Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1
Подождите немного. Документ загружается.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
420
От АГЗУ «Спутник АМ» установка «Дебит» отличается
следующим:
увеличенным сепаратором;
на входе жидкости в расходомер установлен фильтр,
предотвращающий попадание механических примесей;
на измерительной линии установлен байпас, позволяющий
производить замеры при ремонте или поверке счетчика «НОРД»;
возможностью мгновенного измерения влажности и расчета
средней обводненности с помощью влагомера ВСН-2СП;
предусмотрен автоматический отбор проб по заданной программе
с помощью пробоотборника «МАВИК-НС»;
на газовой линии установлен счетчик газа;
в сепарационной емкости установлен фильтр для осушки газа и
датчик перепада давления, определяющий степень загрязнения газового
фильтра.
Технические характеристики
Таблица 4.110
Наименование
параметра
40- 400/600
40-1500
40-2000
40-3000
40-2000/300
40-1000/2500
Диапазон производительности подключенных к установке скважин
по жидкости, м
3
/сут в
пределах
5-400 50-1500
500-
2000
1800-
3000
50-
2000
50-1000
по газу, нм
3
/сут., не
более
240000
20000
0
30000
0
60000
0
250000
0
Количество
подключаемых
скважин
До 10
Рабочее давление
измеряемой среды,
МПа (кгс/см
2
)
4,0 (40)
Погрешность средств измерения, %, не более:
для измерения
количества жидкости
±1,5 ±1,0 ±1,5
для измерения
количества газа
±1,5 ±4,0 ±1,5
для измерения
давления
±1,5 ±2,5 ±1,5
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
421
Продолжение таблицы 4.110
Климатические условия:
температура
окружающего
воздуха
От – 60 до +50
относительная
влажность при
температуре 20ºС, %,
не более
80
Характеристика рабочей среды:
кинематическая
вязкость при
температуре 20ºС,
м
3
/с
1/10
-6
до 120/10
-6
содержание воды в
жидкости (объемная
доля),%, не более
98
температура, ºС, в
пределах
от + 5 до +90
- содержание
механических
примесей, мг/л, не
более
100
Параметры питания электрических цепей:
род тока переменный
напряжение, В 380/220
допускаемое
отклонение
напряжения, %
от - 10 до + 10
частота переменного
тока, Гц
50±1
потребляемая
мощность, кВт, не
более
10
Габаритные размеры (в транспортном) положении, мм, не более:
длина 6600 6600 7600 7400 10600 9600
ширина 3250 3250 3250 3250 3250 3250
высота 3965 3965 3965 3890 3965 3965
Масса, кг, не более: 10000 10000 16000 15000 20000 20000
Схема пневмогидравлическая блока технологического АЗГУ
«Дебит» представлена на рисунке 4.80.
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
422
Рисунок 4.80 - Схема пневмогидравлическая блока технологического АЗГУ «Дебит»
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
428
возникающей под воздействием измеряемого давления, силой упругости,
чувствительного элемента прибора.
Рисунок 4. 84 – Конструкция манометра
Манометр (рисунок 4.84) имеет резьбовой штуцер 7 для
подключения, трубчатую пружину 5, соединенную со штуцером, стрелку
Справочник инженера по добыче нефти
А.Н. Лопухов 2008год
432
ГЛАВА 5
ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (ППД)
5.1 Возникновение систем заводнения пластов
С начала развития нефтяной промышленности до 40-х годов ХХ
века залежи нефти разрабатывались на режимах истощения, при которых
извлекали не более 25% нефти от начальных запасов. Редко встречался
естественный водонапорный режим. Отбор остаточных запасов
производился с помощью так называемых вторичных методов добычи
нефти – закачки воздуха и горячей газовоздушной смеси, вакуум-процесса
и др.
С конца 40-х годов начался качественно новый этап в развитии
технологии нефтедобычи – интенсивное внедрение заводнения как на
энергетически истощенных (вторичный метод добычи нефти), так и на
вводимых в разработку (первичный метод) месторождениях.
Внедрение методов заводнения имело достаточно длительную
историю, в течение которой происходила борьба двух противоположных
мнений. Из практики разработки нефтяных месторождений
Апшеронского полуострова хорошо известно, что появление воды в
скважине – явление нежелательное и всегда сопровождающееся
уменьшением дебитов нефти, осложнениями нормальной эксплуатации
скважин вследствие образования песчаной пробки, отложением в трубах
различных минеральных солей, необходимости подъема на поверхность
больших объемов воды и т. д. Поэтому у ряда специалистов было
отрицательное отношение к нагнетанию воды в нефтяные пласты.
В США также проявляли значительную осторожность при
внедрении методов заводнения для большинства нефтяных
месторождений, предпочитая использовать нагнетание воды лишь в
качестве вторичного метода разработки.
Особое значение приобрели исследования по научному
обоснованию методов поддержания пластового давления (ППД) в связи с
проектированием разработки Туймазинского нефтяного месторождения в
Башкирии (Волго-Уральская нефтегазоносная провинция). Успешное
осуществление в крупных промышленных масштабах законтурного
заводнения на этом месторождении способствовало внедрению метода
водного воздействия и в других нефтегазоносных районах страны.
Вследствие доступности воды, относительной простоты закачки и
высокой эффективности вытеснения нефти водой заводнение стало
высокопотенциальным и основным способом воздействия на пласты при
разработке нефтяных месторождений.
В настоящее время заводнение это наиболее интенсивный и
экономически эффективный способ воздействия, позволяющий