что такое система поддержания пластового давления ппд
Поддержание пластового давления. Выбор системы ППД. Обоснование объемов закачки рабочего агента.
В процессе разработки нефтяного месторождения из-за отбора жидкости из пласта в залежи начинает снижаться пластовое давление и, соответственно, снижаются дебиты нефти в скважинах.
С целью поддержания пластового давления и увеличения текущих дебитов нефти и конечного нефтеизвлечения нефтяные залежи разрабатываются с применением различных методов воздействия. Среди методов воздействия на нефтяные залежи наиболее часто применяется метод поддержания пластового давления (ППД) закачкой в пласт воды.
Из множества методов воздействия на продуктивные пласты следует отметить следующие:
I. Поддержание пластового давления закачкой в пласт воды, которое подразделяется на:
1. Законтурное заводнение;
2. Приконтурное заводнение;
3. Внутриконтурное заводнение;
4. Циклическое заводнение;
5. Внутриконтурное заводнение подразделяется на:
— разрезание залежи рядами нагнетательных скважин;
II. Поддержание пластового давления закачкой газа в пласт:
— закачка сухого газа;
— попеременная закачка воды и газа.
III. Закачка воды, загущенной полимерами и биополимерами:
IV. Закачка в пласт оторочек оксидата (продукт окисления жидких легких углеводородов кислородом воздуха).
V. Закачка углекислоты, поверхностно-активных веществ (ПАВ), растворителей и т.д.
VI. Тепловые методы воздействия:
— паротепловое воздействие (ПТВ);
— воздействие горячей водой (ВГВ);
— импульсно-дозированное тепловое воздействие (ИДТВ);
— импульсно-дозированное тепловое воздействие с паузой (ИДТВ(П));
— термоциклическое воздействие на пласт (ТЦВП);
— тепловая обработка призабойной зоны пласта.
VII. Внутрипластовое горение.
Технология поддержания пластового давления закачкой воды в пласт.Наиболее широко распространенным методом воздействия на продуктивный пласт с целью поддержания пластового давления и увеличения конечного нефтеизвлечения является метод закачки воды в пласт.
Закачка воды осуществляется через специальные нагнетательные скважины. Расположение и сетка нагнетательных скважин определяются в технологической схеме разработки месторождения.
Закачку воды в продуктивный пласт целесообразно начинать с самого начала разработки нефтяного месторождения. В этом случае имеется возможность не допустить снижение пластового давления из-за отбора жидкости из продуктивного пласта, поддерживать его на первоначальном уровне, сохранять высокие дебиты нефти по скважинам, интенсифицировать разработку месторождения и обеспечить получение высоких коэффициентов нефтеизвлечения. Как отмечалось, заводнение подразделяется на законтурное, приконтурное и внутриконтурное.
В среднем, ориентировочно, принято считать, что непроизводительные потери воды при внутриконтурном заводнении составляют 15-20% от общего закачиваемого объема воды. Отсюда следует, что для эффективного внутриконтурного заводнения необходимо на извлечение из пласта 1 тонны нефти с газом закачивать от 1,6 до 1,8 м 3 воды. Если требуется повысить пластовое давление, то объем закачиваемой воды должен быть еще выше.
По мере разработки залежи пластовое давление снижается (если только режим работы залежи не остается естественный упруговодонапорный). В этом случае для поддержания пластового давления применяют искусственные методы, чтобы сохранить этот режим. Целями воздействия на залежь нефти является поддержание пластового давления и увеличение конечной нефтеотдачи, что обуславливается приближением зоны повышенного Рпл, созданного за счет закачки воды в водонагнетательные скважины, к добывающим. Доминирующим методом является ППД закачкой в пласт воды.
Для принятия решения о проведении ППД на конкретной залежи необходимо проработать следующие вопросы:
· определить местоположение водонагнетательных скважин;
· определить суммарный объем нагнетаемой воды;
· рассчитать число водонагнетательных скважин;
· установить основные требования к нагнетаемой воде.
Местоположение водонагнетательных скважин определяется особенностями геологического строения залежи. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наибольшая эффективная связь между зонами нагнетатния воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.
В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин различают:
Законтурное – для залежей нефти с небольшими запасами, водонагнетательные скважины расположены в законтурной водоносной части пласта. Применение законтурной системы заводения возможно при перемещении ВНК при достижимых перепадах Рпл.
Внутриконтурное – применяется при разработке залежи с очень большими площадями. Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путем внутриконтурного заводнения позволяет ввести всю нефтеносную площадь в эффективную систему разработки одновременно. Для этого площадь разрезают рядами нагнетательных скважин. При закачке в них воды образуются зоны повышенного давления, которые препятствуют перетокам нефти из одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной свкажины, увеличиваются в размерах, затем сливаются и образуют единый фронт воды. С целью ускорения образования единого фронта по линии ряда нагнетательных скважин освоение под нагнетатение осуществляется через одну. В промежутках проектные нагнетательные скважины работают в отработке на нефть, осуществляя в них форсированный отбор нефти и по мере обводненности переводятся под закачку.
