяются для откачки жидкостей малой и средней
вязкости (менее 25 мПа.с) при температуре до 60°С и глубинах
подвески насоса менее 1200 м; насосы III группы посадки
изготавливаются только по требованию заказчика и применяются
для откачки высоковязких жидкостей, а также жидкостей с высокой
температурой и/или повышенным содержанием песка и парафина;
при значительном содержании в продукции скважины песка и
свободного газа на приёме насосов предусматривается установка
«хвостовиков» или специальных якорей, а также применение
насосов с плунжером типа «пескобрей»; компоновка клапанных
узлов насосов выбирается в зависимости от величины скорости
откачки жидкости из скважины; при скорости откачки менее 34
м/мин применяются клапанные узлы с одним или двумя шариками, а
при скорости более 34 м/мин, а также при откачке высоковязких
жидкостей, целесообразно применение клапанных узлов с
увеличенным проходным сечением;
- выбор колонны НКТ; производится в соответствии с
типоразмером ШСН, например по таблице IV.25 [15, с.182];
- расчёт характеристик ГЖС- коэффициента сепарации,
трубного газового фактора и уточнённого давления насыщения
нефти газом; в случае получения низкого значения коэффициента
сепарации (менее 0,6) целесообразно предусмотреть применение
газового якоря, который увеличивает коэффициент сепарации при-
мерно на 50%;

27
- определение давления на выходе (выкиде) ШСН;
производится по кривой распределения давления в НКТ,
построенной в предыдущей задаче;
- определение коэффициента наполнения ШСН;
- расчёт производительности насоса, обеспечивающей
запланированный объём добычи жидкости;
- расчёт колонны насосных штанг; заключаются в нахождении
оптимальных решений, по крайней мере, следующих трёх основных
задач: учёт основных факторов, определяющих величину и характер
нагрузок на штанги; выбор из довольно большого количества той
расчётной формулы критерия прочности штанг, которая в наиболее
полной мере отражает действительные условия их работы;
выбранная конструкция штанговой колонны должна быть
равнопрочной и обеспечивать достаточную усталостную прочность
штанг; наиболее широкое распространение получил способ расчёта
штанг по приведенным напряжениям; последовательность расчётов
выглядит следующим образом: по таблицам IV.8-IV.12 [15]
выбирается предварительный вариант конструкции штанговой
колонны; при этом целесообразно учитывать следующее: для
насосов с диаметром плунжера менее 43 мм начальной
конструкцией является двухступенчатая колонна из штанг
диаметром 19 и 16 мм; для насосов с диаметром плунжера 43 и 55
мм начальной является одноступенчатая колонна штанг диаметром
19 мм; для насосов с диаметром плунжера более 55 мм начальной
является одноступенчатая колонна штанг диаметром 22 мм; если
предварительно выбрана одноступенчатая колонна штанг, то её
следует проверить на «зависание» и усталостную прочность; после
этого проверяется второе условие правильности выбора штанг -- на
усталостную прочность;
- расчёт максимальной и минимальной нагрузок, действующих
на устьевой шток;
- расчёт потери длины хода плунжера;
- определение коэффициента подачи ШСНУ;
- определение максимального крутящего момента на валу
редуктора станка-качалки;
- выбор типо- размера станка- качалки (СК);производится
путём сравнения расчётных величин максимальной нагрузки,
крутящего момента на валу редуктора и скорости откачки с
паспортными данными СК, содержащимися в каталогах,
справочниках, проспектах и т.д.;
- определение энергетических характеристик ШСНУ и выбор
электродвигателя СК;
- определение частоты обрывов штанговой колонны и
эксплуатационных показателей ШСНУ- общегодового числа

28
подземных ремонтов, межремонтного периода работы ШСНУ и
коэффициента эксплуатации скважины;
- расчёт годового отбора нефти из скважины.
В связи с тем, что проект эксплуатации скважины с помощью
ШСНУ довольно объёмист, для его целостного восприятия
составляется «Паспорт проекта эксплуатации скважины с помощью
ШСНУ», образец которого приводится ниже в примере курсового
проекта. 8. Эксплуатация скважины с помощью УЭЦН [2, с.418-
452; 5,с.224-226; 7, с.324-348; 9, с.65-74; 15, с.237-291; 22, с.352-388
и др.] По формулам (10.1-10.5) [5,с.225] рассчитываются
оптимальное, допустимое и предельное давления на приёме ЭЦН и
по кривой распределения давления вдоль эксплуатационной
колонны (задача 6) определяется глубина спуска насоса.
Дальнейшие расчёты ведутся по методикам, изложенным в [7,8,9 и
др.]; решаются следующие задачи: выбор диаметра НКТ;
определение необходимого напора погружного насоса; выбор ЭЦН;
выбор кабелей; выбор двигателя (ПЭД), определение габаритного
диаметра насосного агрегата для проверки возможности размещения
его в эксплуатационной колонне данного диаметра; выбор
автотрансформатора;
определение удельного расхода
электроэнергии на одну тонну добываемой жидкости.
Как и в случае с ШСНУ решение задачи завершается
составлением паспорта (итоговой информации) проекта
эксплуатации скважины с помощью УЭЦН.
9. Экономическая эффективность эксплуатации скважины с
помощью ШСНУ и УЭЦН [5, с.140-144 и др.]
Если имеются фактические дифференцированные данные о
себестоимости добычи нефти различными способами эксплуатации,
то экономическая эффективность запроектированных способов
определяется путём расчёта себестоимости добычи нефти по
каждому из них по существующим методикам и сопоставлением
этих величин.
Если же дифференцированных данных не имеется, то затраты
по статьям расходов промысловой калькуляции себестоимости
добычи нефти необходимо дифференцировать по следующим
присущим каждому способу технико - экономическим показателям:
-количество скважин, оборудованных ШСНУ и УЭЦН;
- мощность электродвигателей ШСНУ и УЭЦН (ПЭД);
-относительная трудоёмкость обслуживания скважины с
ШСНУ и УЭЦН; при отсутствии фактических данных можно
принять коэффициент трудоёмкости обслуживания скважины с
ШСНУ за единицу, а с УЭЦН- за 1,4;

29
- числившиеся и отработанные скважино-дни по способам
эксплуатации;
-средняя стоимость скважины и годовая норма её
амортизации;
-средняя продолжительность подземного ремонта по каждому
способу эксплуатации;
-добыча нефти по способам эксплуатации.
Дифференциация затрат по статьям расходов промысловой
калькуляции себестоимости добычи нефти выполняется следующим
образом:
-
энергетические
затраты
дифференцируются
пропорционально мощностям электродвигателей ШСНУ и УЭЦН и
числившимся скважино-дням;
-заработная плата- пропорционально коэффициентам
трудоёмкости обслуживания скважин с ШСНУ и УЭЦН и
отработанным скважино-дням;
-амортизация-
пропорционально
числу скважин,
оборудованных ШСНУ и УЭЦН;
-затраты на текущий ремонт: наземного оборудования --
пропорционально числившимся скважино-дням; подземного-
пропорционально продолжительности подземного ремонта по
каждому способу эксплуатации;
-затраты на внутрипромысловую перекачку, деэмульсацию,
хранение нефти и расходы по увеличению нефтеотдачи пластов-
пропорционально долям добычи нефти различными способами;
-цеховые и общепромысловые расходы-пропорционально
числившимся скважино-дням.
Сложив затраты по отдельным статьям для каждого способа,
получим себестоимость добычи нефти ШСНУ и УЭЦН и тем самым
оценим экономическую эффективность каждой из них.
Следует отметить. что существует мнение, будто бы
применение УЭЦН более эффективно, чем ШСНУ. Однако это
мнение небесспорно, поскольку, как правило, УЭЦН работают в
высокодебитных скважинах, а ШСНУ- в низкодебитных; кроме того,
существующие методики расчёта себестоимости добычи нефти со-
держат некоторые погрешности. В настоящее время считается, что
эксплуатация скважин УЭЦН экономически рентабельна, если их
дебит превышает 50-60 т/сут; при меньших дебитах экономически
рентабельны ШСНУ. Тем не менее в условиях весьма изменчивой
экономической конъюнктуры целесообразно в каждом конкретном
случае рассчитывать экономическую эффективность эксплуатации
скважины тем или иным способом.
10. Заключение

30
Перечисляются решённые в курсовом проекте задачи,
приводятся кратко результаты их решений и обосновывается способ
эксплуатации рассматриваемой скважины.
ЛИТЕРАТУРА
Основная
Бойко В.С. Разработка и эксплуатация нефтяных
месторождений. Учебн. для вузов.- М.: Недра, 1990-427с.
2.Щуров В.И. Техника и технология добычи нефти. Учебн. для
вузов.-М.: Недра, 1983. 510с.
3. Лаврушко П.Н. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин.-
М.: Недра, 1971, 368с.
4. Технология и техника добычи нефти и газа / И.М.Муравьёв,
М.Н.Базлов, А.И.Жуков, Б.С.Чернов.-М.: Недра, 1971, 496с.
5. Сборник задач по технологии и технике нефтедобычи: Учебн.
пособие для вузов / И.Т.Мищенко, В.А.Сахаров. В.Г.Грон и др.- М.:
Недра, 1984-272с.
6. Мищенко И.Т. Расчёты в добыче нефти. Учебн. пособие для
техникумов.- М.: Недра, 1989, 245с.
7. Оркин К.Г., Юрчук А.М. Расчёты в технике и технологии
добычи нефти. Учебн. пособие для нефтяных вузов и факультетов.
М.: Недра, 1967, 380с.
8.Юрчук А.М., Истомин А.З. Расчёты в добыче нефти. Учебник
для техникумов. 3-е изд., перераб. и доп. -- М.: Недра, 1979, 271с.
9. Юрчук А. М. Расчёты в добыче нефти. М.: Недра, 1969, 240с.
10.Требин Ф.А., Макагон Ю.Ф., Басниев К.С. Добыча
природного газа.-М.: Недра, 1976,368с.
11. Ширковский А.И. Разработка и эксплуатация газовых и
газоконденсатных месторождений. М.: Недра, 1987, 309с.
12. Амиян В.А., Васильева Н.П. Добыча газа. М.: Недра, 1974,
280с.
Дополнительная
13, Зейгман Ю.В., Чеботарёв В.В. Подбор оборудования для
эксплуатации скважин штанговыми насосными установками.
Методическое руководство к дипломному,
курсовому
проектированию и практическим занятиям по курсу «Техника и
технология добычи нефти» для студентов специальности 0205 --
«Технология и комплексная механизация разработки нефтяных

31
газовых и газоконденсатных месторождений» (специализация --
разработка нефтяных месторождений), УНИ, Уфа,1986, 59с.
14. Справочная книга по добыче нефти. Под редакцией проф.
Ш.К.Гиматудинова. М.: Недра, 1974, 704с.
15. Справочное руководство по проектированию разработки и
эксплуатации нефтяных месторождений. Добыча нефти. Под общ.
ред. проф. Ш.К.Гиматудинова / Р.С.Андриасов, И.Т.Мищенко,
А.И.Петров и др. М.: Недра, 1983, 455с.
16. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник
нефтяника и газовика. Справочник.- М.: Недра, 1986, 325с.
17. Пирвердян А.М. Гидромеханика глубиннонасосной
эксплуатации. М.: 1965, 192с.
18. Нефтепромысловое оборудование. Справочник под ред.
Е.И.Бухаленко. 2-е изд. перераб. и доп. -- М.: Недра, 1990, 559с.
19. Круман Б.Б. Расчёты при эксплуатации скважин
штанговыми насосами. М.: Недра, 1980, 320с.
20. Круман Б.Б. Глубиннонасосные штанги. М.: Недра, 1977,
181с.21. Грайфер В.И., Ишемгужин С.Б., Яковенко Г.А.
Оптимизация добычи нефти глубинными насосами. Татарск. кн. изд-
во, Казань, 216с.
22. Муравьёв И.М. Справочник мастера по добыче нефти.- М.:
Недра, 1971, 115с.
23. Абдуллин Ф.С. Добыча нефти и газа.- М.: Недра, 1983, 256с.
24. Зайцев Ю.В., Балакирев Ю.А. Технология и техника
эксплуатации нефтяных и газовых скважин.- М.: Недра, 1986, 302с.
25. Богданов А.А., Розанцев В.Р., Холодняк А.Ю. Подбор
погружных центробежных электронасосов к нефтяным скважинам
девонских месторождений Татарии, Башкирии и Ухты. ВНИИОЭНГ,
М.:, 1972, 73с.
26. Чернов П.Ф., Колосова Л.А. Инструкция по планированию,
учёту и калькулированию себестоимости добычи нефти и газа.
Минтопэнерго РФ, ГП «Роснефть», М., 1994, 103с.
27. Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых
месторождений./И.М.Муравьёв, Р.С.Андриасов, Ш.К.Гиматудинов и
др.-М.:Недра, 1965, 504с.
28. Желтов Ю.П. Гидравлический разрыв пласта. М:,
Гостоптехиздат, 1957, 98 с.

32
Пример курсового проекта
(в дальнейшем изложении в целях сохранения служебной и
коммерческой тайны название месторождения и параметры, его
характеризующие, действительности не соответствуют)
ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ГОРНО - НЕФТЯНОЙ ФАКУЛЬТЕТ
Заочное отделение
Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений
Учебная дисциплина: «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»
Курсовой проект
Тема: «Проектирование эксплуатации нефтедобывающей скважины
Авдеевского месторождения, залежь пластов яснополянского
надгоризонта (ТлБб)»
Выполнил: студент гр. РНГМ
Александров Б.В.
Проверил:
г. Пермь, 2002 г.

33
ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра РНГМ
Учебная дисциплина
Эксплуатация нефтяных и газовых
скважин
(заочная форма обучения)
Утверждаю:
Зав.кафедрой...............
«...»................200....г.
ЗАДАНИЕ
на курсовое проектирование
Студенту гр. РНГМ -- Александрову Борису Владимировичу.............................. ......
1. Тема проекта: Проектирование эксплуатации характерной добывающей скважины
Авдеевского месторождения, залежь яснополянского надгоризонта (пласты ТлБб) ...........
2. Срок сдачи законченного проекта...............2002 года.
3. Исходные данные к проекту:
3.1. Методические разработки по курсовому проектированию.
3.2 Технологические режимы работы скважин.
3.3. Паспорта и карточки исследования скважин.
3.4. Отчёты по подземному и капитальному ремонтам скважин.
3.5.Промысловая калькуляция себестоимости добычи нефти и газа.
3.6. Литература по курсу.
4.Содержание рассчётно- пояснительной записки, перечень подлежащих разработке
вопросов:
4.1. Геолого- промысловая характеристика и состояние разработки залежи. Основные сведения
о месторождении, продуктивных пластах, коллекторах, пластовых флюидах, запасах нефти и
газа; состояние разработки залежи ( пласта).
4.2. Технологическая часть.
4.2.1. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин.
Выбор скважины для проектирования эксплуатации, её характеристика.
4.2.2. Освоение и гидродинамические исследования скважины. характеристика
призабойной зоны, способы воздействия на призабойную зону.
4.2.3. Расчёт условий фонтанирования скважины и распределения давления в
эксплуатационной колонне и колонне НКТ.
4.2.4. Технико -- экономическое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор
скважинного оборудования.
4.2.5. Мероприятия по борьбе с осложнениями при работе скважины.
5.Перечень обязательных графических приложений:
5.1. Конструкция скважины и скважинное оборудование (подземное и наземное).
5.2. Графики зависимости газонасыщенности, плотности, вязкости и объёмного
коэффициента пластовой нефти от давления при заданной температуре.
5.3. Индикаторные диаграммы скважины, кривые восстановления давления (уровня),
динамограммы, материалы ГИС.
5.4. Схема расположения наземного и подземного оборудования при воздействии на
призабойную зону скважины.
5.5. График эксплуатации скважины с расчётом ожидаемой технологической
эффективности воздействия на её призабойную зону.
Дата выдачи задания «......»................г.
Консультант......................................
Задание принято к исполнению..................(подпись студента)

33
Оглавление
стр.
Введение
1 Геолого-промысловая характеристика и состояние
разработки залежи
2 Технологическая часть
2.1. Анализ технологических режимов и
условий эксплуатации добывающих скважин.
Выбор характерной скважины для проектирования
её эксплуатации
2.2. Освоение и гидродинамические
исследования скважины. характеристика
призабойной зоны, способы воздействия на
призабойную зону
2.3. Расчёт условий фонтанирования
скважины и распределения давления в
эксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.4. Технико -- экономическое обоснование
механизированных способов эксплуатации
скважины и выбор скважинного оборудования
2.4.1.Эксплуатация скважины штанговой
скважинной насосной установкой (ШСНУ)
2.4.2.Эксплуатация скважины установкой
электроцентробежного насоса (УЭЦН)
3. Экономическая оценка механизированных
способов эксплуатации
Заключение

35
Введение
В курсовом проекте описаны геолого-промысловая
характеристика и состояние разработки Авдеевского месторождения
на 01.01.2002 г., а также проанализирован фонд добывающих
скважин и решены задачи освоения, исследования и обоснования
способа эксплуатации добывающей скважины 4.
1.Геолого-промысловая характеристика и состояние
разработки залежи
Авдеевское месторождение нефти открыто в 1982 г., расположено в
Ординском районе Пермской области в 120 км к юго-востоку от
областного центра -- г. Перми.
Месторождение имеет сложное геологическое строение -
состоит из ряда куполов и поднятий, по величине промышленных
запасов относится к средним.
Залегающие на средних глубинах залежи маловязкой нефти
сосредоточены в среднетолщинных, среднепроницаемых песчаниках
яснополянского надгоризонта (пласты ТлБб) и в карбонатах
башкирского яруса (пласт Бш).
Месторождение введено в разработку в 1989 г. и в настоящее
время находится на III-й стадии разработки.
Физико-геологические параметры рассматриваемого
эксплуатационного объекта, необходимые для решения задач
настоящего курсового проекта, приведены в табл.1. Данные для
заполнения этой табдицы содержатся в следующих проектно-
технологических и оперативных документах (журналах, каталогах и
др.), хранящихся в отделах нефтегазодобывающих предприятий
(геологическом, разработки месторождений, производственно-
техническом) и (или) в лабораториях (группах, бригадах и др.) цехов
научно-исследовательских производственных работ (ЦНИПРов)-
(исследования скважин, исследования коллекторов, нефтей, газов,
вод и др.): подсчёт запасов нефти и газа, проекты пробной
эксплуатации разведочных скважин, проекты (технологические
схемы) разработки месторождений (залежей), анализы разработки
месторождений, сведения по опробованию и испытанию скважин в
процессе бурения, результаты гидродинамических исследований
скважин, геолого-физические параметры продуктивных пластов по
данным исследования кернов, физико- химические параметры
пластовых и поверхностных нефтей, газов и вод и др.

36
Таблица 1
Геолого-физические характеристики продуктивных пластов
ТлБб Авдеевского месторождения
NoNo
п/п
Наименование величины
Единица
измерен
ия
Символич
еское
обозначен
ие
Значение
1
2
3
4
5
1. Средняя глубина залегания
м
H
1835
2. Тип коллектора
поровый песчаник
3. Средняя нефтенасыщенная
толщина
м
Hн
9,0
4. Пористость
%
Кн
15,0
5. Средняя нефтенасыщенность доли
ед.
Sн
0,8
6. Проницаемость
мкм2
Кп
0,150
7. Начальная пластовая
температура
°С
К
tпл
Тпл
28
301,15
8. Начальное пластовое давление МПа
Рпл 17,7
9.
Динамический коэффициент
вязкости нефти:
-- в пластовых условиях
- в поверхностных
условиях
м⋅Па⋅с
м⋅Па⋅с μнг
μнд
1,7
8,6
10. Плотность газонасыщенной
нефти в пластовых условиях
кг/м3 ρнг
773
11. Плотность дегазированной
нефти в нормальных условиях кг/м3 ρнд
856
12. Давление насыщения нефти
газом
МПа Рнас
15,4
13. Объёмный коэффициент нефти
при Рнас
доли
ед.
bн
1,274
м3/м3
Г0
119,8
14. Газосодержание нефти
м3/т
Гм
140,0
15. Плотность пластовой воды при
стандартных условиях
кг/м3
ρв
1192

37
16. Динамический коэффициент
вязкости пластовой воды
м⋅Па⋅с μв
1,250
17. Плотность попутного газа при
стандартных условиях
кг/м3
ρг
1,232
2.Технологическая часть
2.1. Анализ технологических режимов и условий
эксплуатации добывающих скважин. Выбор характерной
скважины для проектирования её эксплуатации
(Копия технологического режима прикладывается к курсовому
проекту).
Согласно [4 и др.] скважины, оборудованные ШСНУ,
классифицируются по следующим признакам ( классам) (по первым
трём признакам можно классифицировать и скважины,
оборудованные УЭЦН):
- по дебиту жидкости (м3 /сут): малодебитные -- до 5 ( в этом и
последующих классах из технологических режимов выписываются
номера скважин, соответствующих данному классу, и
подсчитывается их общее количество; если в данный класс не
попадает ни одна скважина, то делается пометка «нет»);
среднедебитные от 5 до 100; высокодебитные -- более 100.
- по высоте подъёма жидкости (или, что то же, - по глубине спуска
насоса): малой глубины- до 500 м, что соответствует наибольшей
глубине подвески насосов диаметром более 68 мм; средней глубины-
от 500 до 1400 м, что соответствует максимальной глубине спуска
насосов диаметром 55-60 мм; глубокие- более 1400 м --на этих
глубинах применяются насосы диаметром менее 43 мм;
-по составу и свойствам добываемой жидкости: «нормальные»-
заданное количество жидкости отбирается стандартными насосами,
оборудованными на приёме дырчатым фильтром, с «нормальным»
коэффициентом наполнения (0,6-0,8); факторы, осложняющие
работу скважины, отсутствуют; «газовые»- периодически
фонтанируют через насос за счёт свободного газа, либо оборудованы
специальными газовыми якорями для уменьшения вредного влияния
газа; «пескопроявляющие»- наблюдается образование песчаных
пробок, заклинивание плунжера в цилиндре, применение плунжеров
типа «пескобрей» и т.д.; «парафинящиеся» - наблюдаются
отложения парафина на трубах, штангах и в насосе;
«солеотлагающие»- наблюдаются отложения солей;
- по величине диаметра плунжера используемого насоса
(мм):

38
малого диаметра-28, 32, 38 и 43; среднего диаметра- 55 и большого
диаметра- 68, 82, 93 и более;
- по режимам (скоростям) откачки жидкости (скоростью
откачки жидкости называется произведение длины хода устьевого
штока S, м на число качаний головки балансира n, 1/мин);
нормальные- S⋅n= 6-36 м/мин; длинноходовые S⋅n=36-55 м/мин;
короткоходовые- S⋅n=1,5-18 м/мин (S=0,3-1,5 м); быстроходные --
S⋅n=23-36 м/мин (n=15-25 1/мин); тихоходные- S⋅n=0.5-7.5 м/мин
(n=1,5-5,0 1/мин).
Результаты классификации оформляются в виде сводки,
образец которой приводится ниже.
СВОДКА
классификации скважин, эксплуатирующих залежь пластов
ТлБб Авдеевского месторождения с помощью ШСНУ
по состоянию 01.03.2002 г.
Общее количество скважин 27, из них ( в скобках указаны
проценты к общему количеству скважин): малодебитные --10 (37%),
среднедебитные --17(63%), высокодебитные- нет, малой глубины
спуска насоса- нет, средней глубины --27(100%), глубокие- нет,
«нормальные»- 11(41%), «газовые»- 15(59%), «пескопроявляющие»-
нет, «парафинящиеся»- 27 (100%), «солеобразующие»- нет; плунжер
насоса малого диаметра- 27(100%), среднего диаметра --нет,
большого диаметра- нет; с нормальными скоростями откачки-
21(78%), длинноходовые- нет, короткоходовые -- 6(22%),
быстроходные- нет, тихоходные- нет.
Вывод: на основании этих данных наиболее представительной
скважиной является скважина...(например, 4- выбирается одна из
скважин из числа имеющих наибольший «процентный рейтинг»).
В дальнейшем -- при курсовом проектировании-
предполагается, что данная скважина только что закончена
бурением и ставится задача пуска её в эксплуатацию.
Дополнительные к содержащимся в табл.1 данные,
характеризующие скв.4, выбранную в качестве представительной,
приведены в табл.2.

