Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

463

 температуры подшипников насосов и электродвигателей;

 температуры воды гидропяты, контроль температуры масла в

маслобаках;

 температуры масла после маслоохладителей;

 температуры элементов электродвигателей, и визуальный

контроль давления воды в линии приемного коллектора;

 давление воды в линиях всасывания основных насосных

агрегатов;

 перепада давления на фильтрах основных насосных агрегатов;

 давление воды в линиях нагнетания основных насосных агрегатов

до задвижек с электроприводом;

 давление воды на выходе линий гребенки напорного коллектора;

 давление масла в конце линии подачи масла на охлаждение

подшипников электродвигателей в насосном блоке;

 давление масла в линии подачи масла на охлаждение

подшипников электродвигателей после маслонасосов;

 перепада давления на фильтрах очистки масла;

 положения задвижек на линиях нагнетания основных насосных

агрегатов;

 протечек воды через уплотнения насосов основных насосных

агрегатов;

 расхода воды основных насосных агрегатов;

 вибрации основных насосных агрегатов;

 уровня масла в маслобаке;

 осевого сдвига ротора насоса основных насосных агрегатов;

 наличие кожуха муфты;

 величины тока электродвигателей основных насосных агрегатов;

 загазованности помещения (по требованию заказчика);

 несанкционированного доступа в блок управления БКНС;

 визуальный контроль давления воды в линиях всасывания

насосов откачки воды;

 давления воды в линиях разгрузки гидропяты;

 давления воды в линиях нагнетания насосов откачки воды;

 автоматическое управление по температуре электрическими

обогревателями в помещениях блоков для поддержания нормальной

работы оборудования;

 автоматическое срабатывание электрических защит и аварийной

сигнализации.

В таблице 5.7 представлены технические характеристики БКНС

5130А-Н3.00.00.000 (все блоки L=12м.), БКНС 5130-Н-1.00.00.000

(технологические блок L=9м. электрические L=12м.)

В таблице 5.8 представлена характеристика перекачиваемой среды.

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

464

Технические характеристики БКНС

Таблица 5.7

Типовые проекты

БКНС 5130А-Н3, БКНС 5130-Н-1.

Марка насоса

ЦНС-

45

ЦНС-63 ЦНС-90

ЦНС-

180

ЦНС-

240

ЦНС-

630

Количество насосов N=1...8

Производительность

насоса, м

3

/час

45 63 90 180 240 630

Давление всасывания,

МПа, не более

3,1

Напор, м 1900

1400

1800

1900

1400

1900

1422

1900

1900 1700

Электродвигатель

насосного агрегата

СТДМ, АРМ

Номинальная

мощность, кВт

630

800

1000

1250

1600

1600 4000

Номинальное

напряжение, В

6000

Род тока переменный

Номинальная частота

вращения вала,

об/мин

3000

Характеристика перекачиваемой среды

Таблица 5.8

Наименование Параметр

1 2

Перекачиваемая среда

вода речная, подтоварная,

сеноманская

Температура воды на входе в насос, °С от +5 до +45

Плотность воды, кг/м

3

от 1000 до1180

Водородный показатель, Рн от 5,4 до 7,5

Максимальная концентрация твердых частиц, % 0,1

Максимальный размер твердых частиц, мм 0,1

Общая минерализация, мг/л 248000

Климатическое исполнение УХЛ-1

Категория помещения по взрывопожарной и

пожарной опасности согласно НПБ-105-95

Д

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

465

Продолжение таблицы 5.8

1 2

Степень огнестойкости здания по СНиП 21-01-97 IV

Расчетная температура воздуха, °С

-в блоке управления 18

-в остальных блоках 5

5.8 Центробежные насосы секционные типа ЦНС

Насосы типа ЦНС –

центробежные насосы секционные: Г

– для перекачивания воды с

температурой 45-105ºС (масла – 2-60

º

С), М – для перекачивания масла,

УН – для перекачивания утечек

нефти, после цифр указывается

климатическое исполнение и

категория размещения насоса при

эксплуатации по ГОСТ 15150-69.

Допустимая массовая доля

механических примесей до 0,1% и

размером твердых частиц не более

0,1мм. Давление на входе в насос

при перекачивании воды должно

быть не менее: - 0,1МПа и 0,07-

0,015МПа при перекачивании масла.

Рисунок 5.16 – Общий вид

центробежного секционного насоса

ЦНС

Максимально допустимое давление на входе всех типов – не более

0,3МПа.