Есть несколько его разновидностей внутриконтурного заводнения.
Блоковая система применяется на месторождениях вытянутой формы с расположением нагнетательных скважин в поперечном направлении. Отличие блоковой системы от внутриконтурной в том, что блоковая система предполагает отказ от законтурного заводнения. Преимущество – отказ от расположения нагнетательных скважин в законтурной зоне (исключается риск бурения); более полное использованиеестественных сил гидродинамической области законтурной части пласта; существенное сокращение площади, подлежащей обустройству объектами ППД; упрощается система обслуживания ППД.
Площадное заводнение применяется пластов с низкой проницаемостью. нагнетательные и добывающие скважины чередуются в строгой закономерности. Бывают пяти,семи и девяти точечная система. В этих системах каждая нагнетательная и окружающие ее добывающие скважины образуют элемент системы.
Барьерное заводнение применяют для газонефтяных залежей с дольшими запасами газа в газовой шапке. Нагнетательные скважины распологают в зоне ГНК, а закачку воды и отбор нефти и газа регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение газа и нефти водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть пласта и наоборот.
Приконтурное. В этом случае нагнетательные скважины расположены на контуре нефтеносности. По мере выработки пласта добывающие скважины переводят в нагнетательные и сужают контур нефтеносности. Применяют при ухудшенной гидродинамической связи пласта с внешней областью и при сравнительно малых размерах залежи.
Подготовка воды. Вода, используемая для ППД должна обладать химической совместимостью с пластовой. Качество воды оценивается по:
1) количество мех.примесей,нефтепродуктов, железа и его соединений, дающие при окислении кислородом нерастворимые осадки, закупоривающие поры, сероводорода, солей. Если размер пор более 0,1мкм2,то размер частиц мех. примесей должен быть менее 5мкм,а если поры менее 0,1мкм2,то менее 1мкм.Если коррозионная активность воды более
0,1мм в год, то необходима дополнительная защита труб и добавление ингибитора коррозии.
Отстой воды осуществляется в РВС (резервуарах вертикальных стальных).Затем через фильтра насосами внутренней перекачки подается на прием насосов системы ППД.
Документы
ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ
7.1. Методы воздействия на нефтяные пласты
С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи проводят нагнетание рабочего агента в пласт для создания напорного режима, который имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с режимами истощения.
В большинстве случаев (для месторождений РФ более 80 %) используется система поддержания пластового давления (ПДД) путем закачки воды.
Закачка газа, хотя и менее эффективна ввиду уменьшения коэффициентов охвата и нефтеотдачи, находит свое применение. Этому способствуют значительная газовая шапка, отсутствие напора контурных вод, наличие в коллекторе большого содержания набухающих глин.
В общем случае имеются следующие методы воздействия на нефтяные пласты: законтурное и внутриконтурное заводнения, нагнетание газа в повышенную часть залежи, вторичные методы добычи нефти, новые методы вытеснения нефти из залежи (повышение нефтеотдачи)
Рис. 7.1. Схема заводнения месторождения:
тательные скважины располагают в водонефтяной части пласта внутри внешнего контура нефтеносности. Это заводнение применяется вместо законтурного при плохой гидродинамической связи нефтеносной и водонасыщенной частей пласта. Возможно использование одновременно законтурного и прикон-турного заводнения при большой площади водоплавающей части залежи.
В указанных системах ППД заводнение действует на 2-3 ближайших ряда эксплуатационных скважин.
Для интенсификации добычи и увеличения охвата залежи воздействием применяется внутриконтурное заводнение (рис.
7.1, •), основой которого является разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на несколько отдельных площадей. Крупные месторождения разрабатываются при комбинации законтурного и внутриконтурного заводнения. Вариантами по расположению скважин являются очаговое, внутриконтурное кольцевое (рис. 7.1, в), осевое (рис. 7.1, „) заводнения.
Давление нагнетания зависит от приемистости нагнетательных скважин и в основном поддерживается таким образом, чтобы пластовое давление на забое эксплуатационных скважин оставалось на уровне начального.
Разница в вязкостях нагнетаемого рабочего агента и нефти в пластовых условиях может быть весьма значительна. При этом возможны прорывы газа через нефтенасыщенные части залежи к эксплуатационным скважинам даже малой газонасыщенности породы. При большой мощности залежи наблюдается преимущественное движение газа по верхним частям залежи, а с учетом неоднородности строения залежи это ведет к прорывам газа и к обходному его движению без вытеснения нефти. При этом удельные расходы рабочего агента могут быть больше, чем при заводнении.