39
Таблица 2
Дополнительные данные по скв.4 Авдеевского
месторождения
NoNo
п/п Наименование величины
Единиц
а
измере
ния
Симво
лическ
ое
обозна
чение
Значение
1
2
3
4
5
1. Проектный дебит скважины по
жидкости
м3/сут q
30.0
2. Объёмная обводнённость
нефти
доли
ед.
f
0,8
3. Глубина скважины
м
Нскв
1835
4. Угол наклона ствола скважины град.
αi
0
5.
Диаметр эксплуатационной
колонны:
-условный
-внутренний
мм
мм
Dэ
Dэв
146
133,1
6.
Давление на устье скважины
-вНКТ
- в затрубном
пространстве
МПа
МПа
Рнкт
Рзатр
1,5
0,7
7. Температура продукции на
устье скважины
°С
К
tус
Тус
10
283,15
8. Средний коэффициент
сверхсжимаемости газа
-
Z
0.8
9. Поверхностное натяжение на
границе «нефть-вода»
мН/м
σн-в
30
10. Доля вредного пространства в
цилиндре насоса
доли
ед.
mвр
0,1

40
2.2. Освоение и гидродинамические исследования
скважины. Характеристика призабойной зоны, способы
воздействия на призабойную зону
2.2.1. Освоение скважины
Освоением скважины называется процесс вызова притока жидкости из
пласта к забою скважины после окончания её бурения или ремонта, когда
скважина во избежание открытого фонтанирования заполнена «тяжёлой
жидкостью» - буровым раствором или солёной водой, которые обеспечивают
давление на забое скважины (Рзаб), превышающее величину пластового
давления (Рпл). Наиболее распространённым видом освоения скважины
является замена «тяжёлой жидкости» более «лёгкой», именуемой «жидкость
замещения», и способствующей созданию перепада (разности) между
пластовым и забойным давлениями -- как условия притока жидкости
заб
плP
P-
>0
(2.1)
Рассматриваемая скважина заполнена буровым (глинистым раствором)
плотностью
.
м
кг
гл
3
1400
=
ρ
ρρρ
В первую очередь необходимо выбрать вид жидкости замещения,
удовлетворяющий условию (2.1). Если ствол скважины полностью
заполнить этой жидкостью, то её плотность ρжз определится из соотношения
.
м
кг
,
,
H
g
Р
скв
пл
жз
3
6
0
983
1835
81
9
10
7
17
=
⋅
⋅
=
⋅
≤
ρ
(2.2)
Очевидно, что проще всего использовать в качестве жидкости
змещения дегазированную нефть данной залежи плотностью ρнд = 856 кг/м3,
при этом не обязательно полностью заполнять этой жидкостью ствол
скважины, о чём подробнее будет сказано ниже. Проектирование процесса
освоения скважины методом замены жидкости на нефть (без поглощения её
пластом) заключается в расчёте давления закачки (Рзак), объёма
закачиваемой жидкости (Vзак) и продолжительности закачки (Тзак). Для
получения этих параметров необходимо выбрать насосный агрегат
(приложение 3) для закачки жидкости замещения и определить потери
давления на трение в НКТ и кольцевом зазоре между эксплуатационной
колонной и НКТ при движении ньютоновской жидкости замещения и
неньютоновской вязко-пластичной жидкости (бурового раствора) при
заданных выше исходных данных.
В рассматриваемом практическом примере закачка жидкости
замещения производится насосным агрегатом АзИНМАШ-32м (более

41
современная маркировка -- УНЦ-1-160×32к). Данный агрегат имеет четыре
передачи, отличающиеся напорами и расходами жидкости и, строго говоря,
необходимо для каждой передачи найти потери напора на трение, чтобы
установить режим закачки. В данном случае потери напора рассчитываются
для двух режимов -- на первой передаче (расход qI = 0.0032 м3/с) и на
четвёртой передаче (расход qIV = 0.0102 м3/с). При закачке жидкости
замещения буровой раствор из НКТ выдавливается полностью.
Для оценки пластической вязкости бурового раствора (ηгл) и его
предельного напряжения сдвига (τгл) используются формулы Б.Е.Филатова
с
Па
,
,
,
,
гл
гл
⋅
=
-
ρ
⋅
⋅
=
η
-
011
0
022
0
10
033
0
3
(2.3)
;
Па
,
,
гл
гл
9
4
7
10
5
83
=
-
ρ
⋅
⋅
=
τ
-
(2.4)
критическая скорость движения бурового раствора в трубе
;
с
м
,
W
гл
гл
крт
479
1
25
=
ρτ
⋅
=
(2.5)
фактические средние скорости движения бурового раствора в НКТ при
различных режимах закачки определяются как
крт
нктв
I
тI
W
с
м
,
d
q
W
≤
=
⋅
π
⋅
=
060
1
42
(2.6)
и
.
W
с
м
,
d
q
W
крт
нктв
IV
тIV
≥
=
⋅
π
⋅
=
380
3
42
( 2.7)
При закачке на первой передаче режим движения жидкости будет
ламинарным (структурным), и потери давления на трение при движении
бурового раствора определяются по формуле
,
d
H
p
т
нктв
нкт
гл
тглI
β
⋅
⋅
τ
⋅
=
Δ
0
4
(2.8)
где Hнкт0 = Hcrd, т.е. НКТ спущены до забоя,

42
βт -- коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана -- Ильюшина (Sen) и
определяемый по графикам, содержащимся в справочных руководствах, в
зависимости от величины Sen;
8
25
0
,
W
d
Sen
тI
гл
нктв =
⋅
η⋅
τ
=
(2.9)
и βт = 0,59; тогда согласно (2.8)
МПа
,
pтжзI 980
0
=
Δ
.
Определение потерь давления в НКТ при движении в них жидкости
замещения производится по формуле Дарси-Вейсбаха
,
d
q
H
.
p
нктв
I
нд
нкт
I
тжзI
5
2
0
81
0
⋅
ρ
⋅
⋅
λ
⋅
=
Δ
(2.10)
где λI -- коэффициент гидравлического сопротивления, зависящий от числа
Рейнольдса
5357
=
μρ
⋅
⋅
=
нд
нд
нктв
тI
жзI
d
W
Re
(2.11)
и рассчитываемый по формуле Блазиуса
.
,
Re
.
жзI
I
037
0
3164
0
4
=
=
λ
(2.12)
Тогда потери давления при движении жидкости замещения в НКТ
согласно (2.10) составят
524
0,
pжэI =
Δ
МПа.
Суммарные потери давления в НКТ при первом режиме вытеснения
бурового раствора составят
504
1,
p
p
p
тжзI
тглI
тI
=
Δ
+
Δ
=
Δ
МПа
(2.13)
Аналогичным образом выполняются расчёты для расхода жидкости

43
qIV = 0,0102 м3/с. поскольку при этом имеет место турбулентный режим
движения жидкости (WтIV>Wкрт), то потери давления на трение при
движении бурового раствора по трубам определяются по формуле
МПа
,
d
W
H
,
p
нктв
тIV
нкт
гл
тглIV
659
5
1
012
0
2
0
=
⋅
⋅
⋅
ρ
⋅
=
=
Δ
.
(2.14)
Для жидкости замещения в этом случае
,
ReжзIV 17084
= 028
0,
IV=
λ
и
030
4,
pтжзIV =
Δ
МПа.
Общие потери давления на трение в НКТ при втором режиме закачки
составят
7
9,
p
p
p
тжзIV
тглIV
тIV
=
Δ
+
Δ
=
Δ
МПа
(2.15)
Учитывая, что на четвёртой передаче агрегат АзИНМАШ -- 32м
развивает давление 4,3 МПа, освоение скважины на этом режиме
нецелесообразно, поскольку не удастся преодолеть даже потери давления на
трение в НКТ. Освоение скважины, согласно проведенным расчётам,
целесообразно вести на первой передаче, однако процесс освоения при этом
будет более длительным; поэтому целесообразно выполнить и расчёты и
для более высоких передач второй и третьей.
Вытеснение бурового раствора может производиться жидкостью
замещения и по кольцевому зазору («затрубному пространству»),
образуемому внутренней поверхностью обсадной колонны и наружной
поверхностью НКТ.
В этом случае расчёт потерь на трение ведётся в следующей
последовательности.
Рассчитывается критическая скорость движения жидкости замещения в
кольцевом зазоре
(),
d
D
Re
W
нктн
эв
гл
кр
гл
крк
-
⋅
ρ
⋅
η
=
(2.16)
где Reкр -- критическое число Рейнольдса, характеризующее смену режима
течения жидкости в кольцевом зазоре и определяемое по формуле
,
He
,
Re
,
кр
58
0
3
7
2100 ⋅
+
=
(2.17)
где He = Re⋅Sen -- параметр Хёдстрема.

44
Параметр Сен-Венана -- Ильюшина для кольцевого зазора записывается
в виде
(),
W
d
D
Sen
гл
нктн
эв
гл
кз
⋅
η
⋅
-
⋅
τ
=
1
(2.18)
а число Рейнольдса ( );
d
D
W
Re
гл
нктн
эв
кз
η-
⋅
=
(2.19)
и тогда параметр Хёдстрема
().
d
D
He
гл
нд
гл
нктн
эв
2
2
η
ρ
⋅
τ
⋅
-
=
(2.20)
Средняя скорость движения жидкости замещения в кольцевом зазоре
при расходе qI = 0.0032 м3/с составит
( )330
0
42
2
,
d
D
q
W
нкт
эв
I
кзI
=
-
⋅
π
⋅
=
м/с
(2.21)
Параметр Хёдстрема согласно (2.20) HeI = 122554; согласно (2.17)
ReкрI = 8625 и число Рейнольдса при движении бурового раствора в
кольцевом зазоре ReглкI = 2497 <ReкрI = 8625, т.е. режим движения
ламинарный (структурный).
Потери давления на трение в кольцевом зазоре при движении
бурового раствора определяются по формуле
(),
d
D
H
p
нктн
эв
кI
нкт
гл
кглI
-
⋅
β⋅
τ
⋅
=
Δ
0
4
(2.22)
где βrI -- коэффициент, зависящий от параметра Сен-Венана-Ильюшина,
который для случая движения жидкости по кольцевому зазору определяется
по формуле
();
.
W
d
D
Sen
кзI
гл
нктн
эв
гл
кI
3
80
=
⋅
η-
⋅
τ
=
(2.23)
по графику рис.3.1. [5] βrI = 0,74 и согласно (2.22)
807
0,
pкглI =
Δ
МПа.
Для жидкости замещения

45
()
;
d
D
W
Re
нд
нд
нктн
эв
кзI
жзI
1614
=
μ
ρ
⋅
-
⋅
=
(2.24)
потери давления на трение
();
d
D
W
H
p
нктн
эв
нд
кзI
нкто
к
кхзI
-
⋅
ρ
⋅
⋅
⋅
λ
=
Δ
2
2
(2.25)
поскольку ReжзI = 1614 < Reкр = 2320,
040
0
64.
ReкзI
к
=
=
λ
и согласно (2.25)
057
0.
pкжз =
Δ
МПа.
Суммарные потери напора на трение в кольцевом зазоре при закачке
жидкости замещения на первой передаче составят 864
0,
p
p
p
кжзI
кглI
кзI
=
Δ
+
Δ
=
Δ
МПа;
аналогичным образом рассчитываются потери на трение и в случае закачки
жидкости замещения на четвёртой передаче.
Как видно из расчётов, потери давления при вытеснении бурового
раствора путём закачки жидкости замещения в кольцевое пространство
меньше, чем при закачке в НКТ.
После расчёта потерь давления выполняются расчёты основных
параметров процесса освоения скважины в следующем порядке. (В целях
более чёткого изложения техники расчётов в этой и последующих задачах
каждая расчётная операция обозначена цифрой или числом с верхним
индексом «о» - «операция расчёта», - начиная с 1о; эта нумерация имеет
сквозной характер только в пределах данной задачи.)
Прямая закачка
1о. Расчёт расстояния x, на которое должна подняться жидкость
замещения, считая от забоя, в кольцевом зазоре для случая, когда
пл
заб p
p=
-
проверяется возможность неполного заполнения скважины жидкостью
замещения в целях её экономии и сокращения времени освоения.
Давление на забое скважины в этом случае равно
()
,
p
p
x
g
x
H
g
p
p
кжз
кгл
нд
скв
гл
пл
заб
Δ
+
Δ
+
⋅
⋅
ρ
+
-
⋅
⋅
ρ
=
=
откуда

46
(
)
()
,
A
A
g
p
A
g
H
x
кжз
кзгл
нд
гл
пл
кзгл
гл
скв
-
+
ρ
-
ρ
⋅
-
+
⋅
ρ
⋅
=
(2.26)
где Aкзгл и Aкжз -- градиенты давления от гидравлических потерь при
движении соответственно бурового раствора и жидкости замещения в
кольцевом зазоре, Па/м, определяемые по формулам:
• для структурного режима бурового раствора
()4
441
4
1
,
d
D
A
нктн
эв
к
гл
кзгл
=
-
⋅
βτ
⋅
=
Па/м,
• для структурного режима жидкости замещения
()1
31
2
2
,
d
D
W
A
нктн
эв
нд
кзI
к
кжэ
=
-
⋅
ρ
⋅
⋅
λ
=
Па/м
и тогда согласно (2.26)
x = 1430,5 м.
2о. Расчёт давления закачки при равенстве забойного и пластового
давлений( )( )
=
Δ
+
Δ
+
Δ
+
-
⋅
⋅
ρ
-
ρ
=
кжзI
кглI
тжзI
скв
нд
гл
зак
p
p
p
x
H
g
p
= 4,354 МПа;
это давление обеспечивается агрегатом АзИНМАШ-32м на любой передаче.
3о. Расчёт объёма закачиваемой жидкости.
Очевидно, что объём закачиваемой жидкости складывается из объёма
НКТ
5
5
40
2
,
H
d
V
нкт
нктв
т
=
⋅
⋅
π
=
м3
и объёма части кольцевого зазора, заполненного жидкостью замещения
()0
14
4
2
2
,
x
d
D
V
нктн
эв
кз
=
⋅
-
⋅
π
=
′
м3,
т.е.
5
19,
V
V
V
кз
т
зак
=
′
+
=
м3.
(2.27)
4о.Расчёт продолжительности закачки жидкости замещения
=
=
I
зак
зак q
V
T
6250с=1,8ч.
(2.28)

47
Аналогичным образом рассчитываются параметры других видов
процесса освоения скважины, например, закачка жидкости замещения по
кольцевому пространству (обратная закачка), использование других видов
жидкости замещения -- пресной или аэрированной воды, жидкостей на
углеводородной основе и т.п., если скважина заполнена не буровым рас-
твором, а, например, минерализованной водой, при использовании
различных типов насосных агрегатов и их различных передач и т.д.
При выборе насосного агрегата следует помнить, что произведение
давления насоса и его производительности (величина постоянная для любой
передачи и называемая «гидравлической мощностью агрегата») в
значительной мере определяет стоимость его использования (проката); в
целях удешевления стоимости процесса освоения скважины следует
выбирать насосные агрегаты, имеющие минимальную гидравлическую
мощность.
По окончании процесса освоения скважины (получения притока
пластовой жидкости) выполняются различные виды её исследования, о чём
подробнее говорится ниже.
2.2.2.Исследование скважины
Исследованиями в широком смысле этого слова называются
систематические измерения физических величин и их осмысливания с
целью практического использования. Исследования на нефтяных
месторождениях проводятся с целью получения данных о продуктивном
пласте, насыщающих его жидкостях, а также о тех данных, которые
содержатся в табл.1 и 2.
Существует три вида наиболее распространённых исследований:
лабораторные, геофизические и гидродинамические. Для определения
фильтрационных характеристик пласта и продуктивности скважин более
представительными являются гидродинамические методы исследований,
т.к. при этих методах непосредственно используются результаты
наблюдений движения жидкости и газа к забоям скважин в пластовых
условиях. Гидродинамические методы исследования позволяют исключить
влияние изменений свойств пласта в прискважинной зоне и определить
эффективные фильтрационные характеристики его на значительном
удалении от оси скважины. При исследованиях геофизических материалов и
кернов мы получаем данные, характеризующие свойства пласта лишь в
отдельных точках скважин и для получения каких-то целостных
представлений о пласте используются различные гипотезы и приёмы
математической статистики, что в общем-то довольно существенно
достоверность этих представлений. Из гидродинамических методов
исследований наиболее широкое применение нашли методы
установившихся и неустановившихся отборов (притоков) жидкости.
Для выбора оборудования и установления оптимального режима
работы скважины при различных способах эксплуатации достаточно иметь
индикаторную линию данной скважины, и если эта линия прямая -- то

48
величину коэффициента продуктивности, т.е. исследовать скважину
методом установившихся отборов жидкости.
При решении задач, связанных с оценкой качества освоения скважины,
обоснованием методов воздействия на прискважинную зону и оценкой
эффективности этого воздействия, необходимо проведение обоих видов
гидродинамических исследований.
При эксплуатации неоднородных по проницаемости продуктивных
пластов часто возникает необходимость получения профиля притока или
приёмистости перфорированной части продуктивного пласта,
температурного профиля и др., для чего применяются потокометрические и
иные виды исследований.
Рассматриваемая в данном примере скважина исследована обоими
гидродинамическими методами, и результаты этих исследований приведены
в табл.3. Как видно из таблицы, проницаемость прискважинной зоны (метод
установившихся отборов - 0,228 мкм2) меньше проницаемости
продуктивного пласта (метод неустановившихся отборов - 0,295 мкм2),
следовательно необходимо воздействие на прискважинную зону пласта с
целью увеличения её проницаемости.
2.2.3.Воздействие на прискважиную зону (ПЗ) пласта и на пласт
В данном примере рассматриваются в качестве метода воздействия на
ПЗ -- солянокислотная обработка (в песчаном продуктивном пласте
минеральные зёрна, слагающие пористую среду скреплены карбонатным
цементом), а в качестве метода воздействия на пласт -- гидравлический
разрыв пласта (ГРП), который применяется в случае, когда проницаемость
пласта окажется меньше проницаемости ПЗ.
При выполнении курсового проекта студенты могут рассматривать и
другие методы воздействия, которые применяются на месторождении.
Солянокислотная обработка ПЗ
Постановка задачи
Определить необходимое количество реагентов и составить план
обработки ПЗ соляной кислотой (HCl) для условий рассматриваемой
скважины; обработку произвести 15 %-ым рабочим раствором HCl из расчёта
1,1 м3 рабочего раствора на один метр нефтенасыщенной толщины пласта;
плотность товарной (поступившей с завода-изготовителя) HCl при t° = 24°C
ρ
ρρρr24 = 1136 кг/ м3.

49
Таблица 3
Результаты исследования скважины 4 Авдеевского месторождения
гидродинамическими методами
Параметры Единица
измерения
Символич
еское
обозначен
ие
Метод
установивши
хся отборов
Метод
неустанови
вшихся от-
боров
Давление
пластовое
МПа
Рпл
17,7
17,7
Забойное
давление
МПа
Рзаб 17,28÷15,62 17,28
Дебит скважины
т/сут
qc
30,0
30,0
Коэффициент
продуктивности т/сут⋅МПа Кпрод
17,1
22,1
Коэффициент
проницаемости
мкм2
Кпр
0,228
0,295
Коэффициент
гидропроводност
и
м3/Па⋅с
ε
ε
ε
ε
-
2,6⋅10-3
Коэффициент
пьезопроводност
и
м2/с
κ
κ
κ
κ
-
0,479
Приведенный
радиус
скважины
м
rпр
-
21,86⋅10-5
Радиус
освещённости
пласта
исследованием
м
Rосв
-
341
Радиус
прискважинной
зоны
м
Rпз
6,0
-

50
Решение задачи
10.Необходимый объём 15 %-го рабочего раствора кислоты
5
16
1
1
,
h
,
W
н
р
=
⋅
=
м3.
(
(2.29)
20.Товарная HCl имеет иную концентрацию (объёмную долю в водном
растворе -- xr = 24 %), отличающуюся от технологически необходимой -- xр =
15 %, и тогда необходимый объём товарной HCl определяется по формуле
(
)
(
)9
9
999
09
5
999
09
5
.
x
.
x
x
,
x
W
W
k
k
р
р
р
k
=
+
⋅
⋅
+
⋅
⋅
⋅
=
м3. (2.30)
Помимо HCl в рабочем растворе кислоты могут быть и другие добавки;
ниже приводятся расчёты их объёмов.
30.В качестве стабилизатора окисных соединений железа и замедлителя
реакции используется уксусная кислота (УК), объём которой определяется по
формуле
;
с
W
b
W
ук
р
ук
ук
⋅
=
(2.31)
в формуле (2.31) и далее «b» и «с» с индексами реагентов означают
соответственно норму добавки реагента в рабочий раствор (в процентах его
100 %-ой концентрации) и объёмную долю реагента в его товарной форме;
тогда
619
0
80
5
16
3
,
,
Wук
=
⋅
=
м3.
40. В качестве ингибитора коррозии используется реагент В-2
033
0
100
5
16
2
0
2
,
,
,
WВ
=
⋅
=
-
м3.
50. Для ускорения реакции HCl с породой продуктивного пласта
используется интенсификатор марвелан К(0) (МАР), необходимый объём
которого равен
066
0
100
5
16
4
0
,
,
,
Wмар
=
⋅
=
м3.
6о. Для нейтрализации коррозионно-активной серной кислоты (H2SO4),
содержащейся в товарной форме HCl, в рабочий раствор добавляется
хлористый барий (BaCl2), количество которого определяется по формуле

51
,
,
x
x
a
W
,
G
к
р
р
хб
-
⋅
⋅
⋅
=
02
0
3
21
(2.32)
где 21,3 -- масса BaCl2 (кг), необходимая для нейтрализации 10 кг H2SO4,
a = 0,4 % - объёмная доля H2SO4 в товарной HCl,
0,02 -- допустимая объёмная доля H2SO4 в рабочем растворе, при которой
после реакции её (кислоты) с карбонатными составляющими породы пласта
не
образуются выпадающие в осадок соли. Тогда согласно (2.32) Gхб = 80,833 кг;
плотность BaCl2 равна 4000 кг/ м3 и тогда его объём
020
0
4000
833
80
,
,
Wхб
=
=
м3.
7о. Объём воды, необходимый для приготовления рабочего
технологического раствора
862
5
2
.
W
W
W
W
W
W
W
хб
мар
В
ук
к
р
в
=
-
-
-
-
-
=
-
м3.
8о. Последовательность приготовления рабочего кислотного раствора
8о.1. Налить в стационарную или передвижную ёмкость ≈ 6 м3 воды.
8о.2. Добавить в эту ёмкость 9,9 м3 товарной HCl, 0,619 м3 уксусной
кислоты и 0,033 м3 ингибитора В-2. Полученный раствор тщательно
перемешать и замерить его плотность ареометром. При правильной
дозировке плотность раствора должна соответствовать концентрации 15 %
при температуре замера 24°С; значение этой плотности ρр можно найти в
справочной литературе или рассчитать по формуле
()
,
м
/
кг
,
W
W
,
,
р
к
к
к
р
3
999
25
249500
5
499
⋅
-
ρ
⋅
ρ
+
+
+
=
=
ρ
(2.33)
где ρк -- плотность товарной HCl при 15°С, определяемая по формуле
(
)()
,
м
/
кг
,
,
3
24
3
24
15
1141
15
24
52
2
10
67
2
=
-
⋅
-
ρ
⋅
⋅
+
+
ρ
=
=
ρ
-
(2.34)
тогда согласно (2.33) ρр = 1088 кг/ м3.
8о.3. Добавить в раствор 80,8 кг BaCl2, хорошо его перемешать и через
пять минут после этого добавить 66 л интенсификатора Марвелан К(0);

