19-24

1.
2.
3.
4.
ваРельеф местности
5.
Как ведется разгазирование и обессоливание жидкости для нагнетания в пласт
19. Создание диафрагменных насосов объёмного действия, рассчитанных для работ с
абразивными глинистыми растворами. Повышение надёжности насосов путём уменьшения
кавитационной эрозии элементов проточной части.
Скважинные диафрагменные насосы (ОБЪЁМНЫЙ НАСОС) предназначены для работы в
условиях больших пескопроявлений (значительного содержания механических примесей) или для
откачки агрессивных жидкостей, так как перекачиваемая жидкость соприкасается только с
клапана­ми, диафрагмой и стенками рабочей полости. Рабочими элементами диафрагменного
насоса являются мембраны, приводимыми в движение подвижным штоком и создающими
давление в диафрагменных камерах, по которым проходит перекачиваемая среда
Принцип работы диафрагменных насосов заключается в следующем: сжатый воздух,
проникающий за одну из диафрагм, заставляет её сжиматься и продвигать жидкость в отверстие
выхода. В это время вторая диафрагма напротив создаёт вакуум, всасывая жидкость. После
прохождения импульса пневматический коаксиальный обменник меняет направление сжатого
воздуха за вторую мембрану и процесс повторяется с другой стороны. Давление нагнетания на
стороне среды равно давлению выше по потоку от диафрагмы, поэтму диафрагменные насосы
могут работать и при закрытом выпускном клапане без ущерба для срока службы диафрагмы.
Диафрагменные насосы не требуют охлаждения или смазки во время работы, что обеспечивает
бесперебойную работу всухую.
Кавитация (от латинского cavitas — пустота) — образование в жидкости полостей
(кавитационных пузырьков, или каверн), заполненных паром. Основные условия возникновения,
например, гидродинамической кавитации — потоковое перемещение жидкости, перепады
давления и вибронагруженность. Кавитационные пузырьки отчасти похожи на те, что образуются
в жидкости при закипании, но давление в кавитационных пузырьках существенно выше, а
температура достигает нескольких сотен градусов по Цельсию. Исчезновение пузырьков
сопровождается гидравлическим ударом, который и является причиной кавитационнои эрозии
— энергия жидкости сосредотачивается в очень небольших объемах. Жидкость, соприкасаясь с
металлом, бомбардирует его точечными, но очень сильными ударами. И в итоге — разъедает.
Возникновение пузырьков происходит в области низкого давления, а исчезновение — в области
высокого давления. Таким образом, область коррозионной кавитации часто бывает значительно
удалена от зоны возникновения пузырьков.
20. Повышение надёжности насосов путём уменьшения коррозионного износа элементов
проточной части (наличие растворенного сероводорода).
Надёжность - Свойство объекта сохранять во времени в установленных пределах значения всех
параметров, характеризующих способность выполнять требуемые функции в заданных режимах и
условиях применения, технического обслуживания, хранения и транспортирования.
Коррозия – это процесс самопроизвольного разрушения металла в следствие физико-химического
или химического взаимодействия с факторами окружающей среды. Причина коррозии —
термодинамическая неустойчивость системы, состоящей из металла и компонентов окружающей
среды.
Традиционный способ снижения коррозии – ИНГИБИТОРНАЯ ЗАЩИТА, электрохимическая
защита, защитные покрытия и коррозионно-стойкие материалы.
Ингибиторная защита, как правило, используется как превентивная мера до внедрения других
способов защиты и является наиболее распространённой технологией защиты. Используют
контейнеры скважинные с ингибитором.
К электрохимическим методам, можно отнести, установку станции катодной защиты.
Подключение СКЗ с использованием дополнительной жилы кабеля позволяет установить
необходимый защитный потенциал непосредственно на корпусе УЭЦН, контролировать процесс и
выбрать необходимый ток защиты. К недостаткам метода можно причислить то, что защищается в
основном только внешняя стенка обсадной колонны и УЭЦН, необходимо применение больших
постоянных токов защиты, способных в случае пробоя вызвать интенсивную электрокоррозию..
