Техника и технология добычи нефти и газа

 
 
 
ǧǯǸȔȇȗȌȉ








ǹǬǼǴǯDZǧǯǹǬǼǴǵDzǵǪǯȆ
ǫǵǨȂǾǯǴǬǻǹǯǯǪǧǮǧ
 
ǺȞȌȈȔȕ-ȓȌșȕȋȏȞȌȘȑȕȌ ȖȕȘȕȈȏȌ 






















dzȕȘȑȉȇǩȕȒȕȊȋȇ
ªǯȔțȗȇǯȔȍȌȔȌȗȏȦ«

1 


УДК 622.323 
ББК 33.36 
С53 
 
 
Рецензент: 
доцент каф. РЭНиГМ СамГТУ к. т. н. Ольховская В. А. 
 
 
 
 
 
 
Снарев, А. И. 
С53  
Техника и технология добычи нефти и газа :  учебно-методическое 
пособие / А. И. Снарев. - Москва ; Вологда : Инфра-Инженерия, 2024. - 
220 с. : ил., табл. 
ISBN 978-5-9729-1561-3  
 
Дана теория по расчету и выбору, а также характеристики оборудования для добычи нефти фонтанным и газлифтным способом, установками ЭЦН, гидроприводными, винтовыми и штанговыми глубинными насосами.  
Для преподавателей и студентов, обучающихся по направлениям подготовки бакалавров и магистров «Нефтепромысловое дело» и «Технологические машины и оборудование», и выполняющих практические задачи, курсовые и дипломные проекты по 
дисциплинам: «Техника и технология добычи нефти и газа», «Машины и оборудование 
для добычи нефти и газа», «Нефтегазопромысловое оборудование». Может быть полезно инженерно-техническим работникам нефтепромысловых предприятий. 
 
УДК 622.323 
ББК 33.36 
 

 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
ISBN 978-5-9729-1561-3 
” Снарев А. И., 2024 
 
” Издательство «Инфра-Инженерия», 2024 
 
” Оформление. Издательство «Инфра-Инженерия», 2024 
2 



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.  
Курс состоит из 29 лекций, поделенных на три части, в соответствии с количеством семестров, отведенных для изучения этой дисциплины. 
В первой части курса лекций рассмотрено устройство нефтяной скважины, расчет коэффициента продуктивности и притока жидкости в скважину, 
физические свойства нефти в пластовых условиях. Описываются режимы эксплуатации нефтяных и газовых месторождений, конструкция скважин и оборудование их забоев. 
В 4-й лекции рассмотрены методы и оборудование для пулевой, торпедной, 
кумулятивной и пескоструйной перфорации скважин. Приведен метод расчета 
гидропескоструйной перфорации. В 5-й лекции рассмотрены методы и оборудование для освоения скважин. В 6-7-й лекциях рассмотрена фонтанная эксплуатация нефтяных скважин и условия фонтанирования скважин, расчет фонтанного подъемника. В 8-й лекции описывается оборудование фонтанных скважин, 
типовые схемы фонтанной арматуры и конструкции запорных устройств арматуры. Девятая лекция посвящена расчету фланцевого соединения, определению 
диаметра штуцера фонтанной арматуры, рассмотрены схемы пакеров и якорей. 
В 10-й лекции второй части курса даны подробные сведения о насоснокомпрессорных трубах и методах их расчета на статические, циклические и аварийную нагрузку. Одиннадцатая и двенадцатая лекции посвящены газлифтной 
эксплуатации скважин. Рассмотрены схема работы компрессорных установок  
в замкнутом газлифтовом цикле, оборудование газлифтных скважин и подъемники с периодическим циклом работы. В 13-й лекции рассмотрены установки 
погружных центробежных электронасосов, состав оборудования, назначение узлов и типы гидрозащит.  
14-я и 15-я лекции посвящены определению параметров установки ЭЦН: необходимого напора, глубины погружения, типоразмеров насоса, электродвигателя, кабеля, трансформатора и другого оборудования. В шестнадцатой и семнадцатой лекциях рассмотрены методы борьбы с высоким содержанием песка в добываемой жидкости и защита УЭЦН от механических примесей. Рассмотрена 
схема установки ЭЦН для добычи нефти с высоким содержанием механических 
примесей. В 18-й лекции рассмотрены методы борьбы с высоким газовым фактором при эксплуатации установок ЭЦН. Применение газосепараторов и диспергаторов при работе УЭЦН. В 19-й лекции даны характеристики диафрагмен- 
ных и винтовых насосов и области их применения. В 20-й лекции рассмотрены 
схемы установок гидропоршневых насосов с открытой и закрытой системой 
3 