Для существующей сетки скважин вся площадь условно разбивается на ряд полей инжекции с учетом предполагаемого количества инжекционных скважин по соотношению между количествами инжекционных и эксплуатационных скважин. Это соотношение принимается в зависимости от расстояния между скважинами, проницаемости и степени однородности строения залежи. При большей проницаемости и более однородном строении принимается большее количество эксплуатационных скважин на одну инжекционную и наоборот.
В центре каждого намеченного поля инжекции инжекцион-ные скважины следует располагать равномерно по площади. Выбор этих скважин следует рассматривать как ряд действующих скважин в пределах каждого поля инжекции. К этим скважинам предъявляются требования:
вскрытие скважиной только данного эксплуатационного объекта при надежной изоляции всех вышезалегающих пористых коллекторов;
герметичность крепления скважины (колонна, цементное кольцо);
отсутствие чрезмерной засоренности призабойной зоны скважины.
Из рассматриваемых скважин следует выбрать менее продуктивные. Малая продуктивность скважин возникает из-за малой проницаемости вскрытой части залежи, поэтому вытеснение остаточной нефти отсюда в соседние, более дренированные части залежи может протекать с большей эффективностью, чем в обратном направлении. При невозможности выбрать инжекционные скважины среди старых эксплуатационных следует бурить новые скважины специально в качестве инжекционных.
Нагнетание газа лучше производить через колонну НКТ малого диаметра (60-89 мм) с пакером близ кровли эксплуатационного объекта. Это уменьшает вероятность утечек рабочего агента и дает лучшую сохранность обсадных труб, особенно в старых скважинах.
Старые эксплуатационные скважины в процессе их подготовки должны быть тщательно промыты и очищены от возможной песчано-глинистой пробки, грязи, парафинистых осадков и пр. С этой же целью рекомендуется до максимума увеличить количество отверстий в забойном фильтре или торпедировать призабойную зону.
Нагнетание в залежь естественного газа компенсирует потери газовой энергии за предшествующий период эксплуатации залежи.
Целесообразно осуществление сбора всего добытого газа на поверхности, его отбензинивания и нагнетания в залежь сухого газа, который бы там вновь обогащался продуктами испарения пластовой нефти. Применение естественного газа в качестве рабочего агента часто вызывает трудности, связанные обычно с его недостаточным количеством на промыслах. В ряде случаев естественный газ можно заменить воздухом, который из-за низкой растворимости в нефти оказывает более эффективное выталкивающее действие на нее, чем сухой газ. Однако использование воздуха может привести к отрицательным последствиям:
1. Длительное соприкосновение нефти с воздухом вызывает окисление нефти, возрастание ее удельного веса и вязкости, а также приводит к образованию смол в пласте, которые закупоривают отдельные поровые каналы залежи.
2. Смешение воздуха с пластовым газом ведет к уменьшению его калорийности и ухудшению условий переработки газа.
3. Если из-за трудностей переработки газа (при сильном загрязнении его воздухом) газовую продукцию скважин выпускать в атмосферу, то вместе с воздухом будут теряться ценнейшие бензиновые фракции.
5. Взаимодействие воздуха с пластовой водой приводит к выпадению некоторых солей (особенно железистых) в виде осадка в пласте.
6. Воздействие кислорода нагнетаемого воздуха на металлические части оборудования (особенно при наличии соленой воды и сероводорода) вызывает усиленную коррозию оборудования, а также приводит к преждевременному выводу его из строя и скоплению продуктов коррозии на забое.
7. Наличие воздуха в продукции эксплуатационных скважин способствует образованию более стойких эмульсий.
Указанные нежелательные последствия применения воздуха в качестве рабочего агента не всегда проявляют себя. В общем случае использование воздуха следует ограничивать только случаями, когда возможности применения другого рабочего агента, в частности естественного газа, совершенно исключены.
Поглотительная способность инжекционных скважин и давление нагнетания зависят от многих факторов и, прежде всего, от проницаемости призабойной зоны скважин. Однако в отличие от метода заводнения зависимость между этими параметрами для метода нагнетания газа пока не определена. Поэтому в каждом отдельном случае необходимы промысловые испытания в инжекционных скважинах с помощью передвижных компрессоров.
Со временем, по мере дренирования залежи, расход рабочего агента на скважину обычно возрастает. Источник непроизводительной траты энергии можно обнаружить, если увеличение расхода рабочего агента наблюдается только в отдельных направлениях или плоскостях отдельных прослоев залежи. В этих случаях рабочий агент по трещинам и наиболее дренированным и сильно проницаемым прослойкам проходит к эксплуатационным скважинам без совершения полезной работы.