52
раствор снова перемешать и оставить его на два-три часа отстоя до полного
осветления; после этого раствор перекачать в цистерну агрегата АзИНМАШ-
30 или другие ёмкости.
9о.Выбор режима работы насосного агрегата
Режим работы насосного агрегата, определяемый диаметром плунжера
насоса, или, что тоже,- диаметром его цилиндра («втулки») и скоростью
(передачей), выбирается таким образом, чтобы давление. Создаваемое
насосом было достаточным для продавки раствора в пласт при максимальной
его (насоса) подаче. Согласно паспортной характеристике агрегата
АзИНМАШ-30 (приложение 3) максимальная его подача при диаметре
плунжера 120 мм на пятой передаче и составляет qагр = 15,72 л/с.
Необходимое давление на выходе насоса при этой подаче определяется
по формуле
,
p
p
p
p
тр
ж
max
заб
вн
+
-
=
(2.35)
где pзабmax -- максимальное забойное давление при продавке раствора,
определяемое из выражения
,
МПа
,
K
q
p
p
КВД
.
прод
агр
пл
max
заб
1
38
86400
103
=
⋅
⋅
+
=
-
(2.36)
pж -- гидростатическое давление столба продавочной жидкости
(дегазированная нефть), которое определяется по формуле
,
МПа
,
H
g
p
скв
нд
ж
6
15
=
⋅
⋅
ρ
=
(2.37)
ртр -- потери давления на трение, определяемые по формуле
,
d
H
W
p
нктв
нд
нкт
тр
⋅
⋅
ρ
⋅
⋅
⋅
λ
=
2
1
2
(2.38)
где W -- скорость движения жидкости по НКТ, равная
21
5
785
0
102
3
,
d
,
q
W
нктв
агр
=
⋅
⋅
=
-
м/с;
(2.39)
число Рейнольдса
2320
26580 >
=
μρ
⋅
⋅
=
нд
нд
нктв
d
W
Re
,

53
и, следовательно, коэффициент гидравлического определяется по формуле
Блазиуса
248
0
3164
05
0
,
Re
,
.
=
=
λ
(2.40)
и согласно (2.38) pтр = 8,61 МПа и необходимое давление на выходе
насосного агрегата согласно (2.35) рвн = 31,16 МПа.
Такое давление при работе агрегата на пятой передаче не достижимо
(рвнV = 7,9 МПа), поэтому необходимо принять работу агрегата на меньшей
передаче; при этом следует руководствоваться величиной пластового,
которое главным образом и обуславливает величину необходимого давления
на выходе насоса. Примем работу агрегата на третьей передаче при диаметре
плунжера 115 мм, при которой теоретическая подача агрегата qагрIII = 6,14 л/с
и давление на выходе рвнIII = 18.0 МПа.
Проверочный (повторный) расчёт по формулам (2.35) -- (2.40) показал,
что при этом давление на выходе насоса составит 13,15 МПа, т.е. рабочая
передача выбрана удовлетворительно.
10о.Технология обработки ПЗ
10о.1.Закачать в скважину рабочий кислотный раствор общим объёмом,
состоящим из объёмов:
• выкидной линии насосного агрегата длиной 25 м с внутренним
диаметром dв = 0,080м
3
2
12
0
25
785
0
м
,
d
,
V
d
в
=
⋅
⋅
=
(2.41)
• НКТ
6
5
785
0
2
,
H
d
,
V
нкт
нктв
нкт
=
⋅
⋅
=
м3
(2.42)
• и ствола скважины в объёме от башмака НКТ до середины интервала
перфорации пласта ( ) 007
0
2
785
0
2
2
,
h
d
D
,
V
н
нктн
эв
ст
=
⋅
-
⋅
=
м3;
;(2.43)
всего необходимо закачать рабочего кислотного раствора
1
6,
V
V
V
V
ст
нкт
в
к
=
+
+
=
′
м3.
.(2.44)
10о.2.Закрыть задвижку на затрубном пространстве и закачать остальной
кислотный раствор в объёме
4
10,
V
W
V
к
к
к
=
′
-
=
′
′
м3.
(2.45)

54
10о.3Для продавливания кислотного раствора в пласт закачать
дегазированную нефть в объёме
1
6,
V
Vк
н
=
′
=
м3.
(2.46)
10о.4.Продолжительность нагнетания и продавки в пласт рабочего
кислотного раствора
1
360 ≈
⋅
+
=
агрIII
н
р
нагн q
V
W
t
час.
(2.47)
10о.5.Закрыть задвижку на выкидной линии (при этом буферное
давление будет падать) и оставить скважину «на реакцию» HCl с породой
примерно на 1,5 ÷ 2,0 часа.
10о.6.Вызвать приток жидкости и пустить скважину в эксплуатацию.
10о.7.Общее время обработки ПЗ кислотным раствором складывается из
времени подготовительных работ -- завоз материалов и оборудования,
технологическая обвязка скважины, ёмкостей и агрегатов (≈ один час),
приготовления рабочего кислотного раствора (≈ три часа), закачка раствора и
продавочной жидкости (≈ один час), выдерживания скважины на реакции (≈
два часа) и вызове притока (≈ один час); итого ≈ восемь часов.
Гидравлический разрыв пласта (ГРП)
Постановка задачи
Составить план проведения ГРП, т.е. выбрать рабочие жидкости и
наполнители для них и рассчитать показатели процесса. Помимо имеющихся
исходных данных, необходимы ещё следующие характеристики горной
породы, слагающей продуктивный пласт;
• модуль Юнга -- Еп = 1⋅104 МПа,
• коэффициент Пуассона - νр = 0,29,
• средняя плотность горных пород - ρп = 2652 кг/м3.
Решение задачи
1о.Вертикальная составляющая горного давления равна
78
48,
H
g
p
скв
п
гв
=
⋅
⋅
ρ
=
МПа.
(2.48)
2о.Горизонтальная составляющая горного давления равна
92
19
1
,
p
P
р
р
гв
г
=
ν
-
ν
⋅
=
МПа.
(2.49)
В условиях, когда рг < ргв при ГРП в первую очередь следует ожидать
образования трещин.
3о.Проектируется осуществление ГРП нефильтрующейся жидкостью, в
качестве которой (а также в качестве жидкости-песконосителя) используется

55
дегазированная нефть, загущенная добавкой асфальтита в таком количестве,
чтобы обеспечить плотность жидкости разрыва ρжр = 950 кг/м3 и вязкость μжр
= 212 мПа⋅с (необходимое количество асфальтита для таких параметров
жидкости разрыва определяется лабораторным путём); содержание
кварцевого песка фракции 0,8 ÷ 1,2 мм и плотностью ρпес = 2500 кг/м3. на
1м3.жидкости-песконосителя Спес = 300 кг/м3; по опыту проведения ГРП для
расклинивания трещин планируется 3000 кг кварцевого песка, т.е. объём
жидкости-песконосителя Vпес = 10 м3.
4о.Темп закачки рабочих жидкостей предварительно примем равным
qзак= 15 л/с; закачка ведётся насосным агрегатом 4АН-700 на четвёртой
передаче; производительность агрегата qIV = 14,6 л/с, развиваемое давление
РIV = 29 МПа.
5о.При ГРП необходимо непрерывно закачивать жидкость разрыва в
объёме одного кубометра (V
жр = 1м3).
6о.Для определения параметров трещины, образовавшейся в результате
ГРП, используются упрощённые формулы Ю.П.Желтова [28 и др.].
Длина и ширина трещины после закачки одного кубометра жидкости
разрыва оценивается по величине давления на забое скважины в момент
разрыва пласта (Рзабр), которое определяется из трансцедентного уравнения
()
,
,
V
P
q
E
,
P
P
P
P
ж
г
р
жр
IV
п
г
забр
г
забр
4
3
2
2
2
3
10
014
2
1
25
5
1
-
⋅
=
′
⋅
⋅
ν
-
μ
⋅
⋅
⋅
=
=
-
⋅
(2.50)
откуда после нескольких подстановок величины
1
>
г
забр
P
P,
получим Pзабр = 21,86 МПа.
7о.Длина этой трещины определяется по формуле
()().
м
,
P
P
h
,
E
V
l
г
забр
н
р
п
жр
тр
7
10
1
6
5
2
=
-
⋅
⋅
ν
-
⋅
⋅
′
=
(2.51)
8о.Раскрытость (ширина) трещины

56
()()
,
мм
,
м
,
E
P
P
l
п
г
забр
тр
р
6
6
0066
0
1
42
=
=
=
-
⋅
⋅
ν
-
⋅
=
=
ω
(2.52)
т.е. раскрытость трещины вполне достаточна для того, чтобы песок фракции
0,8 ÷ 1,2 мм поступал в неё при закачке следующей порции жидкости
разрыва-песконосителя в объёме девяти кубометров.
9о.Объёмная доля песка в жидкости-песконосителе
.
,
С
C
n
пес
пес
пес
пес
107
0
1
=
-
ρ
⋅
ρ
=
o
(2.53)
10о.Вязкость жидкости-песконосителя по сравнению с вязкостью
жидкости разрыва увеличивается за счёт наличия в ней песка и составляет
.
с
мПа
en
,
жр
ж
⋅
=
⋅
μ
=
μ′
⋅ 298
18
3o
(2.54)
11о.Размеры трещины, образовавшейся в результате ГРП, вычисляются
по величине забойного давления в конце разрыва, определяемого по
формуле (2.50) и равного Рзабк = 10,60 МПа. Длина трещины в конце ГРП
согласно (2.51) lтрк , ширина согласно (2.52) -- ωк = 9,8 мм.
Принимая пористость песка в трещине после её закрытия Кпп = 0,3,
можно определить остаточную ширину трещины
15
0
1
1
,
K
n
пп
к
=
-
⋅
π
=
π
o
см.
(2.55)
Проницаемость трещины такой ширины равна
6
2
1
10
093
0
24
-
⋅
=
π
=
,
Kпрт
м2.
(2.56)
Средняя проницаемость в ПЗ при вертикальной трещине определяется
по формуле
(
)
.
м
,
R
K
K
R
K
пз
прт
прквд
пз
прпзс
2
12
1
1
10
7
3
2
2
-
⋅
=
=
⋅
π
ω
⋅
+
⋅
π
-
⋅
π
=
=
(2.57)

57
Эта проницаемость с возрастанием расстояния от скважины
уменьшается. Для оценки этой уменьшающейся проницаемости примем, что
после смыкания ширина трещины, заполненной кварцевым песком,
одинакова и равна ωк, а её проницаемость постоянна на всём протяжении
раскрытости трещины и согласно (2.57) при замене Rпз на lтрк, равна 0,860⋅10-
12 м2.Таким образом, в области распространения трещины средняя
проницаемость почти в три раза выше проницаемости пласта до ГРП. Это
значит, что приток в скважину будет происходить с направления, в котором
трещина получила развитие. Поэтому ГРП на скважине необходимо
проводить периодически, стремясь изменять направление трещин
(направленный ГРП).
12о. ГРП проводится через НКТ с внутренним диаметром dнктв = 0,063
мм. Во избежание повышенных нагрузок на эксплуатационную колонну
продуктивный пласт изолируется от её верхней части пакером с
гидравлическим якорем.
Имея вышеприведенные данные, можно определить недостающие для
составления плана ГРП параметры.
13о. Расчёт потерь давления на трение при движении жидкости-
песконосителя по НКТ.
Плотность жидкости-песконосителя
(),
м
/
кг
n
n
пес
жр
ж
3
1098
1
=
=
⋅
ρ
+
-
⋅
ρ
=
=
ρ
o
o
(2.58)
число Рейнольдса
;
d
q
Re
ж
нктв
ж
зак
1105
4
=
μ′
⋅
⋅
πρ
⋅
⋅
=
коэффициент гидравлического сопротивления
.
.
Re 058
0
64=
=
λ
При наличии песка в жидкости при Re>200 происходит ранняя
турбулизация потока, и потери на трение возрастают примерно в полтора
раза и тогда
.
МПа
,
d
H
q
,
P
нктв
ж
нкт
зак
т
95
34
2
16
5
1
5
2
2
=
⋅
π
ρ
⋅
⋅
⋅
⋅
λ
⋅
=
(2.59)
14о. Давление, которое необходимо создать на устье скважины при ГРП
.
МПа
,
P
H
g
P
P
т
скв
ж
забр
у
24
36
=
+
⋅
⋅
ρ
-
=
(2.60)

58
Это давление ниже того, которое развивает насосный агрегат на
четвёртой передаче, на которой предполагалось вести ГРП. Поэтому ГРП
следует вести на второй передаче (РII = 51 МПа), однако при этом подача
агрегата будет составлять 8,3 л/с и параметры ГРП необходимо уточнить по
формулам (2.50) ÷ (2.60).
15о. Необходимое число насосных агрегатов определяется по формуле
;
К
q
P
q
P
N
тс
II
II
зак
у
а
3
1≈
+
⋅
⋅
⋅
=
(2.61)
(здесь Ктс -- коэффициент технического состояния агрегата, зависящий от
срока его службы и изменяющийся в пределах 0,5 ÷ 0,9).
16о. Объём продавочной жидкости
.
м
,
H
d
,
V
скв
нктв
пр
3
2
5
5
785
0
=
⋅
⋅
=
(2.62)
17о. Продолжительность работ по ГРП одним агрегатом при работе на
второй передаче
31
=
+
=
II
пр
ж
ГРП q
V
V
t
мин.
(2.63)
Другие методы воздействия на ПЗ
В связи с обширным разнообразием физико-геологических
характеристик продуктивных пластов, технико-технологических параметров
добывающих скважин и экономических условий разработки нефтяных
месторождений существует несколько десятков технологий воздействий на
ПЗ, отличающихся номенклатурой воздействующих агентов, видами
внутрискважинного оборудования и приспособлений, а также параметрами
процесса - расходов технологических жидкостей и давлений.
Выбор того или иного вида воздействия зависит от его технологической
и экономической эффективности, которая устанавливается главным образом
опытным путём, а также материально-технических возможностей
реализации.
Ниже даётся краткий перечень наиболее часто применяемых видов
воздействия на ПЗ, их основные характеристики и некоторые
ориентировочные условия их эффективного применения. В случае
необходимости проектирования какого-либо из этих воздействий следует
пользоваться специальной литературой.
Тепловая обработка забоев скважин горячей водой производится на
тех залежах, где нефть содержит большое количество асфальто- смолисто-
парафиновых отложений (АСПО), температура кристаллизации которых

59
близка к пластовой. При этом глубина скважин не должна превышать 900-
1000 м, т.к при бо льших
глубинах имеют место значительные потери тепла за
счёт поглощения его окружающими горными породами (если скважина
обсажена нетеплоизолированными трубами, а подавляющее большинство
скважин являются таковыми); при больших глубинах следует применять
электротепловую обработку ПЗ.
Гидропескоструйная перфорация применяется для повышения степени
совершенства скважины по характеру вскрытия продуктивного пласта, а
также при направленном ГРП.
Обработка карбонатных пород нефтекислотными эмульсиями
(смеси НCl- 60 ÷ 70 % и углеводородной основы -- нефти или её облегчённые
фракции -- от С6 и выше) позволяет увеличить размеры обрабатываемо зоны
за счёт увеличения времени с начала закачки кислоты до момента
вступления её в реакцию с породой.
Термокислотная обработка состоит из двух фаз: термохимическая
обработка, при которой раствор HCl и поверхность забоя нагреваются до 80 ÷
90°С (за счёт реакции HCl с металлическим магнием) и обычной
солянокислотной обработки, но более эффективной вследствие
использования нагретой до высокой температуры кислоты.
Внутрипластовое сульфирование терригенных продуктивных пластов
заключается в их обработке концентрированной серной кислотой H2SО4 (до
92,5 %), которая оказывает комплексное химическое воздействие на
минералы скелета пласта и содержащиеся в нём нефть и погребённую воду за
счёт: образования поверхностно-активных веществ (ПАВ) и
карбонизированной воды, обладающих нефтевымывающими свойствами;
образования суспензии гипса (Ca2SO4), являющейся осадкообразователем
для увеличения фильтрационного сопротивления водонасыщенной части
пласта; термохимических эффектов при разбавлении концентрированной
H2SO4; растворения карбонатов кальция (CaCO3).
Обработка ПЗ растворами ПАВ (ОП-10, тринатрийфосфат - ТНФ,
неонол, превоцел и др.), обладающие нефтевымывающими свойствами.
Обработка ПЗ мицелярными растворами (однородные коллоидные
системы, содержащие водную и углеводородную фазы, и стабилизированные
водо-маслорастворимыми ПАВ,ами) позволяет почти полностью вытеснять
нефть и воду из пористой среды и отмывать тяжёлые углеводороды со стенок
поровых каналов за счёт низких значений поверхностного натяжения (менее
10-5 н/м) мицелярных растворов на границах с нефтью и водой.
Пенокислотная обработка обеспечивает проникновение активной
кислоты в глубь пласта на большие расстояния и значительно большее, чем
при обычной обработке, воздействие на пласт по толщине. В качестве
пенообразователя применяются ПАВ,ы, а образование пены обеспечивается
их перемешиванием с кислотой в аэраторе с помощью передвижных
компрессорных установок.

60
Для обработки песчано-алевролитовых коллекторов используется
глинокислота, представляющая собой смесь соляной, плавиковой и
уксусной кислот.
В скважинах с признаками парафинизации ПЗ производится
обработка растворителями, в качестве которых используются отходы
производств нефтеорганического синтеза -- соляно-бензиновые смеси (СБС),
широкие фракции лёгких углеводородов (ШФЛУ) и др.
Гидрокислотный разрыв пласта (ГКРП) отличается от описанного
выше ГРП тем, что в качестве жидкости --песконосителя применяется
сульфит-спиртовая вода (ССБ) -- отход целлюлозно-бумажного производства
в смеси с соляной кислотой («загущенная соляная кислота»); применяется,
когда проницаемость и толщина пласта в ПЗ меньше, чем в удалённой части
пласта.
Обязательными операциями при воздействии на ПЗ являются глушение
скважины перед началом работ с целью предотвращения излива жидкости из
скважины (для этого используются жидкости с плотностью, обеспечивающей
условие
;
Р
,
Р
пл
заб
⋅
≈1
1
это могут быть дегазированная нефть, пресная или пластовая вода, растворы
солей и т.д.) и промывка скважины от продуктов реакции до чистой воды
после окончания воздействия.
После освоения, исследования и обработки ПЗ скважина переводится в
эксплуатацию -- желательно наиболее экономичным фонтанным способом,
условия применения которого излагаются ниже.
2.3. Расчёт условий фонтанирования скважины и распределения
давления в эксплуатационной колонне и колонне НКТ
2.3.1. Расчёт условий фонтанирования
Для расчёта промысловых газожидкостных подъёмников используется
аналитический метод акад. А.П.Крылова и графоаналитический метод, в
основу которого положены кривые изменения давления вдоль
эксплуатационной колонны и колонны НКТ, рассчитанные по той или иной
методике для конкретной скважины или для однотипной группы скважин.
Рассчитать фонтанный газожидкостной подъёмник означает обосновать
его диаметр, длину и оптимальный режим работы, т.е. давления у башмака
НКТ (Рбашм) и на устье (буфере) скважины и пропускную способность (дебит)
скважины. Основным условием эффективной работы фонтанного
подъёмника является обеспечение минимума градиента давления вдоль
колонны НКТ, или, что то же, минимума забойного давления при заданном
устьевом и, следовательно, максимального отбора жидкости из скважины.
2.3.1.1. Расчёт минимального забойного давления фонтанирования

61
Минимального забойным давлением фонтанирования называется такое
давление, которое, если его пересчитать в высоту столба жидкости, то эта
высота окажется больше глубины скважины, т.е. из скважины будет
переливаться жидкость. Это давление определяется соотношением между
эффективным газовым фактором газожидкостной смеси (ГЖС), посту-
пающей из пласта, и удельным расходом газа, необходимым для работы
газожидкостного подъёмника.
За эффективный газовый фактор (Гэф) принимают средний объём
свободного газа на участке НКТ, где движется ГЖС, приходящийся на
единицу массы жидкости (м3/т).
Удельный расход газа (Rопт) рассчитывается при оптимальном режиме
работы подъёмника. Чтобы скважина фонтанировала, необходимо
выдерживать соотношение
.
R
Г опт
эф≥
(2.64)
Эффективный газовый фактор (м3/т) по определению рассчитывается по
формуле
()()()
[
],
т
/
м
,
Р
V
P
V
f
Г
буф
гв
башм
гв
вg
эф
3
2
1
⋅
+
⋅
-
=
=
(2.65)
где fвг -- массовая доля воды в продукции скважины,
Vгв(Рбашм) и Vгв(Рбуф) -- объёмы свободного газа, приходящиеся на единицу
массы жидкости, соответственно при давлении у башмака НКТ и на устье
(буфере) скважины, м3/т.
При содержании азота в попутном газе менее пяти процентов объёма для
определения эффективного газового фактора можно пользоваться средним
коэффициентом растворимости газа в нефти αг; в противном случае
необходимо пользоваться другими эмпирическими зависимостями, которые
приводятся, например, в [5 и др.].
Давление фонтанирования в принципе может быть выше и ниже
давления насыщения нефти газом -- заранее это установить затруднительно,
но в зависимости от этого применяются различные расчётные зависимости.
Вначале же целесообразно предположить, что минимальное забойное
давление фонтанирования будет выше давления насыщения нефти газом, и
расчёты ведутся для условий
,
Р
Р нас
заб >
и, что содержание азота в попутном газе мене пяти процентов; тогда условие
фонтанирования определяется следующим эмпирическим выражением:

62
()≥
-
⋅
ρα
⋅
⋅
-
2
1
103
0
вд
н
г
буф
д
f
Р
Г
(
)
()
,
Р
P
lg
Р
Р
d
Р
P
g
Н
Н
,
буф
нас
буф
нас
,
нктв
буф
нас
ж
нас
нас
⋅
-
⋅
+
-
⋅
ρ
⋅
⋅
⋅
≥
5
0
388
0
(2.66)
где Гдо -- начальный газовый фактор, м3/т,
ρн -- средняя плотность нефти, равная
814
2=
ρ
+
ρ
=
ρ
нв
нд
н
кг/м3;
Ннас - так называемая длина газожидкостного подъёмника, т.е. расстояние от
устья скважины до сечения, у которого давление равно давлению насыщения
нефти газом; эта величина может отличаться от физической длины НКТ
(Ннкт); остальные обозначения расшифрованы выше.
Пренебрегая трением в области однофазного потока жидкости, Ннас
определяется по формуле
м
,
g
Р
Р
Н
Н
ж
нас
заб
скв
нас
⋅
ρ-
-
=
(2.67)
где ρж -- плотность жидкости, необходимая для приближённого учёта
относительного движения воды в нефти; в случае добычи безводной нефти
ρж=ρн.
Левая часть неравенства (2.66) представляет собой эффективный
газовый фактор Гэф = 63,1 м3/т.
Из уравнения (2.67) видно, что при уменьшении Рзаб длина
газожидкостного подъёмника увеличивается, что ведёт к росту необходимого
удельного расхода газа, определяемого правой частью неравенства (2.66), и
когда этот расход станет равным Гэф, фонтанирование прекратится.
Отсюда следует важный вывод: существует некая максимальная длина
газожидкостного подъёмника
max
нас
H,
соответствующая моменту прекращения фонтанирования и минимальному
давлению фонтанирования Рс min. Обозначив левую часть неравенства (2.66)
символом Гэф и решая это неравенство относительно Ннас = Ннас
max, получим
,
м
,
Р
Р
lg
d
Г
,
h
h
,
Н
нас
буф
,
нктв
эф
max
нас
⋅
⋅
⋅
+
+
⋅
=
=
5
0
231
10
5
0
(2.68)

63
где
м
,
g
Р
Р
hж
буф
нас
6
1739
=
⋅
ρ
-
=
и согласно (2.68)
,
м
H
м
Н
скв
max
нас
1835
2605
=
>
=
т.е. фонтанирование скважины будет происходить главным образом за счёт
энергии выделяющегося газа, а роль энергии гидростатического напора
жидкости минимальна. Очевидно, что в данном случае разгазирование нефти
будет происходить не в стволе скважины, а в пласте, на некотором
расстоянии от забоя скважины.
Величина минимального забойного давления фонтанирования в этом
случае ориентировочно может быть определена по формуле
()
,
МПа
,
g
Н
Н
P
P
ж
max
нас
скв
нас
min
c
2
9
=
=
⋅
ρ
⋅
-
+
=
=
(2.69)
что составляет 60 % от давления насыщения нефти газом.
Поскольку выше (табл.3) отмечено, что фонтанная скважина
исследовалась при забойном давлении выше давления насыщения нефти
газом, то полученную величину Рсmin необходимо уточнить. Уточнённую
величину Рсmin в этом случае необходимо рассчитывать по другой методике --
для условия, когда
,
P
Р
нас
min
с>
однако в рассматриваемом примере этого можно не делать, поскольку
скважина будет эксплуатироваться при
МПа
,
Р
МПа
.
Р
нас
заб
4
15
7
15
=
>
=
.
Очевидно, что при этом буферное давление будет несколько выше ранее
принятой величины.
В случаях, когда минимальное забойное давление фонтанирования
оказывается выше пластового, целесообразно оценить возможности
повышения пластового давления за счёт закачки воды.
Поскольку рассматриваемая скважина вероятнее всего будет
эксплуатироваться в условиях заводнения, необходимо определить
обводнённость продукции, при которой скважина прекратит фонтанирование
(fвк), с тем, чтобы по опыту эксплуатации других скважин оценить период её
фонтанной эксплуатации. (Если скважина фонтанирует в условиях режимов
истощения, то её фонтанирование прекратится, когда наступит условие
(Рпл=Рсmin).