циркуляции, установок сбрасываемого типа с использованием давления жидкости при замене ГПНА. 
В третьей части курса лекций рассматриваются работы, проводимые при 
текущем и капитальном ремонте скважин, а также подъемники и агрегаты для 
текущего и капитального ремонта. 
В лекции 22 рассматривается инструмент для спуско-подъемных операций 
и механизмы для свинчивания и развинчивания труб и штанг. 
Лекция 23 посвящена изучению штанговых глубинно-насосных установок. 
Рассмотрены балансирные, безбалансирные, длинноходовые и гидроприводные 
станки-качалки, а также установки с цепным приводом.  
Конструкция и характеристики глубинных штанговых насосов рассмотрены 
в лекции 24. Приведены принципиальные схемы насосов для осложненных условий эксплуатации. Определению длины хода плунжера и подачи штангового 
насоса посвящена 25-я лекция. Теории работы установки штангового насоса и 
определение сил, действующих в точке подвеса штанг, рассмотрены в лекции 26. 
Глубинно-насосные штанги испытывают значительные переменные и знакопеременные нагрузки. Поэтому их расчету различными методами посвящена 
27-я лекция. В 28-й лекции рассмотрены методы расчета балансирного, кривошипного, пневматического и комбинированного уравновешивания. Схемы оборудования для одновременной раздельной эксплуатации нескольких пластов одной скважиной, в том числе установками ЭЦН и ШГН рассмотрено в лекции 29. 
Дана краткая характеристика агрегатов для наземного ремонта оборудования. 
Автор надеется, что доступное изложение теории позволит студентам  
и инженерно-техническим работникам успешно освоить технику и технологию, 
машины и механизмы для добычи нефти и газа.  
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
 
4 


КУРС ЛЕКЦИЙ ПО ТЕХНИКЕ  
И ТЕХНОЛОГИИ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА,  
ЧАСТЬ I 
 
 
ЛЕКЦИЯ 1 
Основные понятия о скважине и характеристики пластов 
Способы добычи нефти. Эксплуатационная скважина.  
Геолого-физическая характеристика месторождений.  
Проницаемость горных пород. Коэффициент продуктивности скважины.  
Приток жидкости к скважине. Воронка депрессии. Индикаторная диаграмма. 
Удельная поверхность породы. 
 
1. Способы добычи нефти 
Существует 3 основных способа добычи нефти: фонтанный, газлифтный и 
механизированный, включающий несколько видов насосной добычи: штанговым глубинным насосом (ШГН), погружными электроцентробежными насосами 
(ПЭЦН), электродиафрагменными насосами (ЭДН), электровинтовыми насосами (ЭВН). За рубежом довольно широкое распространение получили гидропоршневые насосные агрегаты (ГПНА). 
Фонтанный - самый простой и самый дешевый способ эксплуатации.  
Однако не все скважины могут длительное время фонтанировать. В этом случае их переводят на механизированные способы добычи нефти. Вместе с тем 
фонтанный способ при поддержании пластового давления также можно отнести к механизированному. Если подсчитать мощность, расходуемую на  
закачку воды при ППД, и отнести ее к фонду добывающих скважин, то получим удельную дополнительную мощность на 1 скважину в 13,5 кВт, что вполне 
соизмеримо с мощностью, затрачиваемой при добыче нефти насосным способом. 
Газлифтный способ эксплуатации также относится к механизированному, 
т. к. для работы этих скважин необходимо закачивать сжатый газ, на что расходуется дополнительная энергия. Газлифтный способ, дававший в 1946 году 37  
общесоюзной добычи, был распространен главным образом на промысла объединения Азнефть. Фонд газлифтных скважин, составлявших в то время 10,8 , 
в дальнейшем сократился вследствие неэкономичности газлифтного спосо- 
бы эксплуатации. К 1980 году добыча нефти составила 3,73 , а фонд сква- 
жин 2,87 . 
 
