СПРАВОЧНИК ИНЖЕНЕРА
advertisement
СПРАВОЧНИК ИНЖЕНЕРА ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ УГНТУ НК ЮКОС Нефтяная компания ЮКОС Уфимский государственный нефтяной технический университет СПРАВОЧНИК ИНЖЕНЕРА ПО ДОБЫЧЕ НЕФТИ Издательство _____________ 2002 Справочник инженера по добыче нефти Стр.2 УГНТУ НК ЮКОС ББК 33.361я2 С74 УДК 622.276(03) Дашевский А.В., Кагарманов И.И., Зейгман Ю.В., Шамаев Г.А. Справочник инженера по добыче нефти. ___ _________2002,__с. ISBN ____________ Рассмотрены вопросы техники и технологии добычи природных углеводородов на нефтяных месторождениях. Содержатся основные справочные данные о геологофизических свойствах продуктивных пластов, способах эксплуатации скважин, для выбора типоразмера и режима работы подъемного оборудования, гидродинамических исследованиях скважин и пластов, методах интенсификации добычи нефти, текущем и капитальном ремонтах скважин, а также сведения о оборудовании систем сбора и подготовки скважинной продукции и поддержание пластового давления. Предназначен для научных и инженерно-технических работников нефтегазовой промышленности. Будет полезен студентам нефтяных вузов и слушателям курсов повышения квалификации работников нефтегазодобывающих предприятий. Табл. __, ил. __, список лит. - __назв. Рецензенты: Н Без. объявл. ISBN ____ ______________________ _______________________ Справочник инженера по добыче нефти Стр.3 УГНТУ НК ЮКОС Общие сведения о нефтяной компании ЮКОС и Уфимском государственном нефтяном техническом университете Нефтяная компания ЮКОС Нефтяная компания ЮКОС была образована в соответствии с постановлением Правительства Российской Федерации N354 от 15 апреля 1993 года. Первоначально в нее вошли: одно нефтедобывающее предприятие – «Юганскнефтегаз», три нефтеперерабатывающих завода - Куйбышевский, Новокуйбышевский и Сызранский, а также восемь предприятий нефтепродуктообеспечения, расположенных в Самарской, Пензенской, Воронежской, Орловской, Брянской, Тамбовской, Липецкой и Ульяновской областях. Свое название компания получила от начальных букв головных предприятий Юганскнефтегаз и КуйбышевОргСинтез. Два года спустя в соответствии с постановлением правительства № 864 от 1 сентября 1995г. в состав НК ЮКОС были включены нефтедобывающее предприятие ОАО «Самаранефтегаз», новые предприятия по сбыту нефтепродуктов, ряд научно-исследовательских и производственных организаций. Активное формирование вертикально интегрированных компаний по времени совпало с приватизацией нефтяной промышленности. В конце 1997г. НК ЮКОС приобрела контрольный пакет акций Восточной нефтяной компании, созданной постановлением правительства № 499 от 20 марта 1994 года. Сегодня в состав Восточной нефтяной компании входит ряд предприятий, компактно расположенных в центре Сибири - на территории Томской, Новосибирской, Тюменской областей, Красноярского края и Республики Хакасия. Управление компанией разделено на два основных направления – upstream, ЮКОС ЭП (Exploration & Production), включающее в себя нефтедобывающие акционерные общества, добывающие ежегодно более 54 млн. т нефти НК «ЮКОС» располагает доказанными запасами около 11,5 млрд. баррелей (около 1,6 млрд. тонн) нефти. Это четвертый в мире показатель по величине доказанных запасов среди частных нефтяных Справочник инженера по добыче нефти Стр.4 УГНТУ НК ЮКОС компаний. Запасы ЮКОС составляют 17% от общих нефтяных запасов России. Доказанные запасы газа составляют 2,6 трлн. кубических футов. В ЮКОС ЭП входят следующие нефтедобывающие акционерные общества – ВостСибНефтеГаз ЮганскНефтегаз, СамараНефтегаз ТомскНефть. В состав акционерных обществ входит 16 Нефтегазодобывающих Управления. Добыча нефти в 2001 году составила 58.2 млн. тонн нефти Таблица В.1 САМАРАНЕФТЕГАЗ ТОМСКНЕФТЬ ЮГАНСКНЕФТЕГАЗ НГДУ Богатовскнефть НГДУ Васюганнефть НГДУ Майскнефть НГДУ Кинельнефть НГДУ Лугинецкнефть НГДУ Мамонтовнефть НГДУ Первомайнефть НГДУ НГДУ Правдинскнефть НГДУ Чапаевскнефть Стрежевойнефть НГДУ Юганскнефть ВОСТСИБНЕФТЕГАЗ НГДУ Юрубченское ДОМНГ Основные месторождения НК ЮКОС Самарского региона: Мухановское, Дмитриевское, Кулешовское, Михайловско-Коханское, Неклюдовское, НовоКлючевское, Белозерско-Чубовское, Ново-Запрудненское, Алакаевское, Покровское, Тверское, Кудиновское, БариновскоЛебяжинское. Западно-Сибирского региона: Приобское, Мамонтовское, Приразломное, Мало-Балыкское, Южно-Сургутское. Сибирского региона: Советское, Полуденное, Вахское, Первомайское, Игольско-Таловое, Крапивинское, Лугинецкое. Для обслуживания нефтедобычи работает 82 сервисных и 10 «социальных» предприятия. Схема деятельности ЮКОС ЭП Справочник инженера по добыче нефти Стр.5 УГНТУ НК ЮКОС downstream, ЮКОС РМ (Refining & Marketing) в состав, которого входят нефтеперабатывающие заводы и сбыт. По переработке ЮКОС является лидером в России – более 40 млн. тонн. Переработка представлена нефтеперерабатывающими заводами– следующими Куйбышевский НПЗ Новокуйбышевский НПЗ, Самарский НПЗ, Сызранский НПЗ, Ачинский НПЗ, Стрежевский НПЗ, Новокуйбышевский завод масел и присадок Ангарский нефтехимический комбинат Ангарский завод катализаторов и оргсинтеза Ангарский завод полимеров Сбытовая сеть компании также крупнейшая в России (всего 18 сбытов) - 200 нефтебаз и свыше 1200 АЗС, Справочник инженера по добыче нефти Стр.6 УГНТУ НК ЮКОС Уфимский государственный нефтяной технический университет Уфимский государственный нефтяной технический университет (УГНТУ) – ведущий вуз в составе учебно-методического объединения вузов нефтегазового образования Российской Федерации по подготовке, переподготовке и повышению квалификации инженерных и руководящих кадров. УГНТУ представляет собой единое научно-производственное объединение. В его структуру входят: - 8 учебных факультетов, военный факультет, факультет заочного обучения и довузовской подготовки, деканат по работе с иностранными учащимися; - магистратура, аспирантура, докторантура; - ученые советы по защите диссертаций; - институт повышения квалификации (ИПК); - филиалы в городах Октябрьский, Салават, Стерлитамак. В университете обучаются более 13 тысяч студентов из 49 субъектов РФ. Обучение обеспечивают более 800 преподавателей, в том числе члены и члены-корреспонденты Академий наук РФ и республики Башкортостан, заслуженные деятели образования, науки, техники, строительства, архитектуры, культуры, около 120 докторов наук, профессоров и более 450 доцентов, кандидатов наук. В институте повышения квалификации УГНТУ ежегодно проходят повышение квалификации и переподготовку свыше трех тысяч инженерно-технических работников крупнейших объединений топливно-энергетического комплекса Российской Федерации. Повышение квалификации проводится с целью обновления теоретических и практических знаний специалистов в соответствии с требованиями государственных образовательных стандартов и потребностями производства. На базе ИПК УГНТУ в соответствии с Федеральным Законом «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» действуют территориальные аттестационные комиссии по трем направлениям. Обучение иностранных граждан ведется с 1978г. За это время высшее образование в УГНТУ получили около 300 граждан из 29 стран мира. В университете большое внимание уделяется научной работе, которая стала неотъемлемой частью учебного процесса. Это позволило обеспечить взаимовыгодные отношения с крупными Справочник инженера по добыче нефти Стр.7 УГНТУ НК ЮКОС производственными структурами топливно-энергетического комплекса России. Лабораторная и научно-исследовательская база, методика обучения, новые образовательные технологии подчинены решению важнейшей задачи – профессиональному обучению студентов. Выпускники университета составляют кадровую основу нефтегазодобывающей промышленности Башкортостана, Татарстана, Западной Сибири, Дальнего Востока, Крайнего Севера и других регионов России. В университете постоянно занимаются расширением и укреплением социальной базы для студентов, преподавателей и сотрудников. Студенческий городок – это 7 учебно-лабораторных корпусов, 8 общежитий, три столовые, студенческая поликлиника и стационар, спортивно-оздоровительный комплекс, Дворец молодежи, а также различные службы быта. Горно-нефтяной факультет является основным и самым старейшим в университете. В его состав входят кафедры «Геология», «Геофизические методы исследований», «Бурение нефтяных и газовых скважин», «Разработка и эксплуатация нефтегазовых месторождений», «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений». Основные направления научной деятельности кафедры «Разработки и эксплуатации нефтегазовых месторождений»: - анализ, контроль и регулирование разработки нефтегазовых месторождений, методы повышения нефтеотдачи и воздействия на призабойную зону скважин; - борьба с осложнениями при эксплуатации скважин; - вопросы технологий вторичного вскрытия продуктивных пластов и проведения ремонтов скважин; - -повышение эффективности эксплуатации скважин на залежах аномально-вязких нефтей. Основные направления научной деятельности кафедры «Разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений»: - проектирование разработки нефтегазоконденсатных месторождений; - технологии разработки месторождений газовыми методами и добычи углеводородов на месторождениях с проявлениями нелинейных эффектов; - экологические проблемы в процессах нефтегазодобычи; - развитие теоретических основ фазовых превращений газоконденсатоводяных смесей; Справочник инженера по добыче нефти Стр.8 УГНТУ НК ЮКОС - совершенствование процессов сбора и подготовки нефти и газа. Основные направления научной деятельности кафедры «Бурение нефтяных и газовых скважин»: - волновые методы воздействия на стенки скважин с целью профилактики осложнений и повышения устойчивости ствола скважины; - создание смазочных добавок комплексного действия для буровых растворов; - разработка экологически чистых ингибирующих систем буровых растворов; - создание смазочных материалов для тяжело нагруженных узлов трения; - создание блокирующих жидкостей для капитального ремонта газовых скважин - создание устройств селективной изоляции продуктивных пластов; - создание технологии управляемого гидроразрыва пластов; - исследование долговечности крепления скважин и разработка новых тампонажных материалов. Основные направления научной деятельности кафедры «Геологии нефти и газа»: - построение геологических моделей многопластовых сложно построенных залежей; - определение критериев для дифференциации коллекторов; - оценка выработки запасов по разрезу и площади распространения коллекторов; - выделение литотипов и построение петрофизических зависимостей керн-керн, ГИС-керн; - разработка методов совершенствования систем разработки; Основные направления научной деятельности кафедры «Геофизические методы исследования»: - геофизические методы изучения геологического строения нефтяных месторождений и контроль разработки; - моделирование процессов геофизических исследований скважин; - обоснование модели залежи, создание геологической основы контроля выработки запасов нефти; - построение палеток для комплексной интерпретации электрических методов и их цифровых прототипов для автоматизированной обработки данных ГИС. Справочник инженера по добыче нефти Стр.9 УГНТУ НК ЮКОС ПРИЛОЖЕНИЯ Справочник инженера по добыче нефти Стр.10 УГНТУ НК ЮКОС Телефонные коды городов и населенных пунктов России и ближнего зарубежья. Актобе 132 Алагир 3 аз 8 Владикавк 672 Владимир 6731 Алдан 4 Волгоград 3 3631 0 Вологда 600 Алушта 0 Воркута 3 Андижа н 3 Гомель Армави Гродно Арханге Грозный Гулистан Астраха Дагомыс 622 8 Джанкой 6564 3 Донецк 1222 Ахтубин ск 8 Ашгаба д Дубна 3 8 Барнаул Душанбе Евпатория 722 Бельцы Кисловод 6132 0 рг 0 Екатеринбу 432 Елабуга 8 6537 Кишинев 0 Клайпеда 0 1262 Когалым 3 4667 Костанай 3 142 0 Ейск 0 522 Кострома 6569 8 Белгоро Кировогр 422 3 82 д 8 ад 0 ск 8 772 3 8 332 0 852 Батуми Киров 4245 922 0 44 2 Дубэсарь 0 Киев 21 632 Баку Керчь 6368 5111 3 6561 3 512 Атырау Кемерово 672 3 2 842 8 172 нь Кашира 712 8 0 69 0 182 Астана Каунас 1522 8 3 127 0 6137 льск Карши 2322 8 3 212 7522 0 3147 р Караганд 732 742 Арзамас 8 а 8 8 Воронеж 8 4457 2151 9518 0 Камышин 172 6560 Ангарск Калуга 8422 8 Волжск 0 112 442 272 Алупка Калининг 922 1145 Алматы 8 рад 0 0 942 8 р 3 ск 8 Краснода 8 612 Краснояр 3 912 Кременчу 0 Справочник инженера по добыче нефти Стр.11 УГНТУ НК ЮКОС 4231 Бендер ы 0 4232 Бердиче в 0 3 Ессентуки 3 162 Брянск Бугульм 8 3 Великие Житомир 412 8 Запорожье 1153 В. Новгород 8 Златоуст Великий 8 Вентспи лс 3 Вильню Владиво 232 Мариуп оль 6292 Махачка ла Мелито 0 3 Мин.Вод 8 Минск Минусин Тернопол Томск Тула Ровно 0 872 Тюмень 3 452 Углич 0 8532 0 Ужгород 0 3122 0 Улан-Удэ 132 0 8 6167 8 Рига 3 Туапсе 8232 0 0 352 822 0 Ржев 222 Москва 4 ь 8 7900 3 4 1322 8 Пятигорск 9132 Могилев Магадан 1444 0 0 322 0 Пярну 17 ск Львов 1122 6531 0 3322 8 Псков 0 Луцк 5322 5135 ы Луганск 362 Полтава 8 6422 3 1522 0 Луга 2142 6142 Миасс Липецк 952 4 ЙошкарОла 0 П.Камчатский 8 Печора 0 1272 3 Иркутск 722 поль Лиозно 4355 0 0 742 8 Ирбит 2122 сток Лиепая 3449 4 8 9271 2138 0 Инсар 32 Витебск Ленкоран 5743 3 3 2422 1334 3 Изюм 702 Винница Кызылорд 412 7136 с 0 а 0 ь 0 3 Ижевск 3 9422 5136 1738 8 Кызыл 6122 1622 Устюг Кутаиси 8331 8 8445 0 7122 8 Жиздра 3 Курск 4662 652 Луки Кунгур 6532 Жигулевск 3 4271 3 Железново 5514 Бухара Кулунда 102 0 дск 0 0 564 8566 8 Жезказган 8322 а 5366 Кривой 6534 953 Брест 9115 3 Рог 8 852 312 Братск г Ереван 4143 Бишкек 5557 Енисейск 3 012 0 Ульяновс 8 Справочник инженера по добыче нефти Стр.12 УГНТУ НК ЮКОС 95 Мурман ск 3622 8 Ростов 152 Муром 9234 Наб.Чел ны 0 Дону 8 Ростов-на- 3 462 0 Самарканд Нерчинс 0242 Нефтею ганск 4612 Нижнев артовск 3 Н. 4147 8 Саратов 312 Нижний Тагил 435 Николае в 512 Новокуз нецк 843 Новосиб ирск Новочер 3 ль 0 инск 3 оль 3 Севастопо 692 Семипалат 222 Симфероп 652 Смоленск 8 Соликамск 3 Обнинск 8439 Одесса Паланга Челябинс Черепове Черкассы 0 Черкесск 8 Чернигов 0 4622 Черновцы 0 3722 Чита 3 022 Шексна 8 1751 Шымкент 3 2522 2 57 0 Тарту Ташкент 8 202 8 Электросталь 147 0 3 512 Элиста 752 3 8 352 7822 8 Тамбов 182 3 Чебоксар 212 3 Павлод ар Чарджев 472 0 Сыктывкар 532 3 17 8122 0 Оренбу 0 ы 3 к 0 ц 0 3 Сухуми 8622 рг Целиногр 542 0 0 3822 7822 8 Сумы 5667 Орел Хмельниц 8259 3 Орджон 8 кий 3 ад 8 652 Стрежевой 0 552 8 Ставропол 812 икидзе Херсон 622 0 ь 0 0 572 3 Сочи 482 Омск Харьков 4253 6122 4 212 8122 6352 Нукус Хабаровс 452 832 касск 8 к 3 8 Сарапул 3 31 12 3422 466 Новгород Фрунзе 662 3 СанктПетербург 3 Саранск 3 732 3 Самара 0 Фергана 4591 1435 к Феодосия 6562 0 Салехард 6922 Нарва 0 Рязань 3 472 912 8 Наманга Уфа 855 4 3 1122 8 Рыбинск 6622 н 422 Уральск 632 3622 Нальчик 0 8536 552 Навои к 8 4722 0 Ю.Сахалинск 3 Южноуральск 4 2422 3 Справочник инженера по добыче нефти Стр.13 УГНТУ НК ЮКОС 1236 Пенза 712 8 8 412 Пермь 3 Петроза Якутск 832 0 Ялта 8222 8 Термез 142 7622 4 112 Тверь 422 водск 5134 Тбилиси 0 654 3 ь Ярославл 0 852 Расхождение во времени г. Москвы с другими городами Абакан + Пермь + 4 Актюбинск 2 + Петропавловск 2 Акмала + Петропавловск- 3 Андижан + Пржевальск + Самара + Самарканд + Саратов + Семипалатинск + Степанакерт + Сухуми + Сыктывкар + Талды-Курган + Ташауз + Ташкент + Тбилиси + Термез + Томск + Тюмень + Улан-Удэ + 5 + 1 + 2 2 Ереван + 4 3 Екатеринбург + 2 3 Душанбе + 1 3 Джезказган + 3 2 Джамбул + 2 1 Гурьев + 3 1 Грозный + 1 7 Волгоград + 1 2 Владивосток + 1 6 Бухара + 3 1 Благовещенск + 1 4 Батуми + 2 1 Барнаул + 1 2 Баку + 3 1 Ашхабад + 9 3 Астрахань + 3 Ульяновск + 1 Справочник инженера по добыче нефти Стр.14 УГНТУ НК ЮКОС Ижевск Уральск + 1 Иркутск Ургенч + 5 Караганда Усть-Каменогорск + Уфа + Фергана + Фрунзе + Хабаровск + Ханты-Мансийск + Хорог + Чарджоу + Челябинск + Шевченко + + 2 Южно-Сахалинск + 3 Оренбург + 2 4 Омск + 2 8 Новосибирск + 3 3 Магадан + 2 4 Ленинабад + 7 2 Кызыл + 3 2 Кустанай + 3 4 Курган + 2 1 Красноярск + 3 4 Киров + 2 3 Кемерово + 2 + 8 Якутск + 2 + 6 СОДЕРЖАНИЕ Общие сведения о нефтяной компании ЮКОС и Уфимском госу нефтяном техническом университете (УГНТУ, ЮКОС) I. Общетехнические сведения 1.1.Часто применяющиеся постоянные величины 1.2. Решение уравнений 1.3. Функции важнейших углов 1.4. Обозначения физических единиц измерения 1.5. Основные механические единицы Справочник инженера по добыче нефти Стр.15 УГНТУ НК ЮКОС 1.6. Соотношение между основными механическими единицами 1.7. Некоторые химические элементы и их свойства 1.8. Плотность некоторых твердых и жидких тел 1.9. Средние температурные поправки 1.10. Некоторые практические данные для электротехнических расчетов 1.11. Перевод английских мер в метрические 1.12. Перевод дюймов и 8-х долей дюйма в миллиметры 1.13. Перевод миллиметров в дюймы II. Сведения о пласте и пластовых флюидах 2.1. Геохронологическая таблица. Классификация осадочных пород 2.2. Плотность основных породообразующих минералов 2.3. Пористость горных пород 2.4. Удельное электрическое сопротивление различных вод и горны 2.5. Соотношение между применяемыми единицами расхода 2.6. Скорость оседания в воде частиц горных пород различной круп 2.7. Стандартные сита 2.8. Свойства газов, входящих в состав природного газа 2.9. Формулы для пересчета вязкости в условных единицах в кине динамическую вязкость 2.10. Средние значения теплотворной способности различных видо 2.11. Вязкость и плотность пресной воды при различных температу Справочник инженера по добыче нефти Стр.16 УГНТУ НК ЮКОС 2.12. Расчет водородного показателя (рН) воды III. Оборудование для добычи нефти 3.1. конструкция скважин 3.2. Обсадные трубы и муфты к ним 3.3. Насосно–компрессорные трубы (НКТ) и муфты к ним 3.4. Справочные данные для расчета колонны труб 3.5. Глубины спуска НКТ в скважинах 3.6. Характеристика труб, применяемых в системах сбора и подготовки воды на промыслах 3.7. Устьевая колонная обвязка 3.8. Запорная арматура IV. Фонтанная и компрессорная эксплуатация скважин 4.1. Фонтанная арматура 4.2. Регулирующие устройства 4.3 Расчет фонтанного подъемника 4.4. Конструкции компрессорных подъемников 4.5. Определение пусковых давлений и глубины спуска НКТ при пуске к скважин 4.6. Номограмма А.П. Крылова для расчета компрессорного подъемника 4.7. Плунжерный лифт V. Эксплуатация скважин установками штанговых насосов 5.1. Характеристика отечественных станков – качалок (СК) Справочник инженера по добыче нефти Стр.17 УГНТУ НК ЮКОС 5.2. Вставные и невставные (трубные) насосы 5.3. Сведения о типах и характеристиках штанговых скважин выпускаемых по стандарту API 5.4. Справочные данные для подбора насосов 5.5. Насосные штанги 5.6. Выбор конструкции штанговой колонны 5.7. Теоретическая производительность насосов при работе станко 5.8. Выбор типа станка – качалки (СК) 5.9. Расчет мощностей двигателя к станкам – качалкам VI. Эксплуатация скважин погружными электронасосами 6.1. Характеристика погружных центробежных электронасосов (ЭЦН 6.2. Характеристика винтовых насосов (ЭВН) 6.3. Характеристика диафрагменных насосов (ЭДН) 6.4. Характеристика электрических двигателей 6.5. Характеристика электрических кабелей 6.6. Вспомогательное оборудование скважинных электроустановок 6.7. Выбор типоразмера, глубины спуска в скважину и режима раб ЭЦН VII. Исследование скважин и пластов 7.1. Исследование скважин 7.2. Основные фильтрационные параметры пластов, пластовых фл 7.3. Определение положения уровня жидкости в затрубном скважины 7.4. Расчет забойного давления в скважине Справочник инженера по добыче нефти Стр.18 УГНТУ НК ЮКОС 7.5. Определение коэффициента продуктивности скважины и фи параметров призабойной зоны пласта 7.6. Определение фильтрационных параметров пласта в области скважины методом КВД 7.7. Оценка состояния ПЗП с применением гидродинамических методов 7.8. Определение потенциала скважины 7.9. Контрольно-измерительные приборы и средства автоматизаци 7.10. Применение геофизических методов при исследованиях скваж VIII. Текущий и капитальный ремонт скважин 8.1. Классификация работ по ремонту скважин и увеличению нефтеотдачи 8.2. Характеристика подъемных агрегатов для ремонта скважин 8.3. Оборудование для вращения инструмента и труб 8.4. Цементировочные агрегаты 8.5. Насосные агрегаты 8.6. Смесительные установки 8.7. Автоцистерны 8.8. Схема расстановки оборудования при ремонте скважин 8.9. Долота 8.10. Ловильный инструмент 8.11. Пакеры 8.12. Противовыбросовое оборудование Справочник инженера по добыче нефти Стр.19 УГНТУ НК ЮКОС 8.13. Промывка ствола скважины. Гидравлический расчет промывки 8.14. Кислотные обработки скважин 8.15. Гидравлический разрыв пласта 8.16. Борьба и предупреждение осложнений при добыче нефти (со парафины) 8.17. Жидкости для промывки и глушения скважин 8.18. Технология глушения скважин перед ремонтами 8.19. Сведения об объемах различных участков ствола скважины 8.20. Освоение скважин после ремонтов IX. Сбор и подготовка скважинной продукции 9.1. Системы сбора и подготовки продукции скважин 9.2. Нормы качества товарной продукции нефтегазодобывающих пр 9.3. Установки системы сбора нефти 9.4. Установки системы подготовки нефти Х. Поддержание пластового давления (ППД) на нефтяных залежа 10.1.