Меню

Оборудование для заводнения скважин



Оборудование для нагнетания в пласт воды и газа

ЛЕКЦИЯ 13

Введение к лекции 13

Поддержание пластового давления обеспечивается закачкой в пласт через систему нагнетательных скважин различных жидкостей или газа. Для этого используется комплекс оборудования, состоящий из систем водозабора, водоподготовки и распределения насосных станций и коммуникаций.

Перечисленное оборудование должно обладать достаточно гибкой характеристикой и параметрами, обеспечивающими закачку в пласт жидкости при изменяющихся во времени подачах и давлениях, при перемещающемся в продуктивном пласте фронте движения вытесняющей жидкости.

Для вытеснения нефти используются различные типы закачиваемой жидкости, характеристики отдельных систем обусловливаются большим количеством параметров, к которым относятся прежде всего величины требуемых отборов нефти, коэффициент извлечения ее из пласта, стоимость нефти и т. д.

Для вытеснения нефти из пласта применяются жидкости двух типов: не смешивающиеся и смешивающиеся с нефтью. К первым относится прежде всего вода, ко вторым – растворители. Последние весьма дороги, и поэтому в подавляющем большин­стве случаев в пласт закачивается вода, которая должна удовлетворять следующим требованиям:

количество взвешенных частиц не должно превышать 5 мг/л, хотя в отдельных случаях допускается увеличение их содержания до 25 мг/л;

содержание железа – не более 0,2 мг/л, нефти – не более 1 мг/л;

вода не должна вызывать коррозии оборудования, она должна быть обескислорожена.

Морская вода может закачиваться в том случае, если пластовая жидкость содержит щелочные и жесткие воды.

Помимо этого закачиваемая вода не должна содержать сульфатвосстанавливающих бактерий, под действием которых образуется сероводород.

При закачке жидкостей, не смешивающихся с нефтью, в нее могут вводиться поверхностно-активные вещества, улучшающие ее отмывающие способности. При этом коэффициент извлечения нефти из пластов достигает 50 – 70 %. Более высокий коэффициент извлечения (до 95 – 98%) достигается при закачке жидкостей-растворителей.

В качестве источников закачиваемой жидкости используются открытые (реки, озера, моря), подземные (артезианские, подрусловые и пластовые) источники и сточные воды. Обычно стараются использовать пресную воду из подрусел рек или артезианских скважин. В этих случаях состав воды не зависит от времени года и режим работы очистных устройств остается постоянным.

Количество воды, нагнетаемой в пласт, зависит от большого числа факторов и ориентировочно составляет: при площадном заводнении 8 – 10 м 3 /т добываемой нефти, при законтурном – 1 – 1,5 м 3 /т.

Конструкция сооружений для забора и подготовки воды, прежде всего, обусловлена требованиями, предъявляемыми к жидкости, закачиваемой в пласт.

В зависимости от качества водоподготовки на внутренней поверхности трубопроводов высокого давления, труб в нагнетательной скважине, наконец, в фильтровой зоне пласта и на самом фильтре скважины со временем откладываются трудно удаляемые соли. При недостаточно высоком качестве водоподготовки интенсивность солеотложения бывает весьма высокой, что приводит к постепенному уменьшению фактической площади сечения канала трубопровода и к росту потерь напора в трубопроводной системе куста, в прискважинной водопоглощающей части пласта.

Для подрусловых водозаборов в пойменной части реки (рис. 13.1) бурят скважины глубиной 20 – 30 м и обсаживают их трубами 1 диаметром 300 мм, в которые спускают водоподъемные трубы 2. Отбор жидкости из этих скважин может обеспечиваться за счет сифона, если уровень жидкости в резервуаре ниже, чем в реке, либо за счет разряжения в резервуаре, создаваемого вакуум-компрессором 5. Так как вода, прежде чем попасть в систему фильтруется через песок, то в какой-либо дополнительной очистке не нуждается, и насосами 6 подается в емкость 8, откуда магистральный трубопровод подводит ее к отдельным насосным станциям, от которых направляется в скважины.

Рисунок 13.1 – Схема водозаборов:

1 – обсадная колонна; 2 – подъемная колонна; 3 – гравийный фильтр; 4 – вакуум-котел;

5 – вакуум-компрессор; 6, 9 – насосы; 7 – шахта; 8 – резервуар чистой воды

При использовании сточной воды, поступающей из скважин, используются две системы ее очистки: открытая и закрытая. В первом случае вода, отделенная от нефти (рис. 13.2), направляется в отстойники, откуда сбрасывается в нефтеловушку 1, где от нее отделяются капли нефти диаметром свыше 80 мкм. Из нее отделившаяся нефть откачивается насосом 2, а вода поступает в пруды-отстойники 3, где содержащиеся в ней механические частицы оседают на дно, а оставшаяся нефть всплывает па поверхность. Далее насосом 4 вода направляется в попеременно работающие песчаные фильтры 5, где от нее отделяются взвешенные частицы, и поступает в буферную емкость 6, откуда насосом 7 (или же непосредственно из фильтров) направляется на кустовую насосную станцию (КНС). Насосы КНС под давлением порядка 14 – 20 МПа закачивают воду в пласт.

Для сооружения подобных систем подготовки воды необходимы большая площадь, значительные капитальные затраты. Пропускная способность системы не может быть увеличена в процессе эксплуатации.

Рисунок 13.2 – Открытая схема установки очистки сточных вод:

1 – нефтеловушка; 2 – нефтяной насос; 3 – отстойник; 4 – насос; 5 – песчаные фильтры;

6 – отстойник для загрязненной воды; 7 – насос для проведения промывки фильтров;

8 – емкость для чистой воды; 9 – насос для подачи воды на КНС

Сопоставляя показатели работы систем для закачки воды в пласт, необходимо отметить, что наиболее рациональной являются системы с использованием пластовой воды, которая после соответствующей обработки закачивается в пласт. Подобная система в целом, включая и пласт, представляет собой замкнутый контур, вредное влияние которого на окружающую природу минимально по сравнению с другими системами.

