Гидромеханика добычи нефти. Т. 1

Светлой 
памяти 
моего 
учителя-нефтяника, 
педагога, 
ученого 
Игоря 
Борисовича 
Бурцева 

ПОСВЯЩАЮ 

Нефть — удивительный 
и бесценный дар природы 
человечеству — таит в себе 
еще много загадок и неизведанного. 
М ы д о л ж н ы с величайшей осторожностью 
выбирать способы и методы разработки 
и эксплуатации ее месторождений, 
относиться с особой бережливостью 
и благоговением к ее запасам, 
каждой добытой ее капле, 
для того чтобы не быть 
в неоплатном долгу 
перед будущими 
поколениями. 

орная 
Л книга 

Издательская 
«МИР 
а с с о ц и а ц и я 
ГОРНОЙ 
к н и г и » 
РЕДАКЦИОННЫЙ 

С
О
В
Е
Т 

Председатель 

Л.А. 
ПУЧКОВ 

Зам. председателя 

Л.Х. 
ГИТИС 

Члены редсовеша 

И.В. ДЕМЕНТЬЕВ 

A. П. ДМИТРИЕВ 

Б.А. КАРТОЗИЯ 

A. В. КОРЧАК 

М.В. КУРЛЕНЯ 

B. И. ОСИПОВ 

В.Л. ПЕТРОВ 

Э.М. СОКОЛОВ 

К.Н. ТРУБЕЦКОЙ 

B. А. ЧАНТУРИЯ 

Е.И. ШЕМЯКИН 

президент МГГУ, 
чл. -корр. 
РАН 

директор 
Издательства 
МГГУ 

академик 
РАЕН 

академик 
РАЕН 

академик 
РАЕН 

академик 
МАИ 
ВШ 

академик 
РАН 

академик 
РАН 

академик 
МАИ 
ВШ 

академик 
МАН 
ВШ 

академик 
РАН 

академик 
РАН 

академик 
РАН 

Р.Ш. Муфазалов 

ГИДРОМЕХАНИКА 
ДОБЫЧИ 
НЕФТИ 

Издание 
2-е, 
стереотипное 

Допущено 
Учебно-методическим 
объединением вузов Российской 
Федерации 
по образованию в области горного 
дела 
в качестве учебного пособия для студентов 
вузов, обучающихся по специальности 
«Физические процессы горного или 
нефтегазового 
производства» 
направления 
подготовки 
дипломированных 
специалистов 
«Горное 
дело» 

Высшее 
горнонефтяное 
образование 

А 

М О С К В А 
И З Д А Т Е Л Ь С Т В О 
« Г О Р Н А Я 
К Н И Г А » 
2008 

УДК 622.276.56 
ББК 33.36 
М 11 

Книга соответствует 
«Гигиеническим требованиям к изданиям книжным 
для взрослых. СанПиН 1.2.1253—03». утвержденным 
Главным 
государственным санитарным врачом России 30 марта 2003 г. (ОСТ 29.124—94). 
Санитарно-эпидемиологическое 
заключение Федеральной службы по надзору в сфере защиты прав потребителей № 
77.99.60.953.Д.008501.07.07 

Экспертиза проведена 
Учебно-методическим 
объединением 
высших учебных заведений Российской 
Федерации по образованию в области 
горного 
дела (письмо № 51-71/6 от 02.06.2005 г.) 

Рецензенты: 
• д-р техн. наук, проф. А.А. Липаев (зав. кафедрой «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» АГНИ); 
• д-р техн. наук, чл.-корр. РАЕН Р. Т. Фазлыев (ТатНИПИнефть) 

Муфазалов Р.Ш. 

М 11 
Гидромеханика добычи нефти: Учебное пособие для вузов. — 
2-е изд., стер. — Т. 1. — М.: Издательство «Горная книга», 2008. — 
328 с : ил. 

ISBN 978-5-98672-106^ (в пер.) 
Изложены основные вопросы гидромеханики добывающих и нагнетательных скважин. Подробно рассмотрены условия совместной работы пласта скважины и насосного оборудования как единой гидравлической системы при различных способах добычи нефти. Графическая интерпретация 
изучаемых вопросов дана в двух вариантах: через напоры на забое и на буфере скважины и через давления. Особое место отведено скинфактору, выводу формулы для его расчета, физическому истолкованию и геометрической интерпретации его значения. 
Для студентов вузов, обучающихся по специальности «Физические 
процессы горного или нефтегазового производства» направления подготовки дипломированных специалистов «Горное дело». 