Агрегаты ЦНС 300–120…540 и ЦНС 105-98…441 предназначены

для перекачивания обводненной газонасыщенной и товарной нефти с

температурой 0-45

º

С плотностью 700-1050кг/м

3

, содержанием парафина

не более 20%, механических примесей размером твердых частиц до 0,2мм

и объемной концентрацией 0,2%, обводненностью не более 90%.

Давление на входе в насос составляет 0,05-0,6МПа.

На рисунке 5.17 представлен ЦНС -180.

1 – крышка глухая; 2 – подшипник; 3 – кронштейн задний; 4 – крышка

подшипника; 5 – сальник; 6 –гайка роторная; 8 – кольцо разгрузки; 9 –

втулка разгрузки; 10 – втулка дистанционная; 11 – крышка нагнетания; 12

– аппарат направляющий; 13,16 – колесо рабочее; 14,15 – колесо

уплотняющее; 17 – корпус направляющего аппарата; 18 – аппарат

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

466

направляющий; 19 – кольцо; 21 – крышка всасывания; 22 – кран пробки

спускной; 23,40, 44 – гайка; 24 – болт стяжной; 25- втулка гидрозатвора;

26 – рубашка вала; 28 – крышка подшипника; 29 – крышка; 30 – втулка;

31 – муфта; 32,33 – полукрышка сальника; 34 – трубка разгрузки; 35 –

кронштейн передний; 36 – вал; 37 – диск разгрузки; 38 – ниппель;39 –

манжета; 41 – устройство контроля смещения ротора; 42 – кольцо

направляющего аппарата; 43 – болт специальный.

В-В

Б-Б

А-А

1

41

40

2 3 4 5 6

8 9 10

12

13141516 17

18

21

2223

24

2526 28

29

3031

44

43

35

36

37

8

3839

42

32

33

34

19

11

А

В

Б Б

Рисунок 5.17 – Насос ЦНСАн 105-98….490

В таблице 5.9, 5.10 приведены технические характеристики

центробежных секционных насосов производительностью 38 и 60м

3

/час.

В таблице 5.11, 5.12 приведены технические характеристики

центробежных секционных насосов производительностью 105, 180 и 300

м

3

/час.

Технические характеристики ЦНС производительностью 30 и

60 м

3

/час

Таблица 5.9

Тип, марка

оборудования

Подача,

м

3

/час

Напор, м

Частота

вращения,

с

-1

Частота

вращения,

об/мин

ЦНС 38×110 38 110 49,17 2950

ЦНС 38×154 38 154 49,17 2950

ЦНС 38×220 38 220 49,17 2950

ЦНС 60×165 60 165 49,17 2950

ЦНС 60×198 60 198 49,17 2950

ЦНС 60×264 60 264 49,17 2950

ЦНС 60×297 60 297 49,17 2950

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

467

Технические характеристики ЦНС производительностью 30 и

60м

3

/час

Таблица 5.10

Тип, марка

оборудования

Тип

двигател

я

Мощно

сть,

кВт

Габаритные

размеры

агрегата, мм

Масса

агрегата

, кг

Кавитац

ионный

запас, м

ЦНС 38×110 А02822У3 3,6

ЦНС 38×154 А02822У3 298 3,6

ЦНС 38×220 А02822У3 34 1407×430×420 368 4,5

ЦНС 60×165 А02822У3 40 1110×500×500 298 4,5

ЦНС 60×198 А02822У3 46,2 1110×500×500 327 4,5

ЦНС 60×264 А02822У3 61,6 1350×500×500 384 4,5

ЦНС 60×297 А02822У3 69,3 1430×500×500 412 4,5

Технические характеристики ЦНС производительностью 105,

180 и 300м

3

/час

Таблица 5.11

Тип, марка

оборудования

Подача,

м

3

/час

Напор, м

Частота

вращения,

с

-1

Частота

вращения,

об/мин

ЦНС 105×294 105 294 49,17 2950

ЦНС 180×170 180 170 24,6 14,75

ЦНС 180×340 180 340 24,6 1475

ЦНС 300×120 300 120 24,6 1475

ЦНС 300×300 300 300 24,6 1475

ЦНС 300×360 300 360 24,6 1475

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

468

Технические характеристики ЦНС производительностью 105,

180 и 300м

3

/час

Таблица 5.12

Тип, марка

оборудован

ия

Тип

двигателя

Мощность,

кВт

Габаритны

е размеры

агрегата,

мм

Масса

агрегата, кг

Кавитацио

нный

запас, м

ЦНС

105×294

ВАО2-

450S2

124

2868×1218

×1195

2567 5,5

ЦНС

180×170

ВА02-280-

М-4

119

2620×950×

920

2195 3,5

ЦНС

180×340

ВАО2-

315L-5

118

3155×1020

×935

3259 4

ЦНС

300×120

ВАО2-

450S-4

148

3000×1190

×1260

3250 4

ЦНС

300×300

ВАО2-

450LВ-4

4630 4

ЦНС

300×360

ВАО2-

560S-4

4

5.9 Установки предварительного сброса пластовых вод

Увеличение обводненности продукции месторождений нефти

приводят к увеличению энергозатрат, на транспорт продукции скважин к

установкам подготовки нефти, транспорт подготовленной воды назад к

нагнетательным скважинам, а также к коррозии оборудования и

трубопроводов.