5 


Т а б л и ц а  1 
Удельный вес способов эксплуатации по добычи нефти ( к годовой)  
и фонду скважин (в  ко всему фонду скважин, нижняя строка)  
1960 г. 1965 г. 1970 г. 1975 г. 1980 г. 2010 г. 2015 г. 
1950 г. 
Способ  
эксплуатации 
32,83 
4,0 
73,71 
18,81 
64,36 
18,75 
55,17 
16,58 
41,58 
13,85 
51,3 
15,08 
 
6 
 
1,7 
Фонтанный 
21,3 
7,8 
2,33 
3,45 
1,76 
3,0 
1,89 
3,42 
5,66 
4,83 
3,73 
2,87 
 
1 
 
0,4 
Газлифтный 
45,11 
85,4 
17,36 
74,39 
18,46 
71,1 
18,77 
70,1 
15,07 
67,18 
13,23 
63,0 
 
43 
 
32,3 
ШГНУ 
ЭЦН 
 
6,14 
2,98 
15,07 
6,48 
24,15 
9,66 
33,6 
14,46 
31,75 
19,08 
 
49 
 
64,4 
 
Как видно из таблицы, штанговый способ эксплуатации до 1950 года обеспечивал до 45  общесоюзной добычи нефти, тогда как фонд скважин достигал 
85 . Со временем роль и значение этого способа сократились вследствие высокой трудоемкости и малой производительностью до 13,23  общесоюзной добычи. Однако широкое применение этого способа (63  фонда скважин) объясняется большим числом малогабаритных скважин. 
С 1955 года получают распространение ЭЦН. Добыча нефти этим способом 
из года в год росла и в 1975 года достигла 34  от общесоюзной при 14,4  
фонда скважин. Этот способ эксплуатации обеспечивает получение больших  
дебитов (!40 м3/сутки) из скважин по сравнению с ШГН. 
В последующее время (2010 год) оборудование скважин изменилось в 
пользу ЭЦН: ЭЦН - 49 , ШГН - 43 , газлифтный способ - 1 , фонтанный 
способ - 6 , прочие - 1 . Такая же тенденция в оборудовании скважин наблюдается в 2015 г. По данным 8-и наиболее крупных нефтяных компаний России, 
ЭЦН - 64,4 , ШГН - 32,3 , газлифтный способ - 0,4 , фонтанный способ - 
1,7 , на прочие способы приходится 1,2 . 
6 


2. Эксплуатационная скважина 
Технология добычи нефти - это гидромеханический процесс движения 
нефти с ее фазовыми превращениями от забоя скважины до ее устья. 
 
Рис. 1 
Скважиной называется горная выработка в земной коре, диаметр которой во много раз меньше ее длины. 
 
ܳൌܭ˒˓ˑˇሺܲ
˒ˎ െܲ
ˊ˃˄ሻ௡  
(1) 
- формула притока нефти к забою скважины, где, ܭ˒˓ˑˇ - коэффициент продуктивности. 
Динамический уровень в скважине - это расстояние, отсчитываемое от 
устья скважины до уровня жидкости при ее отборе из скважины. 
Статический уровень hст - это расстояние от поверхности до уровня 
жидкости при остановке скважины. Он определяет собой через плотность 
жидкости пластовое давление, а динамический уровень - забойной давление. 
Пластовое давление определяется по формулам: 
ܲ
˒ˎ ൌܪଵߩ݃, где ܪଵൌܪെ݄˔˕ , H - глубина скважины 
 