Принципиальная схема системы ППД 10.2. Система трубопроводов ППД 10.3. Напорные трубы 10.4. Насосные станции и установки для закачки 10.5. Резервуары-отстойники 10.6. Оборудование нагнетательных скважин Справочник инженера по добыче нефти Стр.20 УГНТУ НК ЮКОС XI. Нефтепромысловая спецтехника 11.1. Электромеханизированный трубовоз 11.2. Агрегат для перевозки штанг 11.3. Самопогрузчик промысловый 11.4. Установка для перевозки и перемотки кабеля 11.5. Агрегат для наземного ремонта оборудования ПРИЛОЖЕНИЯ I. ОБЩЕТЕХНИЧЕСКИЕ СВЕДЕНИЯ 1.1. Часто применяющиеся постоянные величины 426 325 219 146 lgA = 0,435.lnA Ве личина 2 3 4 6 :2 :3 :4 :6 n 3,1 416 6,2 0,4 2 0,7 9,4 248 0,9 12, 18, 1,2 7530 1,5 708 0,1 1,0 0,0 - 0,7 e2 1,89509 - 0,5 236 - 0,0 3,94085 0,3 0,1 1,6 487 3 1,3 956 e - 7,3 891 - 0,0 0,3 679 353 e 2,24188 087 2,7 183 1:e 2 1,71900 1,4 646 1:e 2003 856 1,7 724 e 9612 472 0,1 3 ln 1,2 9533 013 0,9 9430 19, 1: 1,0 lgn 9,8 696 7392 2 9921 8496 n 2 2 7427 5664 :3 1: Ве личина 9818 174 60 lgn 9715 832 :1 80 lnA = 2,3.lgA 2,3 - 1,00570 0,2 4857 0,1 6572 0,4 3429 - 1,56571 0,8 6859 - 1,13141 0,2 1715 0,1 4476 0,3 Справочник инженера по добыче нефти Стр.21 УГНТУ НК ЮКОС 183 1:2 0258 ln 1,20182 - 0,1 061 10 - 0,1 592 1:3 1,50825 1,02573 1,1 4473 1:4 6222 0,0 5870 - 0,0 796 2,90079 Абсолютный нуль температуры . . . . . . . . . . . . . . . . . . . -273,16 0С Авогадро число, N0 (число молекул в 1г-моль газа) . . . 6,023.1023 Больцмана постоянная, k=R/N0 . . . . . . . . . . 1,3805.10-16 эрг.град-1 Гравитационная постоянная, G . . . . . . . . . . . . 6,67.10-8 дин.см2.г-2 Коэффициент теплового расширения идеальных газов . ..0,00366 Лошмита число, n0 (число молекул в 1 м3 идеального газа при 0 0С и 0,1МПа) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .2,687 .1025 Механический эквивалент теплоты, I . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 4,182.1010эрг = 4,182кДж = 1ккал Объем грамм-молекулы идеального газа (при 0 0С и 0,1 МПа) . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 22,412л Скорость звука в сухом воздухе (при 0 0С) . . . . . . . . . . 331,36м/с Скорость света в пустоте . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .299776км/с Тепловой коэффициент работы, А . . . . . . . . . 0,239.10-7кал = 1эрг Ускорение силы тяжести (широта 450 и уровень моря) . .9,81м/с2 1.2. Решение уравнений Таблица 1.2 Справочник инженера по добыче нефти Стр.22 УГНТУ НК ЮКОС Система уравнений 1-й степени с двумя неизвестными x a1 x b1 y c1 a2 x b2 y c2 y ax 2 0, Неполные квадратные уравнения c1b2 c 2 b1 a1b2 a 2 b1 , a1c2 a 2 c1 a1b2 a 2 b1 x1 0, x1, 2 0, ax bx 0, 2 ax 2 c 0 c x1, 2 , a Полное квадратное уравнение: 1) общая формула ax 2 bx c 0 , x1, 2 2) b четное b b 2 4ac 2a x1, 2 (b = 2k) ax 2 2kx с 0, k k ac , a 2 x1, 2 p p q 2 2 3) приведенная формула x 2 px c 0 Справочник инженера по добыче нефти Стр.23 УГНТУ НК ЮКОС Биквадратное уравнение a 4 x bx 2 c 0 b b 2 4ac y , 2a x1,2,3,4 y Справочник инженера по добыче нефти Стр.24 УГНТУ НК ЮКОС 1.3. Функции важнейших углов Четверти Угол градусы радианы 0 0 Sin Cos Tg 0 1 0 Ctg 3 I 30 1 3 45 3 0 3 3 1 3 Справочник инженера по добыче нефти Стр.25 УГНТУ НК ЮКОС 60 90 II 120 1 6 1 4 1 3 1 2 2 3 3 4 5 6 1 2 2 2 3 2 1 3 2 2 2 1 2 0 3 2 2 2 1 2 0 1 2 2 2 3 2 1 3 3 1 3 3 1 3 3 0 135 150 Справочник инженера по добыче нефти Стр.26 180 УГНТУ НК ЮКОС Продолжение таблицы 1.3 Четверти Угол градусы радианы 180 210 III 235 240 1 1 6 1 1 4 1 1 3 1 1 2 2 1 3 3 1 4 5 1 6 2 Sin 1 0 1 2 2 2 3 2 1 3 3 2 2 1 2 0 Cos 3 2 2 2 1 2 0 1 2 Tg 2 2 3 2 1 0 3 3 Ctg 3 1 3 1 3 1 3 3 0 Справочник инженера по добыче нефти Стр.27 УГНТУ НК ЮКОС 270 3 3 0 300 3 3 1 315 3 330 360 Справочник инженера по добыче нефти Стр.28 УГНТУ НК ЮКОС 1.4. Обозначения физических единиц измерения Таблица 1.4 Название Ампер Ангстрем Обозначение а Литр Название Обозначение л А Люкс лк Атмосфера атм Люмен лм Ватт Вт Метр м Вольт В Микрон Гаусс Гс Миллиметр мм Генри Гн Минута мин Герц Гц Ньютон н Грамм г Ом Ом Джоуль Дж Паскаль Па Дина дин Сантиметр см Калория кал Секунда с Киловатт кВт Сименс сим Киловатт-час кВт-ч Стен сн Справочник инженера по добыче нефти Стр.29 УГНТУ НК ЮКОС Киловольт кВ Тонна т Килограмм кг Фарада Ф Километр км Час ч к Эрг эрг Кулон 1.5. Основные механические единицы Таблица 1.5 Название Система единиц СИ Сила Н = кгм/с Работа Дж = Нм = кгм/с2м Мощность Дж/с 2 Справочник инженера по добыче нефти Стр.30 УГНТУ НК ЮКОС Давление 1атм = 760мм рт. столба=105Па = 0,1МПа Скорость м/с Ускорение м/с2 Расход (массы) кг/с Расход (объема) м3/с Момент силы Нм Момент инерции кгм2 Момент количества движения кгм2/с Справочник инженера по добыче нефти Стр.31 УГНТУ НК ЮКОС 1.6. Соотношение единицами между основными механическими Таблица 1.6 Соотношения между внесистемной и международной системами единиц Величина Вн есистемные единицы Е диницы системы СИ 1 2 3 Длина м м Площадь м2 2 Объем м3 3 Масса т Время с с А А К К кгс Н Сила электрического тока Термодинамическая температура Сила тяжести, вес к г кг/ к г/м3 г/с м3 Удельный вес Давление Объемный расход Работа, энергия кгс /м3 Н /м3 ат, кгс/см2 П а м3 /сут м /с 3 кгс м 4 м т/ дм3 Коэффициент пересчета единиц измерений м м3 Плотность измерения Д ж 1кгс = 9,80665Н 1т/м3 = 103кг/м3 1кг/дм3 = 103кг/м3 1г/см3 = 3 10 кг/м3 1кгс/м3 = 9,80665 Н/м3 1ат = 1кгс/см2 = = 0,980665105Па 1м3/сут = 11,5710-6 м3/с 1кгсм = 9,80665Дж Справочник инженера по добыче нефти Стр.32 УГНТУ НК ЮКОС 1 Мощность 2 м/с 3 кгс В т В л. т с. Количество теплоты кк Д ал ж П Динамическая вязкость, Кинематическая вязкость Продолжение таблицы 1.6 4 П 1кгсм/с=9,80665 Вт 1л.с. = 735,499Вт 1ккал = 4186,8Дж 1П = 0,1Пас ас Ст 1Ст = 10-4м2/с м /с 2 Поверхностное натяжение Коэффициент сжимаемости Коэффициент пьезопроводности ди Удельная теплота Теплоемкость (энтропия) м 1/ ат /Н 2 см /с м /с 2 2 Д см сП м3 1м3/сут (кгс/см2) =1,17810Па 10 3 с м /Пас м3 /сут (кгс/см2) кк ал/кг Д ж/кг кк Д ж/К ал/С ал/м2 1см2/с = 10-4м2/с м3 Па с кк Коэффициент теплоотдачи 1дин/см = 10-3Н/м /м Коэффициент гидропроводности Коэффициент продуктивности Н н/см В т/м2К 1ккал/кг = 4186,6 Дж/кг 1ккал/С = 4186,6 Дж/К 1ккал/м2чС = = 1,163Вт/м2 К ч С кк Коэффициент теплопроводности В ал/м ч т/мК Д 2 1ккал/мч С = = 1,163Вт/м К С Коэффициент проницаемости горной породы м 1Д = 1,0210-12м2 Справочник инженера по добыче нефти Стр.33 УГНТУ НК ЮКОС 1.7. Некоторые химические элементы и их свойства Таблица 1.7 Название 1 Азот Порядковый номер 2 17 Символ Атомный вес 3 N 4 14,008 Температура, оС плавления кипения 5 6 -210 -195,8 * 7 1,25* Алюминий 13 Al 26,97 658 2500 2,70 Аргон 18 Ar 39,94 -189,4 -185,8 1,78* Барий 56 Ba 137,36 704 1540 3,5 Бериллий 4 Be 9,02 1285 2970 1,9 Бор 5 B 10,82 2300 2550 Бром 35 Br 79,92 -5,7 59 3,3 крист.2,3 аморф. 3,12 Справочник инженера по добыче нефти Стр.34 УГНТУ НК ЮКОС Ванадий 23 V 50,95 1710 3000 5,8 Висмут 83 Bi 209,00 271,3 1560 9,8 Водород 1 H 1,008 259,4 -252,7 0,009* Вольфрам 74 W 184,0 3370 5900 19,3 Гелий 2 He 4,003 -268,9 0,18 Железо 26 Fe 55,86 1535 3000 7,87 Золото 79 Au 197,2 1063 2966 19,3 Йод 53 J 126,92 113,5 184,35 4,93 Кадмий 48 Cd 112,41 320,9 767 8,65 Калий 19 K 39,096 63 760 0,86 Кальций 20 Ca 40,06 850 1440 1,54 -272,2(2,6МПа) Справочник инженера по добыче нефти Стр.35 УГНТУ НК ЮКОС Продолжение таблицы 1.7 1 2 3 4 5 6 7 Кислород 8 O 16,00 -218,8 -182,97 1,43* Кобальт 27 Co 58,94 1490 2900 8,9 Кремний 14 Si 28,06 1415 2287 2,4 Криптон 36 Kr 3,7 -157 -152,9 3,74* Ксенон 54 Xe 131,3 -111,5 -108 5,89* Литий 3 Li 6,94 186 1336 0,53 Магний 12 Mg 24,32 651 615 1,74 Марганец 25 Mn 54,93 1250 2151 7,4 Медь 29 Cu 63,54 1083,2 2595 8,9 Справочник инженера по добыче нефти Стр.36 УГНТУ НК ЮКОС Молибден 42 Mo 95,95 2625 3700 10,2 Мышьяк 33 As 74,91 817 (3,6МПа) 615 (возг.) 5,73 Натрий 11 Na 22,997 97,7 880 0,97 Неон 10 Ne 20,18 -248,6 -245,9 0,90* Никель 28 Ni 58,69 1455 2900 8,9 Олово 50 Sn 118,70 231,9 2270 7,30 Платина 78 Pt 195,23 1773,5 4400 21,45 Радий 88 Ra 226,05 960 1140 5,0 Ртуть 80 Hg 200,61 -38,87 356,9 13,55 Рубидий 37 Rb 85,48 38,5 700 1,53 Свинец 82 Pd 207,21 327,4 1744 11,34 Справочник инженера по добыче нефти Стр.37 УГНТУ Селен НК ЮКОС 34 Se 78,96 220,1 685 4,81 Продолжение таблицы 1.7 2 3 4 5 6 7 Сера 1 34 S 32,006 220,1 444,6 4,81 Cеребро 47 Ag 107,88 960,5 2000 10,49 Стронций 38 Sr 87,63 770 1370 2,60 Сурьма 51 Sb 121,76 630,5 1635 6,62 Титан 22 Ti 47,90 1800 5100 4,54 Углерод 6 C 12,01 3500 3500 (возг.) 3,51 (возг.) (алмаз) 1,8-2,1 Справочник инженера по добыче нефти Стр.38 УГНТУ НК ЮКОС (аморф) 3500 Уран 92 U 2,25(графит) 238,07 1133 280,5 18,7 30,98 44,2 -188,2 1,82 (белый) P Фосфор 15 F CL Фтор 9 Cr 19,00 -218 -34 1,696* Хлор 17 Zn 35,457 -101 2200 3,21 Хром 24 52,01 1800 907 7,14 Цинк 30 65,38 419,5 7,14 Обозначение: * – плотность твердых и жидких элементов в г/см3 при 20оС газообразных элементов в г/л (обозначены *) при 0оС и 760мм.рт.столба. или плотность Справочник инженера по добыче нефти Стр.39 УГНТУ НК ЮКОС 1.8. Плотность некоторых твердых и жидких тел Таблица 1.8 Плотность, Наименование Плотность, Наименование кг/м3 кг/м3 Асбест Алебастр Алмаз Алюминий Асфальт Баббит Барий 2100–2800 Золото 2300–2800 3400–3600 2700 1100–1500 7100 Пробка Ртуть Свинец Серебро Сера 240 1360 11340 10500 1950 –2000 Слюда 2600–3200 3600 Бензин 680 – 750 Бетон Бронза 1800–2450 7400–8800 Бумага 700 – 1200 Вода морская Платина Уголь каменный Уксусная кислота 1020– 1030 21400 1200–1500 1049 Глина 1500– 2600 Гравий Гранит 1800–2000 2500–3000 Дерево Плотность, Наименование Соль поваренная Спирт Сталь Углерод 19300 Кирпич Карбид кальция Каучук Кварц Керосин Медь красная Мел Молибден Натрий Нафталин Никель Нитроглице рин 8800 1800–2600 10200 970 1150 8800 1600 2200 Нефть 800– 980 7900 7860 Олово Парафин 7200 807 – 910 Песок сухой 1400–1650 300 – 900 Пемза 400 – 900 1900–2800 Платина Уголь каменный Уксусная кислота 1900– 2300 графит Уголь древесный Известняк Известь гашенная кг/м3 1180 –1250 1400–1505 2260 Уран 930 2650 Фосфор Хром 780– 820 Целлулоид 21400 1200–1500 1049 18900 1200–2200 6700 1400 Справочник инженера по добыче нефти Стр.40 УГНТУ НК ЮКОС сухое: Латунь - береза 500 – 800 - ель 400 – 700 - дуб 700 – 1030 Железопрокат 7600–7800 8500 -8600 Цемент 1250–2300 Лед 910 Цинк 6800–7300 Магний 1740 Чугун 6600–8800 Шамотный Земля сухая 1000–2000 Марганец 7300 1850 камень Справочник инженера по добыче нефти Стр.41 1.9. Средние температурные поправки Таблица 1.9 Плотность, кг/м3 Температурная поправка на один градус Плотность, кг/м3 Температурная поправка на один градус 700 – 710 0,897 850 - 860 0,699 710 - 720 0,884 860 - 870 0,686 720 - 730 0,870 870 - 880 0,673 730 - 740 0,857 880 - 890 0,660 740 - 750 0,844 890 - 900 0,647 750 - 760 0,831 900 - 910 0,633 760 - 770 0,818 910 - 920 0,620 770 - 780 0,805 920 - 930 0,607 780 - 790 0,792 930 - 940 0,594 790 - 800 0,778 940 - 950 0,581 800 - 810 0,765 950 - 960 0,568 810 - 820 0,752 960 - 970 0,555 820 - 830 0,738 970 - 980 0,542 830 - 840 0,725 980 - 990 0,529 840 – 850 0,712 990 - 1000 0,518 УГНТУ НК ЮКОС 1.10. Некоторые практические электротехнических расчетов данные для Таблица 1.10.1 Воздушные и кабельные линии Напряжение, кВ Сечение, мм2 Индуктивное 5 10 35 110 35-70 35-70 35-70 70-120 0,37 0,37 0,40 0,42 0,015 0,025 0,10 - 0,52 – 0,71 – 0,72 0,87 3,8 - сопротивление воздушных линий, Ом/ км Емкостный ток заземления воздушных линий, А/км Емкостный ток заземления кабельных линий, А/км Потеря напряжение в линии: U PR QX кв , U Справочник инженера по добыче нефти Стр.43 УГНТУ НК ЮКОС где U – линейное напряжение, кВ; P и Q – активная и реактивная нагрузка, мгВт и мгВА; R и X – активное и реактивное сопротивление, Ом. Упрощенная формула для приближенного подсчета (при cos = 0,8 и Х = 0,4Ом/км): U Sl a b , 2 U s где U – линейное напряжение, кВ; S – нагрузка (кажущаяся), мгВА; L – длина линии, км; s – сечение проводов, мм2; a – для медных проводов =1430, для алюминиевых = 2360; b - для воздушных линий = 24, для кабеля 6 10 кВ = 4,5. Допустимые аварийные перегрузки оборудования Таблица 1.10.2 Генераторы и электродвигатели I I пер н t где I пер Iн 1,15 1,2 1,25 1,3 1,4 1,5 8 6 5 4 3 2 - кратность перегрузки или двигателя потоку, t – время, в течении которого допустима данная перегрузка, мин. Справочник инженера по добыче нефти Стр.44 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 1.10.3 Трансформаторы Перегрузка 1,3 1,6 1,75 2 3 2 часа 45 мин 20 мин 10 мин 1,5мин (кратность) Время Таблица 1.10.4 Кабели Перегрузка, % 110 2 часа 115 2 часа Время (кабели до 3кВ) (кабели 6 и 10кВ) 1.11. Перевод английских мер в метрические Таблица 1.11.1 Справочник инженера по добыче нефти Стр.45 УГНТУ НК ЮКОС Коэффициенты перевода наиболее употребительных в нефтепромысловом деле метрических мер в англо-американские Русское наименование № п/ п полно е П окращен ное нглийск ий с перевод 1 2 3 1 метр м А ереводн ый к оэффиц иент 4 m Размерн ость в англоамериканских мерах олная 5 3 ,2808 eter oot 7 f 0 y d m ile n 2 киломе тр к м 8 t y ard ,5395 окра щенн ая 6 f 1 ,0936 Примечание с п m autical k ilometer m ile s m tatute квадрат 3 ный метр квадрат 4 ный сантиметр 5 гектар м 2 s quare meter 1 0,7640 с 0 м2 ,1550 г а h ectare 2 ,4700 3 5,3107 1 ,3079 6 ,2893 кубичес 6 кий метр м 3 с ubic meter 6 ,1104 2 27,2 s quare foot s quare inch a cre c ubic foot c ubic yard b arrel b arrel g allon 2 64,2 2 7 литр л ,03531 iter c u ft c u yd bl b al g US A сыпучие тела g US A жидкие те ла g al с ubic foot c u ft b arrel US b A нефтепродукты bl g 0 ,00629 a c al allon 0 l s q in. g allon 19,9 s q ft bl US b A нефтепродукты Справочник инженера по добыче нефти Стр.46 УГНТУ 0 ,2272 g allon 0 ,2642 кубичес 8 кий сантиметр килогра 9 мм с ,06102 к k г ilogram 2 ,204 0 1 тонна 0 т m ,9842 etric ton 1 ,102 метр/ча 1 с 1 /ч м m eter/ hour 3 ,2808 m 2 1 метр/ секунду м eter/ /с 3 s ,2808 econd 1 3 киломе тр/ час м/ч к ilome-ter/ hour k 6 ,2893 3 c 4 1 кубичес кий метр/час 3 /ч 5,3107 м ubic meter/ hour 2 64,2 1 5 литр/ секунду л /с l iter/ second 1 5,873 1 6 килогра мм/ квадрат ный сантиметр 7 килогра 1 мм/кубический метр к г/ м 2 г/м3 k ilogram/ square с santimeter к ilogram/c ubic 1 4,224 k 0 ,06243 c ubic inch p ound l ong ton s hort ton f eet/ h our f eet/ s econd b arrels/ h our c ubic feet/ h our g allons/ h our g allons/ m inute b arrels/ m inute b arrels/ m inute p ounds/ s quare inch p ounds/ c тела) US g allon 0 м3 al НК ЮКОС g A (сыпучиеUS g A (жидкие те al ла) c u in. l b ко ммерческий t t f t per hr f t per s ec US A (нефтепродукт ы) b bls per hr c u ft per hr g al per hr c fd US g A (жидкие те pm bls per min ла) US b A (нефтепродукт ы) p si p cf Справочник инженера по добыче нефти Стр.47 УГНТУ НК ЮКОС meter ubic foot p 0 US ounds/ ,00834 p A (жидкие g те pg ла) allon 1 килогра мм/метр 8 к г/м k p ilogram/ meter 0 US A (нефтепродукты) ounds/ ,3505 b arrel 0 ,6719 p ounds/ foot pf p p ound-foot b-ft k 9 0 1 килогра мм-сила-метр кilogramforcemeter гсс*м миллиг 2 рамм/ квадрат ный сантиметр 7 ,233 м г/ 0 с ,2048 м2 p ounds per bs/ 100 square 00 sq ft feet m 2 лошади ная сила 1 л etric horsepower .с. 0 ,9863 l l 1 h h orsepower p 1.12. Перевод дюймов и 8-х долей дюйма в миллиметры 1 дюйм = 25,4мм Д 0 юймы 1 /8 1 /4 3 /8 1 /2 Таблица 1.12 3 7 5 /8 /4 /8 Миллиметры 0 1 2 0 ,0 3 ,2 2 5,4 2 8,6 5 6 ,4 3 1,8 5 9 ,5 3 4,9 5 1 2,7 3 8,1 6 1 5,9 4 1,3 6 1 9,1 4 4,5 6 2 2,2 4 7,6 6 Справочник инженера по добыче нефти Стр.48 7 УГНТУ 0,8 3 4 5 6 7 8 9 7 6,2 52,4 55,6 77,8 80,9 2 03,2 04,8 3 30,2 1 4 55,6 1 5 80,9 1 6 4 1 7 1 8 1 4 4 4 4 92,1 4 54,0 4 76,2 4 98,5 4 28,6 4 4 4 95,3 4 50,8 73,7 4 03,2 25,4 4 4 69,9 77,8 00,0 47,7 3 4 4 4 52,4 74,6 22,3 44,5 66,7 4 88,9 4 3 3 3 96,9 19,1 41,3 63,5 4 85,8 4 27,0 49,2 71,5 3 3 3 3 93,7 15,9 4 4 4 82,6 4 38,1 60,4 68,3 01,6 23,9 46,1 3 3 3 3 3 90,5 12,7 4 4 57,2 65,1 87,3 34,9 42,9 76,2 98,4 20,7 2 2 3 3 3 3 4 4 31,8 39,7 61,9 09,6 17,5 50,8 73,1 95,3 2 2 2 3 3 3 3 84,2 06,4 14,3 36,5 58,8 92,1 25,4 47,7 69,9 2 2 2 2 3 3 3 3 88,9 11,1 33,4 66,7 00,0 23,3 44,5 2 2 2 2 2 3 3 3 63,5 85,7 07,9 41,3 74,6 96,9 19,1 1 1 2 2 2 2 3 3 38,1 60,4 82,6 15,9 49,2 71,4 93,7 1 1 1 2 2 2 2 3 12,7 34,9 57,2 90,5 23,8 46,1 68,3 1 1 1 1 2 2 2 2 87,3 09,6 31,8 65,1 8,4 20,7 42,9 9 1 1 1 1 2 2 2 1 84,2 06,4 28,6 61,9 5,2 17,5 39,7 НК ЮКОС 3,0 9 1 1 1 1 2 2 79,4 2 58,8 2,1 14,3 36,5 9,9 9 1 1 1 1 8,9 11,1 33,3 6,7 8 1 1 1 1 5,7 07,9 30,2 3,5 8 1 1 1 1 2,5 04,8 27,0 0,3 8 1 1 54,0 1 9 9,4 01,6 1 7,1 7 1 1 0 3,9 4 79,4 5 01,6 5 04,8 Справочник инженера по добыче нефти Стр.49 УГНТУ 2 0 5 07,9 2 1 1 7 4 31,8 1 8 2 5 11,2 2 5 36,6 5 5 61,9 5 65,1 5 5 5 71,5 5 30,2 5 52,4 5 74,7 5 04,8 27,0 49,3 5 68,3 5 5 5 46,1 4 79,4 01,6 23,9 5 42,9 4 4 5 20,7 4 54,0 76,2 98,5 5 17,5 39,7 5 58,8 5 4 4 4 95,3 4 28,6 50,8 73,7 4 92,1 14,3 5 33,4 4 4 4 4 69,9 5 81,0 25,4 47,7 4 66,7 88,9 5 2 1 4 85,8 07,9 4 63,5 4 82,6 0 4 60,4 5 4 4 44,5 5 55,6 77,8 22,3 4 41,3 5 5 4 19,1 30,2 52,4 74,7 4 4 5 5 71,5 15,9 38,1 4 1 9 4 34,9 57,2 4 27,0 49,3 5 68,3 12,7 5 46,1 НК ЮКОС 5 5 5 23,9 5 5 4 09,6 5 20,7 42,9 65,1 4 06,4 5 5 61,9 5 17,5 39,7 5 1 6 5 36,6 58,8 5 14,3 5 2 2 11,2 33,4 2 5 5 55,6 5 77,8 5 81,0 1.13. Перевод миллиметров в дюймы Таблица 1.13.1 Перевод миллиметров в дюймы и 8-е долей дюйма Мил лиметры 0 Д юймы 0 Милл иметры 120,7 Д юймы 4 Милл иметры 238,1 3/4 3,2 1 123,8 /8 6,4 4 127,0 241,3 5 244,5 3 130,2 1 133,3 5 254,0 5 142,8 257,2 5 146,1 260,4 1 5 149,2 1/8 31,8 263,5 152,4 1 0 3/8 5 266,7 7/8 1 1/4 1 0 1/4 3/4 28,6 1 0 1/8 5/8 1 1 0 1/2 7 9 7/8 5 139,7 /8 25,4 250,8 3/8 3 9 3/4 5 136,5 /4 22,2 247,7 1/4 /8 19,1 5 1/8 /2 15,9 9 5/8 /8 12,7 9 1/2 /4 9,5 9 3/8 7/8 1 Д юймы 1 0 1/2 6 269,9 1 0 5/8 Справочник инженера по добыче нефти Стр.50 УГНТУ 38,1 1 155,6 1 158,8 1/2 41,3 1 161,9 276,2 6 279,4 6 282,6 6 285,7 6 288,9 6 292,1 7 295,3 7 298,4 7 301,6 7 304,8 7 307,9 7 311,1 7 314,3 7 317,5 8 320,7 8 323,9 8 327,0 8 330,2 8 333,4 8 336,5 8 339,7 8 342,9 9 346,1 9 349,2 9 352,4 3/8 1 165,1 7/8 50,8 6 1/4 3/4 47,6 273,1 1/8 5/8 44,5 6 1/2 2 168,3 5/8 53,9 2 171,4 1/8 57,1 3/4 2 174,6 1/4 60,3 7/8 2 177,8 2 180,9 3/8 63,5 1/2 66,7 1/8 2 184,2 5/8 69,9 1/4 2 187,3 3/4 73,0 3/8 2 190,5 7/8 76,2 1/2 3 193,7 5/8 79,4 3 196,9 1/8 82,5 3/4 3 200,0 1/4 85,7 7/8 3 203,2 3 206,4 3/8 88,9 1/2 92,1 1/8 3 209,6 5/8 95,2 1/4 3 212,7 3/4 98,4 3/8 3 215,9 7/8 101, 1/2 4 219,1 6 5/8 104, 8 4 107, 9 3/4 4 225,4 1/4 111, 1 7/8 4 228,6 4 231,8 3/8 114, 3 1/2 117, 3 223,3 1/8 1/8 4 5/8 234,9 1/4 НК ЮКОС 1 0 3/4 1 0 7/8 1 1 1 1 1/8 1 1 1/4 1 1 3/8 1 1 1/2 1 1 5/8 1 1 3/4 1 1 7/8 1 2 1 2 1/8 1 2 1/4 1 2 3/8 1 2 1/2 1 2 5/8 1 2 3/4 1 2 7/8 1 3 1 3 1/8 1 3 1/4 1 3 3/8 1 3 1/2 1 3 5/8 1 3 3/4 1 3 7/8 Справочник инженера по добыче нефти Стр.51 УГНТУ НК ЮКОС II. СВЕДЕНИЯ О ПЛАСТЕ И ПЛАСТОВЫХ ФЛЮИДАХ 2.1. Геохронологическая осадочных пород таблица. Классификация Таблица 2.1.1 Геохронологическая таблица Эра Кайнозойская Период Эпоха Четвертичный (антропогеновый) Голоценовая Плейстоценовая Плиоценовая Миоценовая Олигоценовая Эоценовая Палеоценовая Позднемеловая Раннемеловая Позднеюрская Среднеюрская Раннеюрская Позднетриасовая Среднетриасовая Раннетриасовая Позднепермская Раннепермская Позднекаменноугольная Среднекаменноугольная Раннекаменоугольная Неогеновый Палеогеновый Меловый Мезозойская Юрский Позднепалеозойская Раннепалеозойск ая Палеозойская Триасовый Пермский Каменноугольный (карбон) Девонский Силурийский Ордовиковый Позднесилурийская Раннесилурийская Позднеордовиковская Среднеордовиковская Раннеордовиковская 2 26 67 137 195 240 285 360 410 440 500 Кембрийский Позднекембрийская Среднекембрийская Раннекембрийская 570 Позднепротерозойский Вендская Позднерифейская Среднерифейская Раннерифейская 1600 Среднепротозойский Раннепротозойский - 1900 2600 - - >2600 Протерозойская Архирейская Позднедевонская Среднедевонская Раннедевонская Возраст, млн. лет Справочник инженера по добыче нефти Стр.52 УГНТУ НК ЮКОС По происхождению горные породы делятся на: магматические, метаморфические и осадочные. Магматические горные породы – образовались в результате застывания на поверхности или в недрах земной коры силикатного расплава (магмы). К типичным представителям магматических пород относятся базальты и граниты. Метаморфические горные породы – образовались из осадочных и магматических горных пород при их погружении в толщу земной коры, где под влиянием высоких давлений и температур они приобрели кристаллическую структуру. К типичным представителям метаморфических горных пород относятся кварциты, мраморы, яшмы, сланцы и гнейсы. Осадочные горные породы – образовались в результате механического и химического воздействия воды и ветра на магматические породы и состоят из их частиц различной формы, а также остатков животных и растений. Классификация осадочных горных пород: I. Обломочные горные породы. II. Хемогенные горные породы: 1. Карбонатные (известняки химического известковые туфы – доломиты, сидериты). происхождения, 2. Кремнистые (кремнистые туфы). 3. Железистые (бурый железняк). 4. Галоидные (каменная соль, сильвинит). 5. Сульфатные (ангидрит, гипс). 6. Аллитные (латерит, боксид). 7. Фосфатные (фосфориты). 8. Каустобиолиты (торф, ископаемый уголь, нефть, асфальт, горючие сланцы, газ). III. Органогенные: Справочник инженера по добыче нефти Стр.53 УГНТУ НК ЮКОС 1. Карбонатные (известняки). 