Управление энергосберегающими режимами пульсационного дренирования нефтяных скважин

Министерство науки и высшего образования Российской Федерации

Казанский национальный исследовательский

технологический университет

К. Х. Гильфанов, Н. В. Богданова, Р. Н. Гайнуллин

УПРАВЛЕНИЕ 

ЭНЕРГОСБЕРЕГАЮЩИМИ 

РЕЖИМАМИ ПУЛЬСАЦИОННОГО

ДРЕНИРОВАНИЯ НЕФТЯНЫХ 

СКВАЖИН

Монография

Казань

Издательство КНИТУ

2021

УДК 622.276.3
ББК 33.131

Г47

Печатается по решению редакционно-издательского совета 

Казанского национального исследовательского технологического университета

Рецензенты:

д-р техн. наук М. И. Фарахов
д-р техн. наук А. Г. Лаптев

Г47

Гильфанов К. Х.
Управление энергосберегающими режимами пульсационного дренирования 
нефтяных скважин : монография / К. Х. Гильфанов, Н. В. Богданова, 
Р. Н. Гайнуллин; Минобрнауки России, Казан. нац. исслед. 
технол. ун-т. – Казань : Изд-во КНИТУ, 2021. – 160 с.

ISBN 978-5-7882-3073-3

Выявлены и проанализированы энергосберегающие режимы пульсационной 

очистки нефтяных скважин. Предложен и реализован метод расчета гидродинамической 
и тепловой структуры потока, потерь давления в нефтяной скважине в 
условиях гидродинамической нестационарности при пульсационном воздействии 
на призабойную зону скважины для оценки энергетических затрат. Определены 
гидромеханические и энергетические характеристики потока. 

Рассчитана на инженеров и научных работников, интересующихся теорией и 

практикой энергосбережения в нефтегазодобыче, а также теорией управления этими 
процессами. Может быть использована аспирантами и обучающимися направлений:
27.03.04 «Управление в технических системах», 15.04.04 «Автоматизация технологических 
процессов и производств», 21.03.01 «Нефтегазовое дело». 

Подготовлена на кафедре автоматизированных систем сбора и обработки ин-

формации.

ISBN 978-5-7882-3073-3
© Гильфанов К. Х., Богданова Н. В., 

Гайнуллин Р. Н., 2021

© Казанский национальный исследовательский 

технологический университет, 2021

УДК 622.276.3
ББК 33.131

2 

С О Д Е Р Ж А Н И Е

Список основных условных обозначений и сокращений.........................................5
Сокращения....................................................................................................................7
Введение.........................................................................................................................8
Глава 1. СОСТОЯНИЕ ВОПРОСА И ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ ....................10

1.1. Современные способы повышения нефтеотдачи пластов и их 
классификация.....................................................................................................10
1.2. Гидродинамическое воздействие на призабойную зону пласта .............12
1.2.1. Гидравлический разрыв пласта ...............................................................13
1.2.2. Периодическое гидродинамическое воздействие .................................15
1.3. Химические способы обработки призабойной зоны................................22
1.4. Пульсационные методы интенсификации гидромеханических процессов 
в потоках ..............................................................................................................25
1.5. Пристенное трение в нестационнарных условиях ...................................29
1.5.1. Анализ нестационарных турбулентных потоков...................................33
1.5.2. Влияние гидродинамической нестационарности на поверхностное 
трение турбулентного потока во внутренних потоках ...................................41
1.5.3. Гидродинамическая устойчивость нестационарных течений..............48
Выводы по главе 1...............................................................................................50

Глава 2. НЕСТАЦИОНАРНОЕ ТЕЧЕНИЕ ЖИДКОСТИ И ТЕПЛООБМЕН 
В УСЛОВИЯХ ВНУТРЕННЕЙ ЗАДАЧИ ................................................................52

2.1. Краевые условия ..........................................................................................52
2.2. Модель течения. Основные уравнения......................................................53
2.3. Законы трения и теплообмена ....................................................................55
2.3.1. Законы трения ...........................................................................................55
2.3.2. Закон теплообмена....................................................................................62
2.4. Интегральные соотношения уравнений пограничного слоя...................63
2.5. Алгоритм расчета и численный эксперимент...........................................75
2.5.1. Алгоритм расчета......................................................................................75
2.5.2. Численный эксперимент...........................................................................78
2.5.3. Расчет среднего трения при пульсации расхода рабочего тела в 
цилиндрическом канале .....................................................................................86
Выводы по главе 2...............................................................................................88

