Выбор и расчет оборудования для добычи нефти

А. И. СНАРЕВ 
ВЫБОР И РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ 
ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ 
Учебное пособие 
Москва    Вологда 
«Инфра-Инженерия» 
2019 
1 

 
УДК 622.276.1/.4 
ББК 33.361 
С53 
 
 
Рецензент: 
доцент кафедры разработки и эксплуатации нефтяных и газовых  
месторождений Самарского государственного технического университета  
к. т. н. Ольховская В. А. 
 
 
 
 
 
 
Снарев, А. И. 
С53   
Выбор и расчет оборудования для добычи нефти : учебное пособие / 
А. И. Снарев. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия,  2019. - 216 с. : 
ил.,  табл. 
 
I
 
SBN 978-5-9729-0323-8 
 
Предложены теоретические сведения и рассмотрены задачи выбора  
и расчета оборудования для добычи нефти фонтанным способом, установками ЭЦН, штанговыми глубинными насосами, с закачкой воды и пара  
в пласт, при гидроразрыве пласта, при термокислотной обработке пласта  
и при гидропескоструйной перфорации.  
Для студентов нефтегазовых специальностей при изучении дисциплин: 
«Техника и технология добычи нефти и газа», «Машины и оборудование 
для добычи нефти и газа», «Нефтегазопромысловое оборудование», а также для инженерно-технических работников нефтепромысловых предприятий. 
 
 
УДК 622.276.1/.4 
 
ББК 33.361 
 
 
 
 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-0323-8  
‹ А. И. Снарев, 2019 
 
‹ Издательство «Инфра-Инженерия» 
 
‹ Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия» 
2 
 

ОТ АВТОРА 
Учебное пособие обобщает накопленный опыт преподавания в вузе в течение более 30 лет ряда дисциплин: «Техника и технология добычи нефти и газа», 
«Машины и оборудование для добычи нефти и газа», «Нефтегазопромысловое 
оборудование» и других. Я постарался придать этому пособию практическую 
направленность, для чего каждую задачу сопроводил примером решения при 
выборе и расчете того или иного оборудования, а также учесть уровень подготовки нынешних студентов. Полагаю, что книга может быть использована не 
только при подготовке бакалавров и магистров нефтегазовых специальностей, 
но и будет полезна инженерам. Книга содержит 11 глав и 45 задач, материал 
сопровождается рисунками. 
А. И. Снарев 
ВВЕДЕНИЕ 
Использование в нефтегазодобывающей промышленности разнообразного 
оборудования вызвало необходимость расширения и углубления знаний в области 
расчета и обоснованного выбора этой техники при различных способах эксплуатации скважин.   
В учебном пособии, состоящем из одиннадцати глав, поставленная задача 
решается путем краткого изложения теории соответствующего раздела и приведения примера решения задачи по вышеприведенным формулам, что способствует, по нашему мнению, лучшему усвоению материала студентами. 
 В первом разделе рассмотрен расчет коэффициента продуктивности  
и притока жидкости в скважину, расчет оборудования при фонтанной эксплуатации скважин, рассмотрены задачи по выбору и расчету НКТ при фонтаннокомпрессорной эксплуатации скважин.  
Во втором разделе представлены задачи по выбору и расчету оборудования при эксплуатации скважин установками ЭЦН: выбор насоса и электродвигателя; определение глубины погружения насоса под динамический уровень; 
выбор кабеля, трансформатора, расчет габаритов УЭЦН и скорости охлаждения. Это позволяет производить уверенный подбор оборудования УЭЦН, основанный на конкретных расчетах, проследить внутреннюю взаимосвязь различных параметров при выборе и расчете установки. 
В третьем разделе рассмотрены задачи по выбору оборудования ШГНУ и 
определение параметров ее работы, в том числе определение нагрузок на головку 
балансира, определение длины хода плунжера, расчет производительности установки, прочности колонны штанг, расчет НКТ на аварийную и циклические 
нагрузки, определение момента на валу кривошипа и выбор электродвигателя, 
расчет балансира на прочность ² полный цикл выбора и расчета ШГНУ. 
3 