В связи с этим были разработаны установки предварительного

сброса воды (УПСВ), расположенные в непосредственной близости от

добывающих и нагнетательных скважин. Схем УПСВ разработано

достаточно много, они вписываются в систему добычи нефти с одной

стороны и в систему ППД - с другой.

На рисунке 5.18 представлена одна из схем, которая реализована на

ряде объектов месторождения Поволжья. По схеме продукция

непосредственно через групповые замерные установки нефтяных скважин

поступает на УПСВ двумя потоками. Первый представлен трехфазной

(нефть, вода, газ) средой, подаваемой непосредственно с групповых

замерных установок (ГЗУ) на трехфазный делитель фаз (ТДФ)-основной

элемент УПСВ, в котором осуществляются сепарация газа и

предварительный сброс воды. Ввод деэмульгатора осуществляется по

возможности в начальных точках технологической цепочки, т.е. либо в

трубопроводе ГЗУ УПСВ, либо на самой групповой замерной установки

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

469

или в скважине. При вводе реагента в непосредственной близости от

трехфазного делителя фаз дозатор снабжается дополнительным

устройством для его диспергирования в потоке.

Рисунок 5.18 - Установка предварительного сброса воды УПСВ

1 – добывающая скважина; 2 – дозатор; 3 – аппарат-разделитель; 4 –

влагоотделитель; 5 – накопитель нефти; 6 – нефтяной насос; 7 – сбросный

резервуар; 8 – накопитель воды; 9 – водяной насос.

ГЗУ – групповая замерная установку; ДНС – дожимная насосная станция; ТДФ –

трехфазный делитель; УППН – установка подготовки и перекачки нефти; ППД –

поддержание пластового давления.

Процессу равномерного распределения реагента и его эффективной

«работе» в этом случае способствует и наличие газовой фазы в потоке.

Второй поток формируется из продукции скважин, который

находится на значительном удалении от УПСВ. В этом случае на УПСВ

подается двухфазный (нефть-вода) поток через дожимную насосную

станцию (ДНС). оба потока смешиваются перед подачей в аппарат-

разделитель, который является вторым основным элементом УПСВ.

Попутный газ, отделенный в трубном делителе фаз направляется во

влагоотделитель и далее в газовый коллектор к потребителю. Нефть с

остаточным содержанием воды до 10% из аппарата-разделителя поступает

в емкость-накопитель, а затем нефтяным насосом откачивается на

установку подготовки нефти.

Отделенная (сброшенная) в трубном делителе фаз и аппарате-

отстойнике вода поступает в буферную емкость, из которой водяным

насосом откачивается на дожимную насосную станцию системы ППД. К

этому же потоку воды при необходимости присоединяется подошвенная

вода из нефтяной ёмкости – накопителя.

Для аварийных ситуаций в состав УПСВ включается

дополнительный резервуар для воды и нефти вместимостью 1000 – 2000

м

3

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

470

Очистка сточных пластовых вод на установках подготовки

нефти

Большинство современных систем очистки сточных пластовых вод

(СПВ), которые функционально и территориально совмещаются с

установкой подготовки промысловой продукции, классифицируются

следующим образом:

Схема 1. Подготовка СПВ на основе использования вертикальных

стальных резервуаров-отстойников (РВО).

Схема 2. Подготовка СПВ отстаиванием в РВО и фильтрованием в

напорных фильтрах.

Схема 3. Подготовка СПВ в напорных отстойниках (НО).

Схема 4. Подготовка СПВ отстаиванием в НО и фильтрованием в

напорных фильтрах.

Схема 5. Открытая очистка СПВ.

Схема 6. Подготовка СПВ отстаиванием в нефтеловушках и прудах

с последующим напорным фильтрованием.

На рисунке 5.19 представлена одна из схем подготовки воды.

Сутью данных технологий в большинстве своем является, отстой и

фильтрация жидкости, при различном давлении и температуре.