Глава 3. РАСЧЕТ ГИДРАВЛИЧЕСКИХ СОПРОТИВЛЕНИЙ 
ПРИ ПУЛЬСИРУЮЩЕМ ТЕЧЕНИИ ЖИДКОСТИ В ТРУБАХ ..........................89

3.1. Основные параметры нестабилизированного пульсирующего течения 89
3.2. Коэффициенты затухания пульсаций ........................................................95
3.3. Коэффициенты гидравлических сопротивлений......................................96
3.4. Пульсационный перепад давления.............................................................99
3.5. Расход энергии на генерацию пульсаций и перемещение жидкости...101
Выводы по главе 3.............................................................................................102

Глава 4. ЧИСЛЕННОЕ ИССЛЕДОВАНИЕ НЕСТАЦИОНАРНОГО ТЕЧЕНИЯ 
ЖИДКОСТИ В ТРУБЧАТО-КОЛЬЦЕВОМ КАНАЛЕ.........................................103

4.1. Модель течения и расчетная схема..........................................................103
4.2. Нестационарное течение жидкости в трубе............................................106
4.3. Нестационарное течение жидкости в кольцевом канале.......................111
4.4. Потери давления на трение.......................................................................117
Выводы по главе 4.............................................................................................119

Глава 5. ХАРАКТЕРИСТИКИ И ЭФФЕКТИВНОСТЬ РЕЖИМОВ ОЧИСТКИ 
НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН.........................................................................................120

5.1. Колебательные свойства скважины .........................................................120
5.2. Конструкция пульсационной установки для очистки нефтяной 
скважины............................................................................................................125
5.3. Анализ энергозатрат при пульсационной очистке.................................127
5.4. Критерий энергосберегающего режима очистки ...................................128

Глава 6. МОДЕРНИЗАЦИЯ ПУЛЬСАЦИОННЫХ УСТАНОВОК ДЛЯ 
ОБРАБОТКИ НЕФТЯНЫХ СКВАЖИН................................................................132

6.1. Характеристика традиционных стандартных методов обработки 
скважин ..............................................................................................................132
6.2. Мобильная пульсационная установка .....................................................134
6.3. Результаты опытно-промышленных испытаний установки МПУ .......137
6.4. Виды пульсационных обработок с применением МПУ ........................140
6.5. Перспективы освоения пульсационных технологий..............................141

Основные результаты и выводы..............................................................................142
Список литературы ...................................................................................................143

4 

С П И С О К  О С Н О В Н Ы Х  У С Л О В Н Ы Х  О Б О З Н А Ч Е Н И Й

И С О К Р А Щ Е Н И Й

Индексы:

z – проекция параметра на ось z;

x – проекция параметра на ось x;

w – параметры на стенке (обтекаемой поверхности);

h – тепловой;

1 – параметры на границе вязкого подслоя;

01 – параметры на входе в канал;

0 – параметры на границе основного потока;

Греческие буквы:

ν – кинематическая вязкость, м2/с;
h, h*, h**, С, С*, С**– характерная толщина теплового и соот-

ветственно диффузионного пограничных слоев, м;

, *, ** – толщина пограничного слоя, вытеснения и потери им-

пульса соответственно, м;

 – плотность, кг/м3;
 – параметр относительного изменения коэффициента трения 

теплообмена;

 – коэффициент теплопроводности, Вт/мК;
 – коэффициент кинематической вязкости, м2/с;
 – коэффициент динамической вязкости, Пас;
 – константа турбулентности;
 – касательное напряжение, н/м2;
 – безразмерная температура;

Латинские буквы:

сp – удельная теплоемкость, Дж/кг∙K;
сf – коэффициент трения;
Z = z/D – безразмерная продольная координата;
z – продольная координата, м;
y – поперечная координата, м;
wz – проекция скорости на ось z, м/с;
w01 – скорость на входе в канал, м/с;
w0 – скорость на внешней границе пограничного слоя, м/с;
w= wz/w0 – безразмерная скорость;
W = w0/w01 – относительная скорость;

w – скорость;
V – объем, м3;
T – температура, K;
t – время, с;
St – число Стантона;
Re01 – число Рейнольдса по параметрам входа канала;
Re** – характерное число Рейнольдса, «построенное» по толщине 

потери импульса или энергии;

R, r – радиус канала, м;
qw – плотность потока тепла на поверхности, Вт/м2;
Pr – число Прандтля;
P – давление, Па;
H, H – формпараметры пограничного слоя;
h – энтальпия, Дж/кг;
G – массовый расход, кг/с;
F – площадь, м2;
D – диаметр канала, м;
1 = 11,6 – параметр устойчивости вязкого подслоя;
**– толщина потери импульса, м;
 = x/ – безразмерная поперечная координата;
 – толщина пограничного слоя, м;
 – коэффициент теплоотдачи, Вт/м2∙K;
 – касательное напряжение, Н/м2;

w


=

– безразмерное касательное напряжение;

0
 – безразмерное касательное напряжение для стационарного 

течения.

