Программа повышения квалификации «Актуальные решения для механизированной добычи при различных скважинных условиях: от простых до осложнённых различными факторами».

1.Объём дисциплины и виды учебной работы (72 часа)

Форма обучения: очная

№

п/п

Виды учебных занятий

Всего

часов

1.

Всего часов по дисциплине

72

2.

Самостоятельная работа

24

3.

Аудиторных занятий-лекций

46

4.

Практические занятия в лабораториях

5.

Зачет (дистанционно)

2

2. Учебно-тематический план

№

темы

Наименование разделов, дисциплин и тем

Всего

В том числе

Лекции

Практические занятия в лабораториях

Самостоятельная работа

Модуль №1.

1.1.

Недра земли. ()

4

2

2

1.2.

Геологическое моделирование для решения задач нефтяной геологии. ()

4

4

Итого:

8

6

2

Модуль №2.

2.1.

Обзор способов механизированной добычи нефти: УЭЦН, УШГН, УВН, газлифт, УЭДН. Основные технические характеристики ЭЦН: подача, напор, КПД, мощность. Теория многоступенчатого центробежного насоса. Улучшение показателей ЭЦН.

2

2

2.2.

Основные технические характеристики ПЭД: напряжение, ток, мощность, КПД, cos φ, скольжение. Теория и особенности конструкции асинхронных и вентильных ПЭД (ВПЭД). ВПЭД: мифы и реальность. Обзор и анализ особенностей конструкции современных УЭЦН различных производителей: двухопорные ступени, пакетная и компрессионная сборка ЭЦН, энергоэффективные ЭЦН, высоковольтные ПЭД. Основные направления развития УЭЦН.

2

2

2.3.

Современные погружные системы телеметрии (ТМС): состав, технические характеристики и функциональные возможности.

4

2

2

2.4.

Состав оборудования при использовании ЧРП в УЭЦН. Принцип работы преобразователя частоты (ПЧ) с широтно-импульсной модуляцией (ШИМ). Функциональные и технологические возможности станций управления (СУ) с ПЧ: регулирование скорости вращения УЭЦН, оптимизация стоимости УЭЦН, стабилизация напряжения и увеличение пускового момента ПЭД, расклинивание ЭЦН, энергосбережение. Особенности настройки СУ с ПЧ. Методика подбора оборудования на скважинах, оборудованных СУ с ПЧ.

«Интеллектуальные» СУ (ИСУ) УЭЦН: функциональные и технологические возможности, современное состояние и перспективы развития.

4

2

Итого:

12

8

2

Модуль № 3.

3.1.

Основные осложняющие эксплуатацию скважин факторы и вызываемые ими неисправности УЭЦН. Анализ причин технологических ограничений и отказов оборудования на скважинах осложнённого фонда. Методы борьбы с осложняющими факторами.

2

2

3.2.

Особенности подбора УЭЦН на скважинах осложнённого фонда. Использование возможностей СУ с ПЧ в борьбе с осложняющими факторами. Применение ИСУ УЭЦН на осложнённом фонде скважин.

2

2

3.3.

Методы вывода скважин на стационарный режим эксплуатации (ВНР). Особенности ВНР при использовании ТМС и СУ с ПЧ. Основные сценарии ВНР при использовании ИСУ УЭЦН.

4

2

2

3.4.

Инновационные технологии добычи нефти УЭЦН: КЭС, КЭС+ТХД, БДН и др. Области применения, достоинства и недостатки.

4

2

Итого:

12

8

2

Модуль №4.

4.1.

Необходимость использования полномасштабных тренажеров в процессе обучения и при переподготовке специалистов нефтяной отрасли. Цель поэтапного обучения на интерактивных тренажерах – от компьютерного до полномасштабного.

2

2

4.2.

История создания компьютерного тренажера по эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН (ТЭС-К).

Полномасштабный (ТЭС-ПМ), портативный (ТЭС-П) и компьютерный (ТЭС-К) тренажёры по эксплуатации скважин, оборудованных УЭЦН с комплектным программным обеспечением «АРМАРИС»:

¾  назначение;

¾  состав оборудования и программного обеспечения (ПО);

¾  функциональные возможности.

Ознакомление с интерфейсом и функционалом ТЭС-К (меню, сетевая версия, учебный курс).

4

2

2

4.3.

Демонстрация возможностей ТЭС при выборе режимов работы наземного и погружного оборудования и их оптимизации:

¾  ЭЦН (скорость вращения, напор, подача, КПД, мощность);

¾  ПЭД (частота, напряжение, ток, мощность, КПД, cos φ, скольжение).

Воспроизведение функционирования системы телеметрии (ТМС) и станции управления (СУ) с преобразователем частоты (ПЧ), регулирование скорости вращения УЭЦН, контроль параметров при эксплуатации УЭЦН.

4

2

2

4.4.

Особенности запуска и вывода на режим скважин с УЭЦН при использовании системы погружной телеметрии (ТМС).

Моделирование работы системы «пласт - скважина - погружное оборудование - наземное оборудование».

3D-сцены нефтепромысловых объектов, симуляция действий обслуживающего персонала: работа с автоматизированной групповой замерной установкой (АГЗУ), станцией управления (СУ), устьевой арматурой, «виртуальный осмотр разреза скважины и погружного оборудования».

4

2

2

Итого:

14

8

6

Модуль №5.

5.1.

Возможности тренажера для отработки психомоторных реакций обслуживающего персонала при быстрой смене условий, для отработки действий при нештатных и аварийных ситуациях (опасных для отработки в реальных условиях).

2

2

5.2.

Демонстрация подготовки данных для ТЭС-К и работы с портативным вариантом (ТЭС-П).

4

2

2

5.3.

Постановка и анализ экспериментов на ТЭС-К.

4

2

2

5.4.

Самостоятельная работа слушателей по подготовке данных, с базами данных ПЭД и ЭЦН и по освоению учебного курса.

4

2

2

Итого:

14

8

6

Модуль №6.

6.1.

Анализ различных ситуаций при выводе скважины на обычный (неоптимизированный) режим.

2

2

6.2.

Демонстрация результатов оптимизации компоновки УЭЦН с целью энергосбережения: подбор ЭЦН, ПЭД, кабельной линии, НКТ, ТМПН, СУ с ПЧ.

Подбор режимов работы погружного и наземного оборудования с целью оптимизации энергопотребления.

4

2

2

6.3.

Самостоятельная работа слушателей на ТЭС-П и ТЭС-К по выбору режимов эксплуатации скважин и оптимизации этих режимов.

4

2

2

6.4.

Перспективы развития ТЭС в части решения задач подбора погружного и наземного оборудования для осложнённых условий эксплуатации, отработки технологий проведения работ при аварийных остановках УЭЦН и нештатных режимах работы, освоения и вывода на режим скважин с УЭЦН по сценариям минимизации времени освоения и энергосбережения, анализа вариантов и способов кратковременной эксплуатации скважин.

4

2

2

Итого:

14

8

6

Зачет (тест)

2

ИТОГО

72

46

24