Часто прорыв газа обнаруживается в начальной пусковой стадии процесса, что вызывает резкое увеличение газового фактора, изменение состава газа и иногда рост давления в затрубном пространстве скважин. Если эти признаки проигнорировать, то прорыв газа быстро усиливается, и остановить его весьма затруднительно.
Поэтому в начале процесса необходимо тщательное наблюдение за работой всех инжекционных и эксплуатационных скважин. При первых же признаках проскальзывания газа следует принять надлежащие меры, к которым относятся:
регулировка отбора (и давления) в эксплуатационных скважинах, в направлении которых наметился прорыв, вплоть до временного закрытия этих скважин;
изоляция наиболее проницаемых зон в разрезе вскрытой в инжекционной скважине толщины залежи;
нагнетание вместе с газом жидкости (воды) с целью уменьшения эффективной проницаемости для газа наиболее проводящих зон за счет повышения их водонасыщенности;
сокращение объема нагнетаемого рабочего агента, вплоть до перевода инжекционных скважин в эксплуатационные и наоборот.
При большой толщине залежи (при различной проницаемости отдельных ее зон) во избежание преимущественного движения газа вдоль кровли рекомендуется расчленять разрез на отдельные зоны наибольшей мощности (от 5-6 до 12-15 м) для раздельного нагнетания газа в эти зоны.
Эффективность перечисленных мероприятий зависит от степени изученности эксплуатационного объекта и тщательности наблюдения за протеканием процесса. Кроме того, точность замеров, их регулярность и постоянный анализ документации способствуют своевременному устранению возникающих в процессе работ прорывов газа и правильной оценке эффективности процесса.
7.2. Способы и методы заводнения
Внутриконтурное заводнение проводят рядными или площадными системами. При рядных системах заводнения между двумя рядами нагнетательных скважин находятся 1-3-5 рядов эксплуатационных скважин. Для площадных систем используются квадратные и треугольные сетки разбуривания скважин.
На рис. 7.2 приведены элементы площадных систем заводнения при квадратной и треугольной сетках разбуривания. Площадные системы заводнения в условиях разработки неоднородных коллекторов обычно обеспечивают больший коэффициент нефтеотдачи, чем рядные системы.
Рис. 7.2. Элементы площадных систем заводнения при квадратной и треугольной
между эксплуатационной и нагнетательной скважинами
Для равномерного и повсеместного воздействия на залежь нагнетательные скважины размещают между эксплуатационными. Схемы расположения этих скважин могут быть различными, но преобладает квадратная сетка размещения скважин. При этом одна нагнетательная скважина приходится на четыре эксплуатационные.
Для исключения прорыва воды или газа к отдельным скважинам ограничивают закачку воды в нужном месте, уменьшают отбор нефти из сильно обводняющихся скважин, проводят тампонирование отдельных интервалов пласта.
При большой обводненности залежи на конечном этапе эксплуатации скважин применяется форсированный отбор жидкости, при котором большие массы жидкости вымывают нефть из застойных зон. Форсированный отбор жидкости обеспечивается глубинными насосами большого диаметра, э ле-ктропогружными насосами и газлифтом.
На различных стадиях разработки может быть использовано заводнение с применением физико-химических средств повышения нефтеотдачи, т.е. с добавлением ПАВ, щелочи, мицеллярных растворов и т.д.
7.3. Оборудование для закачки воды и газа
Рост добычи нефти обеспечивается не только вводом в разработку новых месторождений, но и постоянным улучшением состояния эксплуатации разрабатываемых месторождений. Повышение нефтеотдачи пластов в основном ведется методом поддержания пластового давления закачкой воды. Для заводнения широко используются сточные и пластовые воды. Это позволяет решить проблему защиты водных ресурсов и окружающей среды.
В систему подготовки и закачки воды в нефтяные пласты входят водозаборные сооружения с насосной станцией первого подъема, водоочистные установки, насосные второго и третьего подъемов, насосные станции по закачке и нагнетательные скважины. В качестве насосных станций для закачки воды в нефтяные пласты для поддержания пластового давления применяют блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосных агрегатов ЦНС-180 и ЦНС-500. Поверхностные, сточные и пластовые воды нагнетают установками погружных центробежных электронасосов типа УЭЦН. Для оборудования устья нагнетательных скважин используют арматуры АИК1-65х210 и АНК-65х350 (рис. 7.3).
Конструкция насоса ЦНС-180 разработана на одной корпусной базе четырех модификаций с давлением нагнетания от
10,5 до 19,0 МПа (табл. 7.1).
Корпус насоса состоит из набора секций, входной и напорной крышек и концевых уплотнений.
Во избежание перетока воды по валу стыки рабочих колес
Рис. 7.3. Арматура нагнетательная:
иритираются до илотного металлического контакта. Уилотне-ния рабочих колес щелевого тииа.