6 

С О К Р А Щ Е Н И Я

ТГХВ – термогазохимическое воздействие;
ТБО – термобарическая обработка;
ПЗП (ПЗ) – призабойная зона пласта;
ПДС – полимерно-дисперсные системы;
АСПО – асфальтено-смолопарафинистые вещества;
ГРП – гидроразрыв пласта;
КНН – кавернонакопители нефти;
ВПТХО – внутрипластовая термохимическая обработка;
МУН – методы увеличения нефтеотдачи;
ПАВ – поверхностно-активные вещества;
ОПЗ – обработка призабойной зоны;
НСКО – направленная солянокислотная обработка;
НЛ – насосная линия;
НКТ – насосно-компрессорная труба;
ЛСД – линия сброса давления;
КРС – капитальный ремонт скважины;
КП – кольцевое (затрубное) пространство;
КДС – коллоидно-дисперсные системы;
КВД – кривая восстановления давления;
ИТВ – индукционно-тепловое воздействие;
ГИДП – генератор импульсов давления поверхностный;
ГИВ – гидроимпульсное воздействие;
ГДРП – газодинамический разрыв пласта;
ГВП – гидродинамическое воздействие на пласт;
ВСВ – вибросейсмическое воздействие.

7 

В В Е Д Е Н И Е

Механизированная промышленная нефтедобыча энергетически 

затратна, причем значительная доля затрат приходится на подъем скважинной 
жидкости (флюида) на поверхность земли. Как следствие, рост 
финансовых затрат на энергию вызывает повышенную стоимость конечного 
продукта. Повышение затрат энергии в добыче и транспортировке 
обусловлены следующими явлениями. Во-первых, загрязнение 
стенок насосно-компрессорной трубы (НКТ) асфальтенами, смолопара-
финистыми веществами, минеральными осадками и отложениями. Во-
вторых, ухудшение проницаемости и фильтрационных свойств приза-
бойной зоны. В-третьих, насыщение мелкопористых зон пластов вязкой 
и тяжелой нефтью. В-четвертых, приобретение неньютоновских и нелинейных 
гидродинамических свойств пластовой жидкостью, а также 
кольматация – загрязнение призабойной зоны буровым раствором при 
вскрытии пласта, цементаже и др.

При ремонте действующих скважин для повышения срока их 

службы и профилактики, при реставрации неперспективных скважин
применяют специальную обработку призабойной зоны нефтяного пласта 
и скважины. Данная процедура трудоемкая, энергозатратная и, соответственно, 
составляет существенную часть потребляемой энергии в 
добыче нефти.

Гидроимпульсная обработка призабойной зоны нефтяного пласта 

и скважины представляет собой инвазивное воздействие низкочастотными 
пульсациями жидкости. Такие процессы являются неустановившимися, 
обладают высокой нелинейностью коэффициентов переноса 
импульса и энергии. При этом пограничные слои оказываются под воздействием 
энтальпийной неоднородности, массообменного фактора, 
геометрии проточной части, гидравлического качества стенок, градиента 
скоростей, температур и концентраций, турбулентности и др. В нестационарных 
условиях существенно меняется структура потока, деформируются 
поля скоростей, энтальпий и концентраций, что приводит 
к большим погрешностям при попытке расчета энергетических потерь 
(трения и тепломассобмена) с использованием принципа суперпозиций 
отдельных возмущений.

Математическое моделирование нестационарных процессов сталки-

вается с рядом трудностей, связанных с рациональным построением алгоритма, 

поскольку 
решаемые 
нелинейные
дифференциальные 

уравнения в частных производных часто испытывают разрыв непрерывности. 
Необходимые для решения данных уравнений краевые условия 
сами представляют собой сложные функции от времени и пространства.