При подготовке воды в установках закрытого типа процессы отделения воды от нефти идут под избыточным давлением, легкие фракции и газ собираются и в дальнейшем используются.

Очищенная и обработанная вода направляется из резервуаров к насосным станциям – стационарным или блочным. Первые представляют собой капитальное помещение, в котором располагаются насосы с приводными двигателями, аппаратура управления и контроля, электрическое оборудование и бытовые помещения. Станции второго типа состоят из блоков, изготавливаемых и комплектуемых всем необходимым па заводе. Размеры блоков обеспечивают их транспортировку по железным и автомобильным дорогам. Монтаж блочного оборудования в 8 – 10 раз быстрее, чем сооружение капитальных станций.

Кустовые насосные станции соединены с питающим трубопроводом, который может быть кольцевым и опоясывать месторождение или его часть или линейным. От КНС жидкость под давлением направляется к нагнетательным скважинам, причем по мере разработки добывающие скважиныпереводятся в нагнетательные. При этом соответственно видоизменяется и схема нагнетательных трубопроводов.

При сооружении систем кустовых станций почти половина денежных средств, более половины металла затрачивается на трубопроводы высокого давления и внутрискважинное оборудование. Отложение солей, коррозия резко сокращают сроки службы этих металлоемких, дорогостоящих коммуникаций, приводят кнеобходимости выполнения непрерывно нарастающих объемов крайне трудоемких ремонтных работ по смене трубопроводов, резко усложняющих функционирование промысла, увеличивающих трудоемкость добычи нефти. Поэтому при оборудовании трубопроводной сети особо важное значение имеют качество изоляционной защиты труб и использование труб с внутренним противосоляным покрытием.

Блочная кустовая станция (рис. 13.3) состоит из ряда блоков: насосных, управления, электроаппаратуры, распределительного и бытового. Вода из магистрального трубопровода подается в резервуары или, минуя их, на прием насосов. Число одновременно работающих насосных блоков определяется суммарным расходом жидкости. Один или два блока обычно являются резервными. По напорному трубопроводу жидкость направляется краспределительной гребенке, от которой через регуляторы расхода подается кнагнетательным скважинам.

Рисунок 13.3 – Схема блочной КНС:

1 – магистральный водопровод; 2 – буферная емкость; 3 – приемный коллектор;

4, 9, 11 –задвижки; 5 – центробежные насосы; 6 – электродвигатели; 7 – задвижки с дистанционным управлением; 8 – высоконапорный коллектор; 10 – сборный коллектор для грязной воды; 12 – емкость

Наиболее ответственными элементами КНС являются насосные агрегаты.

Требования, предъявляемые к ним, следующие:

к. п. д. на рабочем режиме не ниже 70 – 75 %;

моторесурс при работе на максимальных параметрах не менее 7 – 10 тыс. ч, а продолжительность безостановочной работы – 600 – 1000 ч;

минимальные габаритные размеры;

устойчивость материала деталей гидравлической части к перекачиваемым жидкостям.

Насосы, используемые для закачки жидкостей в нефтяные пласты, как правило, специализированные, их основные параметры: подача от 2 до 1000 м 3 /ч, давление 3 – 50 МПа.

Для закачки воды в пласт используются насосы двух типов – центробежные и плунжерные.

Центробежные насосы просты в монтаже и обслуживании, легко поддаются автоматизации и дистанционному контролю, могут длительно работать без обслуживающего персонала, обеспечивают высокую равномерность подачи. Однако они работают с пониженным к. п. д. при отклонении подачи от оптимальной. Получение малой подачи и больших давлений при высоком к. п. д. для них невозможно.

Насосы объемного действия (получившие за рубежом широкое распространение), как правило, выполняются многоплунжерными с рабочими давлениями до 50 МПа, числом оборотов коленчатого вала 250 – 1000 мин –1 . Их к. п. д. при работе в широком диапазоне подач составляет 80 – 85 %.

Применяются трех-, пяти-, семи-, девятиплунжерные насосы одинарного действия, что обеспечивает нормальную работу приемных и напорных трубопроводов, на которых устанавливаются воздушные колпаки с разделительной мембраной. Скорость движения плунжеров достигает 1,2 – 1,5 м/с, причем в зависимости от длины хода изменяется максимальное число оборотов: для 75 мм – 450 – 500 мин –1 , 100 мм – 400 мин –1 , 125 мм – 350 мин –1 , 150 мм – 230 – 260 мин –1 .

В настоящее время выявилась тенденция создания быстроходных короткоходовых плунжерных насосов, что позволяет уменьшить их массу за счет уменьшения габаритов рамы и в ряде случаев отказаться от применения редукторов, понижающих число оборотов приводного двигателя. С другой стороны, данное направление приводит к ухудшению условий работы деталей пары уплотнение – плунжер.

Для изготовления плунжеров применяются высокоуглеродистые и нержавеющие хромистые стали с высокой поверхностной твердостью (HRC 55), получаемой в результате обработки ТВЧ. Рабочая поверхность плунжеров полируется, отклонение ее от цилиндрической формы допускается не более 0,01 – 0,02 мм. Известно использование керамических плунжеров.

Уплотнения плунжеров обычно изготавливаются из маслобензостойких резин или специальных эластомеров.

Вал насоса с двигателем соединяется:

Читайте также:  Лего оборудование для школьников

непосредственно с помощью компенсационной муфты – при использовании в качестве привода тихоходного ДВС или синхронного двигателя;

с помощью зубчатого редуктора, монтируемого на фланце приводной части насоса;

с помощью клиноременной передачи.

В нашей стране для нагнетания жидкости в пласт применяются центробежные многоступенчатые секционные насосы ЦНС с подачей до 1000 м 3 /с, при давлении 0,4 – 20 МПа. В зависимости от типоразмера их к. п. д. изменяется от 44 до 80 %.