Четвертый раздел посвящен расчету ЭЦН на прочность, в том числе расчету 
корпуса ЭЦН и расчету НКТ с учетом веса кабеля и давления жидкости. 
Интенсивность притока пластовой жидкости в скважину обуславливается 
прежде всего давлением в пласте, которое по мере извлечения пластовой жидкости или газа падает. Следовательно, для интенсификации притока жидкости  
и газа необходимо поддерживать пластовое давление. Этой задаче посвящен 
пятый раздел. В этом разделе рассмотрены две задачи по поддержанию пластового давления в том числе по определению числа нагнетательных скважин, 
расхода воды и давления нагнетания на кустовых насосных станциях, выбору  
и расчету ЭЦН, применяемых в системе ППД. 
В шестом разделе «Тепловые методы воздействия на пласт» рассмотрена 
задача расчета удлинений НКТ на устье скважины и компенсаторов удлинений 
трубопроводов при закачке горячей воды и пара в пласт. 
В седьмом разделе, посвященном актуальной теме гидравлического разрыва пласта, рассмотрены три задачи: 
- определение давления гидроразрыва и расчет напряжений в насоснокомпрессорных трубах; 
- определение количества насосных агрегатов и радиуса трещины гидроразрыва; 
- определение производительности и мощности оборудования пескосмесительного агрегата. 
В восьмом разделе рассмотрена технология и определение показателей 
термокислотной обработки скважин с реакционным наконечником, дан пример 
решения задачи. 
В девятом разделе рассмотрен расчет вертикального гравитационного сепаратора на допускаемое давление и определение толщины стенок отдельных 
его участков. 
В десятом разделе рассматривается гидропескоструйная перфорация глубоких скважин, даны формулы для расчета и определены условия успешного ее 
проведения. 
В одиннадцатом разделе дана краткая теория и примеры расчета центробежных секционных насосов на прочность и выносливость, определение момента, КПД и мощности центробежного насоса, которые широко применяются 
в системе поддержания пластового давления (ППД) и транспортировке нефти  
и нефтепродуктов по среднемагистральным трубопроводам. 
В каждом разделе даны примеры решения задач и индивидуальные варианты заданий, что, несомненно, позволит студентам глубже усвоить изучаемый 
материал в процессе выполнения практических задач, курсового и дипломного 
проектирования. 
Автор надеется, что сжатое изложение теории, примеры решения задач по выбору оборудования позволят студентам и инженерно-техническим работникам 
успешно освоить технику и технологию добычи нефти и газа, изучить воздействие 
на пласт, гидропескоструйную перфорацию скважин и транспортировку нефти. 
 
4 
 

ГЛАВА 1.  
ВЫБОР И РАСЧЕТ ОБОРУДОВАНИЯ ПРИ ФОНТАННОЙ 
ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН 
† 1.1. Расчет коэффициента продуктивности
и притока жидкости в скважину 
Коэффициент продуктивности скважины является одним из важных показателей определения дебита скважины. Он является одним из основных показателей 
при расчете насосной и других видов эксплуатации скважин. Однако в нефтегазодобывающих предприятиях определению коэффициента продуктивности уделяется недостаточно внимания. Довольно часто можно встретить в формулярах характеристик скважин самые фантастические значения коэффициента продуктивности: 
например 0,02 м3/сутāатм при дебите скважины 80 м3/сут. При таком коэффициенте продуктивности потребовался бы перепад давления между пластом и забоем 
в 4 000 кгс/см2. А чтобы создать такой перепад давления в скважине, необходимо 
создать депрессию в 40 000 м столба жидкости, что нереально. Возможно, такому 
положению способствуют некоторые разночтения в определении коэффициента 
продуктивности и дебита скважины у различных авторов. 
Коэффициент продуктивности скважины может быть определен по формуле Дюпюи: 
p
=
(1.1) 
2 ā ā
,
āln
прод
k h
К
R
μ
r
§
·
¨
¸
«
¹
где   k ² коэффициент проницаемости, м2; 
h ² вскрытая мощность пласта, м; 
μ ² вязкость нефти в пласте, Паāс; 
R ² радиус контура питания скважины, м; 
r ² радиус скважины(долота), м. 
Тогда коэффициент продуктивности скважины будет иметь размерность 
»
3
м
с Па
˜
º
…
»
¬
¼
. 
При линейной фильтрации жидкости в скважине (n = 1) 
Q
К
P
P
=
-
     
 (1.2) 
 
.
 