64
Обводнённость продукции, при которой скважина прекратит
фонтанирование, определяется по формуле
%
Б
А
fвк
68
=
=
,
(2.70)
где
()
(
),
Р
Р
g
Н
Н
,
Р
Р
Г
Р
Р
lg
Р
Р
d
А
буф
забф
н
скв
скв
буф
забф
н
г
д
буф
забф
буф
забф
,
нктв
′
+
-
ρ
⋅
⋅
⋅
⋅
-
-
′
+
⋅
ρα
⋅
-
⋅
′
⋅
′
-
⋅
⋅
=
=
8
38
2
10
100
3
5
0
()
(),
g
Н
,
Р
Р
Г
Р
Р
lg
Р
Р
d
Б
н
в
скв
буф
забф
н
г
д
буф
забф
буф
забф
,
нктв
ρ
-
ρ
⋅
⋅
⋅
+
+
′
+
⋅
ρα
⋅
-
⋅
′
⋅
′
-
⋅
=
=
2
3
5
0
388
0
2
10
где Рзабф -- забойное давление, при котором работает скважина, МПа,
Рбуф = 1,0 МПа -- давление на буфере скважины к концу фонтанирования;
остальные обозначения расшифрованы выше.
Таким образом, при принятых условиях работы скважины и при
ограничении забойного давления до 15,7 МПа скважина прекратит
фонтанирование при обводнённости 68 %.
2.3.1.2. Технологический расчёт фонтанного подъёмника для
конечных и начальных условий фонтанирования по методике
акад.А.П.Крылова.
Фонтанирование скважин может быть трёх видов:
• первый - артезианское, когда
нас
заб Р
Р>
и
нас
буф Р
Р>,

65
т.е. фонтанирование происходит за счёт гидростатического напора, в
скважине движется негазированная однородная жидкость, газ из нефти
выделяется за пределами скважины;
• второй -- газлифтное, когда газ начинает выделяться в стволе
скважины,
нас
заб Р
Р≥
и
;
Р
Р нас
буф <
в пласте движется негазированная жидкость, а в скважине -- ГЖС; при
давлении у башмака НКТ
нас
башм Р
Р≥
в затрубном пространстве находится газ и затрубное давление Рзптр обычно
небольшое -- 0,1 ÷ 0,5 МПа;
• третий -- газлифтное фонтанирование с началом выделения газа в
пласте, т.е.
нас
заб Р
Р<
и
.
Р
Р нас
буф <
Технологические расчёты для каждого типа скважин в зависимости от
вида фонтанирования выполняются по своим индивидуальным методикам.
В рассматриваемом примере скважина относится ко второму типу, НКТ
спущены до середины фильтра -- Ннкт = 1828 м.
Устойчивый (согласованный) режим работы фонтанного подъёмника и
пласта обеспечивается заданными или известными размерами НКТ (Ннкт и
dнктв), давлением на устье скважины (Ру), глубиной скважины (Нскв),
свойствами пластовых жидкостей и др. Стечением времени изменяются Рпл,
Рзаб, qc, fв и т.д.
Энергия, необходимая для подъёма ГЖС в скважине (Ескв),
увеличивается, а энергия, поступающая в скважину из пласта (Епл),
уменьшается; наконец наступает момент, когда
,
Е
Е скв
пл<
и скважина прекращает фонтанирование. Фонтанный подъёмник следовало
бы постоянно менять, однако этот процесс (смена НКТ) сложный,
дорогостоящий и в основном отрицательно влияющий на её продуктивность.
Поэтому подъёмник проектируют на весь период фонтанирования. В начале
фонтанирования имеется некоторый избыток пластовой энергии, который
бесполезно расходуется в штуцере. Поэтому в начале фонтанирования
подъёмник работает при максимальной производительности (на
максимальном режиме), но не при максимальном к.п.д.; в конце
фонтанирования подъёмник должен работать при максимальном к.п.д., т.е. на
оптимальном режиме.

66
Обычно расчёту подлежит dнкт, остальные величины либо задаются,
либо определяются другим путём.
Плотность жидкости в конце фонтанирования определяется по формуле
()
;
т
/
м
f
f
вк
в
вк
н
жк
3
1034
1
=
⋅
ρ
+
-
⋅
ρ
=
ρ
(2.71)
диаметр НКТ при условии неизменности дебита определится из выражения
()
;
м
,
P
P
g
H
g
H
q
P
P
g
Н
,
d
буф
min
c
жк
нкт
жк
нкт
c
буф
min
c
жк
нкт
нкт
0571
0
263
0
3
=
=
′
-
-
⋅
ρ
⋅
⋅
ρ
⋅
⋅
⋅
′
-
⋅
ρ
⋅
⋅
=
=
принимается ближайший меньший стандартный диаметр dнктк=0,0503 м;
данный диаметр проверяется на максимальную производительность по
формуле акад. А.П.Крылова
;
м
с
/
м
,
g
Н
Р
Р
d
q
ж
нкт
буф
башм
нктк
max
c
3
3
3
579
0067
0
55
=
=
=
⋅
ρ
⋅
′
-
⋅
⋅
=
=
(2.72)
выбранный диаметр НКТ обеспечивает начальный дебит; если бы этого не
произошло, то следовало бы увеличить диаметр НКТ в начальный период
или уменьшить давление на устье скважины путём увеличения диаметра
штуцера или осуществить и ту и другие операции, предварительно выполнив
соответствующие расчёты по формулам акад. А.П.Крылова.
2.3.2 Расчёт и распределения давления в эксплуатационной колонне
и колонне НКТ
При проектировании фонтанного и других способов эксплуатации
скважин необходимо, чтобы величина qc (или -- что тоже -- Рзаб), Рбуф, Ннкт и
dнкт были бы увязаны между собой. В случае артезианского фонтанирования
между этими параметрами существует аналитическая связь в виде условия
фонтанирования
,
Р
Р
g
Н
К
q
Р
буф
тр
н
скв
n
прод
с
пл
+
+
⋅
ρ
⋅
=
-
(2.73)
на основе которого определяется чаще всего qc при известных или заданных
других параметрах. При газлифтном же фонтанировании простых и

67
достаточно точных формул, кроме формул акад. А.П.Крылова, связывающих
эти параметры, не имеется. Поэтому для расчётов Рбуф при известных Рзаб
(или наоборот, но чаще задача решается в первой постановке) приходится
использовать численное интегрирование уравнения движения ГЖС (которое,
впрочем, также особой точностью не отличается) ,
dp
dp
dp
dp
ин
тр
см
+
+
=
(2.74)
где
-
⋅
ρ
⋅
=
g
dH
dp
см
нкт
см
(2.75)
- потеря давления, обусловленная гидростатическим столбом ГЖС,
dpтр -- потери давления на трение,
-
⋅
ρ
⋅
ω
-
ω
=
g
g
g
dp
cv
ин
2
2
2
1
22
(2.76)
- потеря давления на инерционное сопротивление, т.е. на увеличение
скорости ГЖС в связи с изменениями газосодержания в поперечном сечении
потока;
ω1, ω2 -- скорости движения ГЖС соответственно в начале и в конце
подъёмных труб.
Существует большое количество экспериментальных методик
численного интегрирования уравнения (2.74), однако ни одна из них не
является универсальной, т.к. каждая создана на основе исследований узких
интервалов свойств фаз и параметров движения ГЖС. Наибольшее
распространение получила методика акад. А.П.Крылова [16 и др.] пример
использования которой приводится ниже.
Для выполнения расчётов необходимо располагать результатами
исследования пластовых нефтей данного месторождения, т.е. зависимостями
объёмного коэффициента нефти bн(р), количества выделившегося Vгв(р) и
растворённого Vгр(р) газа, приходящихся на одну тонну нефти, плотностей
газа ρг(р) и нефти ρн(р) и вязкостей газа μг(р) и нефти μн(р) в функции
давления. В случае отсутствия этих данных можно пользоваться
эмпирическими методами их расчёта, изложенными в первой главе [5] или
более упрощёнными формулами, изложенными в девятой главе той же
работы.
Пренебрегая инерционными потерями давления - третье слагаемое в
правой части уравнения (2.74) ввиду их малости и используя эмпирические
выражения, полученные при обработке экспериментальных данных,
авторами [16] это уравнение преобразовано к виду

68
,
q
v
a
q
a
v
a
v
a
q
a
q
dh
g
dp
,
;
⋅
⋅
+
⋅
+
⋅
+
+
+
+
=
=
⋅
⋅
ρ
=
=
ε
3
75
1
2
2
1
o
o
(2.77)
где ε -- безразмерный градиент давления или общий расход энергии на
единичной длине трубы,
ρж -- плотность жидкости, кг/м3,
q и v -- объёмные расходы соответственно жидкости и газа при
соответствующих термобарических условиях, м3/с,
а0 = 0,785dнкт, мм,
а1, а2 и а3 -- эмпирические коэффициенты, зависящие от вязкости жидкости и
диаметра трубы, применяемые по данным табл.IV [16].
Уравнение (2.77) в конечных разностях выглядит следующим образом
.
g
p
h;ε
⋅
⋅
ρΔ
=
Δ
(2.78)
Для его решения задаёмся численным значением приращения давления
Δр и вычисляем приращение Δh. Расчёты начинаются от устья (Н = 0 и
Р = Рбуф) или от забоя скважины (Н= Нскв и Р = Рнас). Иногда для контроля
правильности расчётов выполняют и тот и другой расчёты («прямой и
обратный ходы»); в настоящем примере выполнен только расчёт от устья.
Интервалы приращения Δh при малых давлениях (< 4,0 МПа) следует
принимать небольшими -- 0,1 ÷ 0,2 МПа, при больших -- 0,8 МПа. После
выбора интервалов приращения давления на каждом из них определяются
средние значения объёмных расходов жидкости q и газа v, которые зависят
от давления и температуры.
В целях упрощения расчётов можно принять линейные зависимости
плотности и газонасыщенности нефти от давления при изменении его от
атмосферного до Рнас, а также линейную зависимость температуры от
глубины скважины. Поскольку длина интервала пока неизвестна, среднюю
температуру на каждом интервале можно определять приближённо, т.к.
ошибки в её определении составляют доли градусов, что практически не
сказывается на величине градиента давления.
Расчёты удобно вести по форме табл. 4 (фрагмент).
В колонке «1» записываются давления от Рбуф до Рнас или Рпл. Все
последующие расчёты ведутся для середины интервала изменения давления,
поэтому результаты записываются в строчках между соседними значениями
величин Р.

69
В последующих колонках (здесь не приводятся) для удобства расчётов --
в особенности при использовании электронного табличного редактора EXEL
- можно записать ряд вспомогательных величин, определяемых с помощью
нижеперечисленных формул:
• плотность нефти ρн(Р), кг/м3;
()
;
р
р
р
Р
нас
нг
нд
н
⋅
-ρ
-
ρ
=
ρ
Δ
o
(2.79)
• температура пласта Т(Р), К;
()
.
Р
Р
Р
Т
Т
Р
Т
у
нас
у
пл
⋅
-
-
=
Δ
(2.80)
При заданном давлении Р (давление на середине интервала) массовое
количество поступающего вместе с нефтью растворённого газа составит
()()();
сут
/
кг
,
Р
Р
q
,
Р
V
г
н
сд
г
рд
ρ
⋅
ρ⋅
⋅
-
⋅
α
=
3
10
1
0
(2.81)
секундный объёмный расход свободного газа при любом давлении и
температуре 20°С равен ( )
[
]()
;
с
/
м
,
р
q
,
Р
Г
V
н
сд
г
v
3
3
86400
10
1
0
ρ
⋅
⋅
⋅
-
⋅
α
-
=
o
o
(2.82)
тот же расход при среднем на интервале давлении Р и температуре Т
определяется по формуле
.
с
/
м
,
T
p
T
p
V
V
3
o
o
o
⋅
⋅
⋅
=
(2.83)
Подставляя в формулу (2.77) найденные расходы газа V и нефти q, а
также значения коэффициентов а0, а1, а2 и а3, получим безразмерный градиент
давления ε, с помощью которого по формуле (2.78) определяется длина Δh,
соответствующая заданному интервалу давления.
Обычно необходимо строить две градиентные кривые -- по
эксплуатационной колонне (расчёт этой кривой в данном примере не
приводится) и по колонне НКТ, поскольку во-первых фонтанирование может
происходить и по эксплуатационной колонне, и во-вторых эти две кривые
понадобятся впоследствии при решении некоторых задач, связанных с
механизированными способами эксплуатации скважин.

70
Таблица 4
Расчетные данные для построения градиентной кривой (фрагмент)
P, МПа q 103, м3/с v 103, м3/с εнкт
Δh, м
H,м
1
2
3
4
5
6
1,5
0
1,7
64,2
1,7
64,2
1,9
71,7
1,9
71,7
2,1
...
...
...
...
...
...
...
3,7
...
3,9
563,8
3,9
563,8
4,7
686,8
4,7
686,8
5,5
...
...
...
...
...
...
...
14,3
...
15,1
1979,7
15,1
1979,7
15,9
2007,1
15,9
2007,1
16,7
2175,3
16,7
2175,3
17,5
2272,8
1,632
0,000
10286
97,5
1,632
0,000
1,0284
97,6
1,616
0,000
1,0283
97,7
1,591
0,656
1,0254
97,8
1,336
1,962
0,9059 107,2
1,318
1,978
0,7937 123,0
1,308
2,299
0,7315
32,8
1,268
6,317
0,4349
55,4
1,265
7,109
0,4288
56,1
1,259
8,100
0,3742
64,2

71
По первой и последней колонкам табл.4 построены градиентные кривые
(рис.1) для НКТ (кривая 1) и эксплуатационной колонны (кривая 2). Как
видно из табл.4, расчетная длина НКТ (2272,8 м) оказалась больше реальной
(1828 м); то же самое относится и к эксплуатационной колонне. Эти
отклонения могут быть связаны с неточностью расчетной методики, однако
они могут свидетельствовать и о том, что реальное давление на устье
скважины, рассчитанное по скорректированным на реальную глубину
градиентным кривым (рис.1 -- нумерация кривых со штрихами) -- Рбуф = 5,1
МПа выше принятого на начальном этапе расчетов (1,5 МПа), и что после
построения градиентных кривых параметры работы фонтанной скважины
целесообразно уточнить путём повторного проверочного расчёта.
2.4. Технико--экономическое обоснование механизированных
способов эксплуатации скважины и выбор скважинного оборудования
Механизированные способы эксплуатации осуществляются путём
искусственного ввода энергии непосредственно в каждую скважину:
• компримированным (сжатым) газом -- компрессорная
эксплуатация;
• безкомпрессорный газлифт -- для подъёма ГЖС используется газ
высокого давления, добываемый либо попутно с нефтью, либо специально
отбираемый из газоносных пропластков;
• плунжерный лифт -- подъём ГЖС происходит за счёт природной
энергии сжатого газа с применением специальных плунжеров,
препятствующих потерям газа в связи с его относительным
проскальзыванием;
• специальными механическими приспособлениями -- насосная
эксплуатация.
Скважины,
эксплуатирующиеся
насосными
способами,
классифицируются по дебиту жидкости и высоте её подъёма, поскольку с
ростом этой высоты подача насосных установок довольно быстро снижается,
и, следовательно, снижается дебит скважины.
Приближённо зависимость подачи установки q от высоты подъёма
жидкости Н выражается гиперболой вида
,
H
A
q=
(2.84)
где А -- постоянная величина, имеющая условное значение и выбираемая из
практических соображений, м4/сут.

33
0
5
10
15
20
0
100
200
300
400
500
600
700
800
900
1000
1100
1200
1300
1400
1500
1600
1700
1800
1900
2000
Глубина
скважины, м
Давления,МПа
Рис. 1 Градиентные кривые

33
Эта зависимость может быть использована, когда имеются ограничения
подачи и высоты подъёма жидкости, обусловленные:
• при газлифтной эксплуатации -- расходом газа;
• при эксплуатации скважин штанговыми скважинными
насосными установками (ШСНУ) -- фактической работоспособностью
колонны штанг;
• при эксплуатации скважин установками электропогружных
центробежных насосов (УЭЦН) характеристиками q-Н выпускаемых
промышленностью установок.
(Ниже рассматриваются два основных способа механизированной
эксплуатации -- ШСНУ и УЭЦН).
Зависимостью (2.84) можно пользоваться в пределах qc ≤ 200 м3/сут и
Н ≤ 3000 м. Для выпускаемого в настоящее время оборудования ШСНУ
можно принять
H
qc
4
10
5⋅
=
(2.85)
и построить графическую характеристику различных категорий скважин по
дебиту и высоте подъёма жидкости (здесь не приводится).
Практикой эксплуатации установлено, что к низкодебитным скважинам
относятся те, которые имеют дебит 3 ÷ 5 м3/сут независимо от высоты
подъёма жидкости. Скважины с дебитом более 100 м3/сут независимо от
высоты подъёма жидкости относятся к высокодебитными. Остальные
скважины, не попадающие в эти категории, относятся к среднедебитным. По
высоте подъёма жидкости все скважины условно делятся на: неглубокие -- до
500 м, средней глубины -- от 500 до 1500 м и глубокие -- более 1500 м.
В соответствии с приведенной классификацией рассматриваемая здесь
скважина (qc = 30 м3/сут и Нскв = 1835 м) относится к категории
среднедебитных и глубоких; в данном случае предполагается, что после
прекращения фонтанирования скважины дебит её по жидкости удастся
сохранить таким, каким он был при фонтанировании. (Строго говоря, под
термином «глубина» понимается не глубина скважины, а глубина, точнее
высота подъёма жидкости, т.е. глубина спуска насоса -- ЭЦН или ШГН,
однако до выбора способа эксплуатации и установления режима работы
скважины эта величина и в первом приближении можно пользоваться
глубиной скважины).
Приведенная выше классификация скважин позволяет ориентировочно
выбрать способ эксплуатации на основе выводов, полученных в результате
длительной практики механизированной добычи нефти:

74
Характеристики
скважин
Низкодебитные Среднедебитные Высокодебитные
Неглубокие ШГН
ШГН, ЭЦН
ЭЦН
Средней
глубины
ШГН
ШГН, ЭЦН
ЭЦН
Глубокие
ШГН -- перио-
дическая экплуа-
тация
ЭЦН
ЭЦН
Как видно, выбор насосного способа эксплуатации для среднедебитных
неглубоких и средней глубины скважин представляет собой довольно
неопределённую задачу, которая может быть решена другими способами,
например, ранговым и экономическим, о которых речь пойдёт ниже.
При ранговом методе [5] целесообразность применения того или иного
способа эксплуатации определяется количественной оценкой частных
параметров, устанавливаемых по данным анализа эффективности различных
способов в конкретных нефтедобывающих районах.
Для рассматриваемого примера обобщённые параметры эффективности
выглядят следующим образом:
568
1,
Zшсну =
и
,
,
Z эцн 991
2
=
т.е. эксплуатация скважины УЭЦН предпочтительнее. Однако следует
заметить, что данный метод практически всегда даёт один и тот же результат,
поэтому в данном примере рассматриваются оба способа эксплуатации с
последующей экономической оценкой их.
2.4.1.Эксплуатация скважины штанговой скважинной насосной
установкой (ШСНУ)
1°. По уравнению притока жидкости к забою скважины рассчитывается
(если не задана) величина забойного давления
,
МПа
,
,
,
,
К
q
Р
Р
прод
c
пл
заб
9
15
1
17
0
30
7
17
=
-
=
-
=
(2.86)
т.е. скважина будет работать при забойном давлении выше давления
насыщения нефти газом (15,4 МПа).
2°. Определяется глубина подвески штангового насоса, исходя из
величины оптимального давления у приёма насоса
;
МПа
,
,
,
Р
,
Р
нас
пн
620
4
4
15
3
0
3
0
=
⋅
=
⋅
=
(2.87)

75
исходя из этой величины по кривой «1» рис.1 можно определить глубину
спуска насоса
.
м
Lн 500
=
(При практическом проектировании ШСНУ целесообразно проводить
расчёты для нескольких значений Lн, поскольку они могут быть ограничены
глубинами начала отложений солей или парафина, кривизной ствола
скважины и т.д.).
3°.Выбор глубины погружения насоса под динамический уровень
жидкости
Глубина погружения насоса под динамический уровень жидкости (hпогр)
обуславливается содержанием свободного газа в нефти, и от того, насколько
правильно она выбрана, зависит эффективность и надёжность работы всей
ШСНУ. Эта величина может быть принята на основе практики эксплуатации
ШСНУ в конкретных нефтедобывающих районах. В данном случае принято
.
м
hпогр 100
=
4°.Выбор диаметра плунжерного скважинного насоса.
Производится по диаграмме А.Н.Адонина (иногда её называют
диаграммой АзНИИ)[1,7,8 и др.] или по данным приложения 4. Выбираем
вставной насос типа НСВ 1-43 с диаметром плунжера
,
мм
Dпл 43
=
обеспечивающий максимальную идеальную подачу при числе качаний
1
10-
= мин
n
125,5 м3/сут и имеющий максимальную длину хода плунжера
мм
S max
.
пл 6000
=
и глубину спуска
;
м
L max
.
н 1500
=
насос может откачивать жидкость вязкостью до 25 мПа⋅с с содержанием
механических примесей до 0,05 % масс; группа посадки насоса II; клапанные
узлы с одним шариком с обычным проходным сечением. Вопрос о
применении газового якоря будет решён ниже.
5°.Выбор колонны НКТ
НКТ изготавливаются в соответствии с ГОСТ 633-80 и представляют
собой стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы, изготовленные из
сталей различных групп прочности (марок) -- Д, К, Е, Л, М, Р.
Характеристика сталей для НКТ выглядит следующим образом:

76
Группа прочности стали (марка)
Параметры
Д
К
Е
ЛМР
Временное сопротив-
ление разрыву не
менее, МПа
665
(638) 687
689 759 862 1000
Предел текучести не
менее, МПа
379
(373) 491
552 654 758 930
* В скобках приведены параметры для труб исполнения Б.
По точности и качеству изготовления предусматривается два
исполнения НКТ: А и Б. Трубы всех типов исполнения А выпускаются
длиной 10 м с возможными отклонениями ± 5 %; трубы всех типов
исполнения Б изготавливаются двух длин: от 5,5 до 8,5 до 10 м. По
требованию потребителя трубы исполнения Б групп прочности Д, К и Е
могут быть изготовлены с термоупроченными концами -- в этом случае в
обозначение трубы добавляется аббревиатура ТУК.
НКТ обозначаются следующим образом: условный диаметр трубы х
толщина стенки -- характеристика концов (ТУК -- термоупроченные, НКБ --
безмуфтовая с высаженными наружу концами и муфтами) -- марка стали --
исполнение (для исполнения А ставится буква А; для исполнения Б буква не
ставится).
Предельную глубину спуска одноразмерной равнопрочной колонны
НКТ (Lдоп) определяют, исходя из расчёта на растяжение от собственного
веса, по формуле
,
g
k
Lз
т
доп
⋅
ρ
⋅
σ
=
(2.87)
где σт -- предел текучести, Па,
kз -- коэффициент запаса прочности,
ρ = 7800 кг/м3 - плотность стали.
Для выбора НКТ, соответствующих выбранным типоразмерам насосов,
можно пользоваться приложением 5.
Для выбранного нами насоса НСВ-43 принимаем НКТ следующей
характеристики:
• трубы гладкие с условным диаметром dнкту = 73 мм,
• наружный диаметр dнктн = 73 мм,
• толщина стенки δнкт = 5,5 мм,
• внутренний диаметр dнктв = 62 мм,
• площадь сечения НКТ по металлу fнктм = 11,6 см2,
• наружный диаметр муфты dм = 88,9 мм,

77
• длина муфты Lм = 132 мм,
• массы: одного погонного метра гладкой трубы mнкт = 9,2 кг,
муфты mм = 2,4 кг; трубы изготовлены из стали группы прочности (марки) Д
предельная глубина спуска которых 1300 м.
6°.Определение содержания свободного газа на приёме насоса
Объёмное содержание свободного газа на приёме насоса при давлении
Рпн = 4,62 МПа определяется по формуле
()()()
[
],
Р
P
f
f
Г
Г
Т
P
Z
Т
Р
пн
нас
вv
в
вv
пн
в
пн
ст
i
ст
пн
пн
-
⋅
⋅
α
+
-
⋅
-
⋅
⋅
⋅
⋅
+
=
=
β
1
1
1
(2.88)
где Тст = 293 К, Рст = 0,101 МПа, fвv = 0,8, Гв = 119,8 м3/ м3 -- соответственно
температура, давление, объёмная обводнённость и газовый фактор при
стандартных условиях,
Zi -- коэффициент сверхсжимаемости газа для условий на приёме насоса (при
отсутствии фактических данных можно принять Zi = 0,8),
Тпн -- температура на приёме насоса (при отсутствии фактических данных
можно принять равной среднеарифметической величине между пластовой --
301,15 К и устьевой -- 283,15К температурами, т.е. для рассматриваемого
примера Тпн = 292,15 К),
Гпн -- количество газа, растворённого в одном м3 нефти при давлении и
температуре на приёме насоса; определяется по кривым разгазирования, а в
случае их отсутствия -- по эмпирической формуле
;
м
/
м
,
,
,
,
,
,
Р
Р
Р
Р
Г
Г
,
,
ст
нас
ст
пн
в
пн
3
3
5
0
5
0
2
65
101
0
4
15
101
0
92
4
8
119
=
-
-
⋅
=
=
-
-
⋅
=
=
(2.89)
αв -- коэффициент растворимости попутного газа в пластовой воде,
м3/ м3 ⋅МПа; при отсутствии данных непосредственных измерений можно
принять

78
.
МПа
м
м
,
в
⋅
⋅
=
α
3
3
5
0
После подстановки данных для рассматриваемого примера в уравнение
(2.88) получим
;
,
пн 161
0
=
β
газосодержание на приёме насоса оказалось довольно высоким; не
исключено, что при дальнейших расчётах возникнет необходимость в
оснащении насоса газовым якорем.
7°.Расчёт характеристик ГЖС на приёме насоса
Определяются следующие характеристики ГЖС:
• коэффициент сепарации газа,
• трубный газовый фактор и
• уточнённое давление насыщения нефти газом.
Коэффициентом сепарации газа у приёма ШСН называется отношение
объёма (объёмного расхода) газа, ушедшего в затрубное пространство, к
общему объёму (объёмному расходу) газа у приёма ШСН при заданных
термобарических условиях. Сепарация газа у приёма ШСН приводит к
изменению физических характеристик флюидов -- давления насыщения
нефти газом, плотности, объёмного коэффициента и др. Таким образом,
коэффициент сепарации газа определяет как эффективность работы
скважинного насоса, так и особенности применения оборудования -- характер
распределения давления в НКТ и затрубном пространстве, необходимость
применения газосепараторов, степень пульсации жидкости в работающей
скважине и т.д.
Для определения коэффициента сепарации газа у приёма ШСН (σс)
используется зависимость
(),
D
V
P
q
,
эв
пр
отн
пн
c
со
с
2
4
73
0
1
π
⋅
⋅
+
σ
=
σ
(2.90)
где σсо - коэффициент сепарации газа у открытого приёма ШСН при расходе
жидкости qc(рпн), равном нулю, определяемый по формуле
,
,
,
D
d
эв
нкт
со
699
0
1
133
73
1
1
2
2
=
-
=
-
=
σ
(2.91)
qc(рпн) -- расход жидкости при давлении у приёма насоса, рассчитываемый по
формуле
()(),
с
/
м
,
P
b
q
P
q
пн
н
c
пн
c
3
⋅
=
(2.92)
где bн(рпн) -- объёмный коэффициент нефти при давлении на приёме насоса,
определяемый по кривым разгазирования или по эмпирической формуле

79
()()
()
;
,
,
,
,
,
,
Р
Р
Р
Р
b
Р
b
,
,
ст
нас
ст
пн
н
пн
н
202
1
101
0
4
15
101
0
62
4
1
274
1
1
1
1
25
0
25
0
=
-
-
⋅
-
+
=
=
-
-
⋅
-
+
=
(2.93)
тогда согласно (2.92)( )
;
с
/
м
,
,
,
P
qпн
3
00042
0
202
1
86400
0
30
=
⋅
=
Vотн
пр -- средняя скорость пузырьков газа в жидкости у приёма насоса;
при
5
0,
fвv ≤
,
с
/
м
,
Vпр
отн 02
0
=
а при
5
0,
fвv ≥
.
с
/
м
,
Vпр
отн 2
0
=
Тогда согласно (2.90) коэффициент сепарации
().
,
,
,
,
,
,
,
с
630
0
1331
0
14
3
2
0
00042
0
4
73
0
1
699
0
2
=
⋅
⋅
⋅
⋅
+
=
σ
Величина коэффициента сепарации получилась довольно низкой.
Поэтому целесообразно применение газового якоря. Примем, что
использование газового якоря увеличивает коэффициент сепарации на 50 %,
т.е. его фактическая величина будет составлять
.
,
,
с
факт
с
944
0
5
1=
σ
⋅
=
σ
Таким образом значительная часть свободного газа будет
сепарироваться в затрубное пространство, вследствие чего газовый фактор
внутри НКТ (так называемый «трубный газовый фактор») окажется
меньшим, чем газовый фактор пластовой нефти; его величина определяется
по формуле
()
(
)
.
м
/
м
,
,
,
,
,
Г
Г
Г
Г
факт
с
пн
в
в
факт
3
3
2
68
944
0
116
65
8
119
8
119
=
⋅
-
-
=
=
σ
⋅
-
-
=
=
(2.94)
Новое значение давления насыщения нефти газом Рнас
,
соответствующее Гвфакт, находится из условия (2.89)

80
.
Р
Р
Р
Р
Г
Г
,
ст
нас
ст
пн
в
вфакт
5
0
-
′
-
⋅
=
(2.95)
Подставив имеющиеся данные в (2.95) относительно Рнас
,
получим Рнас = 14,0 МПа.
Очевидно, что в тех случаях, когда давление у приёма насоса
выше давления насыщения нефти газом, то свободный газ на приёме
насоса отсутствует и σс = 0 и Гвфакт = Гв.
8°.Определения давления на выходе насоса
Для определения давления на выходе насоса (Рвн) необходимо
воспользоваться линией распределения давления в НКТ от устья на
всю глубину скважины (рис.1). Давление на выходе насоса равно
давлению в НКТ на глубине его спуска Lн. В рассматриваемом
примереLн =500миРвн =5,5МПа.
9°.Определение потерь давления в клапанных узлах
Расчёт потерь (перепадов) давлений в клапанных узлах
довольно громоздкий, а величины этих потерь ничтожно малы и их
можно принять одинаковыми для всасывающего и нагнетательного
клапанов на уровне
.
МПа
,
Р
Р
нагн
.
кл
вс
.
кл
005
0
=
Δ
=
Δ
Тогда давление в цилиндре насоса при всасывании составит
,
МПа
,
,
,
Р
Р
Р
вс
.
кл
пн
вс
.
ц
615
4
005
0
620
4
=
-
=
Δ
-
=
(2.96)
при нагнетании
.
МПа
,
,
,
Р
Р
Р
нагн
.
кл
вн
нагн
.
ц
505
5
005
0
500
5
=
+
=
Δ
+
=
⋅
(2.97)
Перепад давления, который необходимо создавать насосом для
обеспечения подъёма жидкости на поверхность
.
МПа
,
,
,
Р
Р
Р
пн
нагн
.
ц
н
885
0
620
4
505
5
=
-
=
-
=
Δ
(2.98)
10°. Определение коэффициента наполнения ШСН
Перед определением коэффициента наполнения насоса
оцениваются утечки жидкости в зазоре пары «плунжер-цилиндр»
(qут, м3/с). Величина qут зависит от режима течения жидкости в
зазоре (ламинарный или турбулентный), вид которого определяется
критическим числом Рейнольдса Reкр = 1000. Поскольку в формулу

81
для расчёта действительного числа Рейнольдса входит величина qут,
определить заранее режим течения жидкости в зазоре пары
«плунжер-цилиндр» не представляется возможным, поэтому утечки
в начале рассчитываются для обоих видов режимов.
При ламинарном режиме течения жидкости в зазоре утечки в
нём определяются по формуле
()
,
с
/
м
,
V
D
,
l
Р
Р
D
С
q
з
пл
жд
пл
ж
вс
.
ц
вн
з
пл
э
утл
3
0
3
2
5
0
12
2
3
1
⋅
δ
⋅
π
⋅
-
-
ρ
⋅
⋅
ν
⋅
-
⋅
δ
⋅
π
⋅
⋅
+
=
=
(2.99)
где Сэ -- относительный эксцентриситет расположения плунжера в
цилиндре, т.е. отношение расстояния между их центрами к величине
зазора δз; Сэ изменяется от нуля до единицы; для рассматриваемого
случая примем Сэ = 0,5;
δз -- величина зазора, мм, зависящая от группы посадки насоса; в
рассматриваемом примере принята вторая группа посадки насоса и
δз = 0,09 мм,
lпл -- длина плунжера, которая может быть равной 1,2; 1,5 и 1,8 м;
здесь lпл = 1,2 м
V0 = средняя скорость плунжера, определяемая по формуле
,
с
/
м
,
n
S
V пл⋅
=
0
(2.100)
где Sпл -- длина хода плунжера, м; поскольку тип станка-качалки
нами ещё не выбран, примем Sпл, исходя из минимальной длины
хода точки подвеса штанг, т.е. Sпл = 0,3 м,
n -- число качаний балансира, мин-1; аналогично принимаем его
минимальную величину n = 5 мин-1; очевидно, что принятие
минимальных значений Sпл и n даёт завышенные значения утечки и,
следовательно, заниженные значения коэффициента наполнения
насоса; тогда для рассматриваемого примера согласно (2.100)
с
/
м
,
,
V
025
0
60
5
3
0
0
=
⋅
=
и согласно (2.99)

82
()()
.
с
/
м
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
qутл
3
5
3
6
6
3
3
2
10
674
0
025
0
10
09
0
043
0
14
3
5
0
1077
2
1
10
099
1
12
615
4
5
5
10
10
09
0
043
0
14
3
5
0
3
2
1
-
-
-
⋅
=
=
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
-
-
⋅
⋅
⋅
⋅
-
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
+
=
=
При турбулентном режиме течения жидкости в зазоре
«плунжер-цилиндр» утечки определяются по следующей
зависимости
()
()()
.
с
/
м
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
,
V
D
,
l
Р
Р
D
,
q
з
пл
жд
пл
вс
.
ц
вн
з
пл
утт
3
5
3
7
4
6
3
3
0
7
4
3
10
292
0
025
0
10
09
0
043
0
14
3
5
0
1077
2
1
615
4
5
5
10
10
09
0
043
0
14
3
7
4
5
0
7
4
-
-
-
⋅
=
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
-
-
⋅
-
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
=
=
⋅
δ
⋅
π
⋅
-
ρ
⋅
-
⋅
δ
⋅
π
⋅
=
=
(2.100)
Условие сохранения ламинарного режима движения жидкости в
зазоре
.
Re
D
q
кр
ж
пл
утл ≤
ν
⋅
π
(2.101)
Для рассматриваемого примера
,
Re
,
,
,
,
,
кр 1000
4
46
10
099
1
043
0
14
3
10
674
0
6
5
=
≤
=
⋅
⋅
⋅
⋅
-
-
следовательно, режим движения жидкости в в зазоре «плунжер-
цилиндр» будет ламинарным.
После определения утечек производится расчёт коэффициента
наполнения штангового насоса в следующей последовательности.
Если
,
Р
Р нас
цвс
′
≥

83
то газ в цилиндре находится в растворённом состоянии и
коэффициент наполнения насоса ηнап определяется по формуле
,
lут
нап
-
=
η1
(2.102)
где lут -- параметр утечек жидкости, определяемый из выражения
().
Р
Qq
l
нас
ж
ут
ут
′
⋅
=2
(2.103)
В рассматриваемом примере определено, что Рц.вс = 4,615 МПа,
а Р
,
нас = 14,0 МПа, т.е. при ходе плунжера вверх в цилиндре насоса
имеется какое-то количество свободного газа.
Если
нас
вс
.
цР
Р
′
≤
(как в рассматриваемом примере), то возможны три варианта поведения
ГЖС в цилиндре ШСН:
• первый вариант, когда нефть, газ и вода равномерно распределены
в цилиндре, а процесс растворения и выделения газа из нефти
равновесный;
• второй вариант, когда процесс растворения газа в жидкости
настолько неравновесный, что растворимостью газа в нефти при
изменении давления от Рц.вс до Рц.нагн можно пренебречь; сегрегация фаз
при этом, т.е. вода, нефть и газ в объёме цилиндра распределены
равномерно;
• третий вариант, когда процесс растворения газа неравновесный,
растворимостью газа можно пренебречь, а вредное пространство
цилиндра насоса в конце хода плунжера вниз целиком заполнено
жидкостью.
Для каждого из этих вариантов существуют свои формулы расчёта
коэффициента наполнения, и окончательно принимается средняя
величина из его минимального и максимального значений. Но поскольку
расчёты по каждому варианту дают довольно близкие значения и в целях
упрощения учебной задачи здесь расчёт коэффициента наполнения
насоса выполнен только по первому варианту:
,
R
l
lут
нап
1
11δη
-
+
-
=
η
(2.104)
где параметр утечек жидкости
(),
Р
q
q
l
вс
.
ц
см
ут
ут
⋅
=2
(2.105)
где qcм(Рц.вс) -- расход ГЖС в цилиндре при давлении всасывания Рц.вс,
определяемый по формуле (2.92); для рассматриваемого примера lут =
0,00286;
R -- параметр ГЖС, определяемый по формуле

84
()
();
Р
q
Р
q
R
вс
.
ц
с
вс
.
ц
г
=
(2.106)
для рассматриваемого примера R = 0.205;
δη1 -- параметр подачи насоса, зависящий от соотношения между
давлением нагнетания в цилиндре насоса (Рц.нагн) и давлением насыщения
нефти газом с учётом сепарации газа у приёма насоса (Р
нас); при
,
Р
Р
нас
нагн
.
ц
′
≤
т.е., когда не весь свободный газ переходит в раствор, параметр подачи
определяется по формуле
,
А
R
mвр ⋅
+
=
δη1
1
(2.107)
где mвр - отношение объёма вредного пространства в цилиндре насоса к
объёму, описываемому плунжером при ходе вниз; обычно принимается
mвр = 0,2;
,
C
B
R
А
1
1-
-
+
=
(2.108)
где
()
(),
Р
Р
R
Р
b
Р
b
B
нас
вс
.
ц
вс
.
ц
н
нагн
.
ц
н
′
⋅
+
=
(2.109)
()()
[
]().
Р
Р
Р
bf
Р
Г
Р
Г
C
нагн
.
ц
ст
вс
.
ц
н
вv
вс
.
ц
нагн
.
ц
⋅
-
⋅
-
=
1
(2.110)
Тогда для рассматриваемого примера δη1 = 0,007 и
коэффициент наполнения насоса согласно (2.104)
,
,
,
,
,
нап
816
0
007
0
211
0
1
00286
0
1
1
=
-
+
-
=
η
т.е. коэффициент наполнения насоса получился вполне приемлемым
- удовлетворительным считается коэффициент наполнения,
изменяющийся в пределах 0,8 ÷ 0,8.
В случае, когда
,
Р
Р
нас
нагн
.
ц≥
а процесс растворения газа в нефти равновесный, то к моменту
открытия нагнетательного клапана (начало движения плунжера
вниз) весь газ перейдёт в растворённое состояние, и параметр
подачи рассчитывается по более простой формуле

85
Для учёта усадки нефти, поднятой насосом на поверхность
(когда давление изменяется от Рц.вс до давления в сепарирующем
устройстве), вводится понятие коэффициента усадки нефти
()
()().
.
f
Р
b
Р
b
вv
вс
.
ц
н
вс
.
ц
н
ус
967
0
1
1
1
=
-
⋅
-
-
=
η
(2.112)
11°.Расчёт производительности насоса, обеспечивающей
запланированный объём добычи жидкости
Производительность насоса , обеспечивающая запланированный
объём добычи жидкости, определяется как
.
мин
/
м
,
сут
/
м
,
,
,
q
W
нап
c
нас
3
3
025
0
8
36
816
0
0
30
=
=
=
=
η
=
=
(2.113)
С другой стороны минутная производительность насоса
определяется по формуле
.
мин
/
м
,
n
S
D
W
пл
пл
нас
3
2
4
⋅
⋅
⋅
π
=
(2.114)
Зная диаметр плунжера насоса (Dпл = 43 мм), можно уравнение
(2.114) решить относительно Sпл, сохранив неизвестным число
качаний n, мин-1; получим
()
.
м
,
n
,
n
,
,
,
n
D
,
W
S
пл
нас
пл
224
17
043
0
785
0
025
0
785
0
2
2
=
⋅
⋅
=
⋅
⋅
=
=
(2.115)
()
()
.
f
R
Р
b
Р
b
R
m
вv
нас
н
вс
.
ц
н
вр
-
-
+
⋅
′
⋅
+
=
δη
1
1
1
1
1
(2.111)

86
Задаваясь числом качаний n, начиная с его минимальной
величины, которая определяется стандартами на станки-качалки
(nmin=
=5 мин-1, приложение 6), можно определить длину хода плунжера,
обеспечивающую необходимую производительность насоса
.
м
,
,
Sпл
44
3
5
224
17=
=
Сопоставив её с максимально возможной длиной хода точки
подвеса штанг (исходя из параметров станков-качалок нормального
ряда) -- 6 м -- можно убедиться, что требуемая длина хода плунжера
насоса обеспечивается существующими станками-качалками.
12°.Выбор конструкции штанговой колонны
Конструирование штанговой колонны (ШК) заключается в
выборе марки материала штанг, определении необходимого числа
ступеней ШК, диаметра (dшт) и длины (lшт) каждой ступени.
Наиболее просто эти задачи решаются с помощью специальных
таблиц [15 и др.] -- приложения 7-9. Для этого необходимо знать
только Dпл и Lн. В рассматриваемом случае приемлема
одноступенчатая ШК из углеродистой стали 20 НМ,
нормализованных, имеющих предел прочности σпр = 70 МПа, dшт =
16 мм, площадь поперечного сечения fшт = 2,01 см2, наружный
диаметр муфты 38 мм и вес одного м штанги с муфтой в воздухе
17,5 н; предельно допустимая глубина спуска насоса с Dпл = 43 мм
на этой ШК равна 1300 м.
Выбранная конструкция ШК должна обеспечить безаврийную
работу ШСНУ с запланированной подачей и при минимальных
затратах; поэтому в дальнейшем выполняется ряд расчётов для
уточнения конструкции ШК.
При работе ШСНУ колонны штанг и труб периодически
подвергаются упругим деформациям от веса жидкости,
действующей на плунжер; кроме того, на колонну штанг действуют
динамические нагрузки и силы трения, вследствие чего длина хода
плунжера может существенно отличаться от длины хода устьевого
штока.
Режимы работы ШСНУ делят на статические и динамические
по критерию динамического подобия Коши.
Расчёты потерь длины хода плунжера и длины хода устьевого
штока ведутся в такой последовательности:
• частота вращения вала кривошипа
1
523
0
60
2
2
-
=
⋅
π
=
⋅
π
=
ω
с
,
n
n
(2.116)
и критерий динамического подобия Коши

87
,
,
,
а
Lн
д
3
0
057
0≤
=
⋅
ω
=
μ
(2.117)
где а = 4600 м/с -- скорость звука в одноступенчатой ШК; поскольку
μд < 0,3, режим работы ШСНУ статический (при μд > 0,3 режим
считается динамическим);
• при статических режимах силы инерции не оказывают
существенного влияния на длину хода плунжера, и поэтому длина
хода устьевого штока определяется по формуле
,
S
Sплλ
+
=
(2.118)
где
тр
штλ
+
λ
=
λ
(2.119)
есть сумма упругих деформаций штанг и труб, вызванных
гидростатической нагрузкой и рассчитываемых по формулам
()
,
м
,
E
L
F
Р
Р
f
н
пл
всц
вн
шт
шт
00016
0
1
=
⋅
⋅
-
⋅
=
λ
(2.120)
где Е = 2⋅105 МПа -- модуль упругости материала штанг (модуль
Юнга); ( )
,
м
,
f
Е
L
F
Р
Р
тр
н
пл
всц
вн
тр
001
0
=
′
⋅
⋅
⋅
-
=
λ
(2.121)
гдеf
тр = 24⋅10-4 м2 -- площадь поперечного сечения по телу НКТ.
Тогда согласно (2.119) и (2.118) λ = 0,011 и S = 1,811 м.
13°.Расчёт нагрузок, действующих на штанговую колонну
В течение цикла работы скважинного насоса на ШК действуют
нагрузки -- постоянные и переменные как по величине, так и по
направлению. К постоянным (статическим) нагрузкам относятся:
собственный вес ШК в жидкости (Р
шт) и в воздухе (Ршт) и
гидростатическую нагрузку, обусловленную разностью давлений
жидкости над и под плунжером при ходе его вверх (Рж). К
переменным (или динамическим) нагрузкам относятся:
инерционная, вызванная переменной по величине и направлению
скоростью движения системы «штанга-плунжер» (Рин);
вибрационная, связанная с колебательными процессами ШК
вследствие приложения и снятия гидростатической нагрузки на
плунжер (Рвмб); все силы сопротивления, возникающие при работе
ШСНУ.
Расчёт нагрузок на ШК выполняется в следующем порядке:
• статические нагрузки
;
н
,
L
Рн
шт
8750
5
17=
⋅
=
(2.122)