Напор насосов ЦНС регулируется изменением числа ступеней. Конструкция насоса представляет собой набор секций, зажатых между всасывающей и нагнетательной крышками и стянутых шпильками. Вал насоса установлен на подшипниках скольжения с принудительной смазкой, осевое усилие воспринимается упорным подшипником.

Для повышения долговечности основные детали насоса изготовляют из хромистых сталей: рабочие колеса и направляющие аппараты – литые из стали 20Х13Л, вал 40ХФА.

Насосный агрегат имеет систему смазки и охлаждения, которая подает масло к подшипникам при пуске и работе насоса, обеспечивает его охлаждение.

Для сокращения расходов на строительство кустовых насосных станций в последние годы начато использование центробежных электронасосов в качестве водозаборных и одновременно нагнетательных, для чего они спускаются в скважины, пробуренные на пласты с водой, пригодной для закачки в нефтесодержащие пласты. В этом случае закачка осуществляется без водоподготовки, а одновременно с забором воды обеспечивается дополнительный напор (до 1200 – 1300 м), необходимый для нагнетания воды в пласт. Таким образом, вода перепускается из пласта в пласт без контакта с воздухом, т. е. без ее аэрации, без установок водоподготовки, без сооружения кустовых скважин. Однако при этом усложняется контроль и ремонт внутрискважинных насосов, двигателей, снижается к. п. д. насосов и двигателей.

Помимо этого при удачном сочетании расположения водяного пласта и пласта, в который нагнетается вода, используют межпластовый переток, а для обеспечения соответствующего напора устанавливают ЦЭН, обеспечивающий перекачку воды из одного пласта в другой без подъема ее на поверхность.

В отдельных случаях, когда имеется высоконапорный водяной пласт, удается обеспечить подачу в продуктивный пласт без применения ЦЭН, только лишь за счет использования энергии пласта.

Как видно, закачка воды в пласт – процесс весьма энергоемкий. Энергоемкость определяется количеством подаваемой насосами жидкости и необходимым напором, а также к. п. д. привода и насоса. В свою очередь, необходимый напор зависит от длины напорных трубопроводов, глубин нагнетательных скважин, эффективной площади сечения каналов в зоне фильтра – призабойной части пласта, в которой нагнетается вода. И одной из важнейших задач является поддержание параметров этой системы на уровне, обеспечивающем требуемый удельный расход энергии при закачке воды в пласт.

Нам важно ваше мнение! Был ли полезен опубликованный материал? Да | Нет

Источник

Суть технологии заводнения нефтяных пластов

Заводнение нефтяных пластов начало применяться не с самого начала развития нефтяного производства. Еще с 40-х годов прошлого века разработка нефтяных месторождений проводилась всего до 25 % истощения. Лишь изредка встречался природный напор воды, который позволял получить немного больше углеводородного сырья. Остаточные запасы отбирались при помощи вторичных методов – закачки в скважину воздуха и нагретой газо-воздушной смеси.

Заводнение нефтяных месторождений, характеристика процесса

Закачка воды в нефтяное месторождение – самый популярный процесс разработки углеводородных пластов. С помощью технологии можно достичь высокого коэффициента отбора сырья. Основная цель, которую несет в себе заводнение, – вытеснение нефтяных пластов. Популярность технологии обоснована следующим:

  • наличие и доступность воды;
  • простота сооружения инженерных коммуникаций и легкость процесса нагнетания жидкости;
  • способность воды проникать в насыщенные сырьем пласты;
  • достаточной нефтеотдачей при отделении полезного ископаемого от воды.

Методика обеспечивает высокий отбор сырья сразу по двум критериям. Первый – поддержка постоянно высокого пластового давления, второй – физическое проникновение воды в толщу нефтяных пластов. Существует несколько разновидностей технологии. Каждая из них подразумевает использование различных жидкостей, суспензий и прочих химических веществ, которые не вступают в реакцию с ископаемым. Но все подобные способы считаются третичными технологиями разработки.

Стоит понимать, что заводнение нефтяных месторождений – высокопотенциальный способ извлечения нефти, который в ближайшее время будет оставаться передовой технологией. А поиск способов улучшения данной методики – основная задача отрасли.

Законтурная технология

Заводнение такого типа возник в результате недостаточного продвижения контурных вод. Смысл данной технологии в том, что объемы природного сырья быстро восполняются за счет нагнетания воды. Сами скважины подачи жидкости располагаются за территорией (контуром) нефтегазоносного пласта. При этом линия нагнетания всегда находится за внешним кольцом нефтеносности. Расстояние берется в зависимости от следующего:

  • примерное расстояние между местами для подачи воды;
  • показатель разведывания территории добычи нефти;
  • отступ внешнего контура нефтеносности от внутреннего.

Если ранее такой способ считался максимально эффективным, то длительный анализ, геологические исследования показали, что есть основания предполагать о существовании массы негативных сторон.

Приконтурное заводнение

Заводнение нефтяных месторождений

Такой вариант подходит для пластов с весьма заниженной проницаемостью за контуром нефтеносности. Этот фактор влияет на уменьшение поглотительной характеристики нагнетательных станций. Потому оказывается слабое воздействие на залежи. Кроме того, возникает резкий скачок карбонатности. С чем это связано? Все просто – присутствие химической реакции нефти после контакта с водой в данной зоне. Конечно, это во многом зависит от состава воды в этом пласте.

Используя такую технологию можно исключить возникновение территории с плохой проницаемостью. Помимо этого производится положительный эффект на нефтяные пласты в краевой области нефтеносности, что позволяет сократить количество воды, которое идет за контур.

Изначально метод использовался весьма узко – исключительно в местах со слабой проницаемостью. Позже выяснилось, что эффективность приконтурного заводнения для добычи нефти в платформенных пластах тоже достаточно высока. Недостаток методики заключается в том, что нагнетательные скважины нецелесообразно сооружать в местах с пластами малой мощности.