К технологиям защиты от коррозии сегодня относятся, также, применение подвесного
оборудования из износостойких коррозионностойких материалов и, применение защитных
полимерных и металлизационных покрытий.
При изготовлении деталей насосов из этих материалов довольно широко применяют метод
покрытия их рабочих поверхностей более стойкими к абразивному износу материалами.
21. Повышение надёжности проточной части механического оборудования при воздействии
абразивных частиц.
Можно нарисовать схему системы «скважина-уэцн», где на входе в насос устанавливаем фильтр
Установка фильтра.
При изготовлении деталей насосов из этих материалов довольно широко применяют
метод покрытия их рабочих поверхностей более стойкими к абразивному износу материалами.
Методы борьбы с негативным влиянием механических примесей делятся на четыре основных
категории.
В свою очередь, различают технические и технологические способы предотвращения или
ограничения поступления механических примесей в скважину и в саму насосную установку.
К техническим методам относится установка различных видов фильтров в интервале перфорации.
Технологические — это снижение депрессии на пласт, улучшение качества технологических
растворов глушения, промышленных жидкостей и т. д., а также технологии по закреплению
проппанта.
Профилактические меры включают очистку призабойной зоны, промывку зумпфа и контроль за
КВЧ технологических жидкостей в процессе эксплуатации скважины.
22. Машины и оборудование для бурения наклонных и горизонтальных скважин.
Разработка и создание оборудования для измерения искривления скважины, оборудование
инклинометрии.
Нарисовать схему наклонной скважины, ответвления + азим угол и тд (см. рисунки ниже).
ОБОРУДОВАНИЕ: зарезка боковых стволов, КЛИН, ОПОРНЫЙ ЦЕМЕНТНЫЙ МОСТ,
ДОЛОТО
Колтюбинг: МОН (модуль осевой нагрузки); ГКМ (модуль гамма каротажа); ОРБИ – модуль
инклинометрии.
Положение устья скважины, т. е. точка её заложения, всегда может определяться координатами x0,
y0, z0, полученными путем топографической или маркшейдерской съемки. При известных
значениях координат устья скважины положение оси (её координаты) прямолинейной скважины
определяется начальными зенитным – θ и азимутальным углами – α.
Зенитный угол θ – угол между вертикалью и осью скважины в заданной точке. Замеряется
зенитный угол строго в апсидальной плоскости, поэтому при проецировании траектории ствола на
любую другую вертикальную плоскость зенитный угол отображается с отклонением от истинного
значения. При искривлении скважины возможно увеличение (выполаживание) или уменьшение
(выкручивание) зенитного угла.
Азимутальный угол α – угол, определяющий направление ствола наклонной скважины
относительно стран света и замеряемый по часовой стрелке между направлением на север (на
схемах обозначено Nord) и осью скважины (апсидальной плоскостью) в заданной точке. Возможно
определение α на проекции ствола скважины на горизонтальную плоскость между линиями,
определяющими направление на север и проекцию ствола скважины на горизонтальную
плоскость. При искривлении скважины азимутальный угол может уменьшаться (искривление
влево) или увеличиваться (искривление вправо).
Оборудование для измерения искривления скважины:
Телеметрические и геонавигационные системы.
поясняющая принцип построения электомагнитной связи. Сигнал поступает от источника,
который размещен в ЗТС под диамагнитным разделителем колонны. Электромагнитное излучение
передается через породы к антенне-заземлителю, а далее принимается системой обработки
сигнала и компьютером.
23. Современные проблемы производства в области оборудования для разработки нефтяных
месторождений.
АСПО на рабочих органах – решение контейнер с ингибитором (нарисовать схему скважина УЭЦН).
Проблема повышенного энергопотребления – РЕШЕНИЕ ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫЕ УЭЦН.