Для смазки и охлаждения иодшииников насосов и электродвигателей мощностью более 1000 кВт, а также зубчатой муфты каждый насосный агрегат комилектуется маслосистемой, в
Поддержание пластового давления (ППД) на нефтяных залежах
Схема системы ППД для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента.
1.1. Принципиальная схема системы ППД
Система ППД представляет собой комплекс технологического оборудования необходимый для подготовки, транспортировки, закачки рабочего агента в пласт нефтяного месторождения с целью поддержания пластового давления и достижения максимальных показателей отбора нефти из пласта.
Система ППД должна обеспечивать:
— необходимые объемы закачки воды в пласт и давления ее нагнетания по скважинам, объектам разработки и месторождению в целом в соответствии с проектными документами;
— подготовку закачиваемой воды до кондиций (по составу, физико-химическим свойствам, содержанию мех. примесей, кислорода, микроорганизмов), удовлетворяющих требованиям проектных документов;
— проведение контроля качества вод системы ППД, замеров приемистости скважин, учета закачки воды как по каждой скважине, так и по группам, пластам и объектам разработки и месторождению в целом;
— герметичность и надежность эксплуатации системы промысловых водоводов, применение замкнутого цикла водоподготовки и заводнения пластов с использованием сточных вод;
— возможность изменения режимов закачки воды в скважины, проведения ОПЗ нагнетательных скважин с целью повышения приемистости пластов, охвата пластов воздействием заводнения, регулирование процесса вытеснения нефти к забоям добывающих скважин.
Система ППД включает в себя следующие технологические узлы (см. рис.10.1)
— систему нагнетательных скважин;
— систему трубопроводов и распределительных блоков (ВРБ);
— станции по закачке агента (БКНС), а также оборудование для подготовки агента для закачки в пласт.
Рис.1.1.1. Принципиальная схема системы ППД
1.2. Система трубопроводов ППД
К трубопроводам системы поддержания пластового давления относятся:
— нагнетательные линии (трубопровод от ВРБ до устья скважины);
— водоводы низкого давления (давление до 2 МПа);
— водоводы высокого давления (в водоводах высокого давления нагнетание воды осуществляется насосными агрегатами);
— внутриплощадочные водоводы (водоводы площадочных объектов).
Транспортируемой продукцией трубопроводов является агрессивная смесь вод, содержащая: механические примеси, серу, кальцит и другие вредные вещества.
Технологии сбора и транспорта продукции
Подача воды на блочные кустовые насосные станции (БКНС) осуществляется из нескольких источников:
— по водоводам низкого давления подается пластовая вода (УПСВ и ЦППН (ЦПС));
— по водоводам низкого давления подается вода из водозаборных скважин;
— из открытых водоемов по водоводам низкого давления подается пресная вода.
Рис.1.2.1. Кольцевая (а) и лучевая (б) водораспределительные системы 1 водоочистная станция; 2 магистральный водовод; 3 водовод высокого давления; 4 нагнетательная линия; 5 колодец; 6 нагнетательные скважины; 7 подводящие водоводы; 8 подземные резервуары чистой воды; 9 кустовая насосная станция; 10 перемычка
Из БКНС рабочий агент (вода) через водораспределительные блоки (ВРБ) по водоводам высокого давления и нагнетательным линиям скважин подается для закачки в пласт с целью поддержания пластового давления.
Основные технологические параметры
Конструкция промысловых трубопроводов (диаметр, толщина стенки), способ их прокладки, материал для их изготовления определяются проектной организацией и обеспечивают:
— безопасную и надежную эксплуатацию;
— промысловый сбор и транспорт вод системы ППД в нагнетательные скважины;
— производство монтажных и ремонтных работ;
— возможность надзора за техническим состоянием водоводов;
— защиту от коррозии, молний и статического электричества;
— предотвращение образования гидратных и других пробок.
Рабочее давление в трубопроводах системы ППД
Размеры и масса нефтепроводных труб (по ГОСТ 3101 46) приведены в табл. 1.3.1. Нефтепроводные трубы испытываются на гидравлическое давление не более 40 МПа, рассчитываемое по формуле
где Р гидравлическое давление в МПа; δ минимальная толщина стенки в мм.; ơ допускаемое напряжение, принимаемое равным 35% предела прочности, в кг/мм 2 ; d внутренний диаметр трубы, в мм.
Графитовые смазки для резьбовых соединений труб
Для смазывания резьбовых соединений труб применяют графитовые смазки следующих составов:
1) 5 массовых частей машинного масла, 1 массовая часть графитового порошка (смесь тщательно размешивается до мазеобразного состояния);
2) 50…60 % графитового порошка, 5% технического жира, 1,5 % каустической соды крепостью 32 градусов Ве, 33,5 43,5 % машинного масла (все составляющие части берутся в процентах к общей массе);
3) 24% солидола, 36% графита, 8% известкового молока, 2% канифоли (все составные части берутся в процентах к общей массе).