Важно! Такой способ не может обеспечить быструю подачу воды в область нефтеносности. Это обусловлено малой интенсивностью. При этом отмечается высокая эффективность и стабильная производительность на длинной дистанции.

Внутриконтурное заводнение

Описанный выше способ вызвал изначально массу споров, но в итоге привел к интенсивной разработке более совершенных технологий. Одной из них является внутриконтурное заводнение нефтяных месторождений. Данная технология используется внутри области расположения залежей природного ресурса. Высокая эффективность методики наблюдается в особо крупных месторождениях. Суть способа заключается в разрезании пластов на сектора, блоки и отдельные площади рядами скважин для подачи воды.

На территории РФ используются следующие подвиды данной технологии:

  • барьерное заводнение;
  • очаговая технология;
  • подача воды по площади;
  • разрезание нефтеносного контура на отдельные блоки, где добыча проводится отдельно от остальной системы;
  • сводовое заводнение;
  • разрезание залежей природного ресурса на небольшие площадки.

Каждая технология примечательна своими особенностями. О каждой из них будет вестись разговор немного ниже. Стоит отметить, что данный способ разработки направлен на высокоэффективное поддержание и восстановление баланса в межпластовом пространстве. Закачка жидкости проводится прямо в часть месторождения, насыщенную нефтью.

Виды процесса

Заводнение считается наиболее эффективным и экономично оправданным способом разработки нефтяных месторождений. Исходя из расположения нефтедобывающих предприятий и станций нагнетания вод, можно разделить внутриконтурную технологию на несколько видов:

  1. Сводовое. Такой способ предусматривает сооружение скважин в непосредственной близости от свода системы или же прямо на нем. Такую технологию можно комбинировать с законтурной. В свою очередь данный метод делится на:
    • осевое заводнение – нагнетательные системы размещаются вдоль оси технологической структуры;
    • кольцевое – ряд нагнетателей располагается так, чтобы нефтяное месторождение делилось на центральную и кольцевую плоскости;
    • центральное – предполагает размещение по кольцу 4-6 скважин для подачи воды и одну центральную.
  2. Очаговое заводнение нефтяных месторождений. Используется в роли вспомогательного мероприятия. Проводится такая операция на тех участках, где имеется негомогенное строение пласта или наблюдаются залежи песчаников в форме линзы.
  3. Избирательное. Его применяют, когда залежи имеют резко выраженную неоднородность нефтяных пластов. Изначально бурят места вод скважины по сетке, а далее выбирают наиболее оптимальные варианты их размещения.
  4. Площадное. Такой тип заводнения отличается рассредоточением мест нагнетания воды в залежи сырья.

Все это говорит о популярности данной технологии в нефтяной промышленности. Эффективность методики достаточно высока, но все же проводится ряд мероприятий по улучшению показателей добычи природного ресурса.

Источник

ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ЗАКАЧКИ ВОДЫ В ПЛАСТ

Кустовые насосные станции

С очистных сооружений вода подается на территорию про­мысла к кустовым насосным станциям. Кустовые насосные стан­ции поднимают давление воды до давления нагнетания в пласт и направляют ее к водораспределительным гребенкам и далее к нагнетательным скважинам.

В качестве насосных станций для закачки воды в нефтяные пласты с целью поддержания пластового давления применяют блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центро­бежных насосных агрегатов типа ЦНС (ЦНС-30, ЦНС-60, ЦНС-120, ЦНС-180 и ЦНС-500).

Насосные станции, осуществляющие непосредственно закачку воды в пласт, в зависимости от конструктивного исполнения подразделены на кустовые (КНС), технологическое оборудова­ние которых монтируют в капитальных сооружениях, и блочные кустовые (БКНС), оборудование которых монтируют в специ­альных блоках-боксах на заводах-изготовителях.

Расчетные и нормативные параметры, характеризующие ус­ловия строительства и эксплуатации блочных кустовых насос­ных станций (БКНС), следующие:

Температура окружающей среды, °С. до –50

Сейсмичность, балл. не более 6

Степень долговечности . II

Степень огнестойкости. IV

Класс зданий. III

Отдельные сооружения БКНС представляют собой металли­ческие или железобетонные основания, на которых смонтиро­ван комплекс технологического оборудования, укрываемый ог­раждающими конструкциями типа блоков-боксов.

Технологическая схема и характеристика блочной кустовой на­сосной станции (БКНС). Технологическая схема БКНС (рис. 9.4) рассчитана на одновременную и раздельную закачку пресной воды от поверхностных или подземных источников и очищен­ных технических вод, поступающих из установок очистки сточ­ных вод.

Пресная вода и очищенные нефтепромысловые сточные воды по двум водоводам, объединенным в единый всасывающий кол­лектор, поступают на площадку БКНС. На водоводах устанав­ливают диафрагмы для замера расхода и электроприводные зад­вижки.

Из всасывающего коллектора вода с помощью насосов на­правляется в распределительный напорный коллектор и через высоконапорные водоводы — к нагнетательным скважинам. Вода для подпора сальников и охлаждения масла в маслоохладителе подается из трубопровода пресной воды через редукционный клапан. При работе БКНС только на очищенных нефтепромыс­ловых водах для этих целей используют пресную воду индивиду­ального источника водоснабжения. Использованная вода из си­стемы разгрузки сальников и маслоохладителя поступает в ре­зервуар сточных вод.

Читайте также:  Два оборудования для выращивания плесени дома

Тип БКНС для каждого данного случая выбирают с учетом:

а) требуемой подачи и давления нагнетания;

б) схемы энергоснабжения;

в) климатических условий. По расчетным подаче и давле­нию нагнетания определяют тип и число основных насо­сов, а по климатическим условиям — вид охлаждения двигателя.

Основные технические данные и характеристики БКНС при­ведены в табл. 9.3.

В зависимости от типа установленных насосов выпускают БКНС, рассчитанные на давление нагнетания 9,3 МПа, 14 МПа, 18 МПа. При этом суммарная номинальная подача БКНС опре­деляется как типом, так и числом установленных насосов.