88
,
н
К
Р
Р
арх
шт
шт
7831
=
⋅
=
′
(2.123)
где Карх -- коэффициент плавучести штанг, определяемый по
формуле
,
,
К
шт
смт
шт
арх
895
0
=
ρρ
-
ρ
=
(2.124)
где ρшт = 7850 кг/м3 -- плотность материала штанг,
-
=
⋅
-
=
ρ
3
836 м
/
кг
g
L
Р
Р
н
у
вн
смт
- средняя плотность ГЖС в НКТ; гидростатическая нагрузка на
плунжер штангового насоса определяется по формуле
()
()()
;
н
,
,
,
,
Р
Р
F
Р
вс
.
ц
вн
пл
ж
1283
4
10
615
4
5
5
043
0
14
3
6
2
=
⋅
-
⋅
⋅
=
=
-
⋅
=
=
(2.125)
• динамические нагрузки (Рвиб и Рин) ввиду сложности
кинематики ШСНУ рассчитываются по нескольким формулам
различных авторов, дающих для одних и тех же условий
эксплуатации различные результаты, поэтому для обеспечения
запаса прочности выбираются те значения нагрузок, которые имеют
максимальное значение; в любом случае расчёты следует начинать
по формулам А.С.Вирновского с последующей проверкой
результатов по формулам других авторов;
Для хода ШК вверх вибрационная нагрузка определяется по
формуле
,
н
Р
Р
S
m
Р
ж
шт
шт
вибв
1188
=
⋅
⋅
λ
-
ψ
⋅
=ω
(2.126)
где
,
,
g
S
m
268
0
2
=
⋅
ω
=
ω
(2.127)
;
,
тр
шт
шт
909
0
=
λ
+
λλ
=
ψ
(2.128)

89
инерционная нагрузка для того же хода вверх рассчитывается по
формуле
.
н
Р
S
m
Р
шт
шт
инв
224
2
2
1
2
=
⋅
⋅
ψλ
⋅
-
⋅
=ω
(2.129)
Для хода ШК вниз динамические нагрузки (вибрационные и
инерционные) рассчитываются по тем же формулам, что и при ходе
вверх, но дополненным кинематическими коэффициентами,
учитывающими отклонения истинных характеристик перемещения
точки подвеса штанг от законов гармонического движения. Однако с
достаточной для практических целей точностью можно считать, что
вибн
вибв Р
Р=
и
.
Р
Р инн
инв =
С целью повышения точности расчётов А.Н.Адонин и
М.Я.Мамедов ввели в формулы А.С.Вирновского поправочные
коэффициенты, приводимые в справочных и учебных пособиях и
используемые при динамическом режиме ШСНУ. При статическом
же режиме откачки, в котором работает рассматриваемая скважина,
динамические нагрузки (ниже их индексы обозначаются штрихами)
рассчитываются по упрощённой зависимости А.Н.Адонина
;
н
dS
Р
m
D
Р
Р
шт
шт
шт
пл
динн
динв
3254
1000
3
=
+
λ
-
ψ
⋅
⋅
⋅
=
=
′
=
′
ω
(2.130)
• расчёты экстремальных нагрузок на ШК (максимальной
Рmax и минимальной Рmin) ввиду сложности процессов работы
ШСНУ также ведутся по формулам нескольких авторов:
А.С.Вирновского -- для рассматриваемого случая результаты
получились не наибольшими, поэтому здесь они не приводятся;
А.Н.Адонина
;
н
P
P
P
P
динв
ж
шт
max
11482
=
′
+
+
′
=
′
(2.131)
величина Р
min по формуле А.Н.Адонина получилась не наибольшей,
поэтому она рассчитывается по упрощённой формуле К.Милса
()
;
н
n
S
P
Ршт
M
min
6051
1790
12
=
⋅
-
⋅
=
(2.132)

90
для расчёта максимальных нагрузок используются также ещё
формулы И.М.Муравьёва, И.А.Чарного и Д.С.Слоннеджера;
погрешность результатов расчётов по всем этим формулам составляет
10÷20%,
что находится в пределах допустимой точности промысловых
расчётов; минимальная нагрузка на ШК может быть рассчитана также
по формуле Д.Джонсона; однако погрешность результатов расчётов
минимальных нагрузок значительно более высокая - 80 ÷90 %, т.е.
надёжность формул для определения Рmin значительно ниже
надёжности аналогичных формул для Рmax -- из-за того, что при ходе
штанг вниз возникают ещё различные силы сопротивления,
уменьшающие Рmin.
Расчёты сил сопротивления показали, что их учёт уменьшает
величину Рmin(М), поэтому результаты этих расчётов здесь не
приводится, а даётся лишь краткий обзор видов сил сопротивления и
методик их расчёта. Особо следует обратить внимание на случаи,
когда Рmin из-за больших сил сопротивления имеет отрицательное
значение, т.е. возникает опасность «зависания» штанг и во избежание
ударов головки балансира о полированный шток, могущих привести к
серьёзным авариям, необходимо применять «утяжелённый низ» ШК.
Наиболее существенное влияние на силовые, энергетические и
прочностные (надёжностные) показатели работы ШСНУ оказывают
следующие силы сопротивления, зависящие от физических свойств
добываемой жидкости, конструкции скважины, компоновки и режима
работы оборудования:
• силы механического трения колонны штанг о стенки
НКТ (Ртр мех) вследствие отклонения ствола скважины от вертикали,
определяемые по формуле В.М.Троицкого;
• силы гидродинамического трения штанг о жидкость
(Ртрг), оцениваемые по формуле А.М.Пирвердяна;
• силы трения плунжера о стенки цилиндра (Ртр. пл),
приближённо рассчитываемые по формулам В.И.Сердюка, и
силы гидравлического сопротивления в нагнетательном клапане
насоса (Рклн).
14°.Расчёт напряжений в штангах
Усилия и напряжения, действующие в произвольном
поперечном сечении ШК, циклически изменяются. Для расчёта
характеристик этих изменений используются данные о штангах и
пределы прочности (допустимые приведенные напряжения) для
формул:• И.А.Одинга -- [σпр] = [110 МПа] и
• М.П.Марковца -- [σпр] = [90 МПа]; рассчитываются
следующие величины:
• максимальное напряжение цикла ШК

91
;
МПа
,
,
fP
шт
max
max
1
57
10
01
2
11482 4 =
⋅
=
′
=
σ
-
(2.133)
• минимальное напряжение цикла
()
;
МПа
,
,
fP
шт
M
min
min
1
30
10
01
2
60514=
⋅
=
=
σ
-
(2.134)
цикл изменения напряжений в ШК как правило несимметричен т.е.
амплитудное напряжение
0
≠
σа
и поэтому надёжность работы ШК определяется не только
максимальным напряжением, но и амплитудой его изменения
;
МПа
,
min
max
а
5
13
2=
σ
-
σ
=
σ
(2.135)
• среднее напряжение
.
МПа
,
min
max
ср
6
43
2=
σ
+
σ
=
σ
(2.136)
В качестве единой характеристики цикла изменения
напряжений используется приведенное напряжение цикла (σпр),
рассчитываемое по формулам
• И.А.Одинга
[],
МПа
,
про
а
max
про
σ
≤
=
σ
⋅
σ
=
σ
8
27
(2.137)
• М.П.Марковца
[]и
МПа
,
,
прм
ср
а
прм
σ
≤
=
σ
+
σ
=
σ
2
22
2
0
(2.138)
• Д.Гудмена
.
МПа
,
.
min
max
прг
2
40
56
0
=
σ
-
σ
=
σ
(2.139)
В рассматриваемом практическом примере конструкция ШК
выбрана по приближённым таблицам АзНИИ, и расчёты
напряжений в штангах показали, что этот выбор правильный. В
случаях, когда расчетные приведенные значения σпр близки к
допустимым [σпр], конструкцию колонны следует уточнить по
аналитическим зависимостям [5 и др.].
15°.Определение коэффициента подачи ШСНУ
Зная длину хода полированного штока S, можно определить
коэффициент подачи ШСНУ (ηпод), представляющий собой

92
отношение фактической подачи (qc факт, м3/сут) к теоретической (qc
теор, м3/сут), т.е.
()
;
,
,
,
,
n
S
F
q
q
q
пл
c
стеор
cфакт
под
83
0
1440
5
44
3
043
0
14
3
30
4
1440
2
=
⋅
⋅
⋅
⋅
⋅
=
=
⋅
⋅
⋅
=
=
=
=
η
(2.140)
Величина коэффициента подачи оказалась вполне приемлемой,
поскольку оптимальной и реально достижимой считается ηпод =
0,6÷0,8.
Расчёт конструкции штанговой колонны завершается
определением максимального крутящего момента на ведомом
(кривошипном) валу редуктора станка-качалки по формуле
Р.А.Рамазанова
()
(
)
.
нм
,
,
,
P
Р
S
,
S
М
min
max
max
кр
5769
5648
11483
44
3
236
0
44
3
300
236
0
300
=
=
-
⋅
⋅
+
⋅
=
=
-
⋅
⋅
+
⋅
=
(2.141)
16°.Выбор типоразмера станка-качалки (СК)
Выбор СК ведётся путём сравнения расчётных величин
максимальной нагрузки (Рmax, н), крутящего момента на валу
редуктора (Мкр, нм) и скорости откачки (S⋅n, м/мин) с паспортными
данными СК нормального ряда. В настоящее время СК выпускаются
в соответствии с ГОСТ -5866-77, однако на промыслах страны
широко распространены и СК, выпущенные по более ранним
ГОСТам, а также выпускаемые конверсионными предприятиями и
иностранными фирмами. В приложении 6 приведены некоторые
паспортные данные СК по ГОСТ -5866-77, параметры остальных СК
при необходимости следует искать в справочной литературе или в
текущих заводских каталогах. Процедура выбора типоразмера СК
заключается в последовательном выполнении следующих действий:
• для каждого типоразмера СК по приложению 6
последовательно «сверху вниз», т.е. от наиболее «лёгкого» СК к
наиболее «тяжёлому» проверяется условие «по максимальной
нагрузке»

93
[],
кн
,
P
Р
max
max ≤
(2.142)
где [Pmax] -- допустимая нагрузка на головку балансира СК; для
рассматриваемого примера по данному условию подходит базисная
модель станка-качалки 1СК1,5 -- 0,42 -- 100, для которого условие
(2.141) выглядит следующим образом
[][];
кн
P
кн
,
P
max
max
15
5
11
=
≤
=
если это условие не выполняется нт при одном типоразмере СК, то
выбранный вариант компоновки ШСНУ должен быть отвергнут и
начат расчёт нового варианта с меньшей глубиной спуска насоса в
скважину (если сделать это позволяет газосодержание на приёме
насоса) или с меньшей подачей насоса (дебитом скважины);
• аналогичным образом проверяется условие
[],
кнм
,
М
М
кр
кр≤
(2.143)
где [Мкр] -- наибольший крутящий момент на кривошипном валу
редуктора; для рассматриваемого примера по данному условию
необходимо применение более «тяжёлого» станка--качалки -- 4СК3-
1,2 -- 700, для которого условие (2.142) выглядит так
[];
кнм
М
кнм
,
М
кр
кр
7
8
5
=
≤
=
• наконец, СК проверяется на минимальную и
максимальную скорости откачки жидкости
[]()[];
с
/
м
,
n
S
n
S
n
S
max
min
⋅
≤
⋅
≤
⋅
(2.144)
для рассматриваемого практического примера это условие
выполняется для выбранного выше типоразмера станка--качалки --
4СК3- 1,2 -- 700: 2,25 < 17,2 < 18.
Для облегчения выбора СК на предварительном этапе можно
пользоваться упоминавшейся выше диаграммой А.Н.Адонина.
17°.Определение энергетических характеристик ШСНУ
Потребляемая электродвигателем СК мощность затрачивается
на выполнение полезной работы по подъёму жидкости на
поверхность и на покрытие потерь мощности в оборудовании. Потери
в подземной части ШСНУ обусловлены наличием утечек в насосе,
потерей напора в узлах клапанов, наличием трения штанг о трубы и
жидкость, а в наземной -- отклонениями от норм работы СК и
электродвигателя.
Мощность, используемая на совершение полезной работы
ШСНУ, определяется по формуле:
()
().
Вт
,
,
Р
Р
q
J
пн
вн
c
полезн
306
86400
62
4
5
5
10
306
=
-
⋅
⋅
=
=
-
⋅
=
(2.145)

94
Потери мощности, обусловленные утечками жидкости,
учитываются с помощью специального коэффициента
.
,
,
,
q
q
с
ут
ут
990
0
00035
0
2
10
689
0
1
1
2
1
1
5=
⋅
⋅
+
=
⋅
+
=
η
-
(2.146)
Мощность, затрачиваемая на преодоление сил механического
трения штанг о трубы, определяется по формуле:
(
),
Вт
,
n
S
sin
Р
Р
С
,
J
шт
ж
ш
мех
.
тр
60
327
0
⋅
⋅
α
⋅
+
α
⋅
⋅
⋅
=
(2.147)
где Сш -- коэффициент трения штанг о трубы, зависящий от вязкости
жидкости и изменяющийся в пределах от 0,16 до 0,25; в
рассматриваемом примере принят равным 0,20;
,
рад
,
1801
α
⋅
π
=
α
(2.148)
где α и α1 -- максимальный или средний угол отклонения ствола
скважины от вертикальной оси соответственно в радианах и
градусах; если скважина считается вертикальной (как в
рассматриваемом примере), то в расчётах по формуле (2.146)
принимается α1 = 3º, α = =0,052 и sinα = 0.0523 и тогда для
рассматриваемого примера согласно (2.146)
(
)
.
Вт
/
,
,
,
,
,
,
J мех
.
тр
10
60
2
17
0523
0
8750
052
0
370
1
20
0
327
0
=
=
⋅
⋅
+
⋅
⋅
⋅
=
=
Затраты мощности на преодоление потерь в узлах клапанов
насосов составят (
)
(
)
.
Вт
,
,
p
p
q
J
наг
.
кл
вс
.
кл
c
кл
4
10
005
0
005
0
86400
30
6=
⋅
+
⋅
=
=
Δ
+
Δ
⋅
=
(2.149)
Мощность, затрачиваемая на преодоление гидродинамического
трения штанг о жидкость рассчитывается по формуле
А.М.Пирвердяна (здесь выписана для случая трёхступенчатой
колонны штанг)

95
(
)
()
(
)
.
Вт
,
,
,
,
,
М
M
L
n
S
J
i
муфт
шт
i
;
г
.
тр
3
655
0
823
0
500
10
5
1
60
2
17
14
3
60
3
2
3
3
1
2
3
=
=
+
⋅
⋅
⋅
⋅
   ⋅
=
=
+
⋅
⋅
μ
⋅
⋅
⋅
π
=
=
-
=∑
(2.150)
Тогда потери мощности в подземной части ШСНУ (Jпч) и к.п.д.
подземной части (ηпч) составят соответственно
Вт
,
J
J
J
J
J
г
.
тр
мех
.
тр
кл
ут
полезн
пч
326
3
10
4
990
0
306
=
+
+
+
=
=
+
+
+
η
=
(2.151)
и
.
,
J
J
пч
полезн
пч
939
0
326
306 =
=
=
η
(2.152)
Потери в наземном оборудовании ШСНУ учитываются
приближённо и по рекомендациям ВНИИнефть считается, что к.п.д.
СК ηск = 0,85, а к.п.д. электродвигателя ηдв = 0,8. Тогда общий к.п.д.
ШСНУ определится как
,
,
,
,
,
пч
дв
ск
шсну
638
0
939
0
8
0
85
0
=
⋅
⋅
=
η
⋅
η
⋅
η
=
η
(2.153)
а полная мощность, затрачиваемая на подъём жидкости, составит
.
кВт
,
Вт
,
J
J
шсну
полезн
полн
5
0
479
638
0
306
≈
=
=
η
=
(2.154)
По справочникам или приложению 10 выбирается ближайший
более мощный электродвигатель, обеспечивающий требуемую
мощность с коэффициентом запаса 1,3, т.е. для рассматриваемого
примера -- 0,65 кВт -- принимается электродвигатель АОП-42-4
мощностью 1,7 кВт. Суточный расход электроэнергии равен
.
сут
/
кВтч
,
J
W
полн
сут
12
5
0
24
24
=
⋅
=
⋅
=
(2.155)
Удельный расход на подъём жидкости составит

96
()
.
т
ч
кВт
,
qf
I
А
жд
сжд
вv
полн
удж
⋅
=
ρ
⋅
-
⋅
=
02
0
1
18°.Определение частоты обрывов штанговой колонны
Частота обрывов штанговых колонн является единственным
критерием их работоспособности. Существует несколько способов
определения вероятностной частоты обрыва штанг в зависимости от
физических свойств их материала и условий (режима) работы в
скважинах. Наиболее широкое применение нашли формулы
А,С.Вирновского и Е.И.Бухаленко.
Для рассматриваемого примера вероятная частота обрывов
штанговой колонны в год оцениваются следующими величинами:
• по формуле А.С.Вирновского
;
год
/
обр
,
,
L
d
D
,
,
,
,
н
,
шт
пл
в
4
1
1000
500
19
43
533
0
1000
553
0
5
2
33
3
5
2
33
3
=
⋅
⋅
=
=
⋅
⋅
=
=
φ
(2.156)
• по формуле Е.И.Бухаленко
()()
[]
,
год
/
обр
,
А
,
Н
пр
доп
пр
Н
б
σ
-
σ
σ
⋅
⋅
=
φ
-1
012
0
(2.157)
где А и Н -- числовые коэффициенты, зависящие от диаметра
плунжера насоса; их значения приведены ниже:
Dпл,мм28323843556893
А 0,32 0,36 0,39 0,427 0,287 0,286 0,36
Н 1,52 2,48 1,41 1,367 1,64 1,55 2,0
Для рассматриваемого примера согласно (2.156)
()()
[]
.
год
/
обр
,
,
,
,
,
,
,
б
2
0
8
24
57
8
24
427
0
012
0
367
1
1
367
1
=
-
⋅
⋅
=
φ
-
Окончательно можно принять за вероятную частоту обрывов
штанг среднюю из рассчитанных по формулам А.С.Вирновского (φв)
и Е.И.Бухаленко (φб), т.е.
.
год
/
обр
,
,
б
в
1
2
8
0
4
1
2
≈
+
=
φ
+
φ
=
φ
(2.158)

97
19°.Расчёт эксплуатационных показателей ШСНУ
Основными эксплуатационными показателями ШСНУ
являются:
• общее годовое число подземных ремонтов скважин -
Nрем,
• межремонтный период работы ШСНУ -- Тмрп, сут,
• коэффициент эксплуатации скважин (или скважины) -
ηэкспл;
перечисленные показатели определяются по следующим формулам:
,
год
/
рем
,
N
N
пр
в
рем
+
φ
=
(2.159)
где Nпр = 1 -- число ремонтов в год, не связанных со штанговой
колонной; тогда для рассматриваемого примера:
;
N рем
2
1
1=
+
=
,
сут
,
N
Т
Т
рем
рем
мрп
⋅
-
=24
8760
(2.160)
где Трем -- время простоя скважины из-за проведения подземного
ремонта, час, определяемое по формуле
,
час
,
N
t
N
t
t
Т
рем
ож
пр
р
в
р
рем
⋅
+
⋅
+
φ
⋅
=
2
1
(2.161)
где tр1, tр2 и tож - соответственно время, затрачиваемое на ремонт по
ликвидации обрыва штанг (12 час), на ремонт, не связанный с
отказом штанговой колонны (8 час) и на ожидание ремонта (6 час);
тогда для рассматриваемого примера согласно (2.160)
часа
Т рем
32
2
6
1
8
1
12
=
⋅
+
⋅
+
⋅
=
и согласно (2.159)
.
сут
Т мрп
182
2
24
32
8760 =
⋅
-
=
Коэффициент эксплуатации определяется по формуле
,
t
Т орг
рем
экспл
8760
1+
-
=
η
(2.162)
где tорг = 4 часа -- общее время простоя скважины, не связанного с
подземным ремонтом; тогда согласно (2.161)
.
,
экспл
996
0
8760
4
32
1
=
+
-
=
η
(2.163)
(В приведенных здесь формулах 8760 -- число часов в году).
После расчёта основных эксплуатационных показателей ШСНУ
рассчитывается годовой отбор нефти из скважины по формуле

98
()
()
.
т
,
,
f
q
q
нд
вv
c
экспл
нгод
1867
10
856
8
0
1
30
996
0
365
10
1
365
3
3
=
⋅
⋅
-
⋅
⋅
⋅
=
=
⋅
ρ
⋅
-
⋅
⋅
η
⋅
=
-
-
(2.164)
На этом завершается расчёт технологических показателей
работы ШСНУ и можно перейти к расчётам экономических
показателей.
20°. Расчёт экономических показателей работы ШСНУ
Здесь использована упрощённая методика определения
экономических показателей работы ШСНУ, предполагающая расчёт:
• капитальных затрат (инвестиций) на строительство
ШСНУ
(
)
,
руб
,
С
С
С
С
С
С
К
З
доп
монт
уо
шт
нкт
ск
рез
кап
+
+
+
+
+
+
⋅
=
(2.165)
где Крез = 1,1 -- коэффициент, учитывающий стоимость резервного
оборудования; Сск, Снкт и Сшт -- стоимости соответственно станка-
качалки, НКТ и штанг; принимаются по фактическим данным, в
случае их отсутствия допускается пользоваться данными
приложения 11, где приведены весьма ориентировочные данные о
стоимости СК, НКТ и ШН в деноминированных с 01.01.1998г.
рублях.
Для рассматриваемого примера Сск = 16000 руб.
При определении величин Снкт и Сшт необходимо пользоваться
следующими формулами:
,
руб
,
q
L
а
С
нкт
н
нкт
нкт
4
10
⋅
⋅
=
(2.166)
где анкт -- стоимость одной тонны НКТ, руб/кг, qнкт -- расчётный вес
одного погонного метра НКТ, т.
Для рассматриваемого примера согласно (2.163)
.
руб
,
Снкт
14803
10
1
93
500
31804=
⋅
⋅
=
Для случая трёхступенчатой штанговой колонны
,
руб
,
L
а
С
штi
i
i
шт
шт
8
3
1
⋅
=∑=
(2.167)
где аштi -- стоимость одной штуки штанг заданного диаметра i-ой
ступени штанговой колонны, руб. (8 -- длина одной штанги, м); для
рассматриваемого примера

99
;
руб
Сшт
3375
8
500
54=
⋅
=
Суо, Сдоп -- стоимость соответственно устьевого и дополнительного
оборудования, принимаемые по данным НГДУ; при отсутствии этих
данных можно принять Суо = Сдоп = 8000 руб;
Смонт = 0,23⋅Сск = 0,23⋅16000 = 3680 руб;
тогда для рассматриваемого примера согласно (2.163)
(
)
;
руб
,
Зкап
58076
8000
3680
8000
3375
14803
16000
1
1
=
+
+
+
+
+
+
⋅
=
• энергетических затрат на потребляемую мощность и
плату за установленную мощность в год, которые определяются по
формуле:
,
З
З
З
эну
энп
эн
+
=
(2.168)
где Зэнп -- энергетические затраты на потребляемую мощность для
подъёма жидкости, определяемые по формуле:
,
руб
,
q
А
С
З
эккспл
жгод
н
.
уд
п
энп
η
⋅
⋅
⋅
⋅
= 365
(2.169)
где Сп = 0,3 руб. стоимость одного кВт.ч потребляемой энергии,
удельный расход электроэнергии на подъём одной тонну
добываемой нефти, определяемый по формуле
;
т
ч
кВт
,
,
q
J
А
жд
c
полн
н
.
уд
⋅
=
⋅
⋅
=
=
⋅
ρ
⋅
=
-
-
016
0
10
1077
30
5
0
10
3
3
(2.171)
для рассматриваемого примера согласно (2.166) ;
руб
,
,
,
Зэнп
3462
996
0
1867
016
0
3
0
365
=
⋅
⋅
⋅
⋅
=
,
руб
,
N
С
К
З
уст
уст
лэп
эну
⋅
⋅
=
(2.172)
где Клэп = 0,9 -- коэффициент эксплуатации линии электропередач
(ЛЭП), Суст = руб/кВт.год -- годовая плата за установленную
мощность, Nуст = 1,7 квт -- мощность электродвигателя станка-
качалки; для рассматриваемого примера
.
руб
,
,
Зэну
338
7
1
221
9
0
=
⋅
⋅
=
и согласно (2.165) Зэн = 3462+338 = 3800 руб;
• затрат на подземный ремонт скважин (ПРС)
,
руб
N
С
З
рем
прс
12000
2
6000
2
=
⋅
⋅
=
(2.173)
где С2 = 6000 руб. -- стоимость одного ПРС;

