4. Радиальное бурение

1) ОК более 5,5”, не более 1 ОК

2) макс. толщина ОК – 10 мм

3) хорошее сцепление цемента с породой (необходимо АКЦ)

4) уклон скв. не более 60° от вертикали

5) макс. глубина 3000 м

6) минимальный шурф 10 м

7) температура не более 120°С

8) давление не более 45 МПа

9) малый угол падения пластов

10) минимум зональной неоднородности

11) соли, гипс и ангидриты не особо поддаются размытию

5. Термоимплозионная обработка

1) толщина пласта 2-4 м

2) проницаемость 0.01-0.05 мкм2

3) Пл. давление 12-17 МПа

4) обводненность 50-90%

6. Акустическое воздействие

1) толщина пласта более 3 м

2) проницаемость более 0.25 мкм2

3) глинистость менее 15%

4) вязкость нефти менее 25 мПас

5) расчлененность менее 10

6) обводненность менее 80%

Билет 8

1. Основные направления в развитии интеллектуализации разработки нефтяных месторождений

2 Эксплуатация скважин с УЭЦН. Схема УЭЦН, ее основные элементы. Техническая характеристика погружных электроцентробежных насосов и привода к ним. Станция управления УЭЦН.

3. Обезвоживание и обессоливание нефти. Физические основы процесса. Применяемые технологии.

1. Основные направления в развитии интеллектуализации разработки нефтяных месторождений

Основными тенденциями в современной раз- работке умных нефтегазовых ме- сторождений являются:

1. Создание интегрированной системы управления и принятия решений для нефтегазового ме- сторождения в режиме реального времени.

2. Сбор, передача, обработка геоданных с миллионов датчиков на основе единых стандартов и протоколов передачи данных.

3. Внедрение эколого-, энер- го- и ресурсосберегающих техно- логий (транспорта, дорог, погоды, ресурсов – металла, воды, возду- ха, почвы, реагентов, запасных частей, оборудования) освоения нефтегазовых месторождений в режиме реального времени.

4. Перевод управления осво- ением нефтяного месторождения в режиме реального времени: 2015 – поквартальная, 2025 – ежемесячная, 2035 – еженедель- ная и 2045 – ежедневная латент- ность данных.

5. Переход к полностью авто- матизированным и безлюдным технологиям на новых морских нефтегазовых месторождениях к 2025-2035 годам.

6. Обеспечение роста ежегод- ной почасовой производительно- сти труда на умных нефтегазовых месторождениях от 5 до 7 % (рост ежегодной почасовой производи- тельности труда среди инженер- ного и технического персонала США составляет 6 %; увеличение ежегодной почасовой оплаты ин- женерного и технического персо- нала США составляет 1 %).

Рис.1. Интегрированная модель получает в реальном времени параметры эксплуатационных объектов, обрабатывает и выдает варианты управленческих решений, направленных на снижение разницы между плановой и фактической добычей нефти (илл. А. Власова)

2 Эксплуатация скважин с уэцн. Схема уэцн, ее основные элементы. Техническая характеристика погружных электроцентробежных насосов и привода к ним. Станция управления уэцн.

УЭЦН состоит из погружного агрегата, оборудования устья, электрооборудования и НКТ.

Погружной агрегат включает в себя электроцентробежный насос 5, гидрозащиту и электродвигатель 3. Он спускается в скважину на колонне НКТ 7, которая подвешивается с помощью устьевого оборудования 11, устанавливаемого на колонной головке эксплуатационной колонны 1. Электроэнергия от промысловой сети через трансформатор 14 и станцию управления 13 по кабелю 8, прикрепленному к наружной поверхности НКТ крепежными поясами 9 (хомутами), подается на электродвигатель 3, с ротором которого связан вал центробежного насоса 5 (ЭЦН). ЭЦН подает жидкость по НКТ на поверхность. Выше насоса установлен обратный шаровый клапан 6, облегчающий пуск установки после ее простоя, а над обратным клапаном – спускной клапан для слива жидкости из НКТ при их подъеме. Гидрозащита включает в себя компенсатор 2 и протектор 4.

Погружной насос, электродвигатель и гидрозащита соединяютя между собой фланцами и шпильками. Валы насоса, двигателя и гидрозащиты имеют на концах шлицы и соединяются между собой шлицевыми муфтами.

Насос погружают под уровень жидкости в зависимости от количества свободного газа на глубину до 250-300 м, а иногда и до 600 м.

УЭЦН отличается малой металлоемкостью, широким диапазонам рабочих характеристик как по напору так и по расходу, высоким КПД, возможностью откачки больших количеств жидкости, большим межремонтным периодом.

Все насосы делятся на две основные группы: обычного и износостойкого исполнения.

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характеристику в виде кривых зависимостей (напор, подача), (КПД, подача), (потребляемая мощность, подача).

Подача и напор, соответствующие максимальному КПД, называются оптимальным режимом работы насоса.

Все типы насосов имеют паспортную рабочую характери­стику в виде кривых зависимостей H(Q) (напор, подача), η(Q) (к. п. д., подача), N(Q) (потребляемая мощность, подача). Обычно эти зависимости даются в диапазоне рабочих значений расходов или в несколько большем интервале. Всякий центробежный насос, в том числе и ЭЦН, может работать при закрытой выкидной задвижке (точка A: Q=0; Н=Нтах) и без противодавления на выкиде (точка В: Q=Qтах ; H=0).

Станции управления

Скважины, оборудованные УЭЦН, комплектуются разными типами СУ: ШГС 5805 (модернизированный), БОРЕЦ, АЛНАС, Электон, ИРЗ и др. В СУ находятся:

1. Автоматический контроллер

2. Система управления ПЭД

3. Высоковольтная система питания и защиты ПЭД

4. управление ТМС

5. Управление повышающим трансформатором ТМПн (повышение с 380 В до 2000 В)

Станции управления обеспечивает:

1. управление в ручном и автоматическом режиме

2. контроль и регулирование параметров работы электродвигателя

3. защиту оборудования от аварийных режимов работы, вызванными нарушениями в электрической сети и в ПЭД

4. подключение наземных блоков ТМС

5. Автоматическое повторное включение при возврате параметров в рабочий диапазон

6. а т.ж. управление подачей насоса с помощью изменения частоты электрического тока (необходим частотный преобразователь).

При подборе УЭЦН к скважине руководствуются паспортной (заводской) характеристикой насоса – зависимостями напора Н, потреблямой мощности N и коэффициента полезного действия  от подачи Q насоса.

Для выбора УЭЦН на условную напорную характеристику скважины накладывается характеристика такого насоса, который обеспечивает в области максимального значения  подачу, равную заданному дебиту.

В процессе эксплуатации наблюдение заключается в следующем:

- не реже одного раза в неделю измеряют подачу насоса;

- еженедельно измеряют напряжение и силу тока электродвигателя.