Кроме того, в зависимости от принятой схемы охлаждения электродвигателей основных насосов выпускают БКНС двух модификаций: а) РЦВ — разомкнутый цикл вентиляции двига­теля, при котором двигатель охлаждается воздухом, засасывае­мым в помещение через жалюзи; б) ЗЦВ — замкнутый цикл вентиляции, при котором электродвигатели основных насосов охлаждаются водой.

Состав БКНС и число блоков в ней приведены в табл. 9.4. В условном обоз­начении БКНС 2×150: 2 — два насоса ЦНС180; 150 — давление наг­нета­ния; БКНС 3×500: 3 — три насоса ЦНС500-1900; 500 — подача одного насоса

Ниже рассмотрено конструктивное исполнение БКНС, осна­щенных насосами ЦНС180.

Насосный блок (рис. 9.5) предназначен для подачи воды под давлением в напорную линию системы заводнения. В качестве основного оборудования используют многоступенчатые секци­онные центробежные насосы ЦНС180 или ЦНС500 с приво­дом от синхронных электродвигателей серии СТД со стати­ческим возбуждением или от асинхронных электродвигателей серии АРМ. Основные технические данные насосных агрега­тов, устанавливаемых в насосных блоках БКНС, приведены в табл. 9.5.

Основные технические данные и характеристики БКНС

Показатель ЦНС-180-950 ЦНС-180-1422 ЦНС-180-1900 ЦНС-500-1900
Номинальная подача насоса, м 3 /ч
Давление нагнетания, МПа 18,6 18,6
Давление в приемном патрубке насоса, МПа, не более 2,7 2,7 2,7 1,6
Давление в системе охлаждения, МПа 0,196 0,1% 0,196 0,196
Давление в системе отвода воды из сальников и подпятника, МПа, не более 0,98 3,9 3,9 3,9
Максимальный расход воды на охлаждение и подпор сальников на один насосный агрегат, м 3 /ч
Температура закачиваемой воды, °С 8-40 8-40 8-40 8-40
Потребляемая насосом мощность на номинальном режиме, кВт
Мощность электродвигателя, кВт
Частота вращения вала электродвигателя, мин -1
Напряжение, В питания электродвигателя в сети питания вспомогательных устройств (10 000) 380/220 (10 000) 380/220 (10 000) 380/220 6000 380/220
Вид тока питания электродвигателей Трехфазный переменный с промышленной частотой 50 Гц
Давление в маслосистеме, МПа 0,28 0,28 0,28 0,28
Циркуляционный расход масла на один насосный 2,1 2,1 2,1 2,1
Условный проход, мм: приемного трубопровода нагнетательного трубопровода трубы на приеме блока гребенки трубы на выходе — — — —
Условный проход труб подвода и отвода воды на охлаждение, мм: для ЗЦВ для РЦВ — —
Габаритные размеры блоков, мм: длина ширина высота 12000* 5 000* 5 100*
Наибольшая масса блока, кг: РЦВ ЭЦВ 21900 22600 23000 24400 40400* —
Масса блока гребенки, кг, не более
Отопление БКНС За счет тепловыделения оборудования, дежурное — электрическое Электри­ческое
Вентиляция Приточно-вытяжная
Автоматизация Комплексная

*Для насосного блока.

Состав оборудования БКНС

Насос­ный блок Блок низко­вольт­ной аппара­туры Блок напор­ных гребе­нок Блок дренаж­ных насосов Блок обслу­жива­ния Резер­вуар сточных вод
БКНС100-РЦВ
БК.НС1-150-РЦВ
БКНС1-200-РЦВ
БКНС2-100-РЦВ
БКНС2-100-ЗЦВ
БКНС2-150-РЦВ
БКНС2-150-ЗЦВ
БКНС2-200-РЦВ
БКНС2-200-ЗЦВ
БКНС2-500-РЦВ
БКНС3-100-РЦВ —-
БКНС3-100-ЗЦВ —-
БК.НС3-150-РЦВ
БКНС3-150-ЗЦВ
БКНС3-200-РЦВ
БКНС3-200-ЗЦВ
БКНС3-500-РЦВ
БКНС4-100-РЦВ
БКНС4-100-ЗЦВ
БКНС4-15О-РЦВ —-
БКНС4-150-ЗЦВ —-
БКНС4-200-РЦВ
БКНС4-200-ЗЦВ
БКНС4-500-РЦВ

Рис. 9.4. Технологическая схема БКНС:

I — насосные блоки; II — блок дренажных насосов; III— блок низковольтной аппаратуры и управ­ления; IV — блока напорных гребенок, V — распределительное устройство РУ-6 (10) кВ; VI — транс­форматорная комплектная подстанция КТПН 66-160/6КК; VII — резервуар сточных вод

1, 2 и 7 — шкафы соответ­ственно трансформатор­ные, ввода кабеля и управ­ления дренажными насоса­ми; 3 — станция управле­ния; 4 — распределитель­ное устройство низковоль­тное; 5 и 6 — щиты при­борный и общестанцион­ный; 8, 13, 13 — насосы 1СЦВ, ЦНСК и ЦНС180; 9, 11, 21 — клапаны соот­ветственно обратный, об­ратный подъемный и об­ратный; 10, 19, 26 и 28 — вентили соответственно за­порный, электромагнит­ный, регулирующий угло­вой и запорный угловой; 12, 14, 16, 17 и 20 — зад­вижки ЗКЛ и электропри­водная; 15— фильтр; 18 — маслоохладитель; 22 — бак масляный; 24 — 1 муфта зубчатая; 25— электродви­гатель; 27 — диафрагма

Рис. 9.5. Насосный блок:

1— печь электрическая; 2— манометровая колонка; 3 — вентилятор; 4 — короб; 5— пост местного управления; 6— двигатель; 7— зубчатая муфта; 8 — насос ЦНС180; 9— фильтр; 10 — задвижка; 11 — напорный трубо­провод; 12 — всасывающей трубопровод; 13 — маслоохладитель; 14 — маслобак с насосом; 15 — обратный клапан; 16 — электроприводная зад­вижка

Блок напорной гребенки (рис. 9.6), к которому подведены два напорных трубопровода от насосных блоков, предназначен для распределения поступающей от насосных агрегатов воды по напорным трубопроводам системы заводнения, для учета ее ко­личества и регистрации давления.

