
книги / Оборудование для добычи нефти и газа
..pdf
компрессоры 5ВКГ-10/6, 7ВКГ-30/7 и 7ВКГ-50/7, предназ наченные для сбора нефтяного газа с давлением на приеме, близким к атмосферному, и давлением нагнетания 0,6...0,7 МПа; компрессор 6ГВ-18/6-17, дожимающий газ с начального давле ния 0,6 до 1,7 МПа [56].
Технические характеристики компрессорных установок ти пов 5ВКГ, 6ГВ и 7ВКГ приведены в табл. 8.10.
Компрессорная установка 5ВКГ-10/6
Компрессорная установка — автоматизированная, включает
всебя следующие блоки:
—компрессорный агрегат, в который входят: компрессор, электродвигатель, фильтры масла, маслоотделитель, трубопро воды, запорная и регулирующая арматура, вспомогательное обо рудование. Все узлы смонтированы на общей раме;
—блок маслоохладителя, состоящий из охладителя, венти лятора с электродвигателем и диффузора;
—местный блок автоматики;
—дистанционный блок автоматики.
Компрессорный агрегат и местный блок автоматики могут работать на открытой площадке, а дистанционный блок авто матики — только под навесом.
Корпус компрессора — из серого чугуна, составной, с вер тикальными разъемами; состоит из камер всасывания и нагне тания и блока цилиндров. В корпусе размещены роторы, под шипники и другие узлы.
Роторы (ведущий и ведомый) — стальные, на средней утолщенной части их нарезаны многозаходные винты (зубья) специального профиля. Ведущий ротор имеет четыре зуба, ведомый — шесть зубьев. Каждый ротор опирается на два опорных роликоподшипника. Для восприятия осевых уси лий на роторах установлены радиально-упорные шарикопод шипники.
Уплотнение на выходном конце ведущего ротора — торцо вое графитовое.
Система смазки — циркуляционная, под давлением; впрыск масла осуществляется в полость сжатия компрессора для смаз ки и охлаждения винтов и подшипников.
Технические характеристики винтовых компрессоров |
|
|
||
Показатели |
|
Компрессорная установка |
|
|
|
5ВКГ-10/6 |
6ГВ-18/6-17 |
7ВКГ-30/7 |
7ВКГ-50/7 |
Подача по условиям всасывания, м3/мин |
10 |
18 |
30 |
50 |
Давления газа на всасывании, МПа |
0,08...0,12 |
0,6 |
0,08...0,12 |
0,08...0,12 |
Давление нагнетания, МПа |
0,6 |
1,7 |
0,7 |
0,7 |
Температура газа на приеме, *С |
25 |
15-45 |
5 -4 5 |
5-45 |
Температура газомасляной смеси на нагнетании, °С |
80-100 |
100 |
100 |
100 |
Габаритные размеры, мм: длина |
250 |
1200 |
250 |
1190 |
ширина |
577 |
680 |
802 |
809 |
высота |
729 |
635 |
670 |
670 |
Масса, кг |
514 |
965 |
989 |
1100 |
Роторы — ведущий и ведомый: диаметр d, мм |
200 |
250 |
315 |
315 |
длина 1, мм |
180 |
338 |
284 |
425 |
отношение \/d |
0,9 |
1,35 |
0,9 |
1,35 |
Мощность, потребляемая компрессором, кВт |
64,5 |
308 |
179 |
270 |
а\-Рь
O J
Система автоматики обеспечивает управление установкой, контроль основных параметров и защиту от аварийных режи мов работы.
Компрессорные установки 7ВКГ-30/7 и 7ВКГ-50/7
Компрессорные установки — автоматизированные, включа ют в себя следующие блоки:
— компрессорный агрегат (рисунок), в который входят: ком прессор, электродвигатель, фильтры масла грубой и тонкой очи стки, трубопроводы, запорная и регулирующая арматура, мест ный щит контроля и управления. Все узлы смонтированы на общей раме;
— блок маслоохладителя в установке 7ВКГ-30/7 состоит из одного воздушного холодильника, который включает в себя охладитель, вентилятор с электродвигателем и диффузор, уста новленный на раме. В установке 7ВКГ-50/7 блок холодильни ка состоит из двух параллельно функционирующих воздушных холодильников;
Система автоматики обеспечивает управление установкой, контроль основных параметров и защиту от аварийных режи мов работы.
Компрессорные установки 7ВКГ-30/7 и 7ВКГ-50/7
Компрессорные установки — автоматизированные, включа ют в себя следующие блоки:
—компрессорный агрегат (рисунок), в который входят: ком прессор, электродвигатель, фильтры масла грубой и тонкой очи стки, трубопроводы, запорная и регулирующая арматура, мест ный щит контроля и управления. Все узлы смонтированы на общей раме;
—блок маслоохладителя в установке 7ВКГ-30/7 состоит из одного воздушного холодильника, который включает в себя охладитель, вентилятор с электродвигателем и диффузор, уста новленный на раме. В установке 7ВКГ-50/7 блок холодильни ка состоит из двух параллельно функционирующих воздушных холодильников;
—дистанционный щит управления.