Размеры и масса нефтепроводных труб
1.4. Насосные станции и установки для закачки воды
Для закачки воды используются насосные станции и установки, базирующиеся, в основном, на центробежных поршневых насосных агрегатах (рис. 1.4.1).
Описание конструкции и принцип действия БКНС
Насосный блок включает в себя в качестве основных элементов центробежные многоступенчатые секционные насосы типа ЦНС-180 или ЦНС-500, основные показатели которых, в зависимости от числа ступеней, приведены в табл.1.4.1. Насосный блок включает электропривод насоса (синхронного типа серии СТД со статическим возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), масляную установку для насосного агрегата, осевой вентилятор с электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного останова, стенд приборов, запорно-регулирующую арматуру насосного агрегата, технологические трубопроводы.
Блок напорной гребенки (БГ), предназначенный для учета и распределения поступающей от насоса ТЖ по напорным трубопроводам, размещают в отдельном цельнометаллическом боксе на расстоянии не менее чем 10 м от остальных блоков. Включает в себя распределительный коллектор, коллектор обратной промывки, пункт управления, расходомер с сужающим устройством, запорный вентиль, вентилятор, площадку для обслуживания, электропечь.
Перспективным направлением является применение гидропроводных модульных насосов с «абсолютной» регулируемостью подачи.
Электропровод и кабели уложены в металлических коробах, стальных трубах, гибких металлорукавах. В БА электропроводы (стянутые в жгуты) и кабели проложены в лотках под настилом, доступ к которым осуществляется через люки.
Работа станции происходит следующим образом. Технологическая вода через всасывающий трубопровод подается на вход центробежного насоса ЦНС-180. От насоса по напорному трубопроводу вода подается в БГ, где распределяется на восемь, пять или четыре водонапорных водовода (в зависимости от типа БГ) и далее подается на нагнетательные скважины.
Для сброса воды из водоводов при ремонте БГ имеется специальный коллектор. Насосные агрегаты с насосами ЦНС 180-1900 и ЦНС 180-1422 снабжены индивидуальными маслосистемами, обеспечивающими принудительную подачу масла для смазки и охлаждения подшипников насоса и электродвигателя.
Система водяного охлаждения предусматривает:
— охлаждение масла при принудительной смазке подшипников насосного агрегата НБ;
— охлаждение подшипников НА с насосом ЦНС- 1050;
— подачу воды для охлаждения и запирания сальников концевых уплотнений насосов ЦНС-180 в случае падения давления во всасывающем патрубке насоса до 0,1 МПа, а также охлаждение электродвигателей с ЗЦВ.
Из резервуара сточная вода периодически перекачивается основными насосами БД ЦНСК-60/254 на вход насосов ЦНС-180.
В БА установлена аппаратура, обеспечивающая пуск, контроль основных параметров и эксплуатацию станции, аппаратуры распределения электроэнергии, щитов управления двигателями, отопления и дренажных насосов. Измерение, запись давления и расхода воды. поступающей в нагнетательные скважины производится расходомерными устройствами, расположенными на каждом водоводе БГ.
В качестве основного варианта рассмотрим насосный блок с принудительной смазкой подшипников насосного агрегата НА (давление на выкупе насосов выше 10 МПа).
— насосный агрегат НА, состоящий из насоса типа ЦНС-180 и электродвигателя;
— маслоустановка и трубопроводы системы смазки с арматурой;
— трубопроводы и арматура технологической воды;
— трубопроводы и арматура системы охлаждения;
— трубопроводы подпора и охлаждения сальников насоса;
— кнопочный пост управления маслоустановкой,
— кнопочный пост управления электроприводной задвижкой;
— короба и трубы электропроводки,
— кнопочный пост управления вентиляцией.
Установленное оборудование смонтировано и закреплено на санях и ограждающих конструкциях блока.
Для защиты проточной части насоса от крупных механических примесей во всасывающем патрубке установлен сетчатый фильтр.
На всасывающем трубопроводе технологической воды установлены клиновая задвижка типа ЗКЛ2 и сетчатый фильтр. На напорном трубопроводе установлены обратный клапан и электроприводная задвижка В-407Э. В верхней точке напорного трубопровода установлен вентиль для стравливания воздуха.
Трубопроводы системы охлаждения предназначены для подвода охлаждающей воды к маслоохладителю и воздухоохладителям двигателей с ЗЦВ. От системы охлаждения вода подается вода для запирания и охлаждения концевых сальниковых уплотнений насоса при падении давления а приемном патрубке насоса ниже 0,1 МПа.