2. Кремнистые (диатомит, трепел). IV. Смешанного происхождения песчаные известняки, мергели, опоки). (известняковые песчаники, Таблица 2.1.2 Классификация осадочных пород по фракционному составу Размеры фракций, мм Зернистость Менее 0,0001 Тонкодисперсная 0,001 – 0,010 Крупнопелитовая Название породы Глины Слабо 0,01 – 0,05 Мелкозернистая Несцементир ованные 0,05 – 0,10 Крупнозернистая Алеврит сцементирова нные Алевролит Справочник инженера по добыче нефти Стр.54 УГНТУ НК ЮКОС 0,10 – 0,25 Мелкозернистая Песок Песчаник 0,24 – 0,5 Среднезернистая 0,5 – 1,0 Крупнозернистая 1,0 – 2,5 Мелкая 2,5 – 5,0 Средняя Несцементир ованные Сцементиров анные Несцем ентиров анные Сцементи рованные 5 -10 Крупная Гравий Гравелит Дресва Дресвяник 10 – 25 Мелкая 25 – 50 Средняя Галька Конгломерат Щебень Брекчия 50 - 100 Крупная Окатанные Не окатанные 100 - 1000 Валуны Валунные конгломераты 1000 Глыбы Глыбовые конгломераты 2.2. Плотность основных породообразующих минералов Название Химический состав Таблица 2.2 Плотность, кг/м3 Справочник инженера по добыче нефти Стр.55 УГНТУ Кварц SiO2 SiO2nH2O Опал Ортоклаз Плагиоклаз Биотит НК ЮКОС 2650 2100–2300 K2Al2Si6O16 2580 (Ca,Na) Al2Si6O16 2600–2700 (H,K) (Mg, Fe) Al2Si3O12 2700–3100 HKAl2Si3O12 2760–3000 (Ca, Mg, Fe) OAl2O3SiO2 2900–3400 (Mg, Fe) OSiO2 3200–3600 H4 (Mg, Fe)3S2O9 2500–2650 Мусковит Роговая обманка (авгит) Оливин Серпентин Хлорит Производные Гипс алюмокремниевой кислоты 2700–2900 Кальцит CaSO42H2O 2200–2400 Доломит CaCO3 2600–2800 Каолин CaCO3MgCO3 2850–2950 Бурый железняк H2Al2Si2O3H2O 2600–2630 Fe2O3nH2O 3400–4000 Пирит Марказит FeS2 Гематит FeS2 Магнетит F2O3 Корунд Fe2O3FeO или Fe3O4 Магнезит Al2O3 Гранат MgCO3 Авгит Fe3Al2(SiO4)3 Тальк Ca(Mg,Fe,Al)(Si,Al)2O6 Альбит Mg3(OH)2Si4O10 Анортит NaAlSi3O8 Нефелин CaAl2Si2O8 Топаз NaAlSiO4 4900-5200 4500–4900 4900–5300 4900–5200 3900–4000 3000–3400 4100–4300 3300–3600 2600–2700 2600 2700 2700 3300–3600 Al2F, OH2 SiO4 2.3. Пористость горных пород Породы Плотность, кг/м3 Таблица 2.3 Коэффициент пористости, % Справочник инженера по добыче нефти Стр.56 УГНТУ Массивнокристалические (пористое пространство за счет трещин): - диорит - гранит мелкокристаллический - гранит крупнокристаллический - сиенит - габбро - базальт Осадочные: - глинистые сланцы - кремнистые сланцы - глины - пески - нефтяной песок (Волго-Уральский регион) - нефтяные пески (Азербайджан) - нефтеносные песчаники (Северный Кавказ) - плотные известняки - оолитовые известняки - нефтеносные известняки и доломиты - доломитизированные известняки - известняки (Волго-Уральский регион) НК ЮКОС 2850-3000 2630-2750 2630-2750 2600-2900 2900-3200 2900-3300 0,25 0,05 - 0,45 0,36 - 0,86 0,50 - 0,60 0,60 - 0,70 0,63 - 1,28 0,54 - 1,40 0,85 - 1,44 6,0 - 50,0 6,0 - 52,0 4,2 - 33,1 18,0 - 52,0 5,5 – 29,2 0,67 - 2,55 13,6 - 16,9 2,0 - 33,0 6,0 - 17,0 0,21 - 30,0 2.4. Удельное электрическое сопротивление различных вод и горных пород Таблица 2.4 Воды и горные породы Сопротивление, Омм Морская вода 0,6 Пресная вода 10 – 100 Глины, содержащие воду 0,5 – 10 Доломит - мергель 102 - 103 Гематит 106 Гранит 108 Кварц 1011 Нефть 1012 2.5. Соотношение между применяемыми единицами расхода Таблица 2.5 Справочник инженера по добыче нефти Стр.57 УГНТУ Единица измерения см3/c л/c НК ЮКОС 3 cм /c л/c л/мин л/час м /мин м3/час 1 10-3 610-2 3,6 610-5 3610-1 1000 л/мин 16,67 -2 1 60 3600 610 16710-4 1 60 10-3 л/час 0,278 27810 16710 1 м3/мин 16670 16,67 1000 м /час 277,8 0,2778 16,67 3 3 -6 -4 3,6 610-2 -7 16710 10-3 60000 1 60 1000 16710-4 1 2.6. Скорость оседания в воде частиц горных пород различной крупности 0,05 0,02 0,01 0,005 Температура , t Диаметр частиц d, мм Таблица 2.6 5 10 15 20 25 30 5 10 20 25 30 5 10 15 20 25 30 5 10 15 20 25 30 Время оседания на пути h при 1, с Скорость оседания v, см/с при 1 2,5 2,7 0,133 0,154 0,177 0,199 0,225 0,249 0,0215 0,0255 0,0325 0,0365 0,0410 0,00538 0,00624 0,00716 0,00810 0,00917 0,01250 0,00134 0,00156 0,00179 0,00203 0,00228 0,00256 0,151 0,175 0,200 0,226 0,253 0,281 0,0255 0,0290 0,0375 0,0420 0,0465 0,00609 0,00707 0,00813 0,00918 0,01039 0,01161 0,00152 0,00177 0,00203 0,00230 0,00260 0,00290 2,5 h = 10 см 2,7 75 64 56 50 44 40 465 392 308 274 244 1860 1600 1395 1235 1070 975 7420 6420 5580 4920 4380 3900 66 57 50 44 39 35 392 345 267 238 115 1640 1415 1230 1090 960 860 6540 5640 4920 4380 3840 3420 h = 30 см 2,5 225 194 168 150 132 120 1395 1176 924 822 732 4980 5800 4185 3605 3210 2925 22260 19260 16740 14760 13140 11700 2,7 198 171 150 132 117 105 1176 1035 801 714 345 4920 4245 3690 3270 2880 2580 19620 16920 14760 13140 11520 10260 2.7. Стандартные сита Справочник инженера по добыче нефти Стр.58 УГНТУ НК ЮКОС При проведении ситового анализа в лабораторных условиях обычно пользуются ткаными проволочными и шелковыми ситами. Размер этих сит определяют по числу отверстий, приходящихся на один линейный дюйм. Таблица 2.7 Стандартные сита Американский стандарт Отечественные Система Тейлора число размер отверстий ячейки, на мм 1 дюйм 10 1,651 № сита размер ячейки, мм число отверстий на 1 см2 диаметр проволоки, мм № сита размер ячейки, мм 4 1,50 16 1,00 14 1,41 5 1,20 25 0,80 16 1,19 12 1,397 6 1,02 36 0,60 18 1,00 14 1,168 8 0,75 64 0,50 20 0,84 16 0,991 10 0,60 100 0,40 25 0,71 20 0,833 11 0,54 121 0,37 30 0,59 24 0,701 12 0,49 144 0,34 35 0,50 28 0,589 14 0,43 196 0,28 40 0,42 32 0,495 16 0,40 256 0,24 45 0,35 35 0,417 20 0,30 400 0,20 50 0,30 42 0,351 24 0,25 576 0,17 60 0,25 48 0,295 30 0,2 900 0,13 70 0,21 60 0,246 40 0,15 1600 0,10 100 0,149 65 0,208 50 0,12 2500 0,08 120 0,125 100 0,147 60 0,102 3600 0,07 140 0,105 115 0,124 70 0,088 4900 0,06 170 0,088 150 0,104 80 0,075 6400 0,05 200 0,074 170 0,088 100 0,060 10000 0,04 230 0,062 200 0,074 2.8. Свойства газов, входящих в состав природного газа Справочник инженера по добыче нефти Стр.59 УГНТУ Параметры газа Молекулярная масса Плотность по воздуху Плотность при 0,1МПа и 00С, кг/м3 Плотность при Ткр и Ркр, кг/м3 Критическая температура, 0С Критическое давление, МПа Объем 1кг газа, м3 Масса 1м3 газа, кг НК ЮКОС Таблица 2.8 Нормал Изопен ьный тан iбутан C5H12 n-C4H10 Метан CH4 Этан С2Н6 Пропан С3Н8 Изобут ан iС4Н10 16,04 30,05 44,06 58,08 58,08 72,15 0,554 1,038 1,523 2,007 2,007 2,491 0,717 1,334 1,967 2,598 2,598 3,046 162 210 25,5 232,5 225,2 - -82,5 33,0 96,6 134,0 152,0 187,8 4,58 1,4 0,714 4,85 0,74 1,35 4,34 0,51 1,97 3,82 0,39 2,85 3,57 0,39 2,85 3,29 0,31 3,22 Продолжение таблицы 2.8 Параметры газа Молекулярная масса Плотность по воздуху Плотность при 0,1МПа и 00С, кг/м3 Плотность при Ткр и Ркр, кг/м3 Критическая температура, 0С Критическое давление, МПа Объем 1кг газа, м Нормал ьный пентан nC5H12 Углекис лый газ СО2 Окись углеро да СО Серово дород Н2S Азот N2 Воздух 72,15 44,01 28,01 34,08 28,02 28,97 2,491 1,529 0,968 1,191 0,967 1,000 3,046 1,997 1,250 1,539 1,250 1,239 232 468 301 - 311 - 197,2 31,1 140,2 100,4 147,0 140,7 3,30 7,29 3,45 8,89 3,35 3,72 0,31 3,22 0,51 1,96 0,80 1,25 0,66 1,52 0,80 1,25 0,78 1,29 3 Масса 1м3 газа, кг 2.9. Формулы для пересчета вязкости в условных единицах в кинематическую и динамическую вязкость Динамическая вязкость определяется по формуле = , где - плотность нефти, - кинематическая вязкость. Справочник инженера по добыче нефти Стр.60 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 2.9 Формулы для пересчета вязкости в условных единицах в вязкость кинематическую Условная единица вязкости Градусы Энглера Секунды Сейболта универсального Секунды Сейболта смоляного (Фурол) Секунды Редвуда торгового стандартный) Секунды Редвуда адмиралтейского Еt Формула для пересчета в кинематическую вязкость, выраженную в стоксах t = 0,07319Et - 0,0631/ Et SUt t = 0,0022 SUt - 1,8/ SUt SFt t = 0,022 SFt - 2,03/ SFt Rt t = 0,00260 Rt - 1.71/ Rt Обозначе-ние RAt t = 0,0239 RAt - 0,403/ RAt Динамическая вязкость пластовой нефти определяется из уравнения н пл = н нас + (рпл – рнас), где - коэффициент, характеризующий изменение вязкости газонасыщенной нефти при изменение давления на 1МПа, мПас/МПа. Коэффициент аппроксимируется следующими уравнениями: 0,0114 ннас при ннас 5мПа с 0,057 0,023 ( ннас 5)при5 ннас 10мПа с 0,0171 0,031 ( ннас 10)при10 ннас 25мПа с 0,643 0,045 ( ннас 25)при 25 ннас 45мПа с 1,539 0,058 ( ннас 45)при 45 ннас 75мПа с 3,286 0,100 ( ннас 75)при75 ннас 85мПа с 2.10. Средние значения теплотворной способности различных видов топлив Виды топлива Плотность, кг/м3 Таблица 2.10 Теплотворная способность, ккал/кг Жидкое: Справочник инженера по добыче нефти Стр.61 УГНТУ - нефть и мазут - керосин - лигроин - бензин - спирт НК ЮКОС 10000 10000 - 10500 10200 11000 5700 - 7100 950 820 750 700 800 Газовое (при 760мм рт. столба): - светильный газ - доменный газ - газ коксовых печей - генераторный газ Твердое: - дрова влажностью 20 - 25% (естественная сушка) - дрова влажностью 30 - 35% - торф кусковой (воздушной сушки) - подмосковный уголь - торфяные брикеты - бурый уголь - каменный уголь - антрацит - кокс каменноугольный - горючий сланец - опилки и стружки 0,52 1,25 0,50 1,02 5500 900 4000 - 5000 1000 - 1300 400 470 3300 2750 400 750 250 650 850 1000 400 800 250 3000 3000 4000 4500 6500 7300 6500 3500 2000 Примечание. Исчисление потребности топлива в тех случаях, когда вид его неизвестен, производится на условное топливо, теплотворная способность которого принимается в 7000ккал/кг. 2.11 Вязкость температурах и плотность пресной воды при различных Таблица 2.111 Вязкость и плотность пресной воды при различных температурах С 0 1 1,792 1,731 С 11 12 1,271 1,236 С 22 23 0,958 0,936 С 33 34 0,752 0,737 С 60 65 0,469 0,436 Справочник инженера по добыче нефти Стр.62 УГНТУ 2 3 4 5 6 7 8 9 10 1,673 1,619 1,568 1,519 1,473 1,428 1,386 1,346 1,307 13 14 15 16 17 18 19 20 21 1,203 1,171 1,140 1,111 1,083 1,056 1,029 1,005 0,981 24 25 26 27 28 29 30 31 32 0,914 0,894 0,874 0,855 0,836 0,818 0,801 0,784 0,768 35 36 37 38 39 40 45 50 55 0,722 0,709 0,693 0,681 0,668 0,656 0,599 0,549 0,507 70 75 80 85 90 НК ЮКОС 0,406 0,379 0,357 0,336 0,317 Таблица 2.11.2 Плотность пресной воды при различных температурах 0 Плотность, кг/м3 999,84 2 999,94 28 996,23 4 999,73 30 995,65 6 999,94 32 995,02 8 999,85 34 994,37 10 999,71 36 993,68 12 999,49 38 992,96 14 999,24 40 992,21 16 998,94 42 991,44 18 998,59 44 990,63 20 998,21 46 989,79 22 997,77 48 988,93 24 997,29 50 988,04 Температура, С Температура, С Плотность, кг/м3 26 996,78 2.12. Расчет водородного показателя (рН) воды рН = рК + S + a + V, где рК – характерная константа (для m – нитрофенола = 8,33); S – поправка на соленость (для пресной воды S = 0, для морской воды S = -0,16); a – температурная поправка (температуру замеряют непосредственно в пробирке); Справочник инженера по добыче нефти Стр.63 УГНТУ НК ЮКОС V = lg. 1 F ; F – степень цветности. F Таблица 2.12.1 Значения температурной поправки (а) С 5 10 15 17,5 20 а +0,10 +0,06 +0,02 0 -0,02 С 25 30 35 а -0,06 -0,11 -0,15 40 -0,18 Таблица 2.12.2 1 F Значения V = lg F F 0,05 0,06 0,07 0,08 0,09 0,10 0,11 0,12 0,13 0,14 0,15 0,16 0,17 V -1,28 -1,20 -1,12 -1,06 -1,00 -0,95 -0,90 -0,85 -0,82 -0,79 -0,75 -0,71 -0,68 F 0,18 0,19 0,20 0,21 0,22 0,23 0,24 0,25 0,26 0,27 0,28 0,29 0,30 V -0,65 -0,62 -0,59 -0,57 -0,55 -0,52 -0,50 -0,48 -0,46 -0,44 -0,41 -0,39 -0,37 F 0,31 0,32 0,33 0,34 0,35 0,36 0,37 0,38 0,39 0,40 0,41 0,42 0,43 V -0,35 -0,33 -0,31 -0,29 -0,27 -0,25 -0,23 -0,22 -0,20 -0,18 -0,16 -0,14 -0,13 F 0,44 0,45 0,46 0,47 0,48 0,49 0,50 0,51 0,52 0,53 0,54 0,55 0,56 V -0,11 -0,09 -0,07 -0,05 -0,03 -0,02 0 +0,02 +0,04 +0,05 +0,07 +0,09 +0,11 III. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ 3.1.Конструкция Скважин Для разобщения пластов, предотвращения обвалов стенок скважины, предотвращения поглощений и проявлений в скважину спускаются обсадные трубы. Пространство между трубами и стенками скважин закачивается цементный раствор. Справочник инженера по добыче нефти Стр.64 УГНТУ НК ЮКОС Расположение обсадных колонн с указанием их диаметра, глубины спуска, высоты подъема цементного раствора, диаметра долот, которыми ведется бурение под каждую колонну называется конструкцией скважины. Каждая колонна, входящая в колонну скважины имеет свое назначение. Направление- самая большая обсадная колонна, предназначена для предохранения устья скважины от размыва, предохранения стенок скважины от осыпания, направления промывочной Типовые конструкции нефтедобывающих и нагнетательных скважин Типовая конструкция водозаборной скважины 426 168 325 245 146 5 40 350 4 350 400 400 4 350 400 1 1200 Пр. забой 1 Пр. забой 1100 Пр. забой Рис. 3.1.1 жидкости в желобную систему. В зависимости от прочности пород глубина спуска составляет от 5м до 40м. Кондукторизолирует водоносные пласты, перекрывает неустойчивые породы, обеспечивает возможность установки противовыбросового оборудования. Глубина спуска от 200 до 800 метров. Техническая колонна- служит для перекрытия платов при трудных геологических условиях бурения (несовместимые по Справочник инженера по добыче нефти Стр.65 УГНТУ НК ЮКОС пластовым давлениям пропластки, зоны высокого поглощения , отложения, склонные к набуханию, осыпанию и т.п.). Эксплуатационная колонна- необходима для эксплуатации скважины. Она спускается до глубины залегания продуктивного пласта. Ввиду важности ее назначения уделяется большое внимание ее прочности и герметичности. 3.2. Обсадные трубы и муфты к ним Обсадные трубы предназначены для крепления стенок скважины после бурения и разобщения нефтеносных, газоносных и водоносных пластов. Обсадные трубы изготавливают из сталей групп прочности С, Д, К, Е, Л, М и Р. Трубы выпускают длиной от 9,5 до 13м с нормальной и удлиненной резьбой. В комплекте может быть не более 20% труб длиной 8 – 9,5м и не более 10% длиной 5 – 8м. Трубы групп прочности К, Е, Л, М, Р подвергают термообработке. Резьбы обсадных труб выполняются конусностью 1:16; резьба муфт должна быть оцинкована и фосфатирована. На каждой трубе на расстоянии 40 – 60см от её конца, свободного от муфты, наносится клеймо с указанием условного диаметра в мм, группы прочности, длины резьбы, толщины стенки в мм, товарного знака завода-изготовителя, месяца и года выпуска. Отечественная промышленность выпускает также трубы повышенной прочности и герметичности: ОТТМ – 1 (обсадные муфтовые трубы с трапецеидальной резьбой, выдерживающие наибольшие нагрузки); ОТТГ – 1, ТБО – 4, ТБО –5 (обсадные трубы с соединениями, обеспечивающие герметичность при давлении газа до 50МПа). Ниже приводятся основные данные обсадных труб с нормальной резьбой (табл. 3.2.1) Справочник инженера по добыче нефти Стр.66 УГНТУ НК ЮКОС 1 2 114 114.3 127 127.0 140 139.7 146 146 Теоретическая масса муфты, кг Теоретическая масса трубы, кг Наруж ный диамет р Таблица 3.2.1 длина Размеры муфты, мм Внутре нний диамет р метр Толщи на стенки, мм Размеры трубы с нормальной резьбой, мм Наружмм ный диа- Условный диаметр, Основные данные обсадных труб с нормальной резьбой Испытательное гидравлическое давление для трубы стали групп прочности, МПа С Д К Е Л 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 6 7 8 6 7 8 9 6 7 8 9 10 11 6.5 7 8 9 102.3 100.3 98.3 115 113 111 109 127.7 125.7 123.7 121.7 119.7 117.7 133 132 130 130 16.0 18.5 21.0 178.9 20.7 23.5 26.2 19.8 22.9 26.0 29.0 32.0 34.9 20.7 24.0 27.2 27.2 133 133 133 146 146 146 146 159 159 159 159 159 159 166 166 166 166 158 158 158 165 165 165 165 171 171 171 171 171 171 177 177 177 177 3.7 3.7 3.7 5.7 5.7 5.7 5.7 7.1 7.1 7.1 7.1 7.1 7.1 8.0 8.0 8.0 8.0 25 25 25 25 25 25 25 22 25 25 25 25 25 22.5 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 25 42 49 56 37.5 44 50.5 56.5 34 40 45.5 51.5 57 62.5 35.5 38.5 44 49.5 46 54 61.5 41.5 48.5 55.5 62 37.5 44 50 56.5 63 69 39 42 48 51 54..5 54.5 70 49 57 65.5 70 44.5 52 59.5 67 70 70 46 50 57 64 Справочник инженера по добыче нефти Стр.67 УГНТУ НК ЮКОС 1 2 168 168.3 178 178.8 194 193.7 219 219.3 245 244,5 10 11 128 124 30.4 36.5 166 166 177 177 8.0 8.0 25 25 25 25 54.5 60 60 66 3 6.5 7 8 9 10 11 12 7 8 9 10 11 12 7 8 9 10 12 8 9 10 12 4 155.3 154.3 152. 150.3 148.3 146.3 144.3 163.8 161.8 159.8 157.8 155.8 153.8 205.1 203.1 201.1 201.1 195.1 5 25.9 27.8 31.6 35.3 39.0 42.6 46.2 29.5 33.5 37.4 41.4 45.2 49.0 36.6 41.6 46.6 46.6 61.3 8 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 9.1 10.1 10.1 10.1 10.1 10.1 10.1 16.2 16.2 16.2 16.2 16.2 17.3 17.3 17.3 17.3 10 23.5 25 25 25 25 25 25 24 25 25 25 25 25 19.5 22 25 25 25 11 31 33.5 38 43 47.5 52.5 57 31.5 36 40.5 45 49.5 54 25.5 29 33 36.5 44 12 34 36.5 42 47 52.5 57.5 63 34.5 39.5 44.5 49.5 54.5 59.5 28 32 36 40 48 46.6 52.2 57.2 68.8 7 184 184 184 184 184 184 184 194 194 194 194 194 194 196 196 196 196 196 196 196 196 196 9 19.5 21.5 24.5 25 25 25 25 20 23 25 25 25 25 16.5 18.5 21 23.5 25 288.5 226.5 224.5 220.5 6 188 188 188 188 188 188 188 198 198 198 198 198 198 245 245 245 245 245 270 270 270 270 70 70 13 40 43.5 49.5 55.5 62 68 70 41 47 52.5 58.5 64.5 70 33 38 42.5 47.5 57 12.5 14 15.5 19 15 17 18.5 22.5 19.5 22 24.5 29.5 21.5 24.5 27 32.5 25.5 28.5 32 38 Справочник инженера по добыче нефти Стр.68 УГНТУ НК ЮКОС 1 2 273 73.1 299 298.5 324 323.3 340 339.7 (351) (351) (377) (377) 407 406.4 (426) 508 (426) 508 2 3 8 9 10 12 8 9 10 11 12 9 10 11 12 9 10 11 12 9 10 11 12 9 10 11 12 9 10 11 12 10 11 12 11 4 257.1 255.1 253.1 249.1 282.5 280.5 278.5 276.5 274.5 305.9 303.9 301.9 299.9 321.7 319.7 317.7 315.7 333 331 329 327 359 357 355 353 388.4 386.4 384.4 382.4 406 404 402 486 5 52.3 58.5 64.8 77.2 57.3 64.2 71.3 78.0 84.7 70.1 77.4 84.8 92.6 73.3 81.3 89.1 96.9 75.9 84.0 92.2 100.3 81.6 90.4 99.2 107.9 88.1 97.7 107.2 117.5 102.5 112.5 122.5 134.7 6 299 299 299 299 324 324 324 324 324 351 351 351 351 365 365 365 365 376 376 376 376 402 402 402 402 432 432 432 432 451 451 451 533 7 203 203 203 203 203 203 203 203 203 203 203 203 203 203 203 203 203 229 229 229 229 229 229 229 229 228 228 228 228 229 229 229 228 8 20.7 20.7 20.7 20.7 22.4 22.4 22.4 22.4 22.4 23.4 23.4 23.4 23.4 25.5 25.5 25.5 25.5 29.0 29.0 29.0 29.0 31.0 31.0 31.0 31.0 35.8 35.8 35.8 35.8 37.5 37.5 37.5 44.6 9 11.5 12.5 14 17 10.5 11.5 13 14 15.5 10.5 12 13 14 10 11 12.5 13.5 10 11 12 13 9 10 11 12 8.5 9.5 10.5 11.5 9 10 11 8.5 10 13.5 15 16.5 20 12 13.5 15.5 17 18.5 12.5 14 15.5 17 12 13.5 15 16 11.5 13 14 15.5 11 12 13.5 14.5 10 11 12.5 13.5 11 12 13 10 11 17.5 20 22 26.5 16 18 20 22 24 16.5 18.5 20 22 16 17.5 19.5 21 15.5 17 19 20.5 14.5 16 17.5 19 13 15 16 18 14 15.5 17 12 19. 22 24 29 17.5 20 22 24.5 26.5 18.5 20.5 22.5 24.5 17.5 19.5 21.5 23.5 17 19 20.5 22.5 13 23 25.5 28.5 31.5 Справочник инженера по добыче нефти Стр.69 УГНТУ НК ЮКОС Примечание: 1. Трубы, размер которых указаны в скобках, применять не рекомендуется. 