Блок дренажных насосов (рис. 9.7) предназначен для обеспе­чения работы системы охлаждения электродвигателей основных насосов (при замкнутом цикле вентиляции) и сбора утечек пе­рекачиваемой жидкости.

Рис. 9.6. Блок напорной гребенки:

1— электрическая печь; 2 — пульт управления; 3 — регулирующий вен­тиль; 4— площадка обслуживания; 5— запорный вентиль; 6— сливной коллектор; 7— вентилятор; 8 — дифманометр-расходомер; 9— распреде­лительный коллектор; 10 — сужающее устройство; 11 — щит дифманометров

Компоновка технологического оборудования, расстояния меж­ду оборудованием и ограждающими конструкциями допускают проведение на месте только незначительных профилактических ремонтных работ (ревизии и ремонта уплотнений, выверки и доцентровки и др.).

Для проведения ремонта и смены неисправных элементов насосы и. электродвигатели демонтируют и транспортируют за пределы помещения через крышу.

Ограждение блоков — каркасное, с привариваемыми точеч­ной сваркой панелями. Панели — трехслойные, из листовой стали с внутренним слоем утеплителя из пенопласта.

Воду в нагнетательные скважины для поддержания пластово­го давления закачивают центробежными насосными агрегатами на базе насосов ЦНС 180 и ЦНС500.

Рис. 9.7. Блок дренажных насосов:

1 — короб; 2 — центробежный насос ЦНС 60/264; 3 —обратный клапан; 4— задвижка; 5— манометр; 6— пульт управления; 7— насос 1СЦВ-1,5 м; 8 — электрическая печь; 9— напорный трубопровод; 10— дренажный бак; 11 — всасывающий трубопровод

Конструкция насоса типа ЦНС 180 разработана с учетом со­здания на одной корпусной базе четырех модификаций с давле­нием нагнетания 9,5—19 МПа.

Центробежные насосы типа ЦНС 180 допускают изменение рабочей характеристики посредством уменьшения числа ступе­ней (не более 2) с установкой проставочных втулок, без измене­ния привязочных размеров, с обязательной динамической ба­лансировкой ротора.

Технические характеристики центробежных насосных агре­гатов приведены в табл. 9.5.

Насосы типа ЦНС180 и ЦНС500 (рис. 9.8) — центробежные секционные, горизонтальные, однокорпусные с односторонним расположением рабочих колес, с гидравлической пятой, под­шипниками скольжения и концевыми уплотнениями комбинированного типа (щелевое и сальниковое уплотнения). Эти насо­сы рассчитаны также на эксплуатацию с торцовыми уплотнени­ями (например — типа Т2-105), устанавливаемыми посредством замены корпуса сальника на корпус торцового уплотнения без изменения корпусных деталей насоса.

Насосы этого типа состоят из двух основных узлов: корпуса — совокупности неподвижных деталей и ротора вращающегося вала с расположенными на нем деталями.

К корпусу относятся входная и выходная крышки, отлитые заодно с приемным и напорными патрубками. В насосах типа ЦНС500 эти патрубки направлены по вертикали вверх, в насо­сах типа ЦНС180 входной патрубок расположен по горизонта­ли, а напорный — по вертикали вверх.

Корпус насоса состоит из набора секции, входной и на­порной крышек и концевых уплотнений. Базовые детали на­соса — входная и напорная крышки с лапами, расположенны­ми в плоскости, параллельной горизонтальной плоскости на­соса. Насос фиксируется на плите двумя цилиндрическими штифтами, устанавливаемыми в лапах входной крышки. Вход­ной патрубок расположен горизонтально, напорный — верти­кально.

Напорная крышка отлита из качественной углеродистой ста­ли марки 25Л, крышка входная из чугуна марки СЧ 21-40, кор­пусы секций выполнены из поковок хромистой стали марки 20X13. В секции расположены направляющие аппараты, засто­поренные штифтами от проворачивания.

Стыки секций загерметизированы уплотняющими поясками. Для дополни­тель­ного уплотнения в стыках установлены резино­вые кольца. Секции цент­ри­руют­ся и стягиваются с входной и напорной крышками восемью шпильками М76Х4.

Ротор насоса состоит из рабочих колес, посаженных на вал по скользящей посадке, разгрузочного диска, защитных втулок и других деталей.

Рабочие колеса отлиты из хромистой стали марки 20Х13Л, разгрузочный диск и защитные втулки выполнены из стали мар­ки 20X13, вал из поковки легированной стали марки 40ХФА.

Во избежание перетока воды по валу, стыки рабочих колес притираются до плотного металлического контакта. Рабочие колеса имеют уплотнения щелевого типа.

Источник

Оборудование для нагнетания воды в пласт

«Оборудование для добычи НиГ»

Оборудование для нагнетания воды в пласт

Интенсивность притока пластовой жидкости в скважину обуславливается давлением в пласте. Следовательно, для интенсификации притока необходимо сохранение пластового давления. Существует несколько методов воздействия на пласт: гидроразрыв, кислотная обработка, взрыв – для увеличения проницаемости пласта; методы снижения вязкости пластовой жидкости – нагрев в пласте, ее поджог; методы снижения поверхностного натяжения – обработка жидкости в пласте химическими реагентами. Для осуществления этих методов воздействия на нефтегазовый пласт используется большое количество оборудования, сооружений, машин, механизмов.

Поддержание пластового давления обеспечивается закачкой в пласт через систему нагнетательных скважин различных жидкостей и газа. Для этого используется комплекс оборудования, состоящий из систем водозабора, водоподготовки и распределения, насосных станций и коммуникаций.