При работе насоса с давлением во входном патрубке от 0,6 до 3,0 МПа происходит разгрузка сальников с отводом воды через щелевые уплотнения насоса в безнапорную емкость. Отвод воды из камеры гидропяты насоса производится во всасывающий трубопровод. Дренаж от концевых уплотнений насоса производится в дренажный бак, установленный в БД.
Местный контроль технологических и эксплуатационных параметров работы насосных агрегатов, настройка датчиков сигнализации осуществляются по манометрам и показаниям амперметра цепи возбуждения двигателя типа СТД.
После пуска кнопкой «пуск со щита управления, установленного в БА, включается масляный насос, и при достижении давления в конце масляной линии 0,05. 0,1 МПа начинается запуск основного насоса. После достижения давления за насосом 0,9 Рном начинает открываться электрозадвижка на линии нагнетания. После открытия задвижки в течение 60с насос выходит на установившийся режим работы.
При работе станции за счет амортизаторов и упругих компенсирующих вставок на трубопроводах снижается передача вибрации от насосного агрегата трубопроводам, несущим конструкциям, основаниям блоков и фундаментам, а также уменьшается передача шума.
— 2 насосных агрегата с насосами ЦНСК-60/264;
— 2 самовсасывающих насоса 1СЦВ-1,5М;
— 4 блока печей ПЭТ-4;
— защитные короба электропроводки;
— трубопроводы и арматура технологической воды.
Насосы 1СЦ8-1,5М предназначены для откачки воды из дренажного бака в резервуар сточных вод. Насосы типа ЦНСК-60/264 служат для откачки воды из резервуара сточных вод во всасывающий трубопровод НБ.
1 насос является резервным. Блок напорной гребенки (БГ) служит для распределения технологической воды на скважины системы ППД. Разработано шесть типов блока напорной гребенки в зависимости от количества водоводов и типа устройства измерения расхода воды.
— устройство измерения расхода;
— элементы вентиляции и отопления,
— кнопочный пост управления вентиляцией.
Блок трубопроводов состоит из напорного коллектора с регулирующими вентилями, высоконапорных водоводов, сбросного коллектора, вентилей и устройства измерения расхода. Изменение расхода технологической воды осуществляется регулирующими вентилями, установленными на напорном коллекторе.
В зависимости от количества водоводов блоки напорных гребенок подразделяются на 8-, 5- и 4-водоводные. 5- и 4-водоводные блоки напорной гребенки могут поставляться отдельно от станции. По типу устройства измерения расхода воды блоки гребень поставляются с: сужающим устройством в комплекте со щитом дифманометров; аппаратурой Электрон-2М; датчиком расхода ДРК 1-100-50-5.
В таблице 1.4.3 приведена техническая характеристика четырех основных групп блочных кустовых насосных станций: БКНС¥100; БКНС¥150, БКНС¥200; БКНС¥500.
Центробежные насосы секционные типа ЦНС
В табл. 1.4.4 приведены технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 38 и 60 м 3 /час. В табл. 1.4.5 приведены технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 105, 180 и 300 м 3 /час.
Состав блоков БКНС
* С замкнутым циклом вентиляции.
** В комплект заводской поставки не входят.
Технические характеристики ЦНС производительностью 30 и 60 м 3 /час
Технические характеристики ЦНС производительностью 105, 180 и 300 м 3 /час
10.4. 5 Технические характеристики ЦНС производительностью 105, 180 и 300 м 3 /час
10.5. Резервуары отстойники
На объектах сбора и подготовки нефти для очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод применяют различные типы сооружений, установок и аппаратов, скомпонованных по разным технологическим схемам. Основное оборудование этих установок и параметры сточных вод после очистки и подготовки приведены в табл. 10.5.1 и 10.5.2.
Основное оборудование для очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод
10.6. Оборудование нагнетательных скважин
Оборудование нагнетательных скважин включает:
Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при закачке рабочего агента.
Технические характеристики устьевой арматуры нагнетательных скважин
Нагнетательная арматура обвязывается с нагнетательной линией скважины (рис.10.6.1).
К конструкции нагнетательных скважин предъявляются следующие требования:
1. оборудование устья нагнетательной скважины должно соответствовать проекту, при разработке которого должны быть учтены состав, физико-химические свойства нагнетаемого агента и максимальные ожидаемые давления нагнетания;
2. нагнетательные скважины, независимо от физико-химических свойств закачиваемого агента, должны оборудоваться колонной НКТ и, при необходимости пакерующим устройством, обеспечивающими защиту и изоляцию эксплуатационной колонны от воздействия на нее закачиваемого агента;
3. для исключения замерзания воды в арматуре скважины и системе нагнетания при остановках необходимо предусматривать полное удаление воды из арматуры и системы подачи рабочего агента и заполнение указанного оборудования незамерзающей жидкостью.