При изучении сложных процессов успешно используется систем-

ный подход, суть которого заключается в декомпозиции явления на отдельные 
составляющие с последующим синтезом решения. Применительно 
к нестационарным процессам широкую популярность получили 
параметрические методы расчета пограничного слоя с использованием 
полуэмпирических моделей турбулентности. Метод предполагает изучение 
влияния конкретного воздействия на функции коэффициентов 
переноса импульса, энтальпии и массы, характеристики пограничного 
слоя и потока в целом с дальнейшим синтезом явления в рамках сделанных 
допущений.

В первой главе дан обзор работ по теме исследования, отмечен ряд 

не разрешенных на данный момент вопросов выбора эффективного и 
энергосберегающего метода воздействия на призабойную зону скважины 
с целью активации гидродинамических и тепломассообменных процессов 
для восстановления проницаемости пласта и дебита скважины.

Во второй главе представлено математическое моделирование не-

установившегося потока течения и теплообмена в цилиндрических каналах. 
Целью математического моделирования является выявление полей 
скорости, локальных коэффициентов трения и теплообмена, участков 
гидродинамической и тепловой стабилизации, потерь давления за 
счет пристенного трения для расчета энергоэффективности при различных 
режимах течения и теплообмена.

В третьей главе рассчитаны гидродинамические и тепловые харак-

теристики нестационарного пульсирующего движения потока в трубах, 
в четвертой – численно исследовано нестационарное течение жидкофазного 
реагента в трубчато-кольцевом канале, моделирующее нефтяную 
скважину, в пятой – изучены колебательные свойства скважины, 
потери энергии при пульсационной очистке, показаны характеристики 
в зависимости от параметров скважины и минимально энергозатратные 
режимы, в шестой – представлены данные по модернизации пульсаци-
онных установок для обработка нефтяных скважин.

Главы 1–2 и 4 написаны доктором технических наук К. Х. Гильфа-

новым, 3-я и 5-я – кандидатом технических наук Н. В. Богдановой, 6-я 
глава – доктором технических наук Р. Н. Гайнуллиным. Авторы выражают 
благодарность за доброжелательную критику и ценные советы по 
улучшению данного труда.

Г л а в а 1 .  С О С Т О Я Н И Е  В О П Р О С А  И  З А Д А Ч И  

И С С Л Е Д О В А Н И Я

1 . 1 .  С о в р е м е н н ы е  с п о с о б ы  п о в ы ш е н и я  н е ф т е о т д а ч и  

п л а с т о в  и  и х  к л а с с и ф и к а ц и я

Добыча нефти в России осуществляется в Западной Сибири и в 

европейской части России. Условия добычи нефти начиная с 80-х годов 
прошлого века значительно ухудшились. Это происходит по причине 
естественного качественного ухудшения состояния сырьевой базы, так 
как на данный момент наиболее доступные и хорошо подготовленные 
месторождения выработаны. Среди месторождений, разрабатываемых 
нефтяными компаниями в России в настоящее время, средний показатель 
выработанности месторождений составляет 45 % [1]. Если существующие 
сейчас объемы добычи нефти не снизятся, то, по данным Министерства 
энергетики РФ, разведанные запасы открытых месторождений 
будут исчерпаны к 2040 г. [2].

Анализ существующих запасов нефти дает следующие данные. 

19 % запасов нефти находятся в подгазовых зонах нефтегазовых залежей,
14 % относятся к тяжелым и высоковязким нефтям с вязкостью более 
30 мПа·с. Доля активных запасов нефти продолжает снижаться и составляет 
45 %. Значительная часть (более 50 %) разведанных перспективных 
запасов нефти находится в Арктике, Восточной Сибири, на Дальнем Востоке, 
т. е. в неосвоенных или малоосвоенных регионах страны.

В 1994 г. объем добычи нефти составил 2489,3 млн т, а прирост 

запасов нефти – 2030,1 млн т, т. е. не скомпенсировал добычи. Объемы 
разведочного и эксплуатационного бурения продолжают снижаться. 
Российские компании меньше вкладываются в сохранение фундаментальных 
показателей отрасли и воспроизводство ресурсной базы [3].

По данным [4], запасы уникальных и крупных месторождений ка-

тастрофически снижаются по сравнению с 1994 г. При этом темпы снижения 
год от года растут. С другой стороны, увеличилось число средних 
и малых месторождений: к 2000 г. их стало более 2000, а их запасы 
возросли соответственно с 1994 до 2000 г. до 2424,69 млн т. Эти 

месторождения сосредоточены в основном в Западной Сибири, на 
Урале, в Поволжье и на Европейском Севере.