Можно вместо постоянного работать в кратковременном режиме эксплуатации. + можно
использовать ВЕНТИЛЬНЫЙ ПЭД вместо асинхронного
Проблема увеличения малодебитного фонда – ЗАБУРИВАНИЕ БОКОВЫХ СТВОЛОВ с целью
увеличения нефтеотдачи скважины. Для реанимирования скважин (их вывод из бездействующего
фонда) и увеличения их производительности применяются методы ЗБС. Эксплуатация в боковых
стволах 5 5А габаритов невозможна ввиду их большого размера. РЕШЕНИЕ – применение
установок малого габарита. ДЛЯ сверхнормативной кривизны используют ГИБКИЕ
МЕЖСЕКЦИОННЫЕ МУФТЫ они необходимы для герметичного шарнирного соединения УЭЦН
с НКТ для добычи ГЖС из наклонно-направленных и искривленных скважин.
.
Проблема коррозии погружного оборудования – решение – Традиционный способ снижения
коррозии – ИНГИБИТОРНАЯ ЗАЩИТА, электрохимическая защита, защитные покрытия и
коррозионно-стойкие материалы.
Проблема повышенного содержания газа на входе в насос – РЕШЕНИЕ – ГАЗОСЕПАРАТОР и
другие товарищи (Схема уэцн с газосепаратором).
Проблема солеотложений – РЕШЕНИЕ – КОНТЕЙНЕР СКВАЖИННЫЙ С ТВЕРДЫМ
РЕАГЕНТОМ и КАПСУЛИРОВАННЫМ РЕАГЕНТОМ.
Проблема механических примесей РЕШЕНИЕ - ФИЛЬТР
МГРП. Проблема – низкопроницаемый коллектор. Сланцевая нефть (нефть мало-средне-вязкая) –
МГРП (схема).
И ДРУГИЕ ТРИЗ, которые связаны не с проблемным коллектором (нефть мало-средне вязкая), а с
вязкостью
добываемого
флюида
(битумы)
–
Карьерная
разработка,
шахтная,
ПАРОГРАВИТАЦИОННЫЙ ДРЕНАЖ (СХЕМА с двумя скважинами, где одна нагнетает пар, а
другая принимает флюид).
24. Закачка газа в пласт: закачка сухого газа, закачка воздуха, попеременная закачка воды и
газа. Проблемы оборудования для закачки газа в пласт, проектирование и изготовление
оборудования для поддержания пластового давления. Оборудование для закачки воды в
пласт.
Закачка газа в пласт считается более дорогим и энергоёмким делом относительно закачки воды в
пласт.
1. При закачке воды необходимое забойное давление создается давлением воды на устье и
высоким гидростатическим давлением водяного столба жидкости. ПРИ ЗАКАЧКЕ ГАЗА,
плотность которого меньше плотности воды, гидростатическое давление газового столба очень
низко. ПОЭТОМУ возникает необходимость создания забойного давления посредством
увеличения давления на устье скважины, что увеличивает энергозатраты.
2. из-за большой сжимаемости газа, его надо сжать предварительно до забойного давления, что
также влечет ЭНЕРГОЗАТРАТЫ (При закачке воды энергия сжатия практически нулевая из-за её
жесткости).
3. при закачке газа в продуктивный пласт, часть его растворяется в нефти, что вынуждает
увеличивать закачиваемый объем.
ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ ИСПОЛЬЗУются ДВА ВИДА ГАЗОВ:


Углеводородные (обогащенный и сухой)
Неуглеводородные (продукты сгорания, азот, диоксид углерода).
Ещё один способ – водогазовое воздействие.
КОМПРЕССОРЫ (нужны для закачки) подбираются на основе показателей давления на устье
скважины, а также общего расхода нагнетаемого газа.
НАИБОЛЕЕ предпочтительными газами являются углеводородный и углекислый газы, потому что
они обладают высокой степенью растворяемости в нефти, что способствует снижению вязкости и
росту коэффициент извлечения нефти + безопасность (потому что закачивая воздух могут
образоваться взывоопасные смеси).
ГАЗ ЗАКАЧИВАЕТСЯ ЧЕРЕЗ НКТ, которые спускаются туда до верхней части фильтра колонны.
Пространство между ОК и НКТ перекрывается пакером, устанавливается в нижней части НКТ.
Данная операция делается для того, чтобы не повредить колонну, которая может не выдержать во
время закачки газа (под высоким давлением). (ОК – труба для крепления ствола скважины).