2. Если расчетное давление для труб групп прочности С и Д превышает 25МПа, а для остальных 70МПа, испытательное давление принимают соответственно 25 и 70МПа. Справочник инженера по добыче нефти Стр.70 УГНТУ НК ЮКОС 3.3. Насосно–компрессорные трубы и муфты к ним Насосно–компрессорные трубы (НКТ) предназначены для добычи жидкости и газа из скважин и проведения различных ремонтных работ. Условное обозначение труб должно включать: тип трубы (кроме гладких труб), условный диаметр трубы, толщину стенки, группу прочности и обозначение стандарта. Условное обозначение муфт включает: тип трубы (кроме муфт к гладким трубам), условный диаметр, группу прочности и обозначение стандарта. На наружной и внутренней поверхности труб и муфт не должно быть раковин, расслоений, трещин. Допускается вырубка и зачистка этих дефектов при условии, если их глубина не превышает предельного минусового отключения по толщине стенки. Заварка, зачеканка или заделка дефектных мест не допускается. На внутренней поверхности высаженных наружу концов труб с муфтами не должно быть более трех дефектных мест, протяженность каждого из которых по окружности не должна быть более 25мм, ширина – более 15мм и глубина – более 2мм. На наружной и внутренней поверхности высаженных наружу концов безмуфтовых труб на расстоянии менее 85мм от торца указанные выше дефекты не допускаются. На расстоянии свыше 85мм не должно бать более трех дефектных мест, протяженность каждого из которых не должна быть более 1/3 длины окружности, ширина – более 15мм и глубина – более 2мм. В табл. 3.3.1, 3.3.1 и 3.3.3 приводятся размеры НКТ по ГОСТ 633–80 и муфт к ним. В табл. 3.3.4, 3.3.5 приводятся прочностные характеристики НКТ и величины испытательных гидравлических давлений. Перед спуском в скважину НКТ (особенно в условиях применения штанговых насосов или наличия отложений парафина, солей, гипса) внутренний диаметр и общая изогнутость проверяются оправкой. Длина оправки – 1250мм, ее диаметры для различных НКТ приводятся в табл. 3.2.6. Справочник инженера по добыче нефти Стр.71 УГНТУ НК ЮКОС На каждой трубе на расстоянии 0,4 – 0,6м ее конца, снабженного муфтой (или раструбного конца труб НКБ), ударным способом или накаткой наносится следующая маркировка: условный диаметр труб в мм, номер трубы, группа прочности, толщина стенки в мм (для труб с условным диаметром 73 и 89мм), наименование или товарный знак предприятия-изготовителя, месяц и год выпуска. Место нанесения маркировки обводится или подчеркивается устойчивой светлой краской. На каждой трубе рядом с маркировкой ударным способом или накаткой устойчивой светлой краской наносится маркировка: условный диаметр трубы в мм, группа прочности (для гладких труб с термоурочненными концами дополнительно маркируется «ТУК»), толщина стенки в мм (для труб с условным диаметром 73 и 89мм), длина трубы в см, масса трубы в кг, тип трубы (кроме гладких труб), вид исполнения (при поставке труб исполнения А), наименование или товарный знак предприятия-изготовителя. Насосно-компрессорные трубы США изготавливают стандартам Американского нефтяного института (АНИ) и соответствующей технической документации. по по НКТ, выпускаемые по техническим документам фирм, отличаются от стандартов АНИ резьбой трапецеидального профиля, уплотняющимися элементами типа металл-металл в резьбовом соединении, цилиндрической двухступенчатой резьбой, уплотняющими пластмассовыми кольцами в резьбовом соединении. В табл. 3.3.7 приводятся размеры некоторых труб и муфт к ним по стандартам АНИ. Справочник инженера по добыче нефти Стр.72 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 3.3.1 Условный диаметр труб, мм 33 42 48 60 73 73 89 102 114 Наружный диаметр, мм 33.4 42.2 48.3 60.3 73.0 73.0 88.9 101.6 114.3 Труба гладкая Внутренний Толщина диаметр, мм стенки, мм 26.4 3.5 35.4 3.5 35.2 4.0 40.3 5.0 50.3 5.5 62.0 7.0 75.9 6.5 88.6 6.5 100.3 7.0 Масса 1 м, кг 2.6 3.3 4.4 6.8 9.2 11.4 13.2 15.2 18.5 Наружный диаметр, мм 42.2 52.2 55.9 73.0 88.9 88.9 108.0 120.6 132.1 Муфта Длина, мм 86 90 96 110 132 132 146 150 156 Масса, кг 0.4 0.6 0.5 1.3 2.4 2.4 3.6 4.5 5.1 Таблица 3.3.2 Условный диаметр труб, мм 60 73 73 89 89 102 114 Наружный диаметр, мм 60.3 73.0 73.0 88.9 88.9 101.6 114.3 Труба гладкая Внутренний Толщина диаметр, мм стенки, мм 50.3 5.0 62.0 5.5 59.0 7.0 75.9 6.5 72.9 8.0 88.6 6.5 100.3 7.0 Масса 1 м, кг 6.8 9.2 11.4 13.2 16.0 15.2 18.5 Наружный диаметр, мм 73.0 73.0 108.0 120.6 132.1 Муфта Длина, мм 135 135 155 155 205 Масса, кг 1.8 2.5 4.1 5.1 7.4 Справочник инженера по добыче нефти Стр.73 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 3.3.3 27 26.7 20.7 3.0 33.4 40 1.8 0.1 42.2 84 0.4 33 23.4 26.4 3.5 37.3 45 2.6 0.1 48.3 90 0.5 42 42.2 35.2 3.5 46.0 51 3.3 0.2 55.9 96 0.7 48 48.3 40.3 4.0 53.2 57 4.4 0.4 63.5 100 0.8 60 60.3 50.3 5.0 65.9 89 6.8 0.7 77.8 126 1.5 73 73.0 62.0 5.5 78.6 95 9.2 0.9 93.2 134 2.8 73 73.0 59.0 7.0 78.6 95 11.4 0.9 93.2 134 2.8 89 88.9 75.9 6.5 95.2 102 13.2 1.3 114.3 146 4.2 89 88.9 72.9 8.0 95.2 102 16.0 1.3 114.3 146 4.2 102 101.6 88.6 6.5 108.0 102 15.2 1.4 127.0 154 5.0 114 114.3 100.3 7.0 120.6 108 18.5 1.6 141.3 160 6.3 Справочник инженера по добыче нефти Стр.74 кг Масса, мм Длина, мм кг Увеличение массы трубы вследствие высадки обоих концов, кг Наружный диаметр, Муфта 1м гладкой трубы, Масса мм Наружный диаметр высаженной части, мм Длина высаженной части, мм мм Толщина стенки, диаметр, мм Внутренний диаметр, мм Наружный Условный диаметр, Труба с высаженными наружу концами УГНТУ НК ЮКОС Таблица 3.3.4 Условный диаметр труб, м Толщина стенки, мм Давление для труб из стали групп прочности, МПа Д Исполнение исполнение К Е Л М Р 27 3.0 А 67.2 Б 66.2 87.3 98.1 - - - 33 3.5 64.3 63.3 83.4 93.7 - - - 42 3.5 50.5 49.5 65.2 73.6 - - - 48 4.0 50.5 49.5 65.2 73.6 - - - 60 5.0 50.5 49.5 65.2 73.6 87.3 96.6 122.6 73 5.0 45.6 45.1 59.4 66.7 79.0 87.3 112.3 73 7.0 57.9 57.4 75.0 84.9 100.6 110.9 122.6 89 6.5 44.1 43.7 57.4 64.7 76.5 84.4 108.9 Таблица 3.3.5 Показали Д К Группа прочности Е Л М Р Справочник инженера по добыче нефти Стр.75 УГНТУ НК ЮКОС Временное сопротивление в, не менее МПа Предел текучести т , МПа: 655 (638*) 687 689 758 862 1000 - не менее 379 491 552 654 758 930 - не более 373* - - - - - 552 - 758 862 965 1137 * Для исполнения Б. Таблица 3.3.6 Условный диаметр трубы, мм Толщина стенки, Наружный диаметр оправки, мм Условный диаметр трубы, мм Толщина стенки, Наружный диаметр оправки, мм Справочник инженера по добыче нефти Стр.76 УГНТУ НК ЮКОС 27 мм 3.0 18.3 73 мм 5.5 59.9 33 3.5 24.0 73 7.0 56.6 42 3.5 32.8 89 6.5 72.7 48 4.0 37.9 89 8.0 69.7 60 5.0 47.9 102 6.5 85.4 114 7.0 97.1 Таблица 3.3.7 Размеры труб и муфт к ним по стандартам Американского Нефтяного Института Труба гладкая внутренний диаметр, толщина стенки мм мм 26,6 21,0 33,4 наружный диаметр, мм Муфта масса 1 м гладкой трубы, Наружный диаметр, мм длина, мм диаметр расточки, мм ширина торцевой плоскости, мм диаметр торцевой плоскости, мм масса, кг 2,87 кг 1,68 33,4 81,0 28,3 1,6 30,0 0,23 26,6 3,38 2,50 42,2 82,6 35,0 2,4 37,8 0,38 42,2 35,1 3,56 3,38 52,2 88,9 43,8 3,2 47,2 0,59 48,3 40,9 3,68 4,05 55,9 95,2 49,9 1,6 52,1 0,56 Справочник инженера по добыче нефти Стр.77 УГНТУ НК ЮКОС 60,3 51,8 4,24 5,87 73,0 108,0 61,9 4,8 66,7 1,28 60,3 50,6 4,83 6,60 73,0 108,0 61,9 4,8 66,7 1,28 60,3 47,4 6,45 8,56 73,0 108,0 61,9 4,8 66,7 1,28 73,0 62,0 5,51 9,18 88,9 130,2 74,6 4,8 81,0 2,34 73,0 57,4 7,82 12,57 88,9 130,2 74,6 4,8 81,0 2,34 88,9 77,9 5,49 11,29 108,0 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71 88,9 76,0 6,45 13,12 108,8 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71 88,9 74,2 7,34 14,76 108,8 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71 88,9 69,9 9,52 18,65 108,8 142,9 90,5 4,8 98,4 3,71 101,6 90,1 5,74 13,57 120,6 146,0 103,2 4,8 111,1 4,34 114,3 100,5 6,88 6,88 132,1 155,6 115,9 4,8 123,2 4,89 3.4. Справочные данные для расчета колонны труб Таблица 3.4.1 Насосно-компрессорные и обсадные трубы Справочник инженера по добыче нефти Стр.78 УГНТУ НК ЮКОС Условный диаметр, мм Показатели 48 60 73 89 102 114 141 168 219 Площадь проходного сечения труб, см2 12,75 19,80 30,18 45,22 61,62 78,97 120,0 177,0 314,0 Площадь поперечного сечения тела труб, см2 5,56 8,68 11,66 16,82 19,41 23,58 36,0 43,0 62,0 Масса 1м труб (гладких) с муфтами, кг 4,45 7,0 9,45 13,67 15,78 19,11 34,9 44,6 64,1 4,54 7,12 9,62 13,92 16,02 19,46 - - - Масса 1м труб (с высаженными концами) с муфтами, кг Примечание: 1. При определении массы 1м насосных штанг и насосно-компрессорных труб с муфтами принята средняя длина одной штанги и одной трубы 8м. 2. Для обсадных труб диаметром 141, 168 и 219мм внутренний диаметр принят соответственно 125, 150 и 200мм. Справочник инженера по добыче нефти Стр.79 3.5. Глубины спуска НКТ в скважинах Таблица 3.5.1 Предельная глубина спуска одноразмерной колонны НКТ в скважину (в метрах) По маркам стали Д К 1100 1400 1200 Е Л М 1600 1800 2100 1650 1850 2100 2400 1300 1700 1900 2200 2500 1400 1900 2050 2400 2750 1250 1600 1800 2050 2400 1250 1650 1800 2100 2450 Трубы гладкие Трубы с высаженными наружу концами 500 700 750 900 1050 400 550 600 700 800 1900 2250 2800 3200 3700 1900 2650 2900 3250 3750 1950 2600 2850 3200 3700 1950 2600 2850 3200 3700 1950 2700 2950 3300 3800 1950 2700 2950 3300 3800 2000 2600 2900 3350 3900 1950 2600 2900 3300 3800 Таблица 3.5.2 Прочностные свойства сталей для изготовления НКТ Свойства Временное сопротивление, МПа Предел текучести, МПа - не менее - не более Относительное удлинение, %, не менее Д Группа прочности стали К Е Л М 6,68 6,95 7,03 7,73 8,79 3,87 5,62 4,15 6,25 5,62 7,73 6,68 8,79 7,73 9,84 14,30 13,86 13,00 12,30 10,80 УГНТУ НК ЮКОС 3.6. Характеристика труб, применяемых в системах сбора и подготовки нефти, газа и воды на промыслах Таблица 3.6.1 Масса одного погонного метра трубы (в кг) Диаметр труб, мм 18 22 25 28 32 38 42 45 57 76 89 108 114 133 159 168 219 273 325 377 426 530 630 720 820 920 1020 1220 1420 3,0 1,1 1,2 1,6 1,9 2,2 2,6 2,9 3,1 4,0 5,4 6,4 7,8 8,2 9,6 12,0 12,0 3,5 1,3 1,6 1,9 2,1 2,5 3,0 3,3 3,6 4,6 6,3 7,4 9,0 9,6 11,0 13,0 14,0 19,0 4,0 1,4 1,8 2,1 2,4 2,8 3,6 3,8 4,0 5,2 7,1 8,4 10,0 11,0 13,0 15,0 16,0 21,0 27,0 32,0 37,0 42,0 52,0 62,0 Толщина стенки трубы, мм 4,5 5,0 6,0 1,5 1,6 1,8 1,9 2,1 2,4 2,3 2,5 2,8 2,6 2,8 3,3 3,1 3,3 3,9 3,7 4,1 4,7 4,2 4,6 5,3 4,5 4,9 5,8 5,8 6,4 7,6 7,9 8,8 10,4 9,4 10,4 12,3 12,0 12,7 15,1 12,0 13,4 16,0 14,0 15,8 18,8 17,0 19,0 22,6 18,0 20,1 24,0 24,0 26,4 31,5 30,0 33,0 39,5 36,0 39,5 47,2 41,0 45,9 54,8 47,0 51,9 62,1 58,0 64,7 77,5 69,0 77,1 92,3 88,2 106 101 121 113 135 125 150 163 209 7,0 3,1 3,6 4,3 5,4 6,0 6,6 8,6 11,9 14,2 17,4 18,5 21,8 26,2 27,8 36,6 45,9 54,9 62,9 82,3 90,3 108 123 140 158 175 192 243 7,5 18,6 28,0 39,1 49,1 60,7 68,3 77,4 95,6 115 132 150 8,0 3,6 3,9 4,7 5,9 6,7 7,3 9,7 13,4 16,0 19,7 20,9 24,7 29,8 31,6 41,6 52,3 62,5 72,3 82,5 103 123 141 160 180 200 219 273 Таблица 3.6.2 Масса одного погонного метра трубы (в кг) Диамет р труб, мм 42 45 57 76 Толщина стенки, мм 8,5 9,0 10,0 11,0 12,0 14,0 15,0 16,0 20,0 7,3 8,0 10,7 14,9 7,9 8,6 11,6 16,3 12,5 17,6 13,3 18,9 21,4 22,6 25,7 Справочник инженера по добыче нефти Стр.81 УГНТУ 89 108 114 133 159 168 219 273 325 377 426 530 630 720 820 920 1020 1220 1420 НК ЮКОС 20,9 31,6 44,1 55,4 66,3 77,2 87,5 109 130 149 170 202 17,8 22,0 23,3 27,5 33,3 35,3 46,6 58,6 70,1 81,7 92,6 116 138 158 180 224 19,5 24,2 25,7 30,3 36,8 39,0 51,5 64,9 77,7 90,5 103 128 153 175 200 247 249 274 348 21,2 26,3 27,9 33,1 40,2 42,6 56,4 71,1 85,2 99,3 113 141 168 192 220 269 274 301 382 22,8 28,4 30,2 35,8 43,5 46,2 61,3 77,2 92,6 108 123 153 183 210 232 313 296 328 417 22,9 32,5 34,6 41,0 50,1 53,2 70,8 89,4 107 125 142 178 243 247 278 335 347 382 485 27,4 34,4 36,6 43,7 53,3 56,6 75,5 95,4 115 134 152 191 228 261 298 357 372 409 520 28,8 36,5 38,7 46,2 56,4 60,0 80,7 101 122 142 169 203 242 278 312 357 396 436 554 34,0 43,4 46,4 55,7 68,6 73,0 98,2 125 150 176 200 252 301 345 395 444 494 543 690 V. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН УСТАНОВКАМИ ШТАНГОВЫХ НАСОСОВ 5.1. Характеристика отечественных станков – качалок (СК) Паспортные данные станков-качалок нормального ряда по ГОСТ 5866-76 Паспортные характеристики Обозначение станка-качалки [ Рmax ] [М кр ] 10 2 [S n]min [ S n]max N дв т Нм м/мин м/мин кВт Справочник инженера по добыче нефти Стр.82 УГНТУ НК ЮКОС СК1,5-0,42-100 1,5 10 1,5 6,3 2,0 СК2-0,6-250 2,0 25 1,5 9 2,8 СК3-0,75-400 3,0 40 1,5 11,25 5,0 СК3-1,2-630 3,0 63 2,2 18 7,0 СК4-2,1-1600 4,0 160 4,2 31 10 СК5-3,0-2500 5,0 250 6,5 45 20 СК6-2,1-2500 6,0 250 4,5 31 20 СК8-3,5-4000 8,0 400 8,3 42 40 СК12-2,5-4000 12,0 400 6,0 30 28 СК20-4,5-12500 8,0 560 8,3 42 28 СК10-3,0-5600 10,0 560 6,5 36 28 СК10-4,5-8000 10,0 800 9,0 45 40 СК12-3,5-8000 12,0 800 10,0 35 40 СК15-3,5-12500 15,0 1250 8,3 35 55 СК12-2,5-40000 20,0 1250 9,0 45 55 Справочник инженера по добыче нефти Стр.83 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 5.1.1 Основные параметры станков-качалок по ГОСТ 5866-66 Наименование показателя Типоразмер станковкачалок кН [ М крmax ] Н Длина хода точки подвеса штанг, м м Базовые Число ка-чаний ба-лансира, 1/мин Система уравновешивания 5 – 15 5 – 15 5 – 15 5 – 15 5 – 15 6 – 15 5 – 12 5 – 10 5 – 10 Балансирная -«»-«»Комбиниров. -«»-«»Кривошипная -«»-«»- 5 – 15 5 – 15 5 – 15 5 – 15 5 – 15 6 –15 5 –12 5 –12 5 -12 Балансирная -«»-«»Комбиниров. -«»-«»Кривошипная -«»-«»- модели 1СК1,5-0,42-100 1СК2-0,6-250 3СК-0,75-400 4СК-1,2-700 5СК6-1,5-1600 6СК-2,1-2500 7СК12-2,5-4000 8СК12-3,5-8000 9СК-20-4,2-12000 15 20 30 30 60 60 120 120 200 1СК-0,6-100 2СК2,5-0,9-250 3СК2-1,05-400 3СК-1,8-700 5СК4-2,1-1600 6СК4-3-2500 7СК-3,5-4000 7СК12-2,5-6000 8СК8-3,5-6000 10 12,5 20 20 40 40 80 120 80 1,0 2,5 4,0 7,0 16,0 25,0 40,0 80,0 120,0 1,0 2,5 4,0 7,0 16,0 25,0 40,0 60,0 60,0 0,3 0,35 0,42 0,3 0,45 0,6 0,3 0,52 0,75 0,45 0,6 0,75 0,9 1,05 1,2 0,6 0,9 1,2 1,5 0,9 1,2 1,5 1,8 2,1 1,2 1,5 1,8 2,1 2,5 2,1 2,3 2,6 2,9 3,2 2,5 2,8 3,15 3,5 4,2 Модифицированные модели 0,4 0,5 0,6 0,44 0,66 0,9 0,42 0,75 1,05 0,675 0,9 1,125 1,35 1,575 1,8 0,84 1,26 1,86 2,1 1,29 1 ,7 2,15 2,6 3,0 1,675 2,1 2,5 3,0 3,5 1,2 1,5 1,8 2,1 2,5 1,676 2,1 2,5 3,0 3,5 Справочник инженера по добыче нефти Стр.84 УГНТУ НК ЮКОС 5.2. Вставные и невставные (трубные) насосы Скважинные насосы изготовляются следующих типов: НВ 1 – вставные с замком наверху; НВ 2 – вставные с замком внизу; НН – невставные без ловителя; НН 1 – невставные с захватным штоком; НН 2 – невставные с ловителем. Выпускаются насосы следующих конструктивных исполнений: - по конструкции (исполнению) цилиндра: Б – с толстостенным цельным (безвтулочным) цилиндром; С – с составным (втулочным) цилиндром; по конструктивным особенностям, определяемым функциональным назначением (областью применения): Т – с полым (трубчатым) штоком, обеспечивающим подъем жидкости по каналу колонны трубчатых штанг; А – со сцепляющим устройством (только для насосов типа "НН"), обеспечивающим сцепление колонны насосных штанг с плунжером насоса; Д1 – одноступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие создание гидравлического тяжелого низа; Д2–двухступенчатые, двухплунжерные, обеспечивающие двухступенчатое сжатие откачиваемой жидкости (насосы, кроме исполнений Д1 и Д2 – одноступенчатые, одноплунжерные); - по стойкости к среде: без обозначения – стойкие к среде с содержанием механических примесей до 1,3г/л (нормальные); И – стойкие к среде с содержанием механических примесей более 1,3 г/л (абразивостойкие). В условном обозначении насоса, например НН2БА-44-18-15-2, первые две буквы и цифра указывают тип насоса, следующие буквы – исполнение цилиндра и насоса, первые две цифры – диаметр насоса, последующие – длину хода плунжера в мм и напор в метрах, уменьшенные в 100 раз и последняя цифра – группу посадки. На рис. 5.2.1 показаны принципиальные схемы невставных (а и б) и вставного (в) насосов. Справочник инженера по добыче нефти Стр.76 УГНТУ НК ЮКОС а – невставной насос с штоком типа НГН-1; б – невставной насос с ловителем типа НГН-2; 1–нагнетательные клапаны, 2– цилиндры, 3 – плунжеры, 4 – патрубки- удлинители, 5–всасывающие клапаны, 6–седла корпусов, 7– захватный шток, 8 – второй нагнетательный клапан, 9 – ловитель, 10 – наконечник для захвата клапана; в – вставной насос типа НГВ-1: 1 – штанга, 2 – НКТ, 3 – посадочный корпус, 4– замковая опора, 5– цилиндр, 6– плунжер, 7 – направляющая трубка. Рисунок 5.2.1 – Принципиальная схема скважинных насосов штанговых Справочник инженера по добыче нефти Стр.77 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 5.2.1 НВ1Б НВ2Б НН2Б НВ1С НН2С НН1С НН2БУ ННБА НВ1Б…И НН2Б…И НВ1БТ..И НН2БТ..И НВ1БД1 ННБД1 НВ1БД2 29; 32; 38; 44; 57 32; 38; 44; 57 32; 44; 57; 70; 95 29; 32; 38; 44; 57 32; 44; 57; 70; 95 29; 32; 44; 57 44; 57 70; 95; 102 29; 32; 38; 44; 57 32; 44; 57; 70; 95 1200 – 6000 44; 57 1200 - 3000 38/57; 57/44 44/29; 57/32; 70/44 38/57 1800 – 3500 рН, водородный показатель Длина хода, мм Объемное содержание свободного газа, %, не более Условный размер, мм Вязкость добываемой жидкости, Пас, не более Штанговый насос Содержание механических примесей, г/л Рекомендуемая область применения скважинных насосов 1800 – 6000 1200 – 4500 1200 – 3500 4,2 – 6,8 До 1,3 1200 – 3500 0,025 900 1800 – 3500 2500 – 4500 10 1200 – 6000 1200 – 4500 1800 – 3000 1800 – 3500 Более 1,3 До 1,3 6,0 – 8,0 0,300 10 0,025 25 4,2 – 6,8 Справочник инженера по добыче нефти Стр.78 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 5.2.2 Области применения скважинных штанговых насосов Тип насоса Условный размер насоса, мм Максимальная идеальная подача при n=10мин 3 1 , Условия эксплуатации Максимальная длина хода плунжера, мм Максимальная глубина спуска насоса, м м /с 1 НСН 1 НСН 2 НСН 2Т НСН 2В 2 28 3 8,0 4 900 5 1200 32 10,5 900 1200 43 19,0 900 1200 55 31,0 900 1000 32 35,0 3000 1200 43 94,5 4500 2200 55 155,0 4500 1800 68 235,0 4500 1600 93 440,0 4500 800 43 63,0 3000 1200 55 103,5 3000 1000 32 43 55 68 35,0 94,5 155,0 235,0 3000 4500 4500 4500 1200 1500 1200 1000 вязкость жидкости более, не содержание механических примесей, % мПас 6 7 25 до 0,05 25 до 0,05 15 более 0,2 15 15 15 15 более 0,2 Справочник инженера по добыче нефти Стр.79 УГНТУ НК ЮКОС Продолжение таблицы 5.2.2 6 7 1 2 3 4 НСН 2В 93 440,0 4500 800 25 до 0,05 НСВ 1 28 32 38 43 55 31,0 41,0 98,5 125,5 207,0 3500 3500 6000 6000 6000 2500 2200 3500 1500 1200 25 до 0,05 НСВ 2 32 38 43 55 41,0 98,5 125,5 207,0 3500 6000 6000 6000 3500 3500 3000 2500 25 до 0,05 НСВ 1В 32 38 43 41,0 57,5 73,5 3500 3500 3500 2200 2000 1500 15 более 0,2 55 38/55 55/43 28 32 38 43 55 120,0 64,0 73,5 31,0 41,0 57,5 73,5 120,0 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3500 3600 1200 1200 1200 2500 2200 2000 1500 1200 100 до 0,05 25 до 0,2 38/55 64,0 3500 1200 15 до 0,05 НСВ Г НСВ 1П НСВД 5 Справочник инженера по добыче нефти Стр.80 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 5.2.3 32 38 44 5 1500 6 1200 1800 17,1 2500 1800 2500 23,8 3000 28,5 1200 14,0 1500 2500 1500 2500 1500 1200 1800 1200 1800 1200 1800 21,0 2200 1800 2500 29,0 3000 35,0 1200 20,0 1500 2200 1500 2200 1500 1200 1800 1200 1800 1200 1800 29,5 2000 1500 2500 41,0 3000 49,0 3500 57,5 1509 2000 1500 2000 1500 2000 1200 1500 1200 1500 1200 1500 1200 1800 2500 3000 3500 26,3 39,4 54,7 65,6 76,6 1500 1200 7 8 Масса, кг, (не более) длина L ГОСТ13877 - 80 диаме тр D Присоединительная резьба к штангам Длина плунжера, мм Напор, м Идеальная подача при 10- и 2-ных ходах в мин., м3/сут 4 11,4 48,2 29 3 1200 59,7 2 Габаритные размеры, мм, не более Ш 19 1 НВ1С-29-12-15 НВ1С-29-18-15 НВ1С-29-18-25 НВ1С-29-25-15 НВ1С-29-25-25 НВ1С-29-30-15 НВ1С-29-30-25 НВ1С-32-12-15 НВ1С-32-18-15 НВ1С-32-18-22 НВ1С-32-25-15 НВ1С-32-25-22 НВ1С-32-30-15 НВ1С-32-30-22 НВ1С-38-12-15 НВ1С-38-18-15 НВ1С-38-18-20 НВ1С-38-25-15 НВ1С-38-25-20 НВ1С-38-30-15 НВ1С-38-30-20 НВ1С-38-35-15 НВ1С-38-35-20 НВ1С-44-12-15 НВ1С-44-18-15 НВ1С-44-25-15 НВ1С-44-30-15 НВ1С-44-35-15 Длина хода плунжера, мм Насос Диаметр насоса, мм Техническая характеристика скважинных насосов исполнения НВ1С 9 4000 4600 10 36,0 42,3 5200 48,0 5800 53,5 6400 4000 4600 59,5 33,0 39,0 5200 45,0 5800 49,0 6400 4100 4700 5000 5300 5600 5900 6200 6500 6800 4100 4700 5300 5900 6500 53,5 52,0 62,5 64,5 69,5 72,5 77,5 81,5 85,5 88,5 48,0 54,5 61,5 67,5 74,0 Справочник инженера по добыче нефти Стр.81 УГНТУ НК ЮКОС 57 3 1800 2500 3000 3500 4 66,1 91,8 110,2 128,5 5 6 1200 1200 Продолжение таблицы 5.2.3 9 10 7 8 4750 72,5 5350 80,0 5950 88,5 6510 96,5 72,9 2 Ш 22 1 НВ1С-57-18-12 НВ1С-57-25-12 НВ1С-57-30-12 НВ1С-57-35-12 Таблица 5.2.4 38 1200 14,0 1800 21,0 2500 29,0 3000 35,0 1200 20,0 1800 29,5 2500 41,0 2200 1500 2200 1500 2200 1800 1200 1800 1200 1800 1500 1200 2000 1500 2000 1500 1200 1500 Масса, кг, (не более) 28,5 1200 1800 1200 1800 1200 8 длина L 3000 1500 2500 1500 2500 1500 диаметр D 23,8 7 448,2 2500 Присоединительная резьба к штангам ГОСТ 13877 - 80 17,1 6 1200 1800 Ш19 1800 5 1500 2500 Габаритные размеры, мм, не более 59,7 32 4 11,4 Длина плунжера, мм 29 3 1200 Напор, м 2 Идеальная подача при 10- и 2-ных ходах в мин., м3/сут 1 НВ1Б-29-12-15 НВ1Б-29-18-15 НВ1Б-29-18-25 НВ1Б-29-25-15 НВ1Б-29-25-25 НВ1Б-29-30-15 НВ1Б-29-30-25 НВ1Б-32-12-15 НВ1Б-32-18-15 НВ1Б-32-18-22 НВ1Б-32-25-15 НВ1Б-32-25-22 НВ1Б-32-30-15 НВ1Б-32-30-22 НВ1Б-38-12-15 НВ1Б-38-18-15 НВ1Б-38-18-20 НВ1Б-38-25-15 НВ1Б-38-25-20 Длина хода плунжера, мм Насос Диаметр насоса, мм Техническая характеристика скважинных насосов исполнения НВ1Б 9 4050 4650 10 33,0 38,0 5250 43,0 5850 47,0 6450 4050 4650 52,0 33,0 40,5 5250 46,0 5850 49,0 6450 4100 4700 5000 5300 5600 53,5 45,0 51,0 54,5 57,5 61,5 Справочник инженера по добыче нефти Стр.82 УГНТУ НК ЮКОС 57 3000 49,0 3500 57,5 4500 73,5 4500 73,5 6000 90,0 1200 1800 2500 4 3000 3500 4500 6000 1800 2500 3000 3500 4500 6000 26,3 39,4 54,7 65,6 76,6 98,5 131,3 66,1 91,8 110,2 128,5 165,3 220,4 5 1500 2000 1500 2000 1500 2000 1500 2000 1500 2000 1500 1200 Продолжение таблицы 5.2.4 7 8 9 10 5900 63,5 6200 67,0 6500 70,0 6800 73,5 7400 77,5 7700 82,5 7400 77,5 7700 82,5 8900 95,5 9200 99,0 4100 48,0 4700 55,0 5300 63,0 1 5900 68,0 6500 74,0 7400 88,0 1 8900 105,0 1200 4800 73,0 5400 82,5 6000 92,0 6600 98,0 7500 108,0 9000 135,0 6 1200 1500 1200 1500 1200 1500 1200 1500 2000 1500 59,7 44 4 72,9 38 3 Ш 19 2 Ш 22 1 НВ1Б-38-30-15 НВ1Б-38-30-20 НВ1Б-38-35-15 НВ1Б-38-35-20 НВ1Б-38-45-15 НВ1Б-38-45-20 НВ1Б-38-45-15 НВ1Б-38-45-20 НВ1Б-38-60-15 НВ1Б-38-60-20 НВ1Б-44-12-15 НВ1Б-44-18-15 НВ1Б-44-25-15 НВ1Б-44-30-15 НВ1Б-44-35-15 НВ1Б-44-45-15 НВ1Б-44-60-15 НВ1Б-57-18-12 НВ1Б-57-25-12 НВ1Б-57-30-12 НВ1Б-57-35-12 НВ1Б-57-45-12 НВ1Б-57-60-12 5.3. Сведения о типах и характеристиках штанговых скважинных насосах, выпускаемых по стандарту API До недавнего времени основным изготовителем ГШН для стран СНГ являлся Cуруханский машиностроительный завод г. Баку (бывший завод им. Дзержинского). Изготовление насосов производилось по ОСТ 26.16.06-86. По эксплуатационным качествам, конструктивному и материальному исполнению эти насосы не в полной мере удовлетворяли запросам нефтегазодобывающей отрасли, в связи с чем значительное количество насосов закупалось по импорту в США и Европе. Все основные производители ГШН в США и Европе изготавливают насосы в соответствии со стандартами Американского нефтяного института (API) - Спецификация 11АХ. По своим Справочник инженера по добыче нефти Стр.83 УГНТУ НК ЮКОС эксплуатационным качествам эти насосы значительно превосходят изготавливаемые