Читайте также:  Магазин газового оборудования гбо

1. Сооружения и оборудование для водозабора и подготовки воды

Для вытеснения нефти из пласта применяются жидкости двух типов: несмешивающиеся и смешивающиеся с нефтью. К первым относится вода, ко вторым – растворители. Последние дорогостоящие и поэтому, в большинстве случаев, в пласт закачивается вода, которая должна отвечать следующим требованиям:

Рекомендуемые файлы

· Количество взвешенных веществ не должно превышать 5 мг/л

· Содержание железа не более 0,2 мг/л, нефти – не более 1 мг/л

· Вода не должна вызывать коррозии оборудования и должна быть обескислорожена.

· Морская вода может закачиваться в том случае, если пластовая жидкость содержит щелочные и жесткие воды и не должна содержать бактерий, образующих сероводород.

В качестве источников жидкости используются открытые, подземные источники и сточные воды. Количество воды, нагнетаемой в пласт, ориентировочно составляет: при площадном заводнении 8-10 м 3 /т добываемой нефти, при законтурном – 1-15 м 3 /т. Сопоставляя показатели работы систем для закачки воды в пласт отмечается, что наиболее рациональными являются системы с использованием пластовой воды, которая после соответствующей обработки закачивается в пласт. Подобная система, представляет собой замкнутый контур, вредное влияние которого на окружающую природу минимально.

2. Оборудование для нагнетания воды в пласт

Очищенная и обработанная вода направляется из резервуаров к насосным станциям – стационарным или блочным. Первые представляют собой капитальные помещения с насосами, аппаратурой управления и контроля, электрооборудованием и бытовыми помещениями. Станции второго типа состоят из блоков заводской комплектации. Кустовые насосные станции соединяются с питающим трубопроводом, который может быть кольцевым и опоясывать месторождение или линейным. От КНС жидкость под давлением направляется к нагнетательным скважинам, причем по мере разработки, добывающие скважины переводятся в нагнетательные.

Блочная кустовая станция состоит из ряда блоков: насосных, управления, электроаппаратуры, распределительного и бытового. Наиболее ответственными элементами КНС являются насосные агрегаты. К ним предъявляются определенные требования:

1. КПД в рабочем режиме 70-75 %

2. Равномерная подача

3. Моторесурс 7-10 тыс. часов, а продолжительность безостановочной работы 600-1000 часов.

4. Минимальные габаритные размеры

5. Устойчивость материала деталей гидравлической части к перекачиваемым жидкостям.

Схема блочной КНС:

1 — магистральный водопровод; 2 —буферная емкость; 3 — приемный коллектор; 4, 9,11 — задвижки; 5 — центробежные насосы; 6 — электродвигатели; 7 —задвижки с дистанционным управлением; 8 — высоконапорный коллектор; 10 — сборный кол­лектор для грязной воды; 12 — емкость

Насосы, используемые для перекачки жидкости в пласт – специализированные. Их основные параметры: подача от 2 до 1000 м 3 /ч, давление 3-50 МПа.

Для закачки воды в пласт используются насосы двух типов – центробежные и плунжерные. Центробежные насосы прочны в монтаже и обслуживании. Однако, они работают с пониженным КПД при отклонении подачи от оптимальной. Получение малой подачи и больших давлений при высоком КПД для них невозможно.

Насосы объемного действия выполняются многоплунжерными с рабочими давлениями до 50 МПа, числом оборотов коленчатого вала 280-1000 мин -1 . Их КПД при работе в широком диапазоне подач составляет 80-85%. У нас применяются для нагнетания жидкости в пласт многоступенчатые секционные насосы ЦНС с подачей до 1000 м 3 /ч при давлении 0,4-20 МПа. Напор ЦНС регулируется изменением числа ступеней. Конструкция насоса представляет собой набор секций, зажатых между всасывающей и нагнетательной крышками и стянутых шпильками. Для повышения долговечности, основные детали насоса изготавливаются из хромистых сталей.

Для сокращения расходов на строительство кустовых насосных станций используют центробежные электронасосы в качестве водозаборных и одновременно нагнетательных, для чего они спускаются в водяную скважину. В этом случае закачка производится без водоподготовки, а одновременно с забором воды обеспечивается дополнительный напор (1200-1300м), необходимый для нагнетания воды в пласт. Т.о. вода перемещается из пласта в пласт без контакта ее с воздухом, т.е. без аэрации, без установок водоподготовки, без сооружения кустовых станций. Однако, при этом усложняется контроль и ремонт внутрискважинных насосов. При удачном сочетании расположения водяного пласта и пласта, в который нагнетается вода, используют межпластовый переток, а для обеспечения соответствующего напора устанавливают ЦЭН, обеспечивающий перекачку воды из одного пласта в другой без подъема ее на поверхность. В отдельных случаях, когда имеется высоконапорный водяной пласт, удается обеспечить подачу в продуктивный пласт без применения ЦЭН, только за счет использования энергии пласта.

3.Оборудование для увеличения проницаемости пласта

Оборудование для гидроразрыва пласта

Гидроразрыв пласта основан на неоднородности (слоистости) структуры нефтесодержащих пластов, способности их расслаиваться под воздействием закачиваемой в пласт жидкости. Процесс осуществляется нагнетанием в пласт под большим давлением порции жидкости гидроразрыва, что приводит к образованию послойных трещин, в которые сразу же закачивается жидкость- песконоситель, продавливаемая с помощью буферной жидкости. Крупнозернистый песок, заполняя трещины, создает высокопроницаемые слои, улучшающие приток жидкости к фильтру скважины. Процесс гидроразрыва – быстротечный, эффективность его находится в прямой зависимости от темпа проведения операций собственно разрыва и заполнения трещин песком. Поэтому комплекс оборудования отличается высокой подачей и большим давлением нагнетания (100МПа). Основное оборудование для гидроразрыва пласта: автоцистерны для трех жидкостей – гидроразрывной, песконосителя и буферной; насосные агрегаты высокого давления для подачи гидроразрывной жидкости, пескосмесители, насосные агрегаты для закачки песка с жидкостью – песконосителем, манифольд, оборудование устья скважины, комплект внутрискважинного оборудования – НКТ, якорь,пакер.