прод
пл
заб
Учитывая формулу (1.1), получим формулу Дюпюи для определения притока жидкости в скважину: 
2 ā ā ā
(1.3) 
āln
k h
P
Q
R
μ
r
p
D
=
§
·
¨
¸
«
¹
размерностью Q 
3 /
м
с
»
º
¬
¼, если ǻP = Рпл í Рзаб учитывать в Па.
5 

Если использовать k в дарси  (поскольку размерность проницаемости в м2 
очень велика и на практике не используется, а 1 D = 1ā10-12 м2), ǻP в МПа 
(1 МПа = 106 Па), h в м, натуральный логарифм заменить на десятичный: 
(
)
-3
ln
2,3 
,
 в сП, 1 сП = 1ā10 Паāс
R
R
lg
μ
r
r
=
  
Учитывая, что в сутках 86 400 секунд, получим выражение для Q в привычной для нефтяников размерности: 
   
(1.4) 
 
 
3
236ā ā ā
м
.
сут
āl
k h P
Q
R
μ g
r
»
º
D
=
…
»
§
· ¬
¼
¨
¸
«
¹
Коэффициент продуктивности соответственно будет иметь вид: 
     
 (1.5) 
 
3
236ā ā
м
.
сутāМПа
āl
прод
k h
К
R
μ g
r
»
º
…
»
§
· ¬
¼
¨
¸
«
¹
Для более точного определения притока жидкости в скважину с учетом 
гидродинамического несовершенства забоя скважины можно воспользоваться 
формулами В. И. Щурова [27] в системе СИ. 
 
3
2 ā ā ā
м
,
с
ā(l
)
p
»
º
D
=
…
»
¬
¼

  
 (1.6) 
k h
P
Q
R
μ
n
С
r
где С ² гидродинамическое несовершенство забоя скважины, зависящее от 
числа перфорационных отверстий n, их диаметра d, глубины перфорационных каналов l , диаметра скважины D и степени вскрытия į.  
В [27, рис. IV.2 и IV.4 и в приложении рис. ǿ-IV] представлены графики зависимости коэффициента С от указанных выше параметров, полученные методом электрогидродинамических аналогий (ЭГДА). 
В формуле (60) [16] предлагается пользоваться размерностью Q (в т/сут), 
вводя в формулу плотность жидкости ȡ в т/м3 и объемный коэффициент b, k  
в дарси (1 D = 1ā10-12 м2), ǻP в МПа, h в м, натуральный логарифм заменить  
на десятичный: 
ln
2,3 
R
R
lg
r
r
=
, μ в сП,  
и, если перевести сек в сут, получим выражение для Q, в тысячу раз заниженное: 
   
(1.7) 
 
1
0,236ā ā ā ā
Т
.
сут
ā āl
k
h
P
Q
R
b μ g
r
r
»
º
D
=
…
»
§
·
¬
¼
¨
¸
«
¹
и, соответственно, в тысячу раз заниженный коэффициент продуктивности. 
 
6 
 

Таблица 1.1 
Варианты заданий для расчета Кпр и притока жидкости в скважину 
Номер 
варианта 
k, коэф. 
прониц., D 
h, 
м 
ǻР, 
МПа 
ȝ, 
сП 
Rк , 
м 
rс , 
м 
Степ. вскр. 
пл. b, м 
1 
0,2 
2 
6 
0,7 
150 
0,070 
1 
2 
0,3 
3 
5 
0,8 
160 
0,080 
1 
3 
0,4 
4 
4 
0,9 
170 
0,085 
2 
4 
0,5 
5 
3 
1,0 
180 
0,067 
3 
5 
0,6 
6 
2 
1,1 
190 
0,065 
3 
6 
0,7 
7 
10 
1,2 
200 
0,107 
4 
7 
0,8 
8 
9 
1,3 
210 
0,122 
5 
8 
0,9 
9 
8 
1,4 
220 
0,135 
6 
9 
1,0 
10 
7 
1,5 
230 
0,107 
7 
10 
1,1 
11 
6 
1,6 
240 
0,107 
7 
11 
1,0 
3 
13 
1,7 
250 
0,080 
1 
12 
1,1 
3 
12 
2,0 
260 
0,090 
2 
13 
1,2 
4 
11 
2,2 
270 
0,107 
2 
14 
1,3 
5 
10 
2,6 
280 
0,122 
3 
15 
1,4 
6 
9 
2,8 
290 
0,135 
4 
16 
0,1 
7 
10 
3,0 
260 
0,073 
3 
17 
0,2 
8 
9 
2,0 
250 
0,070 
6 
18 
0,3 
9 
8 
2,5 
240 
0,081 
7 
19 
0,4 
10 
7 
2,9 
230 
0,122 
6 
20 
0,5 
11 
6 
3,0 
210 
0,135 
8 
21 
0,6 
9 
7 
1,8 
200 
0,107 
5 
22 
0,7 
8 
6 
2,0 
190 
0,085 
6 
23 
0,8 
7 
5 
2,2 
180 
0,080 
5 
24 
0,9 
6 
4 
2,4 
170 
0,070 
4 
25 
1,0 
5 
3 
2,7 
160 
0,067 
4 
Задача 1. Рассчитать коэффициент продуктивности и приток жидкости  
в скважину. 
Дано: 
- k = 0,5 D,  
- h = 5 м,  
- ǻP = 2 МПа,  
- — = 1 сП,  
- R = 180 м,  
- r = 0,075 м.  
Решение. Расчет по формуле (1.1) в системе СИ: 
12
3
3
9
6
-
-
-
=
прод
К
3
6,28ā0,5ā
10
ā5
м
м
 