по ОСТ26.16.06-86, а многообразие исполнения обеспечивает подбор насосов для любых скважинных условий. Типы и обозначение насосов Глубинные штанговые насосы в соответствии с классификацией API подразделяются на 15 основных типов в зависимости от исполнения цилиндра и плунжера, расположения замковой опоры (табл. 5.3.1) Насосы состоят из цельного неподвижного цилиндра, подвижного металлического плунжера, одинарных всасывающего и нагнетательного клапанов и узла крепления насосов в HKТ. Схемы насосов приведены 5.3.1…5.3.3. Таблица 5.3.1 Основные типы насосов по стандарту API Маркировка насосов с метал. плунжером с манж. плунжером Маркировка насосов В толстостенный цилиндр толстостенный цилиндр цилиндр втулки Тип насоса Вставные штанговые: -стационарный цилиндр верхним креплением с Стационарный цилиндр нижним креплением с Плавающий цилиндр нижним креплением с Трубные насосы RHA RWA RLA - RSA RHB RWB RLB - RSA RHT RWT RLT - RST ТН - TL TR - Справочник инженера по добыче нефти Стр.84 УГНТУ НК ЮКОС Справочник инженера по добыче нефти Стр.85 УГНТУ НК ЮКОС Рисунок 5.3.1 - Вставной насос с верхним креплением по API (RHAM) Рисунок 5.3.2 - Вставной насос с нижним креплением (RHBM) Справочник инженера по добыче нефти Стр.86 УГНТУ НК ЮКОС Рисунок 5.3.3 - Насос трубный (ТНМ) Справочник инженера по добыче нефти Стр.87 УГНТУ НК ЮКОС 5.4. Справочные данные для подбора насосов Таблица 5.4.1 Таблица соответствия размеров НКТ типоразмерам скважинных насосов Условный размер насоса, Дпл., мм Условный диаметр НКТ, мм Толщина стенки, мм 28 32 43 55 68 93 48 48 60 73 89 114 4,0 4,0 5,0 5,5 6,5 7,0 НСН2Т 43 55 73 73 5,5 5,5 НСНД 43 55 68 93 28 32 38 43 55 55/43 48 60 73 89 60 60 73 73 89 89 4,0 5,0 5,5 6,5 5,0 5,0 5,5 5,5 6,5 6,5 Тип насоса НСН1, НСН2, НСН2В НСН5 НСВ1, НСВ1В НСВ1П НСВ2, НСВГ Таблица 5.4.2 Зависимость коэффициента расхода клапана от числа Рейнольдса Аппроксимирующая формула для расчёта Re Re 2 10 5 кл 0,8 3 10 4 Re 2 10 5 кл 0,4 0,485(lg Re 4,475) 6 10 2 Re 3 10 4 кл 0,4 40 Re 6 10 2 кл 0,22 0,153(lg Re 1,6) кл 0,05 0,283(lg Re 1) 10 Re 40 Справочник инженера по добыче нефти Стр.88 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 5.4.2 Размеры клапанов скважинных штанговых насосов Диаметр отверстия седла клапана, мм Тип насоса Невставной Вставной Условный диаметр насоса, мм с увеличенным проходным отверстием обычного всасывающ его нагнетатель ного всасывающ его нагнетатель ного 28 32 43 55 68 93 11 14 20 25 30 40 11 14 20 25 30 40 14 18 22,5 30 35,5 48 14 18 22,5 30 35,5 48 28 32 38 43 55 20 20 25 25 30 11 14 18 20 25 22,5 22,5 30 30 35,5 14 18 20 22,5 30 5.5. Насосные штанги d D L Справочник инженера по добыче нефти Стр.89 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 5.5.1 Технические характеристики штанг Штанга ШН16 ШН19 ШН22 ШН25 Номинальный диаметр штанги (по телу) dо, мм 16 19 22 25 Номинальн ый диаметр резьбы штанги (наружный) d, мм 23,824 26,999 30,174 34,936 Диаметр опорного бурта D, мм 34 38 43 51 Диаметр опорного бурта D1, мм 32 37 38 46 Размеры квадратной части головки штанги, мм l1 s 35 35 35 42 22 27 27 32 Справочник инженера по добыче нефти Стр.90 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 5.5.2 Штанга ШН16 ШН19 ШН22 ШН25 1000 2,07 2,89 3,71 5,17 Масса штанг (в кг) при длине Lш, мм 1200 1500 2000 3000 2,39 2,86 3,65 5,23 3,25 3,92 5,03 7,26 4,3 5,2 6,7 9,68 5,85 7,12 9,08 12,93 8000 12,93 18,29 24,5 31,65 Таблица 5.5.3 Величина показателя для штанг диаметром, мм Показатель Площадь сечения, см2 Вес 1 погонного метра в воздухе, Н Диаметр штанговой муфты, мм 16 19 22 25 2,0 2,8 3,8 4,9 17,15 23,05 30,78 40,18 34 42 46 55 Справочник инженера по добыче нефти Стр.91 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 5.5.4 Средний вес одного погонного метра насосных штанг в воздухе в ступенчатых колоннах Комбинация штанг, диаметром, мм Процент штанг диаметром, мм 25 22 в ступенчатой колонне 19 16 25+22+19 30 30 40 - 32,0 25+22 30 70 - - 35,0 25 100 - - - 40,2 22+19+16 - 30 30 40 24,0 19+16 - 30 70 - 27,0 22 - 100 - - 30,8 19+16 - - 35 65 19,7 19 - - 100 - 23,1 16 - - - 100 17,2 Вес 1 погонного метра, Н Таблица 5.5.5 Средние значения длины ступеней штанг (в процентах) от общей длины штанговой колонны Справочник инженера по добыче нефти Стр.92 УГНТУ НК ЮКОС ( верхние цифры отвечают верхним толстым штангам; нижние – тонким) Диаметр штанги, мм 22+19+16 25+22+19 25+22 Длина ступени штанг, %, при диаметре плунжера насоса, мм 28 32 38 43 50 57 63 68 20 22 25 27 30 35 40 40 25 26 30 33 40 45 50 50 - 55 52 20 45 22 40 23 30 25 20 30 10 30 10 35 40 20 23 25 30 30 35 40 50 60 22 55 23 52 25 45 30 40 30 35 33 25 35 10 50 25 78 25 77 30 75 30 70 35 70 40 67 40 65 45 50 70 75 30 75 30 70 35 70 40 65 45 60 50 60 55 55 65 30 70 70 65 60 55 50 45 35 - 93 - 22+19 19+16 - Таблица 5.5.6 Область применения штанг Сталь марки Вид термической обработки Область применения штанг Условия Диаметр эксплуатации по скважинных коррозионности насосов продукции (от– до), мм скважины Допускаемое приведенное напряжение в штангах, МПа, не Справочник инженера по добыче нефти Стр.93 УГНТУ НК ЮКОС Нормализация Нормализация последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ 40 20Н2М Нормализация Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ 20Н2М Некоррозионные 28-95 70 28-43 120 55-95 100 28-95 90 28-43 60 55-95 130 110 28-95 100 28-95 100 с Некоррозионные Коррозионные с влиянием Н2S Некоррозионные Коррозионные без влияния Н2S Некоррозионные Коррозионные Объемная закалка и высокий отпуск 70 15Н3МА 15Х2НМФ Нормализация с последующим поверхностным упрочнением нагревом ТВЧ Закалка и высокий отпуск или нормализация и высокий отпуск Некоррозионные Коррозионные с влиянием Н2S Некоррозионные Коррозионные без влияния Н2S 28-43 55-95 170 150 28-95 120 28-95 100 90 5.6. Выбор рациональной конструкции штанговой колонны Справочник инженера по добыче нефти Стр.94 УГНТУ НК ЮКОС Производят предварительный выбор конструкции одноступенчатой штанговой колонны, её проверяют на ''зависание'' и усталостную прочность. Условие движения штанг вниз без ''зависания'' записывается в виде Рштb1Ртр , (5.6.1) где b1 – коэффициент, учитывающий потерю веса штанг в жидкости. Для определения этих параметров используются следующие зависимости: Pшт qшт ,i li , 3 (5.6.2) i1 где qшт – вес одного метра штанг данного диаметра в воздухе; длина ступени колонны штанг; i – номер ступени колонны штанг. Потери на трение по А.М. Пирвердяну: li – Pтр 22 ж n 60 s li Mшт Мму фт , Н/м. (5.6.3) Второе условие проверки колонны штанг на усталостную прочность: пр К 'зап доп , (5.6.4) где пр – приведенное напряжение; [доп] – допускаемое приведенное напряжение; К'зап – расчетный коэффициент запаса. Если вследствие большой величины сил гидродинамического трения оказывается невозможным обеспечить нормальный ход вниз без зависания, то переходят к штангам большего диаметра. В случае невыполнения предыдущего условия преступают к расчету двухступенчатой или трехступенчатой колонны насосных штанг. Данные расчеты относительно трудоемки, поэтому ниже приведены табличные данные по определению рациональной конструкции штанговой колонны. Справочник инженера по добыче нефти Стр.95 УГНТУ НК ЮКОС 5.7. Теоретическая производительность насосов при работе станков качалок Таблица 5.7.1 Теоретическая подача штанговых насосов (в м3/сут) при десяти двойных ходах в минуту и коэффициенте подачи = 1 (насосы отечественного производства) Длина хода полированного штока, мм Диаметр плунжера, мм 28 32 38 43 56 68 82 93 300 2,7 3,5 4,8 6,2 - - - - 450 4,0 5,2 7,5 9,4 - - - - 600 5,5 7,0 10,0 12,5 20,5 - - - 900 8,0 10,5 15,0 19,0 31,0 47,0 - - 1200 11,0 14,0 20,0 25,0 41,0 63,0 90,4 - 1500 13,5 17,5 24,5 31,5 51,5 78,5 113,2 - 1800 16,0 21,0 29,5 38,0 62,0 94,5 137,0 176,0 2100 19,0 24,5 34,5 44,0 72,0 110,0 160,0 205,5 2400 21,5 28,0 39,5 50,5 82,5 125,5 182,5 235,0 2700 24,0 31,5 44,0 56,7 93,0 141,0 205,0 265,0 3000 27,0 35,0 49,0 63,0 103,0 157,0 228,5 293,5 3600 32,0 42,0 59,0 75,5 123,5 188,5 274,0 352,5 Справочник инженера по добыче нефти Стр.94 УГНТУ НК ЮКОС 4200 - 49,0 69,0 88,0 144,0 220,0 319,5 411,0 5100 - - 83,5 107,0 174,5 267,0 388,0 499,0 6000 - - 98,0 125,5 205,5 314,0 456,5 587,0 Таблица 5.7.2 Теоретическая подача штанговых насосов (в м3/сут) при десяти двойных ходах в минуту и коэффициенте подачи = 1 (насосы по стандарту API) Длина хода полированного штока, мм Диаметр плунжера, мм 27,0 31,8 38,1 44,5 57,2 69,9 95,25 300 2,5 3,4 4,9 6,7 - - - 450 3,7 5,1 7,3 9,9 - - - 600 5,0 6,9 9,9 13,6 22,2 - - 900 7,4 10,3 14,8 20,1 33,2 49,6 - 1200 9,9 13,7 19,7 26,8 44,3 66,2 - 1500 12,3 17,1 24,6 33,5 55,4 82,7 - 1800 14,8 20,5 29,5 40,2 66,4 99,3 184,6 2100 17,3 23,9 34,4 46,9 77,5 115,8 215,4 Справочник инженера по добыче нефти Стр.95 УГНТУ НК ЮКОС 2400 19,7 27,3 39,4 53,6 88,6 132,4 246,1 2700 22,2 30,8 44,3 60,3 99,7 148,9 276,9 3000 24,7 34,2 49,2 67,0 110,8 165,4 307,7 3600 29,6 41,0 59,1 80,4 132,9 198,5 369,2 4200 - 47,8 68,9 93,8 155,1 231,6 430,7 5100 - - 83,7 113,9 188,3 281,3 523,0 6000 - - 98,4 134,0 221,5 330,9 615,3 Справочник инженера по добыче нефти Стр.96 5.8. Выбор типа станка – качалки (СК) Выбор СК ведется путем сравнения расчетных величин максимальной нагрузки, крутящего момента на валу редуктора и скорости откачки рассматриваемого варианта компоновки оборудования с паспортными данными СК нормального ряда. В начале для каждого типоразмера СК последовательно проверяется условие по максимальным нагрузкам: Pmax Pmax , где (5.8.1) Pmax - допустимая нагрузка СК. При соблюдении условий неравенства (5.8.1) для некоторых типоразмеров СК аналогичным образом проверяется условие: М кр М кр , где М кр - наибольший крутящий момент на кривошипном (5.8.2) валу редуктора. Затем СК проверяется на минимальную и максимальную скорости откачки: s nmin s n s nmax . (5.8.3) Для облегчения выбора СК можно использовать и диаграмму А.Н.Адонина. Однако следует помнить, что эта диаграмма построена с рядом допущений: колонна штанг имеет доп 120МПа ; под 0,85 и т.д. Поэтому данную диаграмму целесообразно использовать только для оценочных расчетов. 5.9. Расчет мощностей двигателя к станкам – качалкам УГНТУ НК ЮКОС Потребляемая электродвигателем СК мощность затрачивается на выполнение полезной работы по подъему жидкости на поверхность и на покрытие потерь мощности и оборудовании. Мощность, используемая на совершение полезной работы ШСНУ, определяется по формуле: J полезн. Qж.ст Рвык Рпр , Вт (5.9.1) Потери в подземной части ШСНУ обусловлены наличием утечек в насосе, потерей напора в узлах клапанов, наличием трения штанг о трубы и жидкость, а в наземной части ШСНУ потери мощности вызваны отклонениями от норм работы СК и электродвигателя. Потери мощности, обусловленные утечками учитываются с помощью специального коэффициента: ут 1 1 q ут , жидкости, (5.9.2) 2Qж.ст где q ут - утечки в зазоре плунжер - цилиндр. Мощность, затрачиваемая на преодоление сил механического трения штанг о трубы, определяется по формуле: J тр. м ех 2 С ш S n 60 Pшт Рж , Вт 1 180 , рад., (5.9.3) (5.9.4) где .,1 - максимальный (средний) угол отклонения ствола скважины от вертикальной оси, рад.,град.; С ш - коэффициент трения штанг о трубы. Если скважина считается вертикальной, то в расчетах по формуле (5.9.3) принимается 30 ,1 0,25 . Справочник инженера по добыче нефти Стр.98 УГНТУ НК ЮКОС Затраты мощности на преодоление потерь в узлах клапанов насоса: J кл Qж.ст Ркл.вс Ркл.нагн , (5.9.5) Мощность, затрачиваемая на преодоление гидродинамического трения штанг о жидкость, рассчитывается по формуле А. М. Пирвердяна: J тр.г 3 s n ж Н сп М шт , 2 (5.9.6) а мощность, затрачиваемая на трение плунжера в цилиндре: J тр.пл Ртр.пл S n 30 , где (5.9.7) Pтр.пл - сила трения плунжера о цилиндр; приближенно оценивается для безводных скважин: Ртр.пл 1,84 Dпл 139 , (5.9.8) а для скважин, продукция которых содержит воду: Ртр.пл 1,65 Dпл 127 , Таким образом, потери мощности в подземной ШСНУ J п.ч и к.п.д. подземной части п.ч. определяется как: J п.ч J полезн ут J кл J тр. м ех J тр.г J тр.пл , п.ч J полезн J п.ч (5.9.9) части (5.9.10) (5.9.11) Потери в наземном оборудовании ШСНУ учитываются приближенно. По рекомендации ВНИИнефть принимается, что к.п.д. Справочник инженера по добыче нефти Стр.99 УГНТУ СК НК ЮКОС ск 0,85 , а к.п.д. электродвигателя дв 0,8 . Тогда общий к.п.д. ШСНУ определится как: шсну ск дв п.ч , (5.9.12) а полная мощность, затрачиваемая на подъем жидкости: J полн J полезн. шсну , Вт (5.9.13) И, наконец, суточный расход электроэнергии будет равен: Wсут 24 10 3 J полн , кВтч (5.9.14) Таблица 5.9.1 Технические характеристики электродвигателей станков-качалок Тип двигателя Номинальная мощность, кВт Для условий номинальной нагрузки КПД,% cos , доли ед. Справочник инженера по добыче нефти Стр.100 УГНТУ АОП-41-4 АО2-22-4 АОП-42-4 АО2-31-4 АОП-51-4 АОП2-41-4 АОП2-42-4 АОП-52-4 АОП2-51-4 АОП-62-4 АОП2-52-4 АОП-63-4 АОП2-61-4 АОП-72-4 АОП-71-4 АОП-73-4 АОП2-72-4 АОП-84-4 АОП2-81-4 АОП2-82-4 1,7 2,2 2,8 3,0 4,5 4,0 5,5 7,0 7,5 10,0 10,0 14,0 13,0 20,0 22,0 28,0 30,0 40,0 46,0 55,0 81,0 82,5 83,0 83,5 84,5 85,0 87,0 86,0 88,0 86,5 88,0 87,5 88,0 88,0 89,5 89,0 90,0 90,0 91,0 92,0 НК ЮКОС 0,82 0,83 0,84 0,84 0,85 0,81 0,82 0,86 0,83 0,87 0,83 0,87 0,84 0,87 0,85 0,87 0,85 0,88 0,89 0,89 После окончания расчетов выбирается ближайший более мощный электродвигатель, обеспечивающий требуемую (с коэффициентом запаса 1,3) мощность. VI. ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН ПОГРУЖНЫМИ ЭЛЕКТРОНАСОСАМИ 6.1. Характеристика погружных центробежных электронасосов (ЭЦН) Установка погружного электроцентробежного насоса для добычи нефти (УЭЦН) состоит из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой, насос), кабельной линии, колонны НКТ, оборудования устья скважины и наземного оборудования: трансформатора и станции управления или комплектного устройства. Характеристика погружных электрических двигателей приведена в разделе 6.4; характеристика электрических кабелей – в разделе 6.5, а вспомогательного оборудования – в разделе 6.6. Расшифровка условных обозначений установок приведена на примере У2ЭЦНИ6-350-1100. Здесь: У – установка; 2 (1) – номер модификации; Э – с приводом от погружного электродвигателя; Ц – центробежный; Н – насос; И – повышенной износостойкости (К – повышенной коррозионной стойкости); 6 (5; 5А) – группа установки; Справочник инженера по добыче нефти Стр.101 УГНТУ НК ЮКОС 350 – подача насоса в оптимальном режиме по воде в м3/сут; 1100 – напор, развиваемый насосом в метрах водяного столба. Установки УЭЦНК могут добывать пластовую жидкость с содержанием сероводорода до 1,25г/л, а обычного исполнения – с содержанием сероводорода не более 0,01г/л. Установки УЭЦНИ могут работать со средой, где содержание механических примесей достигает 0,5г/л. Установки обычного исполнения – при содержании механических примесей менее 0,1г/л. Установки группы 5 предназначены для эксплуатации скважин с внутренним диаметром обсадной колонны не менее 121,7мм, группы 5А – 130,0мм, группы 6 – 144,3мм, а установки УЭЦН6-500-1100 и УЭЦН6-700-800 – с диаметром не менее 148,3мм. Характеристика погружных центробежных насосов приведена ниже. Таблица 6.1.1 Характеристика погружных центробежных насосов Шифр насоса К.П.Д., % 1 ЭЦНМ5А–10-1100 ЭЦНМ5В– 10-300 ЭЦНМ5С –10-1550 ЭЦНМ5D– 10-1700 1 ЭЦНМ5E– 10-2000 ЭЦНМ5А–20- 1000 ЭЦНМ5В– 20-1200 ЭЦНМ5С– 20-1400 ЭЦНМ5D– 20-1600 ЭЦНМ5E– 20-1800 ЭЦНМ5F – 20-2000 2 ЭЦН5 – 40 - 1400 2 28 28 28 28 2 28 37 37 37 37 37 37 39,6 Номинальная Число Напор, Число подача, ступем секций 3 м /сут ней 3 4 5 6 10 1100 254 2 10 1300 299 2 10 1550 344 2 10 1700 390 2 3 4 5 6 10 2000 436 2 20 1000 246 2 20 1200 290 2 20 1400 334 2 20 1600 378 2 20 1800 422 2 20 2000 501 3 40 1425-1015 273 2 Справочник инженера по добыче нефти Стр.102 УГНТУ ЭЦН5 – 40 - 1750 ЭЦНМ5А– 50-1000 ЭЦНМ5В– 50-1100 ЭЦНМ5С– 50-1300 ЭЦНМ5D– 50-1550 ЭЦНМ5E– 50-1700 ЭЦНМ5F – 50-2000 2 ЭЦН5 – 80 - 1200 ЭЦН5 - 80-1550 ЭЦН5 - 80-1800 3ЭЦН5 - 130-1200 ЭЦН5 - 130-1400 2ЭЦН5 - 200-800 1ЭЦН5А- 100-1350 1ЭЦН5А- 160-1100 2ЭЦН5А–160-1200 ЭЦН5А -160-1750 1ЭЦН5А- 250 - 800 1ЭЦН5А-250- 1000 1ЭЦН5А-250- 1400 1ЭЦН5А- 360 - 600 2ЭЦН5А- 360 - 700 2ЭЦН5А- 360 - 850 2ЭЦН5А-360- 1100 1ЭЦН5А- 500 - 800 1ЭЦН6 - 100 - 1500 2ЭЦН6 - 160 - 1450 4ЭЦН6-250 - 1050 2ЭЦН6-250 - 1400 ЭЦН6- 250 - 1600 2ЭЦН6 - 350 - 850 3ЭЦН6-350 - 1100 1 2ЭЦН6 - 500 - 750 1ЭЦН6 - 700 - 800 1ЭЦН6-500 - 1100 ЭЦН6- 700 - 1100 ЭЦН6- 1000 - 900 2ЭЦНИ6-350- 1100 2ЭЦНИ6-500- 750 ЭЦНК5 - 80 - 1200 43 45 45 45 45 45 45 51,5 51,5 51,5 58,5 58,5 50 51 58,7 61 61 60,3 60,2 60 59,7 60 60,7 59,5 59,5 49 57,6 63 62,6 62,6 65 65 2 63 58 59 60 60 62,1 61,5 49,5 40 50 50 50 50 50 50 80 80 80 130 130 200 100 160 160 160 250 250 250 360 360 360 360 500 100 160 250 250 250 350 350 3 500 700 500 700 1000 350 500 80 1800 1000 1100 1300 1550 1700 2000 1285 - 715 1600 1780 1330 - 870 1460 960 - 545 1520-1090 1225 - 710 1560-1040 1755 890 - 490 1160 - 610 1580 - 930 660 - 490 810 - 550 950 - 680 1260 - 920 830 - 700 1610 - 1090 1715 - 1230 1100 - 820 1590 - 1040 1700 - 1080 1035 - 560 1120 4 930 - 490 850 - 550 1350 - 600 1220 – 780 1085 – 510 1170 – 710 860 – 480 1250 – 785 349 192 224 264 303 344 384 274 364 413 283 348 225 264 224 274 346 145 185 265 134 161 184 248 213 213 249 185 231 253 127 168 5 145 152 217 233 208 154 157 274 НК ЮКОС 3 1 2 2 2 2 2 2 2 3 2 3 2 2 2 2 3 2 2 3 2 2 3 3 3 2 2 2 2 2 2 2 6 2 3 3 4 4 2 2 2 Справочник инженера по добыче нефти Стр.103 УГНТУ ЭЦНК5 -80 - 1550 ЭЦНК5 -130-1200 ЭЦНК5 -130- 1400 51,5 58,5 58,5 80 130 130 1600 1330 – 870 1460 364 283 348 НК ЮКОС 2 2 3 Рис. 6.1.1 – Общая схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса Справочник инженера по добыче нефти Стр.104 УГНТУ НК ЮКОС Установка электроцентробежного погружного насоса Электрические приводы и контроллеры защищают путем выключения электропитания, если не выдерживаются рабочие параметры. Регулируемые приводы позволяют изменять подачу насоса путем изменения вращения двигателя Электрические трансформаторы преобразуют напряжение источника питания в напряжение необходимое для двигателей насосов К агарманов Ильдар и к Газовые сепараторы отделяют некоторое количество выделяющегося из пластовой жидкости газа и направляет его кольцевое пространство между обсадными трубами и НКТ до поступления газа в насос путем изменения направления движения флюида или с помощью ротационной центрифуги. Силовые кабели подводят электроэнергию погружным двигателям по изолированным жилам к В корпусе насоса установлены ступени, каждая из которых состоит из вращающегося рабочего колеса и неподвижного направляющего аппарата. Число ступеней определяет его подачу, давление и потребляемую мощность Приемный модуль насоса позволяет флюидам поступать в насос и может быть частью газового сепаратора Погружной двухполюсный асинхронный электродвигатель трехфазный Протектор двигателя соединяет насос с двигателем, изолирует двигатель от скважинных флюидов, служит в качестве дополнительной емкости для масла и уравновешивает давление в стволе скважины и двигателе, а также позволяет маслу сжиматься и расширяться. Скважинные КИП представляют собой датчики температуры и давления, которые генерируют сигналы, передаваемые по силовому кабелю на установленное на поверхности считывающее устройство Справочник инженера по добыче нефти Стр.102 УГНТУ НК ЮКОС 6.2. Характеристика винтовых насосов (ЭВН) В настоящие время на нефтяных промыслах используют винтовые насосные установки с погружным электродвигателем, а также с 1 поверхностным приводом как отечественного (ОКБ БН), так и 2 импортного производства (фирма 3 РОДЕМИП, Франция; фирмы COROD MANUFACTURING и AMOCO 4 CANADA PETROLEUM LTD, GRIFFIN PUMPS, ROTALIFT, Канада; фирма SCHELLER-BLECKMAN, Австрия). 5 Схема винтового насоса приведена на рисунке 6.2.1. Технические характеристики ЭВН (ОКБ БН, Россия) приведены в табл. 6.2. Рабочие характеристики УВН (одновинтового насоса) определяются по следующим формулам. 1. Теоретическая производительность насоса, м3/с 6 7 8 9 10 Qт 4 e D T n , 60 (6.2.1) где e – величина эксцентриситета между центром сечения винта и D –диаметр сечения статора, м; T винта, м; – шаг двухзаходного Рис.6.2.1. Компоновка винтовой насосной установки 1- электродвигатель; 2- модульная вставка; 3- вращатель; 4- превентор-тройник; 5- колонная головка; 6- насосно- компрессорные трубы; 7- штанговая вращательная колонна; 8- ротор винтового насоса; 9- статор винтового нсоса; 10- клапанный узел. Справочник инженера по добыче нефти Стр.103 УГНТУ НК ЮКОС винта, м; n –частота вращения винта, мин-1. 2. Фактическая производительность насоса Qф Qт о , где o (6.2.2) – объемный КПД насоса. 3. Мощность, подводимая к валу насоса N Q H ж g , кВт, 102 (6.2.3) где Q – производительность насоса, м3/сут; жидкости, м; H – напор столба ж –плотность жидкости, кг/м3; g – ускорение свободного падения, м/с2; - общий КПД насоса. 