Принцип работы нагнетательной скважины
Вода от ВРБ (ВРГ) подаётся через нагнетательную линию скважины и тройник устьевой арматуры в НКТ, а по ним поступает в пласт. Выбор параметров НКТ нагнетательных скважин осуществляют исходя из условий механической прочности и допустимых потерь напора при закачке ТЖ. Расход закачиваемой в нагнетательную скважину технологической жидкости регулируется штуцером (5) или регулятором расхода (см. рис.10.6.2). Для контроля процесса нагнетания воды арматура скважины оборудуется вентилями высокого давления (9 и 12).
Обслуживание нагнетательных скважин
Обслуживание нагнетательных скважин осуществляют операторы по поддержанию рабочего давления. Нагнетательные скважины обслуживаются ежедневно.
При обслуживании нагнетательных скважин контролируются:
— рабочее (линейное) и устьевое давление;
— работа контрольно-измерительных приборов и аппаратуры;
— состояние запорной арматуры и фланцевых соединений;
— состояние защитных устройств;
— состояние (наличие) штуцера или регулирующего устройства.
Ремонт нагнетательных скважин
Необходимость проведения ремонта нагнетательной скважины определяется геологической и технологической службами цеха ППД по результатам исследований. Необходимость ремонта наземного оборудования определяется мастером ЦППД и подтверждается начальником цеха.
Ремонт нагнетательных скважин выполняется бригадами ПРС и КРС. Бригада подземного (текущего) ремонта скважин производит смену запорной арматуры, а бригада капитального ремонта производит ремонтно-изоляционные работы, устранение негерметичности эксплуатационной колонны, устранение различного рода аварий, ввод скважин в эксплуатацию и работы по увеличению приемистости скважин. Ремонт нагнетательных скважин производится на основании плана работ, где указывается вид ремонта, порядок глушения скважины и выполнения работ, спускаемое оборудование и т.д. Предварительно скважина должна быть подготовлена к ремонту.
Подготовка скважин к ремонту входит в обязанности оператора по поддержанию пластового давления, при этом должен быть выполнен следующий объем работ:
— проверяются подъездные пути к скважине, при необходимости производится отсыпка дороги;
— подготавливается (планируется) площадка для ремонтной бригады, в зимнее время очищается с помощью спецтехники от снега. Размер площадки должен быть не менее 40х40м.
— подготавливается нагнетательная арматура скважины. Фланцевые соединения на нагнетательной арматуре должны иметь полный комплект крепежа, задвижки и вентили высокого давления должны быть исправными, не допускаются пропуски рабочего агента через фланцевые соединения.
— закрывается секущая и трубная задвижки нагнетательной арматуры, давление в нагнетательной линии скважины стравливается до атмосферного.
Вывод на режим и исследование нагнетательных скважин
Целью вывода нагнетательной скважины на режим является приведение рабочего давления и расхода жидкости в соответствие с режимными параметрами. Вывод скважины на режим осуществляется исходя из технологического режима работы нагнетательных скважин, утверждаемого главным инженером предприятия.
Задачей оператора по поддержанию пластового давления при выводе скважины на режим является контроль за рабочим давлением и количеством закачиваемого рабочего агента.
Вывод на режим осуществляется следующим образом:
— оператор ППД ежедневно производит замеры давления и расхода рабочего агента. После запуска скважины, в течение первых 2-3 дней при относительно низком давлении закачки наблюдается большой расход рабочего агента, это связано со снижением давления в призабойной зоне скважины после ремонта;
— после стабилизации рабочего давления осуществляется регулирование режима работы скважины. Путем подбора диаметра штуцера или проходного сечения регулирующего устройства рабочее давление и расход по скважине приводятся в соответствие с режимными показателями.
Скважина считается выведенной на режим, если 3 замера расхода рабочего агента по скважине в течение суток соответствуют режимным показателям при неизменном давлении закачки.
В процессе эксплуатации скважин при помощи забойных и поверхностных приборов должен проводиться постоянный контроль за приемистостью, давлением нагнетания и охватом пластов заводнением по толщине. Пластовое давление, фильтрационные параметры пласта и коэффициенты приемистости скважин определяются путем исследования скважин методами падения забойного давления и установившихся пробных закачек.
Взаимодействие скважин и пути перемещения по пласту закачиваемой воды изучаются по динамике давления на различных участках пласта, результатам исследований методом гидропрослушивания, геофизическими методами, добавкой в закачиваемую воду индикаторов. Оценка эффективности мероприятий по регулированию закачки воды по разрезу производится с помощью глубинных расходомеров, метода радиоактивных изотопов или высокочувствительных термометров.
Периодичность и объем исследовательских работ в нагнетательных скважинах устанавливается предприятием в соответствии с утвержденным обязательным комплексом промыслово- геофизических и гидродинамических исследований, с учетом требований технологического проектного документа на разработку.