2,02 10
174,3 10
.
180
сāПа
сутāПа
1
ā
10 āln 0,075
-
=
˜
=
˜
§
·
¨
¸
«
¹
По формуле (1.5) в дарси и сантипуазах: 
3
3
 
2
236ā0,5ā5
м
м
174,35
17,77
.
180
сутāМПа
сутāкгс/см
1
āl
0,075
прод
К
g
=
=
·
=
§
¨
¸
«
¹
7 

Приток жидкости в скважину по формуле (1.3) в системе СИ: 
12
6
3
3
-
-
 
Q
3
6,28ā0,5ā
10
ā5ā2ā
10
м
4,03 10
;
180
с
1
ā
10 āln 0,075
-
=
=
˜
§
·
¨
¸
«
¹
по формуле (1.4) 
 
3
236ā0,5ā5ā2
м
348,7
.
180
сут
1,0āl
0,075
Q
g
=
=
§
·
¨
¸
«
¹
По формуле (1.7) получается, что если принять ȡ = 0,85 т/м3, b = 1,3. 
 
1
0,236ā0,5ā0,85ā5ā2
0,288
180
1,3ā
1,0ā
т ,
с
l
0,0
т
75
у
Q
g
=
=
§
·
¨
¸
«
¹
что, конечно же, является неправильным и ошибкой на три порядка. Отсюда, 
возможно, и идут различные несуразности при определении коэффициента продуктивности и притока жидкости в скважину.  
Рассчитаем приток жидкости в скважину по формуле (1.6) с учетом гидродинамического несовершенства забоя скважины по степени вскрытия, при этом 
величина вскрытия пласта b = 4 м, диаметр скважины D = 2, rс = 0,150 м. Далее 
находим параметры: 
5
4
33;
0,8
0,15
5
h
b
a
d
h
d
=
=
=
=
=
=
 или 80 . 
По графику из [27, рис. ǿV.4] найдем значение С = 6. По формуле (1.6) найдем 
12
6
3
3
3
-
-
 
Q
3
6,28ā0,5ā
10
ā5ā2ā
10
м
м
2,28 10
 или 197 
,
180
с
сут
1
ā
10 ā ln
6
0,075
-
=
=
˜
§
·

¨
¸
«
¹
т. е. наблюдаем снижение дебита почти в 2 раза по сравнению с формулами 
(1.3) и (1.4) без учета несовершенства забоя скважины. 
При выборе способа эксплуатации скважины необходимо учитывать величину коэффициента продуктивности, мощность пласта, вязкость жидкости  
и режим эксплуатации. Если коэффициент продуктивности мал, мощность пласта небольшая, режим эксплуатации ² режим растворенного газа или газовой 
шапки, то в этом случае следует выбрать эксплуатацию насосами с небольшой 
производительностью (штанговыми, диафрагменными и другими). 
Если коэффициент продуктивности достаточно велик, мощность пласта составляет несколько метров, проницаемость пласта хорошая, а режим эксплуа- 
тации ² водонапорный или упруго-водонапорный, то в этом случае следует  
выбрать эксплуатацию установками ЭЦН, имеющими большую производи- 
тельность. 
8 
 

Если дебит скважины невелик, а жидкость вязкая, то следует отдать предпочтение винтовым насосам со штанговым или погружным электроприводом  
с учетом температуры в скважине. 
Конечно, и при малом коэффициенте продуктивности можно получить хороший дебит скважины, если создать большую депрессию на пласт. Однако в этом 
случае следует помнить, что при опускании динамического уровня ниже технической (промежуточной) колонны в процессе длительной эксплуатации возможно 
смятие эксплуатационной колонны и потеря насосного оборудования, да и самой 
скважины, особенно если скважина старая, эксплуатируемая 20-30 лет. 
 