4. Общий КПД насоса o г м , где –объемный КПД насоса, насоса, г Н ф Н т ; м (6.2.4) о Qф Qт ; г – гидравлический КПД –механический КПД (учет потерь энергии на преодоление трения в подшипниках, винта в обойме, вала в сальниках, вала и шарнира о жидкость), м N N мп / N , N м п – мощность, расходуемая на механические потери. Таблица 6.2.1 Основные параметры установок УЭВН 5 (ОКБ БН, Россия) Справочник инженера по добыче нефти Стр.104 УГНТУ НК ЮКОС УЭВН 5-200 –900 16 25 63 100 100 200 12 10 12 10 12 9 32 32 697 713 УЭВН 5–25-1000 5,5 *Мощность электродвигателя, кВт 5,5 Масса агрегата, кг 341 погружного УЭВН 5-63 –1200 УЭВН 5 –100 -1200 Номинальная подача, м3/сут Номинальное давление, МПа УЭВН 5-16-1200 Параметр УЭВН 5 -100- 1000 Типоразмер установки 22 22 (22) 342 (32) 546 556 * Электродвигатель типа ПЭД с гидрозащитой 1Г51. 6.3. Характеристика диафрагменных насосов (ЭДН) Установки электродиафрагменных насосов относятся к классу бесштанговых насосов, что определяет их эксплуатационные качества. Отличительной конструктивной особенностью диафрагменного насоса является изоляция его исполнительных органов от перекачиваемой среды эластичной диафрагмой и работа этих органов в герметичной полости, заполненной чистой жидкостью. По принципу действия диафрагменный насос сравним с поршневым насосом – рабочий процесс осуществляется путем всасывания и нагнетания перекачиваемой жидкости. Погружные диафрагменные насосы различных типов классифицируют по ряду признаков. По способу приведения диафрагмы в возвратно-поступательное движение на: 1. с механическим приводом; 2. с гидравлическим приводом. Справочник инженера по добыче нефти Стр.105 УГНТУ НК ЮКОС По конструкции диафрагмы: 1. с плоской дафрагмой; 2. с цилиндрической диафрагмой; 3. с диафрагмой в виде сильфона. По виду энергии, подводимой к насосу с поверхности: 1. с электроприводом; 2. с гидроприводом. Конструктивные достоинства УЭДН, выгодно отличающие их от применяемых повсеместно штанговых насосов: - отсутствие крупногабаритного и металлоемкого наземного оборудования; - небольшая установочная мощность электродвигателя; - простата монтажа и эксплуатации; - удовлетворительная эксплуатация скважин, дающих вязкие эмульсии, жидкости, содержащие механические примеси и свободный газ; - возможность применения в скважинах с низкими дебитами; - возможность эксплуатации месторождений с небольшими устьевыми площадками (море, болота и др.). В ОКБ БН были разработаны типоразмеры характеристики которых приведены в табл. 6.3.1 УЭДН, Таблица 6.3.1 Справочник инженера по добыче нефти Стр.106 УГНТУ НК ЮКОС Технические характеристики УЭДН Подача, Типоразмер УЭДН5 – 4 -1700 УЭДН5 - 4 - 2000 УЭДН5 – 6,3-1300 УЭДН5 –6,3- 1500 УЭДН5 – 8 - 1100 УЭДН5 – 8 - 1300 УЭДН5 – 10-1000 УЭДН5 – 10 -1200 УЭДН5 –12,5-800 УЭДН5– 16 - 650 УЭДН5 – 20 -600 м3/сут 4,0 4,0 6,3 6,3 8,0 8,0 10,0 10,0 12,5 16,0 20,0 Показатели Давление, Мощность, МПа 17 20 13 15 11 13 10 12 8,0 6,5 6,0 кВт 2,20 2,55 2,45 3,15 2,65 3,25 2,85 3,35 2,85 2,85 3,50 КПД, % 35 36 38 38 38 39 40 40 40 40 40 Примечание. Диаметр и длина электронасоса для всех установок составляют соответственно 117 и 2700мм, масса – 115кг. Расчеты, проводимые при подборе УЭДН к скважинам, включают определение следующих параметров. 1.Подача насоса по жидкости определяется по формуле Q 1,36 10 4 e f 1 s p u d 2 , 1 где Q –подача,м3/сут; (6.3.1) -коэффициент подачи; е – эксцентриситет привода, мм; f –частота тока, Гц; s– коэффициент скольжения привода; р – число пар полюсов электродвигателя; u – передаточное число конической передачи; Справочник инженера по добыче нефти Стр.107 УГНТУ НК ЮКОС d – диаметр плунжера, мм. При известных значениях некоторых параметров: е =8мм; u = 1,8; р = 2. Подача насоса может быть определена в виде: Q 3,02 10 4 f 1 s d 2 , (6.3.2) 2. Полезная мощность насоса определяется из соотношения: N P Q , где N – мощность насоса, производительность, м3/с. кВт; P (6.3.3) – давление, Па; Q – 3. Мощность электродвигателя Nэ определяется из формулы Nэ где P Q , (6.3.4) - коэффициент полезного действия насоса. Подбор УЭДН к скважинам производится по их условной характеристике, определяющей зависимость между суточным дебитом и давлением, расходуемым на подъем жидкости из скважины с определенным противодавлением. Выбор оптимального режима работы УЭДН и его согласование с работой пласта производится исходя из условия равенства производительности насоса и дебита скважины по жидкости. 4. Глубина подвески насоса Lн определяется с учетом положения динамического уровня ( L Д ) при отборе заданного объема жидкости из пласта и величины погружения hп , создающей необходимое давление на приеме насоса, т.е. Справочник инженера по добыче нефти Стр.108 УГНТУ НК ЮКОС Lн L Д hп где Р у – устьевое давление, Па; Pу g hтр Н r , (6.3.4) hтр – потери на трение, м; Н r – высота подъема жидкости за счет работы газа (газлифтный эффект), м. Справочник инженера по добыче нефти Стр.109 УГНТУ НК ЮКОС 6.4. Характеристика электрических двигателей Характеристика погружных электродвигателей приведена в табл. 6.4.1 и 6.4.2. Скольжение, % ПЭД 45-117 ПЭД 65-117 Частота вращения синхронная, мин-1 ПЭД 40-103 Частота, Гц ПЭД 28-103 Номинальная мощность, кВт Напряжение линейное, В Сила номинального тока, А ПЭД 20-103 Показатель ПЭД 14-103 Таблица 6.4.1 16 22 32 45 45 63 500 700 850 1000 1400 2000 31,5 31 37 43 27,5 27 50 50 50 50 50 50 3000 3000 3000 3000 3000 3000 6,5 6,5 6,7 8 5,5 5,5 0,77 0,77 0,77 0,8 0,84 0,84 К.П.Д., % 76 76 76 76 81 81 Температура окружающей среды, оС 70 70 70 70 50 50 Тип гидрозащиты 1ГБ1 1ГБ1 1ГБ1 1ГБ1 1ГБ1 1ГБ1 Скорость движения охлаждения жидкости, м/с 0,06 0,06 0,085 0,12 0,27 0,27 b2 0,92 0,95 0,935 0,93 - - c2 0,31 0,21 0,37 0,5 - - d2 1,15 1,15 0,95 0,82 - - b3 7,8 4,1 4,1 3,7 - - c3 0 0 1,6 3 - - b4 0,52 0,54 0,5 0,56 - - c4 0,58 0,55 0,57 0,52 - - b5 0,31 0,26 Коэффициент мощности 0,325 0,21 Справочник инженера по добыче нефти Стр.110 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 6.4.2 Технические характеристики погружных электродвигателей (выпускаемые по стандарту API) КПД, % Коэф. мощнос ти Скольже ние, % Длина электродвига теля, мм Масса, кг 18,5 84 0,85 5 2477,5 115 750 24 84,5 0,85 5 3237,5 213 32/43,4 1000 26 85 0,87 5,2 3997,5 272 45/61 1400 26 85 0,87 5 5137,5 360 ПЭД63-117ЛГВ5 63/85,4 2000 25 85 0,845 5 6657,5 475 ПЭДС90-117ЛГВ5 90/122 2000 37 85 0,86 5,2 9168,0 626 ПЭДС125-117ЛГВ5 Обозначение Мощность, кВт/л.с. Напряжение, В Ток, А ПЭД16-117ЛГВ5 16/21,7 750 ПЭД22-117ЛГВ5 22/29,8 ПЭД32-117ЛГВ5 ПЭД45-117ЛГВ5 125/169,5 2000 51,5 85 0,85 5,2 12968,0 906 *ПЭД12-117МВ5 12/16,3 380 26 84 0,85 5 2097,5 126 *ПЭД28-117МВ5 28/38 900 26 84,5 0,84 5 3617,5 242 *1ПЭД32-117МВ5 32/43,4 750 35,5 85 0,84 5 3997,5 272 *ПЭД40-117МВ5 40/54,3 1200 27 84,5 0,85 5 4377,5 300 *1ПЭД45-117МВ5 45/61 1000 36,5 85 0,86 5 5137,5 360 *ПЭД50-117МВ5 50/67,8 1400 28 84,5 0,86 5,2 5897,5 416 *ПЭД56-117МВ5 56/76 1400 31,5 84,5 0,86 5,2 6277,5 445 *1ПЭД63-17МВ5 63/85,4 1000 51,5 85 0,85 5 6657,5 475 Справочник инженера по добыче нефти Стр.111 УГНТУ НК ЮКОС Продолжение таблицы 6.4.2 Обозначение КПД, % Коэф. мощнос ти Скольжен ие, % Длина электро двигателя, мм Масса, кг Мощность кВт/л.с. Напряжение, В Ток, А 70/94,9 1500 38 85 0,85 5 7037,5 498 *ПЭД80-117МВ5 80/108,5 1600 39 84,5 0,86 5,2 8408,0 570 *ПЭДС100-117МВ5 100/135,6 2000 38,5 85 0,85 5,2 9928,0 690 *ПЭДС140-117МВ5 140/189,9 2000 53,5 84,5 0,85 5,2 13738,0 962 *ПЭДС180-130МВ5 180/241,6 2300 60 85 0,87 6 12653,0 1039 *ПЭДС250-130МВ5 250/340 2300 85 85 0,86 6 15405,0 1510 *ПЭДСЗ60-130МВ5 360/489 2300 122 85 0,87 6 23056,0 2039 *ПЭД70-17МВ5 *Электродвигатели выпускаются по отдельному заказу. По желанию заказчика могут быть изготовлены электродвигатели других мощностей. Справочник инженера по добыче нефти Стр.112 УГНТУ НК ЮКОС 6.5. Характеристика электрических кабелей Таблица 6.5.1 Марка кабеля КПБК (кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, круглый) КПБП (кабель с полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский) КППБПС (кабель с плотной полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский КППБПС-О Число жил площадь сечения мм2 Максим. наружные размеры, мм 310 29,7 1016 316 32,6 1269 325 35,6 335 38,3 1969 350 44,0 2314 34 9,719 380 36 10,520,2 466 310 13,633,8 316 1537,4 958 325 15,443 1282 310 13,227 966 316 1532,6 1265 325 15,436,08 335 18,443,0 2098 350 20,847,9 2641 310 13,227,0 941 316 1532,6 1189 325 15,436,08 335 18,543,0 1890 350 20,847,9 2404 Допустим ое давление, МПа 19,6 19,6 19,6 19,6 Масса, кг/км 1622 438 1730 1535 Справочник инженера по добыче нефти Стр.113 УГНТУ НК ЮКОС Марка кабеля КПБК (кабель с двойной полиэтиленовой изоляцией, бронированный, круглый) КПБП (кабель с двойной полиэтиленовой изоляцией, бронированный, плоский) КППБПТ (кабель с плотной полиэтиленовой изоляцией, бронированный, теплостойкий HTRL (кабель термостойкий, со специальной изоляцией, бронированный, круглый) HTFЗ (кабель термостойкий, со специальной изоляцией, бронированный, плоский) Таблица 6.5.2 Максималь ное Масса, рабочие кг/км напряжени е, В Число жил площадь сечения мм2 Максим. наружные размеры, мм 310 29,0 898 316 32,0 1125 325 35,6 335 38,3 1913 350 44,0 2425 310 13,633,8 1056 316 1537,4 1105 325 15,443 335 1848,2 2056 350 19,752,3 2547 310 13,633,8 3300 3300 1564 1610 1056 3300 316 1537,4 1105 321,1 32,3 3100 333,6 35,3 342,4 36,8 4100 313,3 1435,6 1800 321,1 1537,3 5000 3700 2200 5000 333,6 1641,4 2800 342,4 1743,9 3100 Справочник инженера по добыче нефти Стр.114 УГНТУ НК ЮКОС 6.6. Вспомогательное электроустановок оборудование скважинных Таблица 6.6.1 Техническая характеристика станций управления и комплектных устройств Показатель Напряжение в сети, В Напряжение в главной цепи (на выходе автотрансформатора или трансформатора), В Сила тока в главной цепи (на входе в автотрансформатор или трансформатор), А Сила тока в главной цепи (на выходе автотрансформатора или трансформатора), А Напряжение в цепи управления, В ШГС 580449А3У1 ШГС 5804-59А3У1 КУПНА 7929А2У1 380 380 3000 2300 2300 - 250 400 - 74 150 100 380 380 220 Справочник инженера по добыче нефти Стр.115 УГНТУ НК ЮКОС Таблица 6.6.2 Техническая характеристика трансформаторов типа ТМПН Тип трансформатора ТМПН-63/1-73У1 ТМПН-63/1-73ХЛ1 ТМПН-63/1-73У1 ТМПН-63/1-73ХЛ1 ТМПН-100/3-73У1 ТМПН-100/3-73ХЛ1 ТМПН-100/3-73У1 ТМПН-100/3-ХЛ1 ТМПН-100/3-73У1 ТМПН-100/3-73ХЛ1 ТМПН-100/3-73У1 ТМПН-100/3-73ХЛ1 ТМПН-100/3-73У1 ТМПН-100/3-73ХЛ1 ТМПН-160/3-73У1 ТМПН-160/3-73ХЛ1 ТМПН-160/3-73У1 ТМПН-160/3-73ХЛ1 ТМПН-200/6-73У1 ТМПН-200/6-73ХЛ1 Номина льная мощнос ть, кВт Номинальное напряжение обмотки напряжения, В низкое высокое Напряжение ступеней регулирования, В 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 63 380 611 675 643 611 584 549 517 483 455 423 391 63 380 856 1023 982 941 900 856 824 781 739 698 657 100 380 736 736 708 681 649 620 592 562 530 502 475 100 380 844 958 920 882 844 810 782 747 709 671 633 100 380 1170 1170 1108 1045 893 920 - - - - - 100 380 1610 1610 1525 1440 1355 1270 - - - - - 100 380 1980 2210 2095 1980 1865 1750 - - - - - 160 380 1090 1136 1090 1045 1007 965 927 885 847 756 - 160 380 2050 2200 2125 2050 1975 1900 - - - - - 200 2050 6000 2200 2125 2050 1975 1900 - - - - - Справочник инженера по добыче нефти Стр.116 6.7. Выбор типоразмера, глубины спуска в скважину и режима работы установки ЭЦН Выбор глубины погружения и расчет сепарации газа у приема насоса Глубина спуска электроцентробежного насоса в скважину определяется из условия обеспечения минимального забойного давления. При газосодержании до 7% напорная характеристика насоса не ухудшается; при содержании газа 7 - 20% необходимо в расчет напора вносить поправку, а при газосодержании более 30% наблюдается срыв подачи насоса. Рекомендованное значение предельного газосодержания в мелкодисперсной фазе у приема насоса равно 35%. Наиболее оптимальным значением свободного газосодержания на приеме ЭЦН следует считать 30 - 40%. С учетом последнего на кривой изменения давления по стволу скважины следует найти участок с таким газосодержанием и с учетом кривизны ствола скважины выбрать глубину спуска насоса. Как показывает практика эксплуатации ЭЦН, наличие в насосе такого количества свободного газа приводит к увеличению МРП скважин на 10 - 15%. При выполнении расчетов определение глубины подвески насоса обычно выполняется для 2-3 вариантов конструкции установок. Для них же выполняются и все остальные расчеты. При выполнении проверочных расчетов (расчет изменения давления по стволу скважины выше приема насоса и изменения давления по НКТ) следует учитывать сепарацию газа у приема ЭЦН. Величину коэффициента сепарации для скважин, оборудованных установками ЭЦН, определяют: , (6.7.1) 1 1 0,6 Q W F Ж .СТ O З где W0 – относительная скорость всплытия газовых пузырьков в жидкости, м/c; F3 – площадь сечения затрубного пространства между обсадной колонной и погружным электродвигателем (ПЭД), м2. Определение требуемого напора насоса Для согласования характеристики насоса и скважины, следовательно нахождения величины удельной энергии, передаваемой насосом газожидкостной смеси и обеспечения нормы отбора жидкости из скважины с выбранной глубины спуска насоса строится напорная характеристика скважины Q=f(Hскв): УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Н скв Н скв Р /(ρ g) h H у тр г , (6.7.2) где Нскв – глубина динамического уровня скважины при отборе заданного количества жидкости, м; Ру /( ρ ·g) – устьевое давление, выраженное в метрах столба жидкости, при средней плотности газожидкостной смеси на участке "насос – устье" скважины; hтр – потери напора на трение, м. Если нет данных о величине динамического уровня, то приближенно его можно определить: Н дин Lс Рпл Qж /К ρвн g , (6.7.3) где ρвн– плотность водонефтяной смеси на выходе из насоса, кг/м3. Потери напора на гидравлическое трение в НКТ ориентировочно определяют как для однородной ньютоновской жидкости: Н сп ω 2 h тр λ 2g D , (6.7.4) где Нсп– глубина спуска насоса, м; - коэффициент гидравлических сопротивлений; – линейная скорость потока, м/с. ω Qн bн Qв bв 86400 F , (6.7.5) где F – площадь поперечного сечения НКТ. Напор, соответствующий газлифтному эффекту в подземных трубах, можно приближенно оценить по формуле: Н г 4D Go.факт (1 3 Р у Р'нас ) 1 B(P ) , (6.7.6) где D – диаметр лифта в дюймах; Рнас – давление насыщения после сепарации газа у насоса; В(Р ) – средняя обводненность продукции в подъемнике при среднем давлении Р=0,5·(Рвн+Рус). Справочник инженера по добыче нефти Стр.118 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Для построения напорной характеристики скважины задаются несколькими значениями дебита (5-6, начиная от нуля); по расчетным точкам в координатах Q=f(H) строится линия развиваемого пластом напора Hcкв. В дальнейшем на напорную характеристику скважины накладывается характеристика насоса для отыскания точки их пересечения, определяющая дебит скважины, равный подаче ЭЦН (см. рисунок 6.7.1). Выбор диаметра НКТ для установок ЭЦН осуществляют в зависимости от дебита скважины: Дебит по жидкости, м3/сут менее 150 150-300 более 300 Внутренний диаметр НКТ, мм 50,3 62 76 N.H Hmax η, % N(Q) Нопт Н(Q) 0.5 0.4 0.3 0.2 η(Q) 0 ~0.75Qопт Qопт ~1.25Qопт Qmax Q Рис. 6.7.1 – Типичная характеристика погружного центробежного насоса Справочник инженера по добыче нефти Стр.119 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Подбор и корректировка рабочих характеристик центробежных насосов По кривым типовых характеристик погружных ЭЦН, дебиту по жидкости и требуемому напору выбирают несколько насосов, обеспечивающих необходимый отбор жидкости в области рабочих режимов работы насосов при условии: 0,6 ≤ Qж/Qв.опт ≤ 1,2 , (6.7.7) где Qв.опт – подача насоса по воде в оптимальном режиме. Точки пересечения характеристик насоса с характеристикой скважины дадут значения подачи выбранных насосов по воде. На практике свойства откачиваемой продукции скважины отличаются от свойств воды: вода с нефтью образует эмульсии; если давление у приема насоса меньше давления насыщения, то в насос попадает свободный газ. Поэтому для повышения точности расчетов делают корректировку характеристик насоса на вязкость откачиваемой среды и наличие свободного газа. Зависимость напора, подачи и к.п.д. насоса от вязкости откачиваемой жидкости учитывают с помощью специальных коэффициентов. С увеличением вязкости в рабочих ступенях насоса возрастают сопротивления потоку и потери энергии на вращение дисков колеса в жидкости, трение в пяте рабочего колеса. Все это уменьшает подачу, напор, к.п.д. насоса и повышает потребляемую мощность. При газосодержании на приеме насоса 5-7% и менее, влиянием газа на работу насоса можно пренебречь, а пересчет характеристик насоса с воды на эмульсию выполняют по номограммам П.Д.Ляпкова - В.П.Максимова – для жидкостей, вязкость которых в пластовых условиях не превышает 0,03 - 0,05 см2/c. Для повышенных значений вязкости, газосодержания нефти и температуры необходимо корректировать рабочие характеристики насоса. В качестве вязкостной характеристики продукции нефтяных скважин используется кинематическая кажущаяся вязкость (м2/c); Справочник инженера по добыче нефти Стр.120 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Э Э ВН , (6.7.8) где э – кажущаяся динамическая вязкость эмульсии при соответствующих значениях температуры и скорости сдвига потока, Па·с; вн - средняя плотность скважинной продукции к каналах рабочих органов насоса, кг/м3: ρ ρ β ρ β , вн н н в в (6.7.9) где н и в соответственно объемно-расходные доли нефти и воды в составе продукции скважины. Зависимость напора, к.п.д. и подачи насоса от вязкости откачиваемой жидкости можно оценивают с помощью коэффициентов К н , Q H/H в Q/Qв и К η η/η в , (6.7.10) (6.7.11) где Нв, Qв, в - напор, подача и к.п.д. насоса при работе на воде в заданном режиме; Н, Q, - те же параметры, но при работе насоса на вязкой жидкости. Коэффициенты КН,Q и К зависят от числа Рейнольдса потока в каналах центробежного электронасоса Re н 4,3 0,816 n n S 0,575 S 0,274 n Q 1 3 ν Q э в.опт , (6.7.12) где ns – коэффициент быстроходности ступени насоса; n1 – частота вращения вала насоса, 1/c: Справочник инженера по добыче нефти Стр.121 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС ,5 (g Н в.опт ) 0,75 , n 193 n Q0в.опт s 1 zн (6.7.13) где Qв.опт – подача насоса на воде в оптимальном режиме, м 3/с; Нв.опт – напор насоса на воде в оптимальном режиме, м; Z Н – число ступеней насоса. По величине ReН с помощью специальных графиков П.Д.Ляпкова находят значения коэффициентов К, КQ,H и пересчитывают характеристики насоса с воды на эмульсию. Кроме графического способа определения данных коэффициентов, можно воспользоваться и аппроксимирующими формулами. Для ламинарного режима: К Н,Q Re H Re 50 200 Q /Q H в в.опт , (6.7.14) К 0,485 lgRe 0,63 0,26 Q /Q η H в в.опт Для турбулентного режима: К К Н,Q η 0,274 lgRe H 0,06 0,14 Q /Q (6.7.15) в в.опт 1 (3,585 0,821 lgRe H ) (0,027 0,485 Q /Q ), в в.опт где Qв – подача насоса на воде при соответствующем режиме, м3/c. Порядок пересчета характеристик центробежного насоса с воды на свойства эмульсии следующий. Справочник инженера по добыче нефти Стр.122 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС 1.Вначале определяют долю воды в продукции скважины при стандартных условиях, тип эмульсии, а с учетом давления в насосе, температуры и газонасыщенности рассчитывают вязкость эмульсии. 2.Определяют среднюю температуру газожидкостной смеси в насосе. 3.Задаваясь рядом значений Q/Qв.опт, и определив по фактической водной характеристике Qв.опт, находят Qi = (Q/Qв.опт)·Qв.опт в соответствии с ранее выбранными значениями (Q/Qв.опт). 4.Для полученных значений Qi по характеристикам насоса определяют соответствующие ему Нi. 5.Вычисляют значение коэффициента быстроходности. Если число оборотов вала насоса неизвестно, то оно принимается равным 295 c-1. 6.По определенному числу Рейнольдса для оптимального режима (Q/Qв.опт=1) по формулам (6.7.14), (6.7.15) находят значение коэффициента КН,Q для ламинарного и турбулентного режима течения смеси в насосе. Затем из двух значений КН,Q выбирают меньшее. 7.Из формулы (6.7.10) находят величину Q, соответствующую подаче насоса на водонефтяной эмульсии. 8.По найденному значению Q из п.7 находят новое значение числа Рейнольдса и затем уточненное значение КН,Q. Эти операции по уточнению коэффициента КН,Q осуществляют до тех пор, пока последующее значение КН,Q не будет отличаться от предыдущего более чем на 0,02. 9.По числу Рейнольдса из п.8, соответствующего окончательному значению КН,Q и значению Q=Qв.опт, по формулам (6.7.14), (6.7.15) определяют величину коэффициента К опять для двух режимов, из которых выбирают меньшие. 10. Определяют подачу, напор, к.п.д. насоса (6.7.10), (6.7.11), соответствующие режиму Q = Qв.опт. 11. Операции 1-10 повторяют и для других принятых значений отношений Q/Qв.опт, после чего строят график Q-H, -Q, Q-N, где N – потребляемая насосом мощность (кВт) при откачке скважинной продукции в выбранном режиме. Для расчетов величины воспользоваться формулой: потребляемой мощности можно Справочник инженера по добыче нефти Стр.123 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС N 10 3 g Q H ρ K 2 /(η K ) , (6.7.16) в в вн H,Q в η При газосодержании на приеме насоса до 7% его можно не учитывать. При увеличении свободного газосодержания напорная характеристика и к.