ʟ˒ˎ ൌܪߩ݃൅ܲ
˄˖˗ – для фонтанирующей скважины. (2) 
7 


3. Геолого-физическая характеристика месторождений 
Нефть, газ и вода залегают в земной коре на глубине от нескольких десятков 
метров до нескольких десятков километров, скапливаясь в пустотах и трещинах, 
называемых порами. В основном, в геологическом отношении эти флюиды скапливаются в осадочных породах в отличие от изверженных. Осадочные породы - 
это глины, пески, песчаники, известняки и доломиты, которые осаждались в различные геологические эпохи в разных бассейнах. В последующие эпохи и далее 
эти пласты в результате тектонических процессов (это изменение структуры пласта: изгибание или смещение) приобретали благоприятные формы для скопления 
в них указанных флюидов в виде антиклинальных складок. 
Объем куба породы Vобр, см3. Объем зерен куба Vзерен, см3. Тогда объем породы образца равен: ܸ
˒ˑ˓ ൌܸ
ˑ˄˓ െܸ
ˊˈ˓ˈː, см3.  
Коэффициентом пористости называется отношение объема пор в образце к 
его геометрическому объему, выражаемое в процентах.  
 
݉ൌ
ܸ
˒ˑ˓
ܸ
ˑ˄˓
ͳͲͲΨ ൌͳ െ
ܸ
ˊˈ˓
ܸ
ˑ˄˓
В естественном песчаном грунте форма и размеры песчинок неодинаковы. 
В природных условиях пески состоят из зерен неправильной формы и самых  
разнообразных размеров. Уплотнение песчинок в грунте также может быть  
различным. Все это ведет к тому, что пористость естественного песчаного грун- 
та значительно меньше пористости фиктивного грунта, т. е. грунта состав- 
ленного из шарообразных частиц одинакового размера. В песчаных известня- 
ках и других сцементированных горных породах пористость еще меньше, чем  
в песчаных грунтах из-за заполнения пор различными цементирующими  
веществами. Пористость увеличивается с уменьшением зерен составляющих породу. Это увеличение пористости вызывается тем, что форма зерен с уменьшением их размера становится обычно более неправильной, поэтому укладка зерен 
менее плотная. Наибольшей пористостью в естественных условиях обладают 
осадочные несцементированные или слабо сцементированные породы-пески  
и глины. 
 
Глинистые сланцы 
пористость 0,54-1,4  
Глина 
пористость 6-50  
Песок 
пористость 6-52  
Песчаник 
пористость 3,5-29  
Известняки и доломиты 
пористость 0,5-33  
 
С увеличением глубины залегания порода пористость обычно уменьшается 
в связи с их уплотнением под давлением вышележащих пород. Наиболее 
8 


неравномерна пористость карбонатных пород, в которых наряду с крупными трещинами и кавернами имеются блоки, практически лишенные пор. 
Пористость коллекторов, дающих промышленную нефть в процентах: 
Пески 
20-25 
Песчаники 
10-30 
Карбонатные 
10-25 
 