† 1.2. Расчет насосно-компрессорных труб 
при фонтанно-компрессорной эксплуатации скважин 
 
1.2.1. Технические характеристики НКТ 
 
В соответствии с ГОСТ 633-80 [8] для эксплуатации нефтяных и газовых 
скважин применяются стальные бесшовные насосно-компрессорные трубы следующих типов: 
1. Трубы гладкие и муфты к ним с треугольной резьбой с углом при вершине 60ƒ (табл. 1.2). Эти трубы изготавливаются с шагом резьбы 
2,540 мм (10 ниток на 1 дюйм) и 3,175 мм (8 ниток на 1 дюйм). Соответственно, высота профиля резьбы h составляет 1,412 мм и 1,810 мм. 
2. Трубы с высаженными наружу концами и муфты к ним, также с треугольной резьбой с углом при вершине 60ƒ (табл. 1.3). 
3. Гладкие высокогерметичные трубы (НКМ) с трапецеидальной резьбой  
и муфты к ним (табл. 1.4). 
4. Насосно-компрессорные безмуфтовые трубы (НКБ) с высаженными 
наружу концами с трапецеидальной резьбой (табл. 1.5). 
Масса 1 пог. м (см. табл. 1.2 ² 1.5) рассчитана для трубы длиной 8 м  
с учетом массы муфты. 
Таблица 1.2 
Трубы гладкие с треугольной резьбой 
 
Высота 
резьбы 
h, мм 
Наружный 
диаметр 
D, мм 
Масса 
1 пог. м, 
кг/м 
Условный 
диаметр 
трубы 
Толщина 
стенки G, 
мм 
Наружный 
диаметр 
муфты 
Dм, мм 
Длина  
резьбы 
до основной 
плоскости 
L , мм 
33 
33,4 
3,5 
42,2 
2,65 
1,412 
16,3 
42 
42,2 
3,5 
52,2 
3,37 
То же 
19,3 
48 
48,3 
4,0 
55,9 
4,46 
То же 
22,3 
60 
60,3 
5,0 
73,0 
6,96 
То же 
29,3 
73 
73,0 
5,5; 7,0 
88,9 
9,5; 11,7 
То же 
40,3 
89 
88,9 
6,5 
108,0 
13,65 
То же 
47,3 
102 
101,6 
6,5 
120,6 
15,76 
1,81 
49,3 
114 
114,3 
7,0 
132,1 
19,1 
То же 
52,3 
9 
 

Таблица 1.3 
Трубы с высаженными наружу концами с треугольной резьбой 
Масса 
1 пог. м.,  
кг/м 
Высота  
резьбы 
h,  
мм 
Условный  
диаметр 
трубы 
Наружный  
диаметр  
высаженной 
части Дв 
Наружный  
диаметр 
D, 
 мм 
Толщина 
стенки 
G,  
мм 
Длина  
резьбы  
с полным  
профилем 
L,  
мм 
Наружный  
диаметр  
муфты 
Dм ,  
мм 
27 
26,7 
3,0 
42,2 
1,86 
1,412 
16,3 
33,4 
33 
33,4 
3,5 
48,3 
2,68 
То же 
19,3 
37,3 
42 
42,2 
3,5 
55,9 
3,41 
То же 
22,3 
46,0 
48 
48,3 
4,0 
63,5 
4,55 
То же 
24,3 
53,2 
60 
60,3 
5,0 
77,8 
7,08 
1,81 
37,3 
65,9 
73 
73,0 
5,5/  7,0 
93,2 
9,66/ 11,86 
То же 
41,3 
78,3 
89 
88,9 
6,5/  8,0 
114,3 
13,9/ 16,7 
То же 
47,3 
95,2 
102 
101,6 
6,5 
127,0 
16,0 
То же 
51,3 
108,0 
114 
114,3 
7,0 
141,3 
19,5 
То же 
54,3 
120,0 
Таблица 1.4 
Трубы НКМ с трапецеидальной резьбой 
 
Высота  
резьбы 
h, мм 
Масса 
1 пог. м,  
кг/м 
Наружный  
диаметр  
D,  
мм 
Условный  
диаметр 
трубы 
Толщина 
 стенки 
G, мм 
Наружный  
диаметр 
муфты 
 Dм , мм 
Длина 
резьбы 
с полным  
профилем 
L,  
мм 
Внутренний  
диаметр 
резьбы  
в основной  
плоскости 
dвн 
60 
60,3 
5,0 
73,0 
7,02 
120 
48 
57,925 
73 
73,0 
5,5/7,0 
93,2 
9,66/ 11,86 
То же 
48 
70,625 
89 
88,9 
6,5/8,0 
108,0 
13,7/ 16,5 
То же 
58 
86,500 
102 
101,6 
6,5 
120,6 
15,84 
То же 
58 
99,200 
114 
114,3 
7,0 
132,1 
19,42 
1,60 
72 
111,100 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
   
10