Дебит скважин существенно уменьшился. У 80 % скважин дебит 

составляет менее 25 т/сут, у 55 % – 10 т/сут. Обводненность скважин,
наоборот, увеличивается. К 2000 г. средняя обводненность скважин в 
России достигла почти 90 %. Таким образом, при добыче 1 т нефти извлекается 
около 5 т воды. Около 35 тыс. скважин уже не работают, что 
составляет около 25 % добывающего фонда скважин.

Для того чтобы увеличить длительность эксплуатации действующих 

скважин, восстановить неработающие скважины, необходимо эффективное 
и экономичное использование методов увеличения нефтеотдачи 
(МУН). Этот фактор является определяющим наряду со стоимостью энергоносителей. 
Отмеченные проблемы нефтедобычи приводят к тому, что 
нефтедобывающие компании вынуждены использовать методы увеличения 
нефтеотдачи. Среди всех существующих методов более 90 % составляет 
обработка призабойной зоны нефтяного пласта (ПЗП).

Методы обработки призабойной зоны используются давно и в раз-

ных целях. Выбор призабойной зоны для обработки определяется геологическим 
периодом образования нефтяных пластов. Так, до конца 
70-х годов прошлого века эксплуатировались в основном девонские 
объекты, для которых характерна зависимость уровня добычи от приемистости 
нагнетательных скважин. Позже, в 80-х годах, стали больше 
применять обработку призабойной зоны в добывающих скважинах, так 
как началась эксплуатация залежей в карбонатных коллекторах. Эти залежи 
отличаются неоднородностью, низкой проницаемостью и высокой 
вязкостью нефти. В этом случае обработка ПЗ проводится перед 
освоением скважины и в процессе ее эксплуатации периодически.

Методы стимуляции скважин достаточно многообразны, но все 

они могут быть объединены в 5 основных групп:

1. Физические методы обработки, которые подразделяются на 

4 подгруппы. Первая подгруппа – это гидро- и газодинамичекие разрывы 
пластов [5, 6], вторая – волновые и импульсные воздействия (акустическое, 
гидроакустическое, гидроимпульсное, электрогидравлическое, 
вибросейсмическое и термобарическое воздействия) [7, 8, 9], третья 
подгруппа – это методы очистки ПЗ путем создания многократных 
депрессий [9, 10], к четвертой подгруппе относятся перфорационные 
методы обработки ПЗ.

2. Химические методы обработки. К ним относятся кислотная об-

работка (обработка серной и соляной кислотами, направленная 

солянокислотная обработка [11, 12]), создание искусственных каверно-
накопителей нефти, глинокислотная обработка; обработка растворителями 
и ПАВ [13].

3. Физико-химические методы, представляющие собой различные 

сочетания физических и химических методов обработки ПЗ.

4. Тепловая и термохимическая обработка ПЗ, которая включает в 

себя термогеохимические воздействия, внутрипластовую термохимическую 
обработку [14], стационарный и высокочастотный индукционный 
прогрев ПЗ [15].
Применение аэробных углеводородокисляющих микроорганизмов, которые 
вводятся в скважину для разложения парафиновых отложений 
[16, 17]. Относится к микробиологическим методам воздействия на ПЗ.

Из существующих методов обработки наиболее часто применя-

ются химические методы, которые используются в 70 % случаев обработки 
ПЗ в год среди месторождений, находящихся на территории России. 
Физические методы применяются для очистки ПЗ в 13–15 % случаев [
18], дополнительная перфорация – в 13 % случаев обработки ПЗ. 
Эффективность ее применения составляет около 90 %, прирост дебита – 
43 %. Использование того или иного физического метода обработки 
ПЗ зависит от характера загрязнения скважины. Так, для нагнетательных 
скважин характерно загрязнение ПЗ механическими примесями, 
а для добывающих скважин – асфальтено-смолопарафиновыми 
веществами.

Каждый из методов обработки имеет свои достоинства и недо-

статки. Причем критерии применимости каждого метода по геологофи-
зическим параметрам на текущий момент времени еще не выработаны. 
Изменение характера нефтедобычи требует новых критериев для применения 
не только отдельных методов, но также и их комплекса для 
достижения необходимой технологической эффективности.

1 . 2 .  Г и д р о д и н а м и ч е с к о е  в о з д е й с т в и е  

н а п р и з а б о й н у ю  з о н у  п л а с т а

Для улучшения условий добычи нефти и разработки низкопрони-

цаемых коллекторов используют гидродинамическое воздействие на