Дашевский А.В. Справочник по добыче нефти. Уфа
.pdfУГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
Сепарационные установки с предварительным сбросом воды.
Сепарационные установки с предварительным сбросом воды типа УПС предназначены для отделения газа от обводненной нефти и сброса свободной пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды. Выпускаются установки типа УПС на рабочее давление 0,6 МПа следующих модификаций: УПС3000/6М, УПС-А-3000/6, УПС-6300/6М и УПС-10000/6М, также аналогичные установки на рабочее давление 1,6 МПа. Технические характеристики некоторых из них приведены в табл. 9.4.3.
Таблица 9.4.3 Технические характеристики сепарационных установок с
предварительным сбросом воды типа УПС
|
|
|
Характеристика |
||||
|
|
|
|
установки |
|
||
|
Показатели |
|
УПС3000/6М |
|
УПС-А- 3000/6 |
|
УПС6300/6М |
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
||
Пропускная способность по сырью в |
|
|
|
|
|
||
зависимости от устойчивости поступающей |
до |
|
до |
|
до |
||
эмульсии, т/сут |
|
|
3000 |
|
3000 |
|
6300 |
Рабочее давление, МПа |
|
0,6 |
|
0,6 |
|
0,6 |
|
Газовый фактор, м3/т |
|
120 |
|
90 |
|
120 |
|
Обводненность продукции, %: |
|
|
|
|
|
|
|
- поступающей |
|
|
до 90 |
|
до 90 |
|
до 90 |
- выходящей |
|
|
до 20 |
|
до 20 |
|
до 20 |
Плотность нефти, кг/м3 |
|
|
|
780-920 |
|
|
|
Плотность пластовой воды, кг/м3 |
|
|
1050-1150 |
|
|||
Температура окружающей среды, 0С |
от -40 до +50 |
||||||
Мощность, |
потребляемая |
системой |
|
|
|
|
|
контроля и управления, кВт |
|
|
|
до 1,5 |
|
||
Исполнение датчиков |
|
взрывобезопасное |
|||||
Исполнение вторичной аппаратуры |
|
обычное |
|
||||
Напряжение питания системы контроля и |
|
|
|
|
|
||
управления, В |
|
|
|
220 |
|
|
|
Частота, Гц |
|
|
|
50 |
|
|
|
Режим работы |
|
|
непрерывный |
||||
Габаритные размеры, мм: - длина |
17750 |
|
17750 |
|
26400 |
||
|
- высота |
4956 |
|
4956 |
|
6300 |
|
|
- ширина |
5345 |
|
5345 |
|
5900 |
|
Масса, кг |
|
|
29500 |
|
29500 |
|
54500 |
Справочник инженера по добыче нефти Стр.246
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
Сепарационные установки с насосной откачкой типа БН
предназначены для осуществления I ступени сепарации нефти от газа, дальнейшего разделительного транспортирования нефти центробежными насосами и выделившегося газа под давлением сепарации. Разработано 12 типоразмеров блоков, отличающихся между собой подачей и давлением нагнетания насосных агрегатов. Основные характеристики этих установок приведены в табл. 9.4.4.
Таблица 9.4.4 Характеристики сепарационных установок с насосной
откачкой типа БН
Блок |
Номинальная |
Номинальный напор, м |
Насос |
|
||
|
подача |
|
|
|
||
|
|
|
тип |
число |
||
|
м3/сут |
м3/час |
|
рабо- |
резер- |
|
|
|
чих |
вных |
|||
|
|
|
||||
БН-500-9 |
500 |
22 |
90 |
3МС-10×4 |
1 |
1 |
БН-500-13 |
500 |
22 |
130 |
3МС-10×6 |
1 |
1 |
БН-500-17 |
500 |
22 |
170 |
3МС-10×8 |
1 |
1 |
БН-500-21 |
500 |
22 |
210 |
3МС-10×10 |
1 |
1 |
БН-1000-12 |
1000 |
45 |
120 |
4МС-10×4 |
1 |
1 |
БН-1000-19 |
1000 |
45 |
190 |
4МС-10×6 |
1 |
1 |
БН-1000-25 |
1000 |
45 |
250 |
4МС-10×8 |
1 |
1 |
БН-1000-31 |
1000 |
45 |
310 |
4МС-10×10 |
1 |
1 |
БН-2000-13 |
2000 |
85 |
130 |
5МС-10×3 |
1 |
1 |
БН-2000-17 |
2000 |
85 |
170 |
5МС-10×4 |
1 |
1 |
БН-2000-22 |
2000 |
85 |
220 |
5МС-10×5 |
1 |
1 |
БН-2000-26 |
2000 |
85 |
260 |
5МС-10×6 |
1 |
1 |
Нефтяные нагреватели и печи Печи блочные с водяным теплоносителем ПП-0,4; ПП-0,63 и
ПП-1,6 предназначены для подогрева высоковязких нефтей и нефтяных эмульсий с целью снижения давления в нефтесборных трубопроводах, а также при деэмульсации нефти. Некоторые технические характеристики этих печей приведены в табл. 9.4.5.