4. Проницаемость горных пород 
Одним из важнейших свойств, определяющих промышленную ценность 
нефтяного месторождения, является проницаемость его пород, т. е. их способность пропускать через себя жидкость или газ при наличии перепада давления. 
Движение жидкости и газов в пористой среде называется фильтрацией. Абсолютно непроницаемых горных пород в природе нет. При соответствии давления 
можно продавить жидкости и газы через любую горную породу. Однако при существующих в нефтяных и газовых пластах перепадах давления многие породы 
оказываются практически непроницаемыми для жидкости и газа. Все зависит от 
размеров пор и каналов в горных породах. Поровые каналы в природе условно 
делятся на 3 категории: 
- сверхкапиллярные каналы имеют диаметр больше 0,5 мм. Жидкость движется в них, подчиняясь общим законам гидравлики. Эти каналы имеются в горных породах с круглой формой зерен, например в гравийных породах. 
- капиллярные каналы имеют диаметр от 0,5 до 0,0002 мм. При движении в 
них жидкости проявляются поверхностные силы, возникающие на поверхности 
тел: поверхностное натяжение, силы прилипания и сцепления и т. д. Эти силы 
создают дополнительные сопротивления движению жидкости в пласте, поэтому 
непрерывное движение возможно при наличии перепада давления. 
- субкапиллярные каналы имеют диаметр меньше 0,0002 мм. Поверхностные силы в таких микроскопических каналах настолько велики, что имеющиеся 
в пластовых условиях перепады давления не в состоянии преодолеть их. 
Породы нефтяных и газовых залежей в основном имеют капиллярные каналы, это, в основном, пески, песчаники, доломиты. Непроницаемые перекрытия 
нефтяных и газовых пластов, обычно состоящие из глинистых пород, имеют субкапиллярные поры и каналы, и движения жидкости в них не происходит. Обычно 
фильтрация жидкости и газов в залежах подчиняются закону Дарси, согласно которому скорость фильтрации жидкости в пористой среде пропорциональна перепаду давления и обратно пропорциональна ее вязкости (рис. 2): 
 
ܸൌܳ
ܨൌ݇οܲ
ߤܮ  
(3) 
 
где ܸ - скорость линейной фильтрации; ܳ - объемный расход жидкости через 
породу за единицу времени; ܨ - площадь фильтрации; ݇ - коэффициент 
9 


проницаемости: ߤ - динамическая вязкость; οʟ - перепад давлений на длине образца; ܮ - длина пути фильтрации (длина образца). По формуле (3) в лаборатории 
на образцах нефтесодержащих пород определяют коэффициент проницаемости.  
 
݇ൌܳߤܮ
ܨοܲ  
(4) 
Wϭ
WϮ
 
οܲ
 
Y͕̥
Y
 
 
 
>
Рис. 2 
В системе СИ величины имеют размерности: ܮ - 1 м, ߤ - 1 Паήс, Q - м3/с, 
οܲ = 1 Па. Тогда коэффициент проницаемости ݇ = 1 м2. Таким образом в системе 
СИ за единицу проницаемости в 1 м2 принимается проницаемость такой пористой 
среды, при фильтрации через образец которой площадью 1 м2 и длине 1 м при перепаде давления 1 Па расход жидкости вязкостью 1 Паήс составляет 1 м3/с. Физический смысл размерности ݇ состоит в том, что проницаемость как бы характеризует площадь сечения каналов пористой среды, по которым происходит фильтрация. Если пористость породы в конечном итоге определяет собой запасы нефти, 
то проницаемость - приток (дебит) жидкости из пласта к скважине. Единица 1 м2 
велика и неудобна для практических расчетов, поэтому в промысловом деле пользуются практической единицей - дарси. 1 Д12 = 1 м2, т. о. 1 Д = 1ή10-12 м2. 1 Д - 
проницаемость такой пористой среды, при фильтрации через образец которой 
площадью 1 см2 и длиной 1 см при перепаде давления в 1 кгс/см2 расход жидкости 
вязкостью 1 сП составляет 1 см3/с. 1Д = 1000 мД. Проницаемость большей части 
нефтегазоносных пород составляет от 100 до 2000 мД. Проницаемость глинистых 
пород составляет тысячные и менее доли милидарси.  
 
5. Коэффициент продуктивности скважины.  
Приток жидкости к скважине 
 
Приток жидкости из пласта к скважине определяется формулой притока: 
ܳൌܭ˒˓ˑˇሺܲ
˒ˎ െܲ
ˊ˃˄ሻ௡Ǣ ቈˏଷ
˔˖˕቉ 
(5) 
˔˖˕ήʛʞ˃ቃ; n - показатель степени фильтрации, для линейной фильтрации 
ܭ˒˓ˑˇ ቂ
ˏయ
10 

n = 1 ܲ
˒ˎǡ ܲ
ˊ˃˄ - пластовое и забойное давление, МПа.