100
• затрат на амортизацию оборудования
,
руб
,
К
С
А
N
С
С
А
С
А
С
А
С
А
З
кр
доп
доп
н
н
уо
уо
шт
шт
нкт
нкт
ск
ск
ам
⋅
⋅
+
⋅
+
⋅
+
+
⋅
+
⋅
+
⋅
=
=
(2.174)
где Аск = 0,12, Анкт = 0,10, Ашт = 0,20, Ауо = 0,12, Адоп = 0,12 -- нормы
отчислений на амортизацию соответственно станка-качалки, НКТ,
штанг, оборудования устья скважины и дополнительного
оборудования;
Сн -- стоимость глубинного насоса, руб, зависящая от его
условного диаметра, и при отсутствии фактических значений
принимаемая на основе нижеследующих данных:
Условный
диаметр
насоса,мм 28 32 38 43 56 68 93
Стоимость
насоса,
руб.
620 620 740 740 960 1260 1620
Nн = 1,2 насос/скв.год -- годовой расход насосов на одну
скважину;
Ккр = 1,2 -- коэффициент, учитывающий отчисления на
капитальный ремонт оборудования; в соответствии с (2.170)
Зам =
=(0,12⋅16000+0,1⋅14803+0,2⋅3375+0,12⋅8000+740/1,2+0,12⋅8000)⋅1,2=
=7934 руб.;
• себестоимости добычи нефти
.
т
/
руб
,
q
З
З
З
С
год
.
н
ам
прс
эн
с
71
12
1867
7934
12000
3800
=
+
+
=
=
+
+
=
(2.175)
В связи с тем, что проект эксплуатации скважины с помощью ШСНУ
довольно объёмист, для его целостного восприятия составляется «Паспорт
проекта эксплуатации скважины с помощью ШСНУ», образец которого
приводится ниже.
Месторождение- Авдеевское
Эксплуатационный объект- пласты ТлБб
Скважина- 4
Желаемый дебит по жидкости- 30 м3/сут
Проектная глубина подвески насоса- 500 м

101
Проектное устьевое давление в затрубье- 0,5 МПа
Проектное устьевое давление в НКТ-1,5 МПа
Расстояние от устья скважины до динамического уровня- 400м
Глубина погружения насоса под динамический уровень- 100 м
Используется насос НСВ1-43 вставной с газовым якорем
Условный диаметр плунжера- 43 мм
Максимальная идеальная подача при режиме 10 качаний в
минуту --125,6 м3 /сут
Предельная глубина спуска- 1500 м
Максимальная вязкость перекачиваемой жидкости- 25 мПа.с
Максимальное объёмное содержание механических примесей-
0,05 % вес.
Группа посадки насоса- II
Объёмное содержание газа на приёме насоса -- не более 20%
Давления: на приёме-4,6 МПа, на выходе- 5,5 МПа
НКТ
Диаметры: наружный- 74 мм, внутренний --62 мм, наружный
муфты- 88,9 мм; длина муфты-132 мм. Масса одного метра гладкой
трубы- 9,2 кг.Трубы изготовлены из стали марки Д. Общая длина
колонны- 500 м.
Описание запроектированной штанговой колонны
Одна ступень длиной 500 м. диаметром 19 мм без «тяжёлого»
низа; допустимое и расчётное приведенные напряжения --
соответственно 57,0 и 24,8 МПа; вес штанговой колонны в воздухе --
8,75 кн; максимальная нагрузка в точке подвеса штанг -- 11,5 кн;
удлинения штанговой колонны и колонны НКТ соответственно
0,011 и 0,003м; режим работы штанг- статический; крутящий
момент- 5,8 кнм.
ИТОГОВАЯ ИНФОРМАЦИЯ О СИСТЕМЕ «СТАНОК-КАЧЛКА-
НАСОС»
Насос-НСВ1-43.
Станок-качалка 4СК-3-1,2-700; допустимая нагрузка на
устьевой шток-30 кн, расчётная нагрузка (максимальная)- 11,5 кн;
наибольший допускаемый крутящий момент- 70кн.м, рассчитанный
--5,8 кн.м; паспортное число качаний балансира- 5-15 1/мин,
проектное- 14,3 1/мин; длина хода устьевого штока- 1,2 м, длина
хода плунжера ШН-1,186 м; свободное газосодержание на приёме
насоса- 0,056; давления в цилиндре насоса: при всасывании-
1,556МПа, при нагнетании- 5,537 МПа; коэффициент подачи насоса-
0,83; Электродвигатель- АОП-42-4 мощностью 1,7 кВт.

102
ОСНОВНЫЕ ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЕ ПОКАЗАТЕЛИ ШСНУ
Ожидаемое число ремонтов- 2; межремонтный период- 182 сут;
коэффициент эксплуатации- 0,996.

103
2.4.2.Эксплуатация скважины установкой
электроцентробежного насоса (УЭЦН)
1º.Обоснование выбора компоновки УЭЦН
Основой выбора УЭЦН является характеристика
центробежного насоса (ЦН), представляющая собой совокупность
графических зависимостей напора (Н), потребляемой мощности (N)
и к.п.д.(η) от подачи (Q). Эти характеристики, построенные при
испытании насосов на воде заводами-изготовителями (или на
реальных жидкостях -- соответствующими службами НГД)
содержатся в паспортах ЦН, справочной литературе или в
табличном виде в приложениях12-14.
Реальные характеристики могут отличаться от паспортных из-за
технологических отклонений при изготовлении ЦН, отличия
вязкости реальной жидкости от вязкости воды, наличия в продукции
скважины свободного газа и т.п. Очевидно, что подбор насоса
должен производиться по скорректированным на вышеприведенные
условия характеристикам, для чего необходимо рассчитать ряд
параметров, о которых речь пойдёт ниже.
2º.Расчёты оптимального, допускаемого и предельного
давлений на приёме ЦН
Оптимальным называется давление, при котором при котором в
продукции скважины имеется такое количество газа, попадание
которого в насос не влечёт за собой отклонений реальных
характеристик от стендовых при максимальном (η); оно
определяется по эмпирическим формулам и при fвv > 0,6
(
)
,
МПа
,
,
f
,
f
,
Р
Р
нг
нд
вv
вv
нас
опт
9
21
43
2
5
4
97
6
2
=
=
μ
μ
⋅
-
⋅
-
⋅
⋅
=
=
(2.176)
что выше пластового давления, т.е. при эксплуатации
рассматриваемой скважины УЭЦН, следует ожидать отклонения
реальной характеристики ЦН от стендовой.
Допускаемым называется давление, при котором попадание
свободного газа в ЦН приводит к отклонению реальных
характеристик от стендовых, однако устойчивая работа насоса
обеспечивается при допустимых η.
При fвv > 0,6

104
(
)
.
МПа
,
.
,
f
,
f
,
Р
Р
нг
нд
вv
нас
доп
вv
4
11
85
0
75
1
62
2
2
=
=
μ
μ
-
⋅
-
⋅
⋅
=
=
(2.177)
Предельным называется давление, при котором в продукции
скважины имеется такое количество свободного газа, попадание
которого в насос приводит к нестабильной его работе или к срыву
подачи, когда η = 0; определяется по формуле
(
)
.
МПа
,
f
,
,
Р
Р
нг
нд
вv
нас
пред
4
4
115
0
125
0
=
μ
μ
⋅
⋅
-
⋅
=
(2.178)
Рассчитанные Ропт, Рдоп и Рпред имеют максимальное значение,
поскольку формулы (2.172) ÷ (2.172) выведены из предположения,
что коэффициент сепарации газа на приёме насоса равен нулю, и
весь свободный газ попадает в насос. Если же какое-то количество
газа отделяется у приёма насоса (подробнее об этом ниже), то эти
давления будут ниже максимальных.
Величинами Ропт, Рдоп и Рпред определяется глубина спуска ЦН и,
следовательно, расходы труб, материалов, электроэнергии и т.д.
Уточнённые значения этих давлений наносятся на паспортную или
стендовую характеристику с целью её корректировки; при этом
мощностную характеристику N -- Q оставляют без изменений.
3º.Глубина спуска ЦН должна соответствовать зоне
оптимального (допустимого) содержания газа в жидкости;
приблизительно её можно определить по формуле
.
м
,
,
,
,
,
Р
Р
К
q
g
L
затр
доп
прод
сж
жд
цн
1483
10
7
0
4
11
1
17
0
30
81
9
856
1
1
6=
⋅
-
+
⋅
⋅
=
=
-
+
⋅
⋅
ρ
=
(2.179)
4º. Влияние сепарации газа на Ропт, Рдоп и Рпред оценивается
коэффициентом сепарации у приёма ЦН
,
,
f
w
q
,
з
s
сж
ц
98
0
86400
75
0
1
1
=
′
⋅
⋅
⋅
+
=
σ
(2.180)

105
где ws -- относительная скорость движения газа у приёма насоса
приближённо определяемая по зависимостям
,
,
сприf
/
м
,
w
,
сприf
/
м
,
w
вv
s
вv
s
5
0
17
0
5
0
02
0
≥
=
≤
=
(2.181)
fз
-- площадь кольцевого зазора между эксплуатационной колонной и
погружным насосом, наружный диаметр которого равен 0,114 м.
Почти полная сепарация газа в рассматриваемом случае
существенно снижает величины Ропт, Рдоп и Рпред и, следовательно,
глубину спуска насоса, которая предварительно определенная по
формуле (2.175) оказалась довольно высокой. Принимаем глубину
спуска насоса Lцн = 500 м.
5º. Расчёт и подбор оборудования для эксплуатации скважины
УЭЦН производится по имеющимся исходным данным, которые
могут быть дополнены следующими:
• расстояние от устья скважины до сепарационной
установки lс = 40 м;
• превышение уровня жидкости в газосепараторе над
устьем скважины hг = 2,0 м;
• избыточное давление в сепараторе Рсеп = 0,2 МПа.
Диаметр НКТ определяется их пропускной способностью и
возможностью размещения труб (с учётом диаметров их
соединительных муфт) вместе с кабелем и агрегатом в
эксплуатационной колонне; его (диаметр) можно определить по
номограмме [8, с.138 и др.], согласно которой для рассматриваемой
скважины приемлемы гладкие НКТ с диаметрами: наружным dнктн =
48 мм и внутренним dнктв = 40,3 мм.
Необходимый напор ЦН определяется из уравнения условной
характеристики скважины
,
м
,
h
h
h
h
h
H
сеп
г
тр
ст
ц
+
+
+
Δ
+
=
(2.182)
где hст = 0 -- расстояние от устья скважины до статического уровня,
-
=
⋅
ρ
⋅
=
Δ
м
g
К
q
h
жд
прод
сж
209
-высота, соответствующая депрессии на пласт при показателе
степени в уравнении притока жидкости, равном единице,
hтр -- потери напора за счёт трения движущейся жидкости в НКТ,
определяемые по формуле

106
(),
м
,
g
d
q
l
L
,
h
жд
нктв
сж
c
цн
тр
⋅
ρ
⋅
⋅
+
⋅
λ
⋅
⋅
=
-
5
2
7
10
08
1
(2.183)
где λ -- коэффициент гидравлического сопротивления, определяемый
по графику [6, с.139 и др.] в зависимости от числа Рейнольдса (Re) и
относительной гладкости труб (Кs):
;
3268
1
10
7
,
14
Re
6
=
⋅
⋅
⋅
⋅
=
-
ж
нктв
сжd
q
ν
101
2=
Δ
= нктв
sd
K
и согласно графику λ = 0,034 (Δ = 0,2 мм -- шероховатость
внутренних стенок НКТ). В соответствии с (2.179) hтр = 47 м;
;
м
,
g
Р
hжд
сеп
сеп
5
19
=
⋅
ρ
=
необходимый напор насоса согласно (2.178) Нц = 278 м.
Подбор ЦН ведётся, как указывалось выше, по справочной
литературе или соответствующим приложениям к настоящему
пособию в зависимости от дебитов скважин и необходимого напора,
а также диаметра эксплуатационной колонны.
Для рассматриваемой скважины приемлем насос УЭЦНМ5-50-
1300, состоящий из двух секций (No2 и No5) и с общим числом
ступеней Z = 264, в т.ч. по секциям: No2 -- 72 ступени и No5 -- 192
ступени. Согласно кривым рабочей характеристики этот насос при η
= 43 % в пределах устойчивой зоны его работы может развивать
подачу Q = 25 ÷ 70 м3/сут и соответственно напор Н = 1400 ÷ 1005 м
[18, с.128-136 и др.]. При получении заданного дебита qсж = 30 м3/сут
ЦН будет развивать напор 1390 м столба жидкости.
Характеристику насоса можно приблизить к условной
характеристике скважины путём уменьшения подачи насоса при
помощи штуцера или прикрытой задвижки на нефтесборной линии,
или, наконец, за счёт уменьшения числа ступеней насоса. Однако,
при первом способе может уменьшиться его к.п.д., поэтому
выгоднее применять второй способ, при котором к.п.д. насоса
практически не меняется; число ступеней, которое необходимо
снять с насоса для получения необходимого напора, определяется по
формуле
,
z
H
H
z
цф
ц
211
1
=
⋅
-
=
Δ
(2.184)

107
т.е. насос УЭЦНМ5-50-1300 должен иметь 264 -- 211 = 53 ступени; в
данном случае можно установить в скважину только секцию No2,
имеющую 72 ступени.
6º. Для подвода электроэнергии к электродвигателю
используется кабель круглого сечения марки КПБК; по корпусу
насоса и протектора прокладывается плоский кабель марки КПБП.
Выбираем трёхжильный круглый кабель КПБК 3×25 с площадью
сечения qк = 25 мм2 и диаметром 32,1 мм; на длине насоса и
протектора (около семи м) применяется плоский трёхжильный
кабель КПБП 3×16 с площадью сечения 16 мм2 - с целью
уменьшения основного размера агрегата; от сечения и длины кабеля
зависят потери электроэнергии в нём и к.п.д. установки.
Потери электроэнергии в кабеле КПБК 3×25 длиной 100 м
определяются по формуле
,
кВт
,
R
I
P
c
k
⋅
⋅
⋅
=
Δ
-2
3
10
3
(2.185)
где Ic = 70 А -- сила тока в статоре электродвигателя;
R -- сопротивление в кабеле длиной 100 м, которое определяется по
формуле
,
Ом
,
q
R
k
i1
100 ⋅
ρ
⋅
=
(2.186)
где ρI -- удельное сопротивление при средней температуре в
скважине, определяемое по формуле
()
[
],
м
мм
Ом
,
T
си
i
2
293
1
⋅
-
⋅
α
+
⋅
ρ
=
ρ
(2.187)
где ρси = 0,0175 Ом⋅мм2/м -- удельное сопротивление меди при Т =
293К;
α = 0,004/T -- температурный коэффициент для меди; тогда ρI =
0,0174 Ом⋅мм2/м, R = 0.070 Ом и ΔРк = 1,03 кВт.
Длина кабеля должна равняться глубине спуска насоса,
увеличенной на 10% для учёта расстояния от скважины до станции
управления
.
м
L
,
L
цн
к
550
1
1=
⋅
=
(2.188)
Общие потери электрической мощности в кабеле составят
.
кВт
,
L
Р
Р
к
к
ко
7
5
100 =
⋅
Δ
=
Δ
(2.189)
Расчётная мощность двигателя, необходимая для работы
УЭЦН, определяется по формуле

108
.
кВт
,
L
q
N
к
ж
сж
р
7
3
102
86400
=
η
⋅
⋅
⋅
ρ
⋅
=
(2.190)
С учётом потерь мощности в круглом кабеле потребная
мощность двигателя составит
.
кВт
,
Р
N
N
ко
р
п
4
9
=
Δ
+
=
(2.191)
Принимается двигатель ПЭДУ16-103В5 с номинальной
мощностью 16 кВт и диаметром Dэд = 103 мм.
7º. Наружные диаметры двигателя, насоса и НКТ необходимо
выбирать с учётом их размещения вместе с кабелем в
эксплуатационной колонне. Допустимый зазор между наружным
диаметром агрегата и внутренним диаметром эксплуатационной
колонны должен быть не менее пяти мм; тогда наибольший
допустимый основной размер агрегата
;
мм
а
D
D
доп
эв
max
агр
128
=
-
=
(2.192)
фактический диаметр агрегата с учётом плоского кабеля составит
,
D
мм
S
h
D
D
D
max
агр
п
кп
н
эд
факт
агр
≤
=
+
+
+
=
123
2
2
(2.193)
где Dн = 114 мм -- наружный диаметр насоса,
hкп = 14 мм -- толщина плоского кабеля,
Sп = 1 мм -- толщина металлического пояса, крепящего кабель к
агрегату.
Основной размер агрегата с учётом НКТ и круглого кабеля
определяется по формуле
,
D
мм
d
d
D
A
max
агр
кк
м
эд
max
≤
=
+
+
=
112
2
2
(2.194)
где dм = 56 мм -- диаметр муфты НКТ,
dкк = 32,1 мм -- диаметр круглого кабеля.
Результат расчётов по формулам (2.189) и (2.190) показывают,
что насосный агрегат в эксплуатационной колонне размещается
удовлетворительно.
8º. Для выбора автотрансформатора и определения величины
напряжения в его вторичной обмотке необходимо найти падение
напряжения в кабеле, В
(
)
,
В
L
I
sin
x
cos
r
U
k
c
к
104
100
3
0
0
=
⋅
⋅
φ
⋅
+
φ
⋅
⋅
=
Δ
⋅
(2.195)

109
где r0 = 103⋅ρi/qк = 0,70 Ом/км -- активное удельное сопротивление
кабеля,
x0 = 0.10 Ом/км -- индуктивное удельное сопротивление кабеля,
cos φ = 0,82 -- коэффициент мощности установки,
sin φ = 0,574 -- коэффициент реактивной мощности.
Напряжение на вторичной обмотке трансформатора равно
сумме напряжений электродвигателя (1000 В) и потерь напряжения
в кабеле, т.е. на вторичной обмотке трансформатора требуется
напряжение 1000 + 104 = 1104 В; этому требованию удовлетворяют
трансформаторы ТМПН-100/3=1,17кВ.
9º. Определение удельного расхода электроэнергии
Характерным энергетическим показателем работы УЭЦН
является расход электроэнергии на одну тонну добытой жидкости,
определяемый по формуле
;
т
кВтч
,
h
,
Э
об2
1
10
73
2
3
=
η⋅
Δ
⋅
=
-
(2.196)
(для случая эксплуатации скважины ШСНУ эта величина равна 0,02
кВТч/т); в уравнении (2.192) ηоб = 0,444 -- общий к.п.д. УЭЦН,
представляющий собой произведение к.п.д.: НКТ - ηтр = 0,96; насоса
- η = 0,43; двигателя - ηдв = 0,84; кабеля - ηк = 0,82;
автотрансформатора - ηав = 0,96.
Удельный расход электроэнергии на одну тонну добытой
жидкости УЭЦН, как правило, выше, чем ШСНУ, поэтому
экономические показатели работы УЭЦН могут быть хуже, чем
ШСНУ. Однако только экономическими показателями нельзя
руководствоваться при выборе механизированного способа
эксплуатации, т.к. могут быть иные обстоятельства,
ограничивающие применение того или иного способа.
3. Экономическая оценка механизированных способов
эксплуатации
Такая оценка заключается в расчёте себестоимости добычи
нефти УЭЦН и ШСНУ на основании данных о затратах на добычу
нефти и о величинах самой добычи нефти, дифференцированных по
месторождениям, залежам и скважинам.
Пример такой оценки (в условных рублях) приведен в табл. 5.
В колонках «1» и «2» записываются наименования статей
затрат и их удельные значения, в колонках «3» и «4» - доли
соответствующих расходов на механизированные способы

110
эксплуатации, а в колонках «5» и «8» - распределение этих долей по
способам эксплуатации.
Итоги колонок «6» и «8» дают представление об экономической
эффективности способов эксплуатации.
В рассматриваемом примере оказалось, что себестоимость
добычи нефти УЭЦН в 2,1 раза ниже, чем ШСНУ, и данную
скважину целесообразно эксплуатировать с помощью УЭЦН.
Заключение
В настоящем курсовом проекте рассмотрены вопросы ввода в
эксплуатацию и особенностей эксплуатации скв.4 Авдеевского
месторождения, в частности установлено, что данную скважину
наиболее целесообразно эксплуатировать с помощью УЭЦН.

111
Таблица 5
РАСЧЁТ
себестоимости добычи нефти механизированными способами
эксплуатации
в т.ч. на
механизированны
е способы
эксплуатации
Затраты на механизированные
способы эксплуатации
ШСНУ
УЭЦН
Статьи затрат
Удельные
затраты,
всего,
усл.руб
1 т нефти доля
усл.руб
1т
нефти доля усл.руб
1т
нефти
доля усл.руб
1т
нефти
Энергетически
е затраты
0,62
0,800 0,50 0,14 0,07 0,86 0,43
Заработная
плата
2,16
0,457 0,99 0,42 0,42 0,58 0,57
Амортизация:
скважин
0,46
0,761 7,96 0,79 6,29 0,21 1,67
прочих
основных
средств
2,69
0,306 0,82 0,77 0,63 0,23 0,19
Текущий
ремонт
оборудования:
наземного
0,39
0,211 0,08 0,79 0,06 0,210 0,02
подземного
0,87
0,960 0,83 0,84 0,69 0,16 0,14
Сбор и
транспорт
нефти газа
0,34
0,799 0,27 0,50 0,13 0,50 0,14
Деэмульсация
1,40
0,820 1,15 0,50 0,58 0,50 0,57
Увеличение
нефтеотдачи
пластов
4,48
0,782 3,50 0,50 1,75 0,50 1,75
Цеховые
расходы
2,07
0,563 1,16 0,77 0,89 0,23 0,27
Общепромысло
вые расходы
2,52
0,401 1,01 0,77 0,78 0,23 0,23
Себестоимость
добычи нефти 28,0
-
18,27
- 12,29
-
5,98

112
Приложение 1
ОБРАЗЕЦ ТИТУЛЬНОГО ЛИСТА КУРСОВОГО ПРОЕКТА
ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
ГОРНО - НЕФТЯНОЙ ФАКУЛЬТЕТ
Заочное отделение
Кафедра разработки нефтяных и газовых месторождений
Учебная дисциплина: «Эксплуатация нефтяных и газовых скважин»
Курсовой проект
Тема: «Проект эксплуатации скважины 4 Авдеевского
месторождения»
Выполнил: студент гр.
Александров Б.В.
Проверил:
г.Кунгур, Пермской обл., 2002 г.