Подогреватели трубопроводные типа ПТ-Р/Д предназначены для подогрева воды, нефти, газа и их смесей. Рекомендуется применять в системе внутрипромыслового сбора на участке «групповая замерная установка – центральный товарный парк» для нагрева рабочего агента (газа) при газлифтной добыче нефти, а также для подогрева воды в системе поддержания пластового давления.
Справочник инженера по добыче нефти Стр.247
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
Некоторые технические характеристики трубных подогревателей приведены в табл. 9.4.6.
Таблица 9.4.5 Технические характеристики печей блочных с водяным
теплоносителем
Показатели |
|
Тип печи |
|
|
ПП-0,4 |
ПП-0,63 |
ПП-1,6 |
Тепловая производительность |
|
|
|
топочного устройства при погружении в |
|
|
|
воду, МДж/час |
1675 |
2638 |
6699 |
Пропускная способность по нефти при |
|
|
|
нагреве на 25 0С и обводненности |
|
|
|
сырья 30%, т/сут |
750 |
1150 |
2350 |
Максимальное рабочее давление |
|
|
|
жидкости в змеевике, МПа |
до 5 |
до 5 |
до 6,4 |
Гидростатическое давление в |
|
|
|
межтрубном пространстве, МПа |
0,018 |
0,018 |
0,016 |
Рабочее давление газа, МПа: |
|
|
|
- номинальное |
0,07 |
0,07 |
0,07 |
- максимальное |
0,15 |
0,15 |
0,18 |
Расход топливного газа при теплоте |
|
|
|
сгорания 50,24 МДж/м3, м3/ч |
45 |
75 |
180 |
Вместимость емкости, м3 |
11 |
11 |
85 |
Объем пресной воды, заливаемой в |
|
|
|
аппарат, м3 |
12,9 |
12,9 |
85,4 |
Число горелок |
1 |
1 |
2 |
Температура уходящих дымовых газов, |
|
|
|
0С |
550 |
550 |
550 |
КПД топки, % |
70 |
70 |
70 |
Габаритные размеры печи, мм: |
|
|
|
- длина |
9300 |
9300 |
18460 |
- ширина |
2420 |
2630 |
4932 |
- высота |
8486 |
8710 |
7908 |
Масса печи, кг |
12450 |
12950 |
44600 |
Справочник инженера по добыче нефти Стр.248
УГНТУ |
|
|
|
Нефтяная компания ЮКОС |
||||
|
|
|
|
|
|
Таблица 9.4.6 |
||
Технические характеристики трубных подогревателей |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Подогреватели |
|
|||
Показатели |
25/100-ПТ |
16/150-ПТ |
|
6,4/200-ПТ |
16/100-ПТМж |
|||
|
|
|
|
|
|
|||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Тепловая |
производительность, |
|
|
|
|
|
|
|
МДж/ч |
|
|
465 |
1860 |
|
3500 |
|
465 |
Пропускная |
способность при |
|
|
|
|
|
|
|
нагреве до 40 0с, тыс.м3/сут: |
|
|
|
|
|
|
||
- нефти |
|
|
0,57 |
2,30 |
|
4,3 |
|
0,48 |
- воды |
|
|
0,24 |
0,96 |
|
1,8 |
|
0,2 |
- газа |
|
|
490 |
2000 |
|
3600 |
|
410 |
Давление подогреваемой среды, |
|
|
|
|
|
|
||
МПа, не более |
|
2,5 |
1,6 |
|
6,4 |
|
1,6 |
|
Условный |
проход |
подсоедини- |
|
|
|
|
|
|
тельных труб, мм |
|
100 |
150 |
|
200 |
|
100 |
|
Максимальная |
температура |
|
|
|
|
|
|
|
подогреваемой среды, 0С |
70 |
70 |
|
70 |
|
70 |
||
|
|
|
|
|
|
|
|
нефть, |
Топливо |
|
|
нефтяной и |
|
|
дизто- |
||
|
|
|
природный газ |
|
пливо |
|||
Расход топлива, м3/ч, не более |
100 |
300 |
|
600 |
|
100 |
||
Допустимое |
давление топлива, |
0,3- |
0,3- |
|
0,3- |
|
0,2- |
|
МПа |
|
|
2,5 |
1,6 |
|
6,4 |
|
0,5 |
Габаритные размеры, мм: |
|
|
|
|
|
|
||
- длина |
|
|
4500 |
8600 |
|
12000 |
|
8300 |
- ширина |
|
|
2300 |
3000 |
|
3800 |
|
3800 |
- высота |
|
|
2600 |
3800 |
|
3600 |
|
10600 |
Масса блока, кг |
|
4100 |
12000 |
|
18500 |
|
10000 |
Справочник инженера по добыче нефти Стр.249
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
Отстойники и электродегидраторы Блочные деэмульсаторы. В блочных деэмульсаторах (типа УДО,
УД) совмещаются процессы нагрева водонефтяных эмульсий и их отстоя, т.е. обезвоживания и обессоливания нефти. Технические характеристики деэмульсаторов приведены в табл. 9.4.7.