Корпус компрессора — из серого чугуна, составной, с двумя вертикальными разъемами; состоит из камер всасывания и на гнетания, блока цилиндров.
Роторы (ведущий и ведомый) — стальные, с винтовой на резкой зубьев асимметричного профиля. Ведущий ротор имеет четыре зуба, ведомый — шесть зубьев. Отношение длины рото ра к его диаметру в установке 7ВКГ-30/7 равно и,У и 1,35 — в установке в 7ВКГ-50/7.
Каждый ротор отирается на два опорных роликоподшипни ка. Для восприятия осевых сил на роторах установлены ради ально-упорные шарикоподшипники. Уплотнение на выходном конце ведущего ротора — торцовое графитовое.
Система смазки — циркуляционная, под давлением; впрыск масла осуществляется в полость сжатия компрессора для смаз ки и охлаждения винтов и подшипников.
Система автоматики обеспечивает управление установкой, контроль основных параметров и защиту от аварийных режи мов работы.
Компрессорная установка 6ГВ-18/6-7
Установка предназначена для дожатия нефтяного газа в си стеме внутрипромыслового сбора и транспорта, а также в сис темах малогабаритных газобензиновых установок.
Установка — автоматизированная, включает в себя следую щие блоки:
—компрессорный агрегат, в который входят: компрессор, электродвигатель, фильтры .масла грубой и тонкой очистки, трубопроводы, запорная и регулирующая арматура, аппарат воз душного охлаждения газа, местный щит контроля и управле ния. Все узлы (за исключением местного щита контроля и уп равления) смонтированы на общей раме;
—блок маслоохладителя состоит из двух одинаковых парал лельно функционирующих воздушных холодильников, каждый из которых включает в себя охладитель, вентилятор с электродвига телем и диффузор. Холодильники установлены на общей раме;
—дистанционный щит управления.
Корпус компрессора — из серого чугуна, составной, с двумя вертикальными разъемами; состоит из камер всасывания, на
гнетания и блока цилиндров. В корпусе компрессора размеще ны роторы, подшипники и другие узлы.
Роторы (ведущий и ведомый) — стальные, с винтовой на резкой зубьев асимметричного профиля. Ведущий ротор имеет четыре зуба, ведомый — шесть. Каждый ротор опирается на два опорных роликоподшипника. Для восприятия осевых сил на роторах-установлены радиально-упорные шарикоподшип ники. Уплотнение на выходном конце ведущего ротора — тор цовое, графитовое.
Система смазки — циркуляционная, под давлением; впрыск масла осуществляется в полость сжатия компрессора для смаз ки и охлаждения винтов и подшипников.
Система автоматики обеспечивает управление компрессором, контроль основных параметров и защиту от аварийных режи мов работы.
РАЗДЕЛ 9.
ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ВОЗДЕЙСТВИЯ НА ПЛАСТ
Для увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения нефте- и газоотдачи продуктивные пласты подвергаются различ ным видам воздействия: поддержание пластового давления за счет закачки воды и газа, внутрипластовое горение, термохими ческое и химическое воздействие, волновое, гидроакустическое воздействие, гидравлический разрыв пласта и т.д. Для выполне ния указанных видов воздействия применяется большое коли чество различного оборудования. Необходимо отметить, что часть работ, перечисленных выше (обработка призабойной зоны пла ста, гидравлический разрыв пласта и другие) относятся к рабо там, выполняемым при проведении подземного ремонта сква жин. Именно поэтому и оборудование, предназначенное для выполнения подобных работ, будет подробно рассмотрено в главе, посвященной подземному ремонту скважин (ПРС).
9.1. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ПОДДЕРЖАНИЯ ПЛАСТОВОГО
ДАВЛЕНИЯ И ВЫТЕСНЕНИЯ НЕФТИ ВОДОЙ И ГАЗОМ
Наиболее эффективный метод повышения нефтеотдачи пла стов при эксплуатации нефтяных месторождений — поддержа ние пластового давления за счет закачки в пласт воды и газа. При этом создается напорный режим эксплуатации пласта, ко торый имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с режимами истощения.
В большинстве случаев (для отечественных месторождений — более 80%) используется система поддержания пластового дав ления (ПДД) путем закачки воды. При этом наряду с пресными поверхностными источниками воды широко используют сточ ные и пластовые.
Закачка газа, хотя и менее эффективна ввиду уменьшения коэффициентов охвата и нефтеотдачи, находит свое примене ние. Этому способствуют значительная газовая шапка, отсут ствие напора контурных вод, наличие в коллекторе большого содержания набухающих глин. Нагнетание в залежь естествен ного газа компенсирует потери газовой энергии за предшеству ющий период эксплуатации залежи.