п.д. наcоса смещаются влево с резким уменьшением к.п.д. Практически для исключения вредного влияния газа целесообразнее предусмотреть установку на вале насоса специального газового сепаратора конструкции П.Д.Ляпкова или в качестве первых 10 - 15 ступеней установить рабочие ступени от насоса тех же габаритов, но большей производительности. Подбор электродвигателя, кабеля, трансформатора и станции управления Выбор электродвигателя исходя из условия: для установки 0,5 <=N/NA<=1, осуществляется (6.7.17) где N – мощность, потребляемая насосом; NA – номинальная мощность погружного электродвигателя (ПЭД). Характеристики ПЭД приведены в разделе 6.1. При подборе ПЭД необходимо, чтобы присоединительные размеры протектора ПЭД соответствовали соединительным размерам насоса. При выборе оборудования установок ПЦЭН важное значение придают начальному моменту работы двигателя и насоса в период пуска и освоения скважины. Попадание из пласта в скважину воды (для чисто нефтяных скважин, это вода после глушения скважины или ремонтных работ) приводит к увеличению плотности жидкости, а простой скважины приводит к уменьшению газонасыщенности Справочник инженера по добыче нефти Стр.124 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС продукции. При неизменных значениях Рпл и Рзаб давление у входа в насос при освоении скважины может быть существенно ниже, а на выходе – выше, чем в обычных условиях работы насоса. Возрастание удельной энергии, затрачиваемой на подъем жидкости приводит к уменьшению подачи или даже ее прекращению. Последнее вызывает ухудшение охлаждения, перегрев ПЭД и его преждевременный выход из строя. Поэтому установка ЭЦН должна обеспечивать работу в режиме освоения в течении всего периода освоения скважины (иногда 10-15 суток) со среднесуточным дебитом не ниже Qmin и давлением на входе в насос не менее Рпр.min. Рекомендуется определять эти значения следующим образом: Qmin = 330·NД··F3 и Рпр.min = 0,5 - 1,0 MПа , (6.7.18) где F3 – площадь поперечного сечения кольцевого пространства между стенками скважины и корпусом ПЭД, м2. По минимальным значениям мощности NД, напряжения и силы тока ПЭД подбирают трансформатор и станцию управления. Для выбора длины электрического кабеля необходимо к длине колонны НКТ добавить около 50 метров, т.к. в процессе эксплуатации скважины может возникнуть необходимость увеличения глубины спуска насоса: Lк = Hсп + 50 , (6.7.19) где Lк – длина кабеля, м; Нсп – глубина спуска насоса в скважину с учетом кривизны ствола. На величину мощности, потребляемой всей установкой ПЦЭН, влияют потери в ПЭД и кабеле. Сумма потерь мощности в ПЭД определяется: Справочник инженера по добыче нефти Стр.125 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС 1 пот N N 1 , Д N d )2 η b c ( 2 NД 2 Д 2 (6.7.20) где Д – к.п.д. ПЭД при нормальной нагрузке; b2, с2, d2 – эмпирические коэффициенты. По величине потерь мощности определяется температура перегрева ПЭД: пот t Д . П b3 N Д с3 . (6.7.21) При работе ПЭД из-за перегрева двигателя будет происходить нагрев газожидкостной смеси вблизи ПЭД. Наличие в составе продукции воды и свободного газа изменяет величину температуры перегрева ПЭД. Количественно это изменение оценивается с помощью коэффициента Кt: К (2 B) (1 0,75 β ) t г.пр , (6.7.22) где В – обводненность; г.пр– газосодержание у приема насоса. Определяют значение коэффициента Ку.п – коэффициента уменьшения потерь в ПЭД по мере снижения его температуры: К у.п 1 b 1 0,0077 t Д . П K t ( t c 20) 5 , (6.7.23) где tC – температура перед установкой ЭЦН. Справочник инженера по добыче нефти Стр.126 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Далее с учетом (6.7.20) и (6.7.23) определяют сумму потребляемой мощности в ПЭД при действительной температуре ПЭД: ΣN = Kу.п ·Σ NДпот , (6.7.24) Используя (6.7.24), вычисляют температуру ПЭД: ТД = Тпр + Ку.п · (b3 ·N – c3 ) . (6.7.25) Из всех подбираемых ПЭД оставляют только тот, у которого ТД меньше 403К (130оС). После выбора типа ПЭД рассчитывают силу потребляемого им тока: J = JH ·(b4 ·N/NД+C4), (6.7.26) где JH – сила номинального тока ПЭД, А. Для определения потери мощности в кабеле вначале определяют среднюю величину температуры кабеля при работе установки в номинальном режиме: t K t пл t ус (L H ) ψ 1000/Q J2 C сп ж , (6.7.27) 0,14 2 F где – геометрический градиент, ºС/м ( =0,03оС); QЖ – производительность установки по жидкости, т/сут; J – сила тока, проходящего по кабелю, А; F – площадь поперечного сечения жил кабеля, мм2. Тогда: N K 588 10 7 J /F (H 50) 1 0,004 (t 20) , (6.7.28) 2 сп К Справочник инженера по добыче нефти Стр.127 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС где NК – потери мощности в кабеле, кВт. В целом, потребление мощности установкой ПЦЭН будет равна: N потр 1/η АТС (N Σ N пот Д N К ), (6.7.29) где АТС– к.п.д. автотрансформатора (АТС =0,98). Трансформатор служит для повышения напряжения и компенсации падения напряжения в кабеле от станции управления до ПЭД. Для выбора автотрансформатора необходимо найти падение напряжения в кабеле: ΔU 3 (r cos x sin ) J L , (6.7.30) o o c k где U– падение напряжения в кабеле, В; r0 – активное удельное сопротивление кабеля, Ом/км: r 10 3 f 1 1 α (t 20) ρ , o к к (6.7.31) где – удельное сопротивление меди при 20оС ( = 0,0175 Ом·мм2/м); fк – площадь сечения жилы кабеля, мм2; хо – индуктивное удельное сопротивление кабеля (хо =0,1Ом/км); cos – коэффициент мощности установки; sin – коэффициент реактивной мощности; Jc – рабочий ток статора ПЭД, А. По величине суммы падения напряжения в кабеле и напряжения ПЭД подсчитывают напряжение на вторичной обмотке трансформатора, которое определяет тип трансформатора и положение клемм (перемычек) с учетом напряжения сети. В том случае, если напряжение сети отличается от номинального (380В), Справочник инженера по добыче нефти Стр.128 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС действительное напряжение на вторичной обмотке трансформатора определяется: U’2 = U2 ·UC / Uном , (6.7.32) где Uc – действительное напряжение сети, В; Uном – номинальное напряжение в сети, В; U2 – напряжение на вторичной обмотке трансформатора, В. В последнее время трансформаторы применяются более широко по сравнению с автотрансформаторами. Причиной этого является то, что у трансформатора производится непрерывный контроль сопротивления вторичной обмотки, кабеля и обмотки статора. При уменьшении сопротивления изоляции до установленной величины (30кОм) установка автоматически отключается. Критерием подбора станции управления для установки ПЦЭН является потребляемая мощность ПЭД. При ПЭД мощностью от 28 до 100кВт в качестве станции управления применяется устройство ШГC5804, а при мощности свыше 100 кВт – КУПНА-79. VII. ИССЛЕДОВАНИЯ СКВАЖИН И ПЛАСТОВ 7.1. Исследование скважин Цель исследования скважин заключается в определении ее продуктивности, получении данных о строении и свойствах продуктивных пластов, оценке технического состояния скважин. Существуют следующие методы исследований скважин и пластов: гидродинамические, дебитометрические, термодинами-ческие и геофизические. Гидродинамические исследования. Гидродинамические методы подразделяются на: - исследования скважин при установившихся отборах (снятие индикаторных диаграмм); исследование скважин при неустановившихся режимах (снятие КВД и КПД); исследование скважин на взаимодействие (гидропрослушивание). Справочник инженера по добыче нефти Стр.129 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Сущность метода исследования на установившихся режимах заключается в многократном изменении режима работы скважины и, после установления каждого режима, регистрации дебита и забойного давления. Коэффициент продуктивности скважин определяют с помощью уравнения Q = K(Pпл – Pзаб)n, (7.1.1) где Q – дебит скважины; К – коэффициент продуктивности; Рпл, Рзаб пластовое и забойное давления, соответственно; n – коэффициент, равный 1, когда индикаторная линия прямая; n1, когда линия выпуклая относительно оси перепада давления; n1, когда линия вогнутая относительно оси перепада давления. При дальнейшей обработки исследований дополнительно определяют коэффициент проницаемости ПЗП, подвижность нефти в ПЗП, гидропроводность ПЗП, а также ряд дополнительных параметров. Исследование скважин на неустановившихся режимах заключается в прослеживании скорости подъема уровня жидкости в насосной скважине после ее остановки и скорости восстановления забойного забойного давления после остановки фонтанной скважины (снятие КВД). Таким же образом можно исследовать и нагнетательные скважины, регистрируя скорость падения давления на устье после ее остановки (снятие КПД). По полученным данным определяют коэффициент проницаемости пласта, подвижность нефти в пласте, гидропроводность пласта, пьезопроводность пласта в зоне дренирования скважины, а также скин-эффект (степень загрязнения ПЗП). Исследование скважин на взаимодействие заключается в наблюдении за изменениями уровня или давления, происходящими в одних скважинах (реагирующих) при изменении отбора жидкости в других соседних скважинах (возмущающих). По результатам этих исследований определяют те же параметры, что и при исследовании скважин на неустановившихся режимах. Отличие заключается в том, что эти параметры характеризуют область пласта в пределах исследуемых скважин. Для измерения давления на забое скважин используют абсолютные и дифференциальные (регистрируют приращение отклонения от начального давления) манометры. По принципу действия скважинные манометры подразделяют на: - пружинные, в которых чувствительный элемент – многовитковая, геликсная, трубчатая пружина; Справочник инженера по добыче нефти Стр.130 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС - пружинно-поршневые, в которых измеряемое давление передается на поршень, соединенный с винтовой цилиндрической пружиной; - пневматические, в которых измеряемое давление уравновешивается давлением сжатого газа, заполняющего измерительную камеру. В табл. 7.1.1 приведены технические характеристики некоторых скважинных манометров и дифманометров. Дебитометрические исследования. Сущность метода исследований профилей притока и поглощения заключается в измерении расходов жидкостей и газов по толщине пласта. Скважинные приборы, предназначенные для измерения притока жидкости и газа (дебита) называются дебитомерами, а для измерения поглощения (расхода) – расходомерами. По принципу действия скважинные дистанционные дебитомеры (ДГД) и расходомеры (РГД) бывают: турбинные, пружинно-поплавковые и с заторможенной турбинкой на струнной подвеске. Кроме своего основного назначения, скважинные дебитомеры и расходомеры используют и для установления затрубной циркуляции жидкости, негерметичности и мест нарушения эксплуатационной колонны, перетока жидкости между пластами. В табл. 7.1.2 приведены основные технические характеристики некоторых расходомеров и дебитомеров и области их применения. Термодинамические исследования. Термодинамические исследования основаны на сопоставлении геотермы и термограммы действующей скважины. Геотерма снимается в простаивающей скважине и дает представление о естественном тепловом поле Земли. Термограмма фиксирует изменение температуры в стволе скважины. С помощью данных исследований можно определить интервалы поглощающих и отдающих пластов, а также использовать полученные результаты для: определения затрубной циркуляции; перетока закачиваемой воды и места нарушения колонны; определения высоты подъема цементного раствора за колоннами после их цементирования. Технические характеристики некоторых термометров приведены в табл. 7.1.3. Геофизические исследования. Геофизические методы исследования скважин включают в себя различные виды каротажа Справочник инженера по добыче нефти Стр.131 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС электрическими, магнитными, радиоактивными акустическими и другими методами с целью определения характера нефте-, газа- и водонасыщенности пород, а также некоторые способы контроля за техническим состоянием скважин. 7.2. Основные фильтрационные параметры пластов и пластовых флюидов Горное давление – это давление, при котором в глубинных условиях находится коллектор нефти и газа Рг = п .g .H, [МПа], (7.2.1) где п – средняя плотность вышележащих горных пород; g ускорение свободного падения; H – глубина залегания точки пласта, в которой определяется давление. Пластовое давление – это давление, при котором находится пластовая жидкость, Рпл, [МПа]. Забойное давление – это давление в стволе скважины на глубине ее забоя (или на глубине расположения перфорационных отверстий), Рзаб, [МПа]. Коэффициент продуктивности добывающей скважины – это отношение ее дебита к перепаду между пластовым и забойным давлениями, соответствующими этому дебиту Q ,[м3/(сут.МПа)]. (7.2.2) K Pпл Pзаб Коэффициент приемистости нагнетательной скважины K Qв ,[м3/(сут.МПа)], Pзаб Pпл (7.2.3) где Qв – расход воды, закачиваемый в данную скважину. Коэффициент гидропроводности пласта k h ,[мкм2.м/мПа.с], (7.2.4) Справочник инженера по добыче нефти Стр.132 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС где k – коэффициент проницаемости пласта; h – толщина пласта; вязкость жидкости. Подвижность жидкости в пласте k , [мкм2/мПа.с]. Коэффициент пъезопроводности пласта – характеризует способность пласта к передаче возмущений (изменений давления), вызванных изменением режима эксплуатации. Характеризует скорость перераспределения давления в пласте в условиях упругого режима. k ,[м2/с] m ж с (7.2.5) где m – коэффициент пористости пласта; ж – коэффициент сжимаемости жидкости; с – коэффициент сжимаемости пласта. Дебит гидродинамически совершенной скважины (формула Дюпюи) Q 2kh Pпл Р заб , R ln к rc (7.2.6) где Rк – радиус контура питания; rc – радиус скважины по долоту. Дебит гидродинамически несовершенной скважины Q 2kh Pпл Р заб , R ln к rcп (7.2.7) где rcп – приведенный радиус скважины. Приведенный радиус скважины – это радиус такой воображаемой совершенной скважины, которая в аналогичных условиях дает такой же дебит, что и реальная несовершенная скважина. rсп = rc.e-c, (7.2.8) где с = с1+с2; с1 – коэффициент, учитывающий несовершенство скважины по степени вскрытия пласта; с2 – коэффициент, Справочник инженера по добыче нефти Стр.133 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС учитывающий несовершенство скважины по характеру вскрытия пласта. 7.3. Определение положения уровня жидкости в затрубном пространстве скважины Одним из методов исследования глубинно-насосных скважин является эхометрия. По результатам эхометрии определяется уровень жидкости в затрубном пространстве скважины. Исследование производится с помощью эхолота – прибора для измерения положения уровня жидкости в скважине. В настоящее время применяются различные типы эхолотов, но принцип работы всех приборов идентичен. Широкое применение нашли эхолоты серии «Судос». Суть процесса измерения - эхолотирования заключается в следующем. В трубное пространство с помощью датчика импульса звуковой волны (пороховой хлопушки) посылается звуковой импульс. Звуковая волна, пройдя по стволу скважины, отражается от уровня жидкости, возвращается к устью скважины и улавливается кварцевым микрофоном. Микрофон соединен через усилитель с регистрирующим устройством, которое записывает все сигналы (исходящий и отраженный) на бумажной ленте в виде диаграммы. Лента перемещается с помощью лентопротяжного механизма с постоянной скоростью. Если известно время, прошедшее с момента посылки звукового импульса в скважину до момента прихода отраженного импульса, а также скорость распространения звуковой волны в газовой среде, уровень жидкости Hу можно определить по формуле: Hу = Vз.tу/2, (7.3.1) где Vз – скорость распространения звуковой волны; tу – время пробега волны от устья до уровня и обратно. Скорость распространения звуковой волны зависит от физических свойств газа, заполняющего скважину, температуры, давления и т.д. Поэтому при каждом измерении ее определяют косвенным путем по известному расстоянию до какой-либо точки. Межтрубное пространство скважин с этой целью оснащается специальными отражателями звуковых волн - реперами, расстояние от которых до устья скважины известно. Для получения достаточно отчетливого отраженного импульса репер должен перекрывать поперечное сечение колонны на 60-70%. Справочник инженера по добыче нефти Стр.134 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Таким образом, если известно время прохождения звукового импульса от устья скважины до репера и обратно, скорость распространения волны в данной среде можно определить по формуле: Vз = 2.Нр/tр, (7.3.2) где Нр – известное расстояние от источника звукового импульса до репера; tр – время прохождения звуковой волны от устья до репера и обратно. Зачастую для определения местоположения уровня жидкости применяют поправочные коэффициенты, учитывающие газовый фактор и затрубное давление скважины. Глубина расположения уровня жидкости в скважине определяется путем умножения поправочного коэффициента на расстояние между импульсами на эхограмме. Коэффициенты для определения уровня жидкости в скважине при газовом факторе 87 м3/м3 приведены в табл. 7.3.1. Таблица 7.3.1 Коэффициенты для определения уровня жидкости в скважине Затрубное давление, МПа 0 0,05 0,10 0,15 0,20 Поправочный коэффициент 6,4 6,6 6,8 6,9 7,0 Затрубное давление, МПа 0,25 0,30 0,35 0,40 0,45 Поправочный коэффициент 7,1 7,1 7,2 7,2 7,3 В современных эхолотах информация представлена в цифровом виде и значения уровней выводятся с учетом поправочных коэффициентов, что значительно упрощает выполнение работ по определению уровней, но требует высокой точности при настройке прибора. 7.4. Расчет забойного давления в скважине Забойное давление в нефтяной артезианской скважине Рзаб = Ру + ж.g.Н, (7.4.1) где Ру – избыточное давление на устье скважины; ж – плотность жидкости в стволе скважины. Забойное давление в нефтяной фонтанной скважине Рзаб = Ру + ж (H).g.Н, (7.4.2) Справочник инженера по добыче нефти Стр.135 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС где ж (H) – средневзвешенная плотность газожидкостной смеси в скважине. Забойное давление в нефтяной простаивающей скважине Рзаб = ж (H).g.(Н – hст), (7.4.3) где hст – статический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования). Забойное давление в нефтяной скважине с механизированными способами добычи Рзаб = ж (H).g.(Н – hдин), (7.4.4) где hдин – динамический уровень жидкости в скважине (определяется методом эхолотирования). Давление на забое простаивающей газовой скважины 3, 4110 2 г Н z T , e Pзаб Р у (7.4.5) где z – коэффициент сверхсжимаемости газа; Т – средняя температура в скважине; г – средневзвешенная плотность газа в стволе скважины. Давление на забое газовой скважины при ее эксплуатации Pзаб Р 2у e 2S g 2 , где z 2 T 2 e 2S 1 d5 ; S г H ; zR T (7.4.6) R – газовая постоянная; - коэффициент гидравлического сопротивления; d – внутренний диаметр фонтанных труб. Приближенный расчет забойного давления в скважине обычно проводится путем пересчета высоты столба динамического (статического) уровня жидкости (Ндин) на давление. Для этого целесообразно принять следующую схему (см. рис. 6.2.1), при которой ствол скважины делится на три участка: 1 - от устья до динамического (статического) уровня жидкости; 2 – от динамического (статического) уровня жидкости Справочник инженера по добыче нефти Стр.136 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС до глубины спуска НКТ или насоса; 3 – от насоса до забоя скважины. Рис. 7.4.1. – Схема ствола скважины На первом участке находится свободный газ, поэтому давление столба газа (Р1) у уровня жидкости можно определить по формуле (7.4.7) s , Р1 Р затр e где Рзатр – давление газа в затрубном пространстве; S – показатель степени s 0.03415 Н дин г z ср Т cр . (7.4.8) В формуле (7.3.8) приняты следующие обозначения: г- относительная (по воздуху) плотность попутного газа; Zcpкоэффициент сжимаемости газа при среднем давлении; Тср – средняя температура газа, К; Ндин – динамический (статический) уровень жидкости. Справочник инженера по добыче нефти Стр.137 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС На втором участке при длительной эксплуатации скважины находится чистая нефть. Потому давление у башмака НКТ или у приема насоса рассчитывают по формуле Р 2 ( Н н Н дин) g н , где н - средняя плотность нефти на участке 2. Величину н приближенно определить, как н н.пл н.дег , 2 (7.4.9) можно (7.4.10) н.пл и н.дег – соответственно плотности пластовой и дегазированной нефти. На третьем участке при отсутствии в работающей скважине «хвостовика» находится вода. Поэтому вся нефть, которая поступает в скважину из пласта барбатируется через этот слой воды. Давление столба жидкости третьего участка приближенно оценивается как Р 3 ж g ( Н с Н н) , (7.4.11) ж н.