113
Приложение 2
ПЕРМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ ТЕНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ
Кафедра РНГМ
Учебная дисциплина
Эксплуатация нефтяных и газовых
скважин
(заочная формы обучения)
Утверждаю:
Зав.кафедрой...............
«...»................200....г.
ЗАДАНИЕ
на курсовое проектирование
Студенту гр. .................. .................................... ...............................
1. Тема проекта: Проектирование эксплуатации добывающей скважины
.................................... ..............месторождения, залежь (пласт) ... ........
2. Срок сдачи законченного проекта........................года.
3. Исходные данные к проекту:
3.1. «План и программа производственного обучения студентов (1995 г.) и материалы
отчётов о первой и второй производственных практиках ( для студентов очной формы
обучения).
3.2. Методические разработки по курсовому проектированию.
3.3 Технологические режимы работы скважин.
3.4. Паспорта и карточки исследования скважин.
3.5. Отчёты по подземному и капитальному ремонтам скважин.
3.6.Промысловая калькуляция себестоимости добычи нефти и газа.
3.7. Отчёты о лабораторных работах (для студентов очной формы обучения).
3.8. Литература по курсу.
4.Содержание рассчётно- пояснительной записки, перечень подлежащих разработке
вопросов:
4.1. Геолого- промысловая характеристика и состояние разработки залежи. Основные сведения
о месторождении, продуктивных пластах, коллекторах, пластовых флюидах, запасах нефти и
газа; состояние разработки залежи ( пласта).
4.2. Технологическая часть.
4.2.1. Анализ технологических режимов и условий эксплуатации добывающих скважин.
Выбор скважины для проектирования эксплуатации, её характеристика.
4.2.2. Освоение и гидродинамические исследования скважины. характеристика
призабойной зоны, способы воздействия на призабойную зону.
4.2.3. Расчёт условий фонтанирования скважины и распределения давления в
эксплуатационной колонне и колонне НКТ.
4.2.4. Технико -- экономическое обоснование способа эксплуатации скважины и выбор
скважинного оборудования.
4.2.5. Мероприятия по борьбе с осложнениями при работе скважины.
5.Перечень обязательных графических приложений:
5.1. Конструкция скважины и скважинное оборудование (подземное и наземное).
5.2. Графики зависимости газонасыщенности, плотности, вязкости и объёмного
коэффициента пластовой нефти от давления при заданной температуре.
5.3. Индикаторные диаграммы скважины, кривые восстановления давления (уровня),
динамограммы, материалы ГИС.
5.4. Схема расположения наземного и подземного оборудования при воздействии на
призабойную зону скважины.
5.5. График эксплуатации скважины с расчётом ожидаемой технологической
эффективности воздействия на её призабойную зону.
Дата выдачи задания «... ...»... ......... ....г.
Консультант.............................. ........
Задание принято к исполнению...... ......... ...(подпись студента)
.................................... ..............месторождения, залежь (пласт) ... ........

114
Приложение 3
Производительность и давления, развиваемые различными
насосными агрегатами
Пода
ча,
л/с
Давле
ние,
МПа
Подач
а, л/с Давл
ение,
МПа
Подача
, л/с
Давл
ение,
МПа
Пода
ча,
л/с
Давлен
ие,
МПа
Пода
ча,
л/с
Давле
ние,
МПа
при диаметре сменных цилиндрических втулок, мм
Передач
а
80
90
100
115
127
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11
Азинмаш -- 32м
I
-
-
-
-
-
-
-
- 3,16 16,0
II
-
-
-
-
-
-
-
- 4,61 10,9
III -
-
-
-
-
-
-
- 7,01 7,2
IV-
-
-
-
-
-
-
- 10,2 4,3
Азинмаш -- 35
II
-
-
-
-
-
-
-
- 4,32 16,0
III -
-
-
-
-
-
-
- 7,73 11,0
IV-
-
-
-
-
-
-
- 12,0 7,0
V
-
-
-
-
-
-
-
- 17,8 4,8
9 МГР (при агрегате А-50У)
I 3,65 16,0 4,8 12,5 6,1 10,0 8,2 7,5 10,2 6,0
II 6,0 10 7,8 7,5 10,0 6,0 13,3 4,5 16,7 3,5
4АН-700
I
-
-
-
- 6,4 70,0 9,0 50,0 -
-
II
-
-
-
- 8,3 54,0 12,3 36,5 -
-
III -
-
-
- 11,6 38,7 17,4 26,0 -
-
IV-
-
-
- 14,6 30,7 22,0 20,4 -
-

115
Продолжение приложения 3
1
2
3
4
5
6
7
8
9
10 11
Азинмаш -- 30А
II
-
-
-
- 2,24 50,0 3,23 34,4 -
-
III -
-
-
- 4,28 25,9 6,16 18,0 -
-
IV-
-
-
- 6,50 17,1 9,36 11,8 -
-
V
-
-
-
- 9,78 11,3 14,1 7,9 -
-
ЦА-320М
при частоте вращения вала двигателя 1700 об/мин
II
-
-
-
- 3,0 30,5 4,1 22,5 5,1 18,2
III -
-
-
- 5,8 15,9 7,9 11,7 9,8 9,5
IV-
-
-
- 9,0 10,3 12,2 7,0 15,1 6,1
V
-
-
-
- 13,5 6,9 18,3 5,0 23,0 4,0
при частоте вращения вала двигателя 1600 об/мин
II
-
-
-
- 2,9 32,0 4,0 23,0 4,9 12,5
III -
-
-
- 5,2 18,0 7,0 13,4 8,7 10,7
при частоте вращения вала двигателя 1500 об/мин
IV-
-
-
- 7,9 11,7 10,7 8,7 13,3 7,0
V
-
-
-
- 11,9 7,8 16,1 5,8 17,2 4,7

116
Приложение 4
ОБЛАСТИ ПРИМЕНЕНИЯ СКВАЖИННЫХ ШТАНГОВЫХ
НАСОСОВ (СН)
Условия
эксплуатации
Тип
насоса
Условны
й размер
насоса,
мм
Максим
альная.
идеальн
ая
подача
при
числе
ходов
10/мин,
м3/сут
Максимал
ьная длина
хода
плунжера,
м
Максимал
ьная
глубина
спуска
насоса, м
Вязкость
жидкости
, Па⋅с
Содержан
ие
механиче
ских
примесей
,%
объёмн.
1
2
3
4
5
6
7
28
8
0,9
1200
32
10,5
0,9
1200
43
19
0,9
1200
НСН1
55
31
0,9
1200
25
до 0,05
32
35
3,0
1200
43
94,5
4,5
2200
55
155
4,5
1800
68
235
4,5
1600
НСН2
93
440
4,5
800
25
до 0,05
43
63
3,0
1200
НСН2ш 55
103,5
3,0
1000
15 более 0,2
32
35
3,0
1200
43
94,5
4,5
1500
55
155
4,5
1200
15 более 0,2
43
73,3
3,5
1500
55
120
3,5
1200
68
235
4,5
1000
НСН2В
93
440
4,5
800
25
до 0,05
продолжение приложения 4

117
1
2
3
4
5
6
7
28
31
3,5
2500
32
41
3,5
2200
38
98,5
6,0
1500
43
125,5
6,0
1500
НСВ1
55
207
6,0
1200
25
до 0,05
32
41
3,5
3500
38
98,5
6,0
3500
43
125,5
6,0
3000
НСВ2
55
207
6,0
2500
25
до 0,05
32
41
3,5
3500
38
57,5
6,0
3500
НСВ1В
43
73,5
6,0
3500
15 более 0,2
55
120
3,5
1200
38/55
64
3,5
1200
НСВГ
55/43 73,5
3,5
1200
100
до 0,05
28
31
3,5
2500
32
41
3,5
2200
38
57,5
3,5
2000
43
73,5
3,5
1500
НСВ1П
55
120
3,5
1200
25
до 0,2
НСВД 38/55
64
3,5
1200
15
до 0,05

118
Приложение 5
СООТВЕТСТВИЕ РАЗМЕРОВ НКТ ТИПОРАЗМЕРАМ ШСН
Тип насоса
Условный
размер
насоса, dпл,
мм
Условный
диаметр
НКТ, мм
Толщина
стенки,
мм
28
48
4
32
48
4
43
60
5
55
73
5,5
68
89
6,5
НСН1, НСН2, НСН2В, НСН5
93
114
7
43
73
5,5
НСН2Т
55
73
5,5
43
48
4
55
60
5
68
73
5,5
НСНД
93
89
6,5
28
60
5
32
60
5
38
73
5,5
43
73
5,5
НСВ1, НСВ2, НСВ1В, НСВ1П
55
89
6,5
НСВГ
55/43
89
6,5

119
Приложение 6
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ СТАНКОВ-КАЧАЛОК
(по ГОСТ 5866-76)
Параметры
Типоразмер СК Длина хода точки подвеса штанг, м
Число
качани
й
головк
и
баланс
ира,
мин-1
1
234567
8
Базовые модели
1СК1,5-0,42-100*) 0,3 0,35 0,42 -
-
- 5-15
2СК2-0,6-250 0,3 0,45 0,6 -
-
- 5-15
3СК3-0,75-400 0,3 0,52 0,75 -
-
- 5-15
4СК3-1,2-700 0,45 0,6 0,75 0,9 1,05 1,2 5-15
5СК6-1,5-1600 0,6 0,9 1,2 1,5 -
- 5-15
6СК6-2,1-2500 0,9 1,2 1,5 1,8 2,1 - 6-15
7СК12-2,5-4000 1,2 1,5 1,8 2,1 2,5 - 5-12
8СК12-3,5-8000 2,1 2,3 2,6 2,9 3,2 3,5 5-10
9СК20-4,2-12000 2,5 2,8 3,15 3,5 3,85 4,2 5-10
Модифицированные модели
1СК1-0,6-100 0,4 0,5 0,6 -
-
- 5-15
2СК1,25-0,9-250 0,44 0,66 0,9 -
-
- 5-15
3СК2-1,05-400 0,42 0,75 1,05 -
-
- 5-15
4СК2-1,8-700 0,675 0,9 1,125 1,35 1,575 1,8 5-15
5СК4-2,1-1600 0,874 1,26 1,68 2,1 -
- 5-15
6СК4-3-2500 1,29 1,7 2,15 2,6 3 - 6-15
7СК8-3,5-4000 1,675 2,1 2,5 3 3,5 - 5-12
7СК12-2,5-6000 1,2 1,5 1,8 2,1 2,5 - 5-12
7СК8-3,5-6000 1,675 2,1 2,5 3 3,5 - 5-12

120
продолжение приложения 6
1
234567
8
8СК8-5-8000 3 3,7 3,7 4,1 4,6 5 5-10
9СК15-6-12000 3,55 4 4,5 5 5,5 6 5-10
Примечание:
*)
типоразмеры
станков-качалок
расшифровываются следующим образом: первая цифра- номер
модели, СК -- «станок-качалка», число -- максимальная нагрузка на
головку балансира, 0,1кн, число после тире -- максимальная длина
хода точки подвеса штанг, м, число после тире -- максимальный
крутящий момент на ведомом валу редуктора, 0,01кнм.
Приложение 7
ПРЕДЕЛЬНО ДОПУСТИМЫЕ ПРИВЕДЕННЫЕ
НАПРЯЖЕНИЯ ДЛЯ РАЗЛИЧНЫХ МАРОК СТАЛИ
НАСОСНЫХ ШТАНГ
Группа
насосов Марка
стали
Вид термообработки
[σдоп],
МПа
I
40
Нормализация
57
I 20НМ
Нормализация
74
I
40 Закалка токами высокой частоты (ТВЧ) 98
II
40 Закалка токами высокой частоты (ТВЧ) 82
I 20НМ Закалка токами высокой частоты (ТВЧ) 106
II 20НМ Закалка токами высокой частоты (ТВЧ) 90
Примечание:
группа насосов I- диаметры 28, 32, 38 и 43 мм;
группа насосов II- диаметры 55, 68 и 95 мм.

121
Приложение 8
НЕКОТОРЫЕ СВЕДЕНИЯ О НАСОСНЫХ ШТАНГАХ (ШН)
Величины показателей для штанг
диаметром dшт, мм
Показатели
иих
символиче-
ские
обозначени
я
Единицы
измерения 16
19
22
25
Площадь
сечения,
fшт
см2
2
2,8
3,8
4,9
Вес одного
погонного
метра в
воздухе,
qшт
н
17,5
23,03 30,78 40,18
Диаметр
штанговой
муфты, dм
мм
34
42
46
55

122
Приложение 9а
РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ГЛУБИНЫ СПУСКА НАСОСОВ (м)
НА ШТАНГАХ ИЗ УГЛЕРОДИСТОЙ СТАЛИ,
НОРМАЛИЗОВАННЫХ, ПРИ [σпр] = 70 МПа
Диаметр насоса, мм
Констру
кция
колонн
ы
Условный
диаметр штанг,
мм
283238435568
1
2
345678
Глубина спуска насоса, м
16
1150 1020 860 720 -
-
19
1300 1170 1000 860 650 -
Односту
пенчата
я
22
-
-
-
- 790 590
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
19
34384555-
-
16
66625545-
-
Глубина спуска насоса, м
1480 1310 1100 920 -
-
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
22
2831364255-
19
7269645845-
Глубина спуска насоса, м
1620 1460 1260 1060 820 -
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
25
-
-
-
-4256
Двухсту
пенчата
я
22
-
-
-
-5844
Глубина спуска насоса, м
-
-
-
- 960 720
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
Трёхсту
пенчата
я
22
2629-
-
-
-

123
продолжение приложения 9а
2
345678
19
2832-
-
-
-
16
4639-
-
-
-
Глубина спуска насоса, м
1760 1570 1490 1270 -
-
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
25
-
-2733-
-
22
-
-3035-
-
19
-
-4332-
-

124
Приложение 9б
РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ГЛУБИНЫ СПУСКА НАСОСОВ (м)
НА ШТАНГАХ ИЗ УГЛЕРОДИСТОЙ
СТАЛИ МАРКИ 20НМ, НОРМАЛИЗОВАННЫХ, ПРИ
[σпр] = 90 МПа
Диаметр насоса, мм
Конструкция
колонны
Усло
вный
диам
етр
штан
г, мм
28323843556895
1
23
4
56789
Глубина спуска насоса, м
22-
-
-
- 1000 760 490
Одноступенчата
я
25-
-
-
-
-
- 600
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
1935394655-
-
-
1665615445-
-
-
Глубина спуска насоса, м
1890 1680 1410 1180 -
-
-
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
222830354154-
-
197270655946-
-
Глубина спуска насоса, м
2080 1870 1610 1370 1050 -
-
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
25-
-28324055-
22-
-72686045-
Глубина спуска насоса, м
-
- 1810 1510 1230 910 -
Продолжение приложения 9б
1
23489101112

125
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
222528-
-
-
-
-
192832-
-
-
-
-
164740-
-
-
-
-
Глубина спуска насоса, м
2270 2010 -
-
-
-
-
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
2520232631-
-
-
2223263035-
-
-
1957514434-
-
-
Глубина спуска насосов, м
2450 2200 1900 1620 -
-
-

126
Приложение 9в
РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ГЛУБИНЫ СПУСКА НАСОСОВ ПЕРВОЙ
ГРУППЫ (м) НА ШТАНГАХ ИЗ УГЛЕРОДИСТОЙ СТАЛИ,
ЗАКАЛЁННЫХ ТВЧ, ПРИ [σпр] = 120 МПа
Диаметр насоса, мм
283243283243
Конструкци
я колонны
Условн
ый
диаметр
штанг,
мм
s=2,1 м; n=12 кач/мин
s=3,3 м; n=12 кач/мин
1
2
345678
Глубина спуска насоса, м
16 1860 1660 1180 1600 1450 1080
19 2090 1885 1420 1765 1625 1260
Одноступен
чатая
22 2290 2060 1640 1900 1750 1440
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
19
343853323547
16
666247686553
Глубина спуска насоса, м
2410 2150 1540 2080 1885 1400
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
22
273040272938
Двухступен
чатая
19
737060737162
Глубина спуска насоса, м
2640 2380 1785 2240 2060 1600
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
22
-2439242636
19
-3244262939
16
-4417504525
Глубина спуска насоса, м
- 2590 1850 2500 2270 1685
Трёхступен
чатая
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
продолжение приложения 9в

127
1
2
345678
25
-2331202228
22
-2634222431
19
-5135585441
Глубина спуска насоса, м
Трёхступен
чатая
- 2840 2125 2650 2450 1885

128
Приложение 9г
РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ГЛУБИНЫ СПУСКА НАСОСОВ ПЕРВОЙ
ГРУППЫ (м) НА ШТАНГАХ ИЗ ЛЕГИРОВАННОЙ СТАЛИ 20 НМ,
ЗАКАЛЁННЫХ ТВЧ, ПРИ [σпр] = 130 МПа
Диаметр насоса, мм
s=2,1 м; n=12 кач/мин
s=3,3 м; n=12 кач/мин
Констру
кция
колонн
ы
Условн
ый
диамет
р
штанг,
мм
28
32
43283243
1
2
3
4
5
6
7
8
Глубина спуска насоса, м
19 2250 2050 1540 1920 1750 1360
Односту
пенчата
я
22
-
-1780-
- 1550
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
22
28
3040262836
Двухсту
пенчата
я
19
72
7060747264
Глубина спуска насоса, м
2800 2560 1940 2400 2000 1720
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
25
21
2631202427
22
23
2833212630
19
56
4636595043
Глубина спуска насоса, м
Трёхсту
пенчата
я
3250 2650 2280 2800 2320 2020

129
Приложение 9д
РЕКОМЕНДУЕМЫЕ ГЛУБИНЫ СПУСКА НАСОСОВ ВТОРОЙ
ГРУППЫ (ДИАМЕТРОМ ≥55 ММ) НА ШТАНГАХ ИЗ СТАЛИ
МАРКИ 40 И 20 НМ, ЗАКАЛЁННЫХ ТВЧ, ПРИ [σпр] = 100 МПа
Диаметр насоса, мм
5568955568
95
Конструк
ция ко-
лонны
Условн
ый
диамет
р
штанг,
мм
s=2,1 м; n=12 кач/мин
s=3,3 м; n=12 кач/мин
1
2
3
4
5
6
7
8
Глубина спуска насоса, м
19 900 650 415 825 625 400
22 1075 820 525 980 765 500
Одноступ
енчатая
25 1240 980 650 1100 900 600
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
195170
-
46 61
-
22
49 30
-
54 39
-
Глубина спуска насоса, м
1140 830
- 1035 775
-
Длина ступеней колонны, % к глубине спуска
253952
-
38 48
-
226148
-
62 52
-
Глубина спуска насоса, м
Двухступ
енчатая
1340 1000 - 1200 940
-

130
Приложение 10
ТЕХНИЧЕСКИЕ ХАРАКТЕРИСТИКИ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
СТАНКОВ-КАЧАЛОК
Для условий нормальной нагрузки
Тип двигателя Номинальная
мощность,
кВт
к.п.д., %
Cosφ
АОП-41-4
1,7
81
0,82
АО2-22-4
2,2
82,5
0,83
АОП-42-4
2,8
83
0,84
АО2-31-4
3
83,5
0,84
АОП-51-4
4,5
84,5
0,85
АОП2-41-4
4
85
0,81
АОП2-42-4
5,5
87
0,82
АОП-52-4
7
86
0,86
АОП2-51-4
7,5
88
0,83
АОП-62-4
10
86,5
0,87
АОП2-52-4
10
88
0,83
АОП-63-4
14
87,5
0,87
АОП2-61-4
13
88
0,87
АОП-72-4
20
88
0,87
АОП-71-4
22
89,5
0,85
АОП-73-4
28
89
0,87
АОП2-72-4
30
90
0,85
АОП-84-4
40
90
0,88
АОП2-81-4
46
91
0,89
АОП2-82-4
65
92
0,89

131
Приложение 11
СТОИМОСТИ СК, НКТ И ШН
СТОИМОСТИ СК
Типоразмер СК Стоимость
комплекта,
руб
Типоразмер СК Стоимость
комплекта, руб
1СК1-0,6-100
6800
6СК4-3-2500
30000
2СК1,25-0,9-250
9000
5СК6-1,5-1600
22000
1СК1,5-0,42-100
6800
6СК4-2,1-2500
30000
2СК2-0,6-250
9000
7СК8-3,5-4000
52000
3СК2-1,05-400
11000
7СК8-3,5-6000
60000
3СК2-1,8-700
16000
8СК8-5-8000
82000
3СК3-0,75-400
11000 7СК12-2,5-4000
52000
4СК3-1,2-700
16000 7СК12-2,5-6000
60000
5СК4-2,1-1600
22000 8СК12-3,5-8000
82000
СТОИМОСТЬ ОДНОЙ ТОННЫ НКТ (марка Е, гладкие)
Условный диаметр
НКТ, мм
Расчётный вес одного
погонного метра труб, н Цена за одну тонну НКТ,
руб
48
44,1
3510
60
68,6
3350
73
93,1
3180
89
134,3
2970
102
154,8
2710
144
187,2
2630
СТОИМОСТЬ НАСОСНЫХ ШТАНГ
Цена за одну штуку (руб.) при значениях допустимого
приведенного напряжения [σпр], МПа
Условный
диаметр, мм
74
90
98
16
45
61
66
19
54
77
83
22
67
103,5
105
25
88
131,5
138,5

132
Приложение 12
ОСНОВНЫЕ ПАРАМЕТРЫ ПОГРУЖНЫХ НАСОСОВ
Условное
обозначение
насоса
Пода
ча,
м3/су
т
Напор
,м
Число
ступене
й
Потребл
яемая
мощнос
ть, кВт
Тип
электродвиг
ателя
К.п.д.,
%
ЭЦН-5-20-750 20 750 207
6,0 ПЭД-7-103 34
ЭЦН-5-20-1000 20 1070 289
8,6 ПЭД-10-103 34
ЭЦН-5-20-1300 20 1300 353
10,8 ПЭД-10-103 38
ЭЦН-5-40-700 40 780 207
10,1 ПЭД-10-103 38
2ЭЦН-5-40-950 40 950 226
12,0 ПЭД-10-103 38
ЭЦН-5-80-800 80 780 206
16,4 ПЭД-20-103 45
ЭЦН-5-80-1300 80 1350 351
29,0 ПЭД-28-103 50
ЭЦН-5-130-600 130 670 167
18,9 ПЭД-20-103 51
ЭЦН-5-200-650 200 690 186
33,0 ПЭД-40-103 53
ЭЦН-5-200-800 200 840 227
39,5 ПЭД-40-103 55
ЭЦН-6-100-900 100 860 171
17,0 ПЭД-17-119 55
ЭЦН-6-160-750 160 780 121
27,0 ПЭД-35-123 53
ЭЦН-6-160-1100 160 1090 171
38,2 ПЭД-35-123 54
ЭЦН-6-250-800 250 875 151
43,0 ПЭД-46-123 57
ЭЦН-6-350-650 350 650 116
48,5 ПЭД-46-123 57
ЭЦН-6-500-450 500 430 100
51,0 ПЭД-55-123 53

133
Приложение 13
ХАРАКТЕРИСТИКА ПЛОСКИХ И КРУГЛЫХ КАБЕЛЕЙ
Тип кабеля
Число жил Сечение жилы,
мм2
Наружный
диаметр или
толщина
кабеля, мм
КПБК3×50
3
50
40,0
КПБК3×35
3
35
34,7
КПБК3×25
3
25
32,1
КПБК 3 ×16
3
16
29,3
КПБП3×25
3
25
14,2
КПБП3×16
3
16
13,1
КПБП3×10
3
10
12,2
Приложение 14
ХАРАКТЕРИСТИКА АВТОТРАНСФОРМАТОРОВ
ДЛЯ ПОГРУЖНЫХ ЭЛЕКТРОДВИГАТЕЛЕЙ
Тип электродвигателя
ПЭД-10, ПЭД-17,
ПЭД-28
ПЭД-28, ПЭД-35
ПЭД-46
Тип автотрансформатора
АТС-
30/0,5 АТС-3-
20 АТС-
30/0,5 АТС-3-
30 АТС-
50/0,5 АТС-3-
75
Положен
ие клемм
Напряжение на высокой стороне, в
А1В1С1 587
560 682 680 781 800
А2В2С2 553
530 648 650 750 770
А3В3 С3 518
500 613 620 718 740
А4В4С4 484
470 579 590 686 710
А5 В5С5 449
440 544 560 635 680
А6В6С1 414
410 510 530 623 650