Количество резервуаров и емкостей а также их объем может

зависеть только от количества подготавливаемой воды и её

характеристик.

Рисунок 5.19 - Схема подготовки СПВ при помощи вертикальных

отстойников:

1-СПВ от УКПН и товарного парка; 2-промежуточная емкость; 3,6-насосы; 4-

резервуары отстойники; 5-премная камера очищенной воды; 7-очищенная СПВ на

КНС; 8-СПВ от технологических резервуаров

Кроме указанных технологий очистки СПВ, на установках

подготовки нефти, воды и газа применяются различные специальные

технологии, среди которых необходимо выделить две:

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

471

Технология 1, предназначенная для подготовки смешанных

пластовых вод, поступающих из различных продуктивных горизонтов,

например девонского и угленосного:

Технология 2 , предназначенная для подготовки и очистки

промысловой продукции с высоким содержанием механических примесей

и высокоплотных компонентов типа сульфида железа.

Очистка сточных пластовых вод на нагнетательных скважинах

Очистка СПВ непосредственно на нагнетательных скважинах

осуществляется чаще всего с целью восстановления их приемистости. На

режиме самоизлива из полости нагнетательной скважины и из

загрязненной призабойной зоны пласта выносятся СПВ. Механические

примеси и углеводородные компоненты отделяются обычно с

использованием трех схем.

По первой схеме загрязненная вода отбирается непосредственно из

нагнетательной скважины, очищается на передвижной установке и снова

закачивается в пласт. Состав передвижной водоочистной установки

входят буферная емкость, фильтры и высоконапорный насос с дизельным

приводом. Производительность установки - 30 – 40м

3

/ч

По второй схеме у каждой нагнетательной скважины сооружаются

резервуары-накопители или накопители СПВ суммарным объемом около

250м

3

с водонепроницаемыми днищем и стенками. Промывная вода из

накопителей вывозится автоцистернами на базовые установки подготовки

СПВ и УПНиВ.

По третье схеме загрязненные СПВ по давлением самоизлива

подаются на очистные сооружения на УПНиВ. При этом на участках от

водораспределительного пункта (ВРП) до КНС и от КНС до УПНиВ

сооружаются специальные водоводы либо используются вторые нитки

рабочих водоводов. На КНС и ВРП устанавливаются переключающие

устройства. Исследования ТатНИПИнефти и Гипровостокнефти показали,

что впервые 20–50мин. самоизлива, т.е. в период опорожнения полости

скважины, в СПВ содержится фоновое количество примесей. Далее

степень загрязнения резко возрастает до 10г/л, а затем постепенно

снижается. Продолжительность отбора загрязненных СПВ лимитируется

дебитом самоизлива, от которого зависит скорость выноса механических

примесей

Справочник инженера по добыче нефти

А.Н. Лопухов 2008год

472

5.10 Требования к системе ППД

Современные нормы и требования к системам ППД

сформулированы и отражены в «Правилах разработки нефтяных и

газонефтяных месторождений» и заключаются в нижеследующем.

Требование к системам поддержания пластового давления

заводнением

1. Проектирование сооружений системы ППД должно

предусматривать рациональное размещение и централизацию

технологических объектов и водоводов на площади месторождения с

учетом рельефа местности и климатических условий, использование

новой техники и блочно-комплектных конструкций заводского

изготовления, автоматизацию основных технологических процессов,

максимальное сокращение капитальных и эксплуатационных затрат,

надежный учет закачиваемой в продуктивные пласты воды по каждой

скважине, обеспечение необходимых свойств воды и контроль ее

качества.

2. Система ППД должна обеспечивать:

 объемы закачки воды в продуктивные пласты и давления ее

нагнетания по скважинам участка, объектам разработки и месторождения

в целом в соответствии с технологическими схемами и проектами

разработки;

 подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-

химическим свойствам, содержанию мехпримесей, кислорода,

микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям технологических схем

и проектов разработки;

 возможность систематических замеров приемистости скважин,

учета закачки воды как по каждой скважине, их группам, по пластам и

объектам разработки, так и по месторождению в целом, контроль ее

качества;

 герметичность и надежность эксплуатации, применение

замкнутого цикла водоподготовки и заводнения с использованием

сточных вод;

 возможность изменения режимов закачки воды в скважины,

проведения ГРП и ОПЗ с целью повышения приемистости пластов, охвата

их заводнением, регулирования процесса вытеснения нефти к забоям

эксплуатационных скважин.

Лопухов А.Н. Справочник инженера по добычи нефти Том 1

Подождите немного. Документ загружается.