3.1.1.Автоцистерны

Требования к автоцистернам:

1. Наличие емкости заданного объема.

2. Наличие средств стабилизации температуры жидкости.

3. Наличие средств перекачки жидкости.

4. Автоцистерна должна обладать хорошей проходимостью.

Наиболее часто применяемые цистерны: ППЦ-23-552П, АЦН-11-257, АЦН-75-5334, ЦР-7АП и т.д.

Конструкция цистерны представляет собой емкость эллиптического или круглого сечения. В качестве насосов для перекачивания жидкости используются центробежные насосы, приводимые в действие ходовым двигателем. Цистерны имеют дополнительное оборудование для контроля режима работы насосов.

Насосные агрегаты

Гидроразрывная и буферная жидкости должны закачиваться одним и тем же агрегатом с автономным приводом. Насосы агрегата должны иметь большую подачу и создавать давление, необходимое для гидроразрыва в условиях района применения. Давление для образования трещин в пласте приблизительно может быть определено как Р = 1,5 — 2,5L, где L- глубина скважины.

Насосный агрегат 4АН-700

Для создания давления используются насосные агрегаты 4АН-700 на шасси КРАЗ-257. Оборудование агрегата включает в себя силовую установку, коробку передач, горизонтальный трехплунжерный насос, манифольд и систему управления. Агрегат обеспечивает подачу от 0,3 – 22 л/с, давление от 21 МПа-70МПа.

Пескосмеситель

Обеспечить перевозку песка и приготовление песчано-жидкостной смеси. Агрегаты имеют две емкости для заполнения песком двух фракций – мелкой и крупной. Бункер оснащен загрузочным шнеком, приводимым в действие гидромотором. Гидропривод работает от ходового двигателя автомобиля. Для исключения прилипания песка к стенкам емкости на ней смонтированы пневматические вибраторы. Песчано-жидкостная смесь получается в гидросмесителе. Производительность 50-75 т/ч. Смесь подается к насосным агрегатам песковым насосом. В настоящее время применяются пескосмесительные агрегаты 4-ПА и УСП-50.

Пескосмесительный агрегат

1 – пульт управления; 2 – аккумулятор; 3 – смесительный горшок; 4 – регулятор выдачи сыпучего материала; 5 – рабочий шнек; 6 – бункер; 7 – загрузочный шнек; 8 – пневмовибратор; 9 – монтажная рама

Предназначен для соединения в одну систему всех агрегатов комплекса, управления процессом гидроразрыва, контроля и защиты. Блок манифольда состоит из двух групп коммуникаций низкого и высокого давлений. В настоящее время применяется блок манифольда 1БМ-700, который включает в себя напорный и приемный коллекторы, подъемную стрелу и комплект труб с шарнирными соединениями.

3.1.5. Оборудование устья

Схема расположения оборудования при проведении гидроразрыва пласта:

1 – насосный агрегат 4АН-700; 2 – пескосмесительный агрегат; 3 – автоцистерна; 4 – песковоз; 5 – блок манифольда 1БМ-700; 6 – арматура устья 2АУ-700; 7 – станция кон­троля и управления процессом

Предназначено для соединения напорной линии, идущей от манифольда к скважине, с устьем скважины и колонной НКТ с разными трубопроводами. Для этого применяются специализированные устьевые арматуры высокого давления. В настоящее время устья скважин оборудуют универсальной арматурой АУ-700, которая может также использоваться при гидропескоструйной перфорации и цементировании скважин. Максимальное рабочее давление на которое рассчитана арматура – 70 МПа.

10.5 Проверки значимости и доверительные интервалы средних — лекция, которая пользуется популярностью у тех, кто читал эту лекцию.

3.1.6. Внутрискважинное оборудование

Предназначено для направления потока жидкости в пласт при обеспечении сохранности ствола скважины. Для этого скважина оснащается комплектом НКТ с пакером над фильтровой зоной ствола, предохраняющим ствол от воздействия высокого давления жидкости. Для исключения возможности смещения пакера при больших осевых усилиях и разгрузке колонн труб устанавливается якорь.

3.2.Оборудование для кислотной обработки

Обработка нефтесодержащего коллектора, в составе которого находятся карбонатные породы, кислотой улучшает проницаемость пласта в зоне скважины. Для обработки пласта кислотой применяется комплекс оборудования, в состав которого входят: арматура для устья скважины, насосный агрегат для нагнетания кислоты в скважину, автоцистерна для перевозки кислоты и химреагентов, манифольд для соединения автоцистерны с насосным агрегатом и устьевой арматурой. При солянокислотной обработке концентрация кислоты в растворе составляет 8-20%. Для предохранения оборудования от коррозионного воздействия кислоты в раствор добавляют ингибиторы. В качестве ингибитора применяют формалин. В процессе обработки скважины в соляной кислоте образуется значительное количество примесей в виде окислов железа, которые выпадают из раствора и закупоривают пласт. Для предотвращения выпадения применяются стабилизаторы, в качестве которых применяется уксусная кислота, добавляемая в раствор в количестве 0,8-1,6% объема разведенной соляной кислоты. Применяются кислотные обработки нескольких видов: закачка кислоты в пласт под давлением, кислотные ванны, закачка горячего кислотного раствора. Для транспортирования раствора ингибированной соляной кислоты и нагнетания его в пласты применяются специальные агрегаты «Азинмаш» 30А, АКПП-500, КП-1,5.

Агрегаты смонтированы на шасси автомобилей, оборудованы гуммированной цистерной, насосными агрегатами, трубопроводами и т. д. При отсутствии специальных кислотных агрегатов скважину обрабатывают при помощи обычных насосных или промывочных агрегатов с последующей промывкой водой гидравлической части насосов.

Источник