УДК 622.276.56 
ББК 33.36 

ISBN 978-5-98672-106^ 
© Р.Ш. Муфазалов, 2005, 2008 
© Издательство «Горная книга», 
2005, 2008 

© Дизайн книги. Издательство 
МГГУ, 2005, 2008 

УСЛОВНЫЕ ОБОЗНАЧЕНИЯ 

в, в н 
— 
объемное содержание соответственно воды и нефти 
в добываемой жидкости; 
D 
— 
диаметр эксплуатационной колонны; 
d 
— 
внутренний диаметр труб; 

F 
— 
площадь поперечного сечения 
подъемных труб по внутреннему диаметру; 
f 
— 
площадь фильтрации жидкости; 

fo 
— 
площадь поперечного сечения отверстия в штуцере; 

g 
— 
ускорение свободного падения; 
G 
— 
газовый фактор; 
— 
напор на забое скважины при идеальном лифте; 

H3 
— 
напор на уровне верхних отверстий забойного фильтра; 
— 
напор, соответствующий пластовому давлению; 
H(L) 
— 
напор у башмака лифта; 
лн 
— 
разность уровней; 
h 
— 
мощность пласта; 

Ьбуф. max 
— 
максимальный напор на буфере скважины; 

"буф 
— 
напор на буфере скважины с идеальным лифтом; 
п д, hCT 
— 
динамический и статический уровни; 
— 
динамический замеренный уровень; 

^кол 
— 
напор в сборном коллекторе; 

hCK 
— 
скоростной напор; 

hcT.B* ^ст.н» Ьст.с 
— 
статический уровень при заполнении скважины водой, нефтью и соленой водой; 

^ст.ст 
— 
статический столб жидкости; 
— 
потери напора на преодоление гидравлических сопротивлений соответственно в лифтовых трубах и штуцере; 
— 
падение динамического уровня жидкости; 
к, к„р 
— 
коэффициенты продуктивности и приемистости; 
— 
коэффициент продуктивности пласта при наличии 
скин-слоя; 
— 
коэффициент эффективности метода ППД с целью 
увеличения дебита скважины нефтью; 

К}.Ж(н) 
— 
коэффициент эффективности увеличения дебита скважины жидкостью за счет применения метода ППД; 
k 
— 
коэффициент естественной проницаемости пласта; 

5 

коэффициент проницаемости пласта при наличии 
скин-слоя; 
длина колонны подъемных труб; 
глубина скважины до верхних перфорационных отверстий; 
масса жидкости; 
количество затраченной нефти; 
мощность, потребная для нагнетания воды в пласт; 
давление на забое при заполнении скважины соответственно водой, соленой водой и нефтью; 
давление в подъемных трубах на уровне устья работающей скважины до штуцера, а также в межтрубном пространстве; 
давление на буфере скважины до штуцера и в межтрубном пространстве на уровне планшайбы; 
избыточное над атмосферным давление газа в межтрубном пространстве; 
забойное давление; 
давление на забое при работе артезианской скважины с идеальным лифтом; 
давление у стенки скважины (забойное давление) 
при естественной проницаемости к пласта; 
забойное давление при фильтрации жидкости с 
ухудшенной проницаемостью ks пласта; 
перепад давления, затраченный на преодоление сил 
инерции; 
давление в сборном коллекторе и на приеме насоса; 
давление на забое при заполнении скважины соответственно нефтью и водой, нефтью и соленой водой; 
пластовое давление; 
давление газа в затрубном пространстве на уровне 
устья скважины; 
пластовое давление на контуре R s ; 
падение забойного давления в результате ухудшения продуктивности пласта от К до K s ; 
перепад давлений, расходуемый на преодоление 
всех видов сопротивлений в данной системе; 
падение давления в скин-слое; 
приток жидкости в скважину; 
дебит на забое при работе артезианской скважины с 
идеальным лифтом; 

Qi. QM. Q h 
— 
объемный дебит скважины соответственно водой, 
жидкостью, нефтью; 

Q r i t 
— 
производительность компрессора; 

Q r p 
— 
объемное выделение газа, растворенного в нефти в 
единицу времени; 

ОжОс) 
— 
приток жидкости при проницаемости пласта к , т. е. 
при отсутствии скин-слоя; 

Qa^kj) 
— 
приток жидкости при проницаемости пласта ks, т. е. 
при наличии скин-слоя; 

Q„., 
— 
количество затраченной нефти; 

Q„.T 
— 
количество добытой нефти, которая может использоваться как товар; 

Q„p 
— 
приемистость нагнетательной скважины; 

Qnp.B. Qnp c 
— 
приемистость нагнетательной скважины при заполнении ее соответственно пресной и соленой водой; 