Наиболее целесообразно осуществление сбора всего добыто го газа на поверхности, отделение бензиновых фракций и на гнетание в залежь сухого газа, который бы там вновь обогащал ся продуктами испарения пластовой нефти. Применение есте ственного газа в качестве рабочего агента часто вызывает труд ности, связанные обычно с его недостаточным количеством на промыслах. В ряде случаев естественный газ можно заменить воздухом, который из-за низкой растворимости в нефти оказы вает более эффективное выталкивающее действие на нее, чем сухой газ. Однако использование воздуха может привести к от рицательным 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 закупо ривают 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 заг рязнении его воздухом) газовую продукцию скважин выпускать
ватмосферу, то вместе с воздухом будут теряться ценнейшие бензиновые фракции.
4.Улавливание газовой продукции для ее сжатия, отбензини вания и последующего нагнетания в залежь часто сопряжено с опасностью получения взрывчатых смесей. Так, при содержа нии в воздухе (при атмосферных условиях) от 5 до 15% (по объе му) метана образуется гремучая (взрывчатая) смесь, очень опас ная в обращении. Изменение температуры меняет пределы взрыв
чатости смеси воздуха с углеводородами. По опытным данным при росте температуры нижний предел взрывчатости смеси по нижается, а верхний повышается, т.е. пределы взрывчатости раз двигаются. Все это требует очень осторожного обращения со смесью воздух — газ и, главным образом, систематического на блюдения за составом отбираемой из скважины смеси.
5.Взаимодействие воздуха с пластовой водой приводит к вы падению некоторых солей (особенно железистых) в виде осадка
впласте.
6.Воздействие кислорода нагнетаемого воздуха на металли ческие части оборудования (особенно при наличии соленой воды
исероводорода) вызывает усиленную коррозию оборудования, а также приводит к преждевременному выводу его из строя и скоп лению 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 слу чае использование воздуха следует ограничивать только случая ми, когда возможности применения другого рабочего агента, в частности естественного газа, совершенно исключены. Необхо димо отметить, что в большинстве случаев применение воздуха для закачки в нефтяные или газовые пласты запрещено Госгортех надзором в связи с повышенной пожаро- и взрывоопасностью.
Для закачки воды в нагнетательные скважины используются природные воды рек, морей, озер, водоносных горизонтов и сточ ные воды с технологических объектов подготовки нефти.
Комплекс оборудования для вытеснения нефти водой состо ит в общем случае из участков водозабора, магистрали подвода воды (с трубопроводом большого диаметра и насосными перво го, второго и, если требуется, третьего водоподъема), очистны ми сооружениями подготовки воды к закачке ее в нефтяной пласт, кустовыми насосными станциями высокого давления на терри тории промысла, разводящими трубопроводами с водораспреде лительными гребенками, от которых вода идет к нагнетатель ным скважинам. Скважины оснащены устьевой арматурой по типу фонтанной, колонной НКТ и часто — пакером, предохра няющим основную часть обсадной колонны скважины от дей ствия высокого давления закачиваемой воды.
9.1.1.ОБОРУДОВАНИЕ ВОДОЗАБОРА
ИПОДГОТОВКИ ВОДЫ
Для поддержания пластового давления с помощью заводне ния вода обычно берется из водоемов (рек, озер, морей) или из водоносного пласта. При эксплуатации месторождения, из кото рого добывается нефть с пластовой, технической водой, эта вода также используется в системе поддержания пластового давления.
Из водоемов вода забирается поверхностными центробежны ми насосами из специально подготовленного участка так, чтобы с водой не захватывался песок, или другие механические приме си. Насосная станция может быть расположена на берегу водо ема или в плавучей станции. В плавучей насосной станции уста новлены поверхностные мощные насосные агрегаты. Обычно это центробежные насосы с электроприводом. Плавучая насосная станция забирает воду на одной и той же глубине от поверхнос ти, независимо от колебания уровня воды в водоеме.
Часто отбираются подрусловые, более чистые воды. В этом случае невдалеке от водоема или реки бурится скважина или роется колодец, из которого вода забирается сифонной систе мой или поверхностными насосами (при высоком расположе нии уровня воды), или скважинными насосами различных ти пов.
При сифонном отборе подрусловые скважины соединяются с вакуум-котлами, в которых создается разряжение в 0,04—0,047 МПа.
Вакуум поддерживается вакуум-насосами с подачей 0,03 м3/с и наибольшим разряжением в 0,086 МПа. Вода из скважин по ступает в вакуум-котлы самотеком и далее отбирается поверхно стными насосами.
|
|
|
Таблица 9.1 |
|
Параметры насосов типа АТН |
|
|
Шифр |
Подача, |
Давление насоса, |
Мощность двигателя, |
насоса |
м3/ч |
МПа |
кВт |
АТН-8-1-16 |
30 |
0,6 |
13 |
ATH-10-I-13 |
30 |
1 |
40 |
АТН-14-1-3 |
150 |
0,5 |
55 |
АТН-14-1-6 |
200 |
0,95 |
100 |