Таблица 9.4.7 Технические характеристики деэмульсаторов
Показатели |
|
|
Деэмульсатор |
|||
|
|
|
УДО-2М |
|
УДО-3 |
УД-1500/6 |
Пропускная способность |
по |
|
|
|
|
|
жидкости, м3/сут |
|
|
1600 |
|
3000 |
1500 |
Обводненность |
нефтяной |
|
|
|
|
|
эмульсии, % не более |
|
30 |
|
30 |
30 |
|
Рабочее давление, МПа |
|
0,6 |
|
0,6 |
0,6 |
|
Температура нагрева, 0С |
|
до 60 |
|
до 60 |
до 60 |
|
Остаточная |
обводненность |
|
|
|
|
|
нефти, %, не более |
|
1,0 |
|
1,0 |
0,5 |
|
Расход топливного газа, м3/ч |
|
456 |
|
456 |
400 |
|
Вместимость емкости, м3 |
|
100 |
|
200 |
160 |
|
Масса, т |
|
|
42,5 |
|
56,5 |
50,6 |
Электродегидраторы предназначены для глубокого обезвоживания и обессоливания нефти. Технические характеристики некоторых электродегидраторов приведены в табл.9.4.8.
Таблица 9.4.8 Технические характеристики электродегидраторов
Показатели |
Электродегидратор |
|||
|
|
1ЭГ-160 |
2ЭГ-160 |
ЭГ-200-10 |
Пропускная |
способность по |
|
|
5000- |
товарной нефти, т/сут |
2000-8000 |
3000-9300 |
11500 |
|
Рабочее давление, МПа |
1 |
1 |
1 |
|
Рабочая температура, 0С |
до 110 |
до 110 |
до 110 |
|
Число электротрансформаторов |
2 |
4 |
1 |
|
Мощность |
|
|
|
|
электротрансформаторов, кВА |
50 |
50 |
150 |
|
Напряжение |
между |
|
|
|
электродами, кВ |
до 44 |
до 44 |
до 50 |
|
Вместимость емкости, м3 |
160 |
160 |
200 |
Справочник инженера по добыче нефти Стр.250
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
X. ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (ППД) НА НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖАХ
10.1. 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, физикохимическим 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.
Справочник инженера по добыче нефти Стр.251
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
Водозаб. скважины
ВРБ
КНС
Нагн. скважины
ВРБ |
Резервуары |
УПС
ЗУ
Добыв. скважины
Рис.10.1.1. - Принципиальная схема системы ППД
10.2. 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).
Справочник инженера по добыче нефти Стр.252
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
-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.
|
|
|
|
Таблица 10.2.1 |
Рабочее давление в трубопроводах системы ППД |
||||
|
|
|
||
№ |
Назначение трубопровода. |
Рабочее давление, |
||
|
|
|
|
МПа. |
1 |
Выкидные |
линии |
водозаборных |
До 2 |
|
скважин. |
|
|
|
2 |
Водоводы низкого давления. |
До 2 |
||
3 |
Водоводы |
высокого |
давления, |
10…22 |
нагнетательные линии скважин. |
||||
|
|
|
|
Согласно |
4 |
Внутриплощадочные трубопроводы. |
регламентам ДНС, |
||
|
|
|
|
БКНС, ЦППН |
10.3. Напорные трубы
Размеры и масса нефтепроводных труб (по ГОСТ 3101 – 46) приведены в табл. 10.3.1.
Нефтепроводные трубы испытываются на гидравлическое давление не более 40 МПа, рассчитываемое по формуле
Р = 20 δ ơ/ d |
(10.3.1) |
где Р – гидравлическое давление в МПа; δ – минимальная толщина стенки в мм.; ơ – допускаемое напряжение, принимаемое равным 35% предела прочности, в кг/мм2; 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, 1массовая часть графитового порошка (смесь тщательно размешивается до мазеобразного состояния);
Справочник инженера по добыче нефти Стр.254
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
2)50…60 % графитового порошка, 5% технического жира, 1,5 % каустической соды крепостью 32 град. 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).
Справочник инженера по добыче нефти Стр.255