ДОж 
— 
снижение притока жидкости в результате скинслоя; 

AQ*(AK) 
— 
прирост дебита скважины жидкостью за счет увеличения коэффициента продуктивности; 

ДОпот-ж 
— 
потенциальный прирост дебита скважины жидкостью; 

AQIIOT.H 
— 
потенциальный прирост дебита скважины нефтью; 

Re 
— 
число Рейнольдса; 

R, 
— 
радиус контура питания; 

R H 
— 
удельная теплота сгорания нефти; 

R s 
— 
радиус нарушения проницаемости; 

(R s - гс) 
— 
скин-слой; 
(R k - R s) 
— 
интервал контура питания; 

гс 
— 
радиус скважины; 

S 
— 
скин-фактор; 

t 
— 
время подъема жидкости; 

ъ 
— 
скорость движения жидкости в насосно-компрессорных трубах; 
и ш т 
— 
скорость истечения жидкости из отверстия в штуцере; 
W n 
— 
полезная работа, затраченная на подъем жидкости 
из скважины; 

ZW 
— 
суммарная работа с учетом общего КПД всех установок; 

z 
— 
геометрический напор потока жидкости; 

Z 
— 
коэффициент сжимаемости газа; 

7 

коэффициент относительной шероховатости стенок 
труб; 
общий КПД; 
коэффициент гидравлического сопротивления при 
движении жидкости в трубах; 
коэффициент удельного гидравлического сопротивления; 
коэффициент расхода жидкости; 
динамическая вязкость пластовой жидкости; 
кинематическая вязкость жидкости; 
плотность соответственно пресной воды, соленой 
воды и нефти; 
относительная плотность газа; 
плотность пластовой жидкости; 
средняя расчетная плотность нефти в затрубном 
пространстве. 

ПРЕДИСЛОВИЕ 

Учебник посвящен основным вопросам скважинной добычи нефти — установлению характерных зависимостей между дебитом, давлением на забое и приеме насоса, уровнем 
жидкости и другими параметрами пласта, а также определению оптимальных условий работы скважины и насосных установок. 
Решение таких задач представляет определенные трудности, 
поскольку система «пласт — скважина» работает в неустановившемся режиме. 

Это связано с тем, что гидравлические сопротивления в пласте непрерывно меняются. 

Кроме того, давление столба газожидкостной смеси в скважине зависит от многих факторов и может меняться в широких 
пределах. 
Для решения этих и других задач в книге применяется постепенный переход от простых условий к сложным. 
На первом этапе решение дается для системы, работающей 
на однородной дегазированной 
жидкости с постоянной плотностью по высоте столба. 

На втором — для смеси двух взаимонерастворимых 
дегазированных жидкостей нефти и воды. 

На третьем — для газожидкостной 
смеси нефть — вода — 

газ. 

Задача прежде всего относится к уравнению притока, в котором необходимо установить связь между дебитом и уровнем. 

Для ньютоновской жидкости такая зависимость может быть 
легко установлена через коэффициент продуктивности и другие 
величины, входящие в уравнение притока. 

9 

Затем определяется зависимость между дебитом и уровнем 
для системы «пласт — скважина», работающей на смеси двух дегазированных 
жидкостей нефть — вода. 

При этом на основе анализа работы насосной установки 
обнаруживается такая особенность: ниже приема насоса по 
стволу скважины движется смесь нефти и воды, а в 
межтрубном пространстве находится столб нефти постоянной плотности. 
Полученные для этих условий формулы являются основой и 
далее используются применительно к системе, работающей на 
газожидкостной смеси. 

Для этого достаточно в указанной формуле плотность нефти, находящейся в межтрубном пространстве, заменить средней 
плотностью газированной нефти. Величина этой плотности будет несколько меньше, чем плотность нефти в пластовых условиях. 
Решение приближенное, но простое и удобное для практических расчетов. 

Для обеспечения надежности работы насоса по коэффициенту подачи давление на его приеме следует выбирать с запасом. Для этого требуется соответствующее погружение его 
приема под динамический уровень. 

Метод пригоден для любого способа эксплуатации скважин, 
в том числе для фонтанного и газлифтного. 

Для первого из них задача сначала решается применительно 
к артезианской скважине, фонтанирующей дегазированной жидкостью, например, водой. 

Полученная при этом формула берется за основу для дальнейших расчетов. 

Для скважин, фонтанирующих смесью нефть — газ — вода, 
средние градиенты давления в лифте определяются не расчетным путем, как в артезианских скважинах, а 
экспериментальным, т. е. на основе промысловых исследований. 

10