пл (1 b) в b , (7.4.12) где ж – плотность жидкости на третьем участке. Величина ж рассчитывается по правилу аддитивности где b – обводненность продукции скважины, доли ед. При высоких значениях обводненности продукции вместо величины ж можно использовать плотность воды. Таким образом, суммарная величина забойного давления скважины определится как сумма давлений всех интервалов ствола скважины Р заб Р1 Р2 Р3 . (7.4.13) 7.5. Определение коэффициента продуктивности скважины и фильтрационных параметров призабойной зоны пласта Справочник инженера по добыче нефти Стр.138 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Последовательность обработки результатов исследований на установившихся режимах фильтрации: 1. Изменяют режим работы пласта (4–5 режимов) и на каждом режиме определяют параметры "Q1 - Р1= Рпл – Рзаб1" . . . "Qn - Рn= Рпл – Рзабn". 2. По полученным данным строят индикаторную диаграмму в координатах "Q - Р" (см. рис. 7.5.1.). 3. Проводят качественную интерпретацию индикаторной диаграммы: - линия 1: однофазная фильтрация жидкости в однородном пласте при ламинарном течении; - линия 2: а) двухфазная фильтрация жидкости (нефть и свободный газ) в однородном пласте при ламинарном течении; б) однофазная фильтрация жидкости в трещиноватых пластах при ламинарном течении; - линия 3: а) дефектные измерения величин; б) неустановившийся режим работы пласта; Рис. 7.5.1. – Виды индикаторных диаграмм в) подключение пропластков; в эксплуатацию раннее неработающих - линия 4: однофазная фильтрация жидкости в однородном пласте при переходе от ламинарного течения к турбулентному. Справочник инженера по добыче нефти Стр.139 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Индикаторная диаграмма прямолинейная (линия 1) 1) по индикаторной диаграмме произвольно находят две удаленные точки с координатами Р1, Q1 и Р2, Q2. 2) определяют коэффициент продуктивности скважины K 3) определяют призабойной его зоне Q 2 Q1 , [м3/(сут.МПа]. P2 P1 коэффициент проницаемости (7.5.1.) пласта Rп rсп k , [м2]. 2h в ln (7.5.2.) 4) определяют коэффициент подвижности жидкости (нефти) в пласте Rп rсп k , [м2/Па.с]. 2h ln (7.5.3.) 5) определяют коэффициент гидропроводности пласта Rп rсп kh , [м3/Па.с]. 2h ln (7.5.4.) Индикаторная диаграмма криволинейная двухфазная фильтрация жидкости в однородном пласте (линия 1) Уравнение индикаторной линии записывают в виде Рпл – Рзаб = А.Q +В.Q2, (7.5.5.) где А и В – постоянные численные коэффициенты. Для спрямления индикаторной линии ее строят в координатах "Р/Q – f(Q)", где Справочник инженера по добыче нефти Стр.140 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС A R ln к , 2k h rсп B tg . Коэффициент гидропроводности пласта R kh 1 ln к . 2A rc (7.5.6.) Коэффициент подвижности нефти в пласте R k 1 ln к . 2h A rc (7.5.7.) Коэффициент проницаемости пласта в призабойной зоне k R ln к . 2h A rc (7.5.8.) IX. СБОР И ПОДГОТОВКА СКВАЖИННОЙ ПРОДУКЦИИ 9.1. Системы сбора и подготовки продукции скважин Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. В настоящее время известны следующие системы промыслового сбора: самотечная двухтрубная, высоконапорная однотрубная и напорная При самотечной двухтрубной системе сбора продукция скважин сначала разделяется при давлении 0,6 МПа. Выделяющийся при этом газ под собственным давлением транспортируется до компрессорной станции или сразу на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Жидкая фаза направляется на вторую ступень сепарации. Нефть с водой самотеком (за счет разности высот) поступает в резервуары сборного пункта, откуда подается насосом в резервуары центрального сборного пункта (ЦСП). Применение высоконапорной однотрубной системы позволяет отказаться от сооружения участковых сборных пунктов и перенести операции по сепарации нефти на ЦСП. Благодаря этому достигается Справочник инженера по добыче нефти Стр.141 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС максимальная концентрация технологического оборудования, укрупнение и централизация сборных пунктов, сокращается металлоемкость нефтегазосборной сети, исключается необходимость строительства насосных и компрессорных станций на территории промысла, обеспечивается возможность утилизации попутного нефтяного газа с самого начала разработки месторождений. Напорная система сбора предусматривает однотрубный транспорт нефти и газа на участковые сепарационные установки, расположенные на расстоянии до 7 км от скважин, и транспорт газонасыщенных нефтей в однофазном состоянии до ЦСП на расстояние 100 км и более. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рис.9.1.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти, газа и воды. Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС). На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную Справочник инженера по добыче нефти Стр.142 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины. После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку. Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы: - сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз; - обезвоживание продукции; - обессоливание; - стабилизация нефти. На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 500С и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды. Нефть с содержанием воды более 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10 . В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50оС, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49оС поступает в сепараторы «горячей сепарации» для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в Справочник инженера по добыче нефти Стр.143 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ). Для подготовки нефти используют следующее оборудование: - сепарационные установки – двухфазные сепараторыотделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2 ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт; - печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду; - блок нагрева БН - предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания. Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах ОВД–200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду. Используются следующие деэмульгаторы: Дисольван 28/30, Дисольван 34/08, Сепарол WF-41, Сепарол ES-3344, Прошинор DN15, Дипроксамин, СНПХ. Деэмульгаторы – химические вещества, обладающие поверхностно-активными свойствами, уменьшающие поверхностное натяжение раздела фаз нефть-вода, тем самым способствующие расслоению эмульсии. Для глубокого обезвоживания Справочник инженера по добыче нефти Стр.144 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС и обессоливания на установках подготовки нефти применяются электродегидраторы ЭГ – 200 – 10 (объем 200 м3, рабочее давление 1,0 МПа.) Электродегидратор отличается от отстойника ОВД–200 наличием двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 КВ. ВРБ БКНС АГЗУ УПСВ ЦППН или УПН НПЗ ЦТП ДНС АГЗ У Потребитель или ГПЗ Справочник инженера по добыче нефти Стр.145 Магистральный УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Рис. 9.1.1. - Схема сбора и подготовки продукции скважин 9.2. Нормы качества товарной продукции нефтегазодобывающих предприятий Качество нефти, поставляемое потребителю, нормируется двумя основными документами: - «Нефть для транспортировки потребителям» по ТУ 39-1435-89, действия которых распространяется на нефть, сдаваемую организациям нефтепроводного транспорта, а также на нефти, сдаваемые и принимаемыми между управлениями магистральных нефтепроводов; - «Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий» по ГОСТ 9965-76, действия которого распространяются на нефть, поставляемую нефтеперерабатывающим предприятиям и предназначенную для переработки. Согласно указанным нормативным документам поставляемые нефти должны удовлетворять основным требованиям, которые приведены в табл. 9.2.1 и 9.2.2. Справочник инженера по добыче нефти Стр.146 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Таблица 9.2.1 Основные требования степени подготовки нефти по группам Наименование показателя Концентрация хлористых солей, мг/л, не более Массовое содержание воды, %, не более Массовое содержание механических примесей, %, не более Давление насыщенных паров нефти при температуре в пункте сдачи, кПа IАI Содержание воды, % масс., не более Содержание хлористых солей, мг/л, не более Содержание механических примесей, %масс., не более Давление насыщенных паров нефти, кПа III 40 100 300 400 0,50 0,50 1,00 1,00 0,05 66,7 0,05 66,7 0,05 66,7 0,05 66,7 (500 мм (500 мм (500мм (500мм рт.ст.) рт.ст.) рт.ст.) рт.ст.) Таблица 9.2.2 Требования к нефти, нефтеперерабатывающие заводы Наименование показателя Норма для группы I II I поставляемой Норма для группы II III 0,50 1,00 1,00 100 300 1800 0,05 0,05 0,05 66,7 66,7 66,7 на Метод испытания ГОСТ 2477-65 ГОСТ 21534-76 ГОСТ 21534-76 ГОСТ 1756-52 Требования к качеству природного и попутного нефтяного газа, поставляемого потребителю, подразделяются на группы: - для газов, поступающих во внутри промысловые газопроводы, после их первичной обработки на промысле; - для газов, подаваемых в магистральные газопроводы; - для газов, предназначенных в качестве сырья и топлива в промышленном и коммунально-бытовом применении (включая газ как топливо для газобаллонных автомобилей); Справочник инженера по добыче нефти Стр.147 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС - для чистых газообразных компонентов, получаемых из природных газов; - для газовых смесей определенного состава, используемых для специальных целей Газы, поступающие во внутри промысловые коммуникации и оборудование, не регламентируются специальными нормативными документами, поскольку требования к ним заложены в проектах разработки и обустройства месторождений, в технологических регламентах для установок промысловой подготовки газа. Качество природного газа, поставляемого регламентируется тремя стандартами: потребителям, - отраслевой стандарт на газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам по ОСТ 51.40-93 (табл. 9.2.3); - государственный стандарт ГОСТ 5542-87 на газы природные для промышленного и коммунально-бытового назначения (табл. 9.2.4); государственный стандарт ГОСТ 27577-82 на газ природный сжатый для газобаллонных автомобилей (табл. 9.2.5). Таблица 9.2.3 Физико-химические показатели природных газов, поставляемых и транспортируемых по магистральным газопроводам по ОСТ 51.40-93 Показатели Значения для макроклиматических районов умеренный холодный 01.05 01.10 01.05 01.10 – – – – 30.09 30.04 30.09 30.04 Справочник инженера по добыче нефти Стр.148 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС 1 Точка росы по влаге, 0С, не выше Точка росы по углеводородам, 0С, не выше Концентрация сероводорода, г/м3, не более 1 2 Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более Концентрация кислорода в газе, % объем. Теплота сгорания, низшая, МДж/м3 Содержание механических примесей и труднолетучих жидкостей 2 -3 3 -5 4 -10 5 -20 0 0 0 0 0,007 0,007 0,007 0,007 Продолжение табл. 9.2.3 3 4 5 0,016 0,016 0,016 0,016 0,5 0,5 1,0 1,0 32,5 32,5 32,5 32,5 Оговаривается отдельно в соглашениях на поставку газа с ПХГ, ГПЗ и промыслов Примечание. Климатические районы по ГОСТ 16350-80 «Климат, районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей». 2. Для газов, в которых содержание углеводородов С 5+выс не превышает 1,0 г/м3, точка росы по углеводородам этим ГОСТ не нормируется. Допускается поставка в отдельные газопроводы с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов. Таблица 9.2.4 Физико-химические показатели горючих природных газов для промышленного и коммунально-бытового назначения по ГОСТ 5542-87 Показатели 1. Теплота сгорания низшая, МДж/м3, не менее (при температуре 20 0С и давлении 0,1 МПа 2. Область значений числа Воббе, высшего, МДж/м3 3. Допустимое отклонение числа Воббе от номинального значения, %, не более 4. Концентрация сероводорода, г/м3, не более 5. Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более Норматив 31,8 41,2 – 54,5 5,0 0,020 0,036 Справочник инженера по добыче нефти Стр.149 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС 6. Доля кислорода в газе, % объем., не более 7. Масса механических примесей в 1 м3, г, не более 8. Интенсивность запаха газа при объемной доле 1,0%, балл, не менее 1,000 0,001 3,0 Примечание. Пункты данного ГОСТ 2,3,8 действуют только на газ коммунально-бытового назначения. Для потребителей промышленного назначения по п. 8 производят согласование с потребителем. Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя п. 2 по согласованию с потребителем для отдельных газораспределительных систем. Таблица 9.2.5 Требования и нормы на сжатый природный газ, применяемый как топливо для двигателей внутреннего сгорания по ГОСТ 27577-87 (при стандартных условиях) Показатели 1. Теплота сгорания, низшая, кДж/м3, не менее 2. Относительная плотность (по воздуху), не менее 3. Расчетное октановое число газа, не менее 4. Концентрация сероводорода, г/м3, не более 5. Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более Значение 3260036000 0,5600,620 105 0,02 0,036 Справочник инженера по добыче нефти Стр.150 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС 6. Содержание механических примесей, мг/м3, не более 1,0 7. Суммарная концентрация негорючих компо-нентов, включая кислород, % объем., не более 8. Содержание воды, мг/м3, не более 7,0 9,0 Контроль качества поставляемой продукции производится в соответствии со стандартами на природный газ периодически или непрерывно (табл. 9.2.3 – 9.2.5). Определение данных показателей осуществляют обычно на выходном коллекторе или на начальном участке магистрального газопровода с периодичностью, которая приведена в табл. 9.2.6. Таблица 9.2.6 Периодичность проведения исследований газа, поступающего в магистральный газопровод Показатели Содержание парообразной влаги Температура конденсации углеводородов Содержание сероводорода Сроки проведения испытаний на газы не содержащие содержащие соединений сероводород сероводород серы и меркаптаны Не реже 1 раза Не реже 1 Не реже 1 в сутки раза в сутки раза в сутки Не реже 1 раза Не реже 1 Не реже 1 в неделю раза в неделю раза в неделю 1 раз в 2 раза в неделю неделю Содержание меркаптановой серы 1 раз в год Не реже 1 раза в неделю По требованию Не реже 1 раза в неделю Справочник инженера по добыче нефти Стр.151 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Содержание механических примесей Содержание кислорода Компонентный состав По требованию По требованию Не реже 1 раза в месяц По требованию По требованию Не реже 1 раза в месяц По требованию По требованию Не реже 1 раза в месяц 9.3. Установки системы сбора нефти Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций. Наиболее распространены автоматизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник Б». «Спутник А» - конструкция серии. Существуют три модификации этой серии: «Спутник а-16-14-400», «Спутник АМ-25-10-1500» и «Спутник АМ-40-14-400». Технические характеристики этих модификаций приведены в табл. 9.3.1. Таблица 9.3.1 Технические характеристики установок серии «Спутник А» Показатели «Спутник А» Число подключаемых скважин Рабочее давление, МПа, не более Диапазон измерения расхода жидкости, м3/сут Общая пропускная способность установки, м3сут: - по жидкости -по газу А-1614-400 АМ-2510-1500 АМ-4014-400 14 1,6 10 2,5 101500 14 4,0 10-400 10-400 4000 10000 4000 200000 200000 20000 Справочник инженера по добыче нефти Стр.152 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Погрешность измерения, % Суммарная установленная мощность электроприемников, кВт, не более Напряжение электрических цепей электроприемников, В Температура воздуха в щитовом помещении, 0С Габаритные размеры, мм: замерно-переключающего блока: - длина - ширина - высота щитового помещения: - длина - ширина - высота Масса, кг: - замерно-переключающего блока - щитового помещения 2 2,5 2,5 4 4 4 380/220 380/220 380/220 5-50 5-50 5-50 6400 3200 2780 3080 2200 2680 8350 3200 2710 3080 2180 2430 6350 3200 2650 3080 2180 2430 8000 1600 10000 1600 7100 1600 Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими характеристиками: - вязкость нефти, мПа.с, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80 - массовая доля воды в нефти, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,95 - массовая доля парафина, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,07 - содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды, вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м2.ч) . . . . . . . . . . . не допускается Блочная установка типа «Спутник Б-40-14-400» предназначена для автоматического измерения количества нефти и газа, контроля за работой скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной и необводненной нефти, подачи реагента в поток и блокировки скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пункта. Техническая характеристика «Спутника б-40-14-400» приведена в табл. 9.3.2. Таблица 9.3.2 Техническая характеристика «Спутника Б-40-14-400» Характеристика Параметр Число подключаемых скважин 14 Рабочее давление, МПа, не более 4 Справочник инженера по добыче нефти Стр.153 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Диапазон измерения расхода жидкости, м3/сут Пределы измерения по газу, м3/ч Относительная погрешность измерения, %: - по водонефтяной смеси - по нефти - по газу Пропускная способность установки, м3/сут Суммарная установленная мощность электроприемников, кВт, не более Напряжение электрических цепей электроприемников, В Температура воздуха в щитовом помещении, 0С Габаритные размеры, мм: замерно-переключающего блока: - длина - ширина - высота блока управления: длина - ширина - высота Масса, кг: - замерно-переключающего блока - блока управления 5-400 до 500 2,5 4 6 4000 10 380/220 5-50 8350 3200 2710 3100 2200 2500 10000 2000 Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими характеристиками: - вязкость нефти, мПа.с, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80 - массовая доля воды в нефти, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ..0,60 - массовая доля парафина, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,07 - массовая доля серы, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,035 - содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды, вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м2.ч) . . . . . . . . . . . не допускается 9.4. Установки системы подготовки нефти Нефтегазовые сепараторы Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. На нефтяных месторождениях наиболее распространены Справочник инженера по добыче нефти Стр.154 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС горизонтальные сепараторы, которые имеют ряд преимуществ, по сравнению с вертикальными (повышенная пропускная способность, лучшее качество сепарации, простота обслуживания и осмотра). Выпускают двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и блочные сепарационные установки типа УБС. Сепараторы типа НГС применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначены для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени. Выпускают нормальный ряд сепараторов НГС с пропускной способностью по жидкости 2000 – 30000 т/сут. В табл. 9.4.1 приведены основные технические данные сепарационных установок типа НГС. Таблица 9.4.1 Основные технические данные сепарационных установок типа НГС Тип Qmax по жидкости, т/сут Qmax по газу, тыс. м3/сут 1 22 3 НГС6-1400 НГС16-1400 НГС25-1400 НГС40-1400 НГС641400 НГС6-1600 НГС16-1600 НГС25-1600 НГС40-1600 НГС64-1600 НГС6-2200 НГС16-2200 НГС25-2200 НГС40-2200 НГС64-2200 2000 150 260 330 420 560 340 590 750 960 1260 600 1000 1300 1700 2200 5000 10000 Тип 4 НГС6-2600 НГС16-2600 НГС25-2600 НГС40-2600 НГС6-3000 НГС16-3000 НГС25-3000 НГС40-3000 Qmax по жидкос ти, т/сут Qmax по газу, тыс. м3/сут 5 6 20000 1000 1800 2300 3000 1500 2700 3400 4400 30000 Справочник инженера по добыче нефти Стр.155 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Сепарационные установки с предварительным отбором газа УБС существуют следующих типоразмеров: УБС-1500/6; УБС-1500/16; УБС3000/6; УБС-3000/16; УБС-6300/6; УБС-6300/16; УБС-10000/6; УБС10000/16; УБС-16000/6 и УБС-16000/16. Технические характеристики некоторых из перечисленных установок приведены в табл. 9.4.2. Таблица 9.4.2 Основные технические характеристики сепарационных установок типа УБС Температура окружающего воздуха, 0С Габаритные размеры, мм: - длина - ширина - высота Условный диаметр штуцеров, мм: - входа продукции А - выхода продукции В - выхода газа Г Масса, кг Сепарационные сбросом воды. 10000 6300 3000 УБС-1500/6 16000 УБС-3000/6 УБС-6300/6 Пропускная способность по сырью, м3/сут Давление рабочее, МПа Газовый фактор, м3/т Рабочая среда УБС-10000/6 Показатели УБС-16000/6 Характеристика 1500 0,6 и 1,6 120 нефтегазовая среда, допускается содержание сероводорода от –40 до +40 20500 6300 5760 19800 5400 4890 18450 3800 3450 500 400 200 35200 350 200 150 21000 200 200 150 10500 установки с предварительным Сепарационные установки с Справочник инженера по добыче нефти Стр.156 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС 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: УПС-3000/6М, 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. Пропускная способность по сырью в зависимости от устойчивости поступающей эмульсии, т/сут Рабочее давление, МПа Газовый фактор, м3/т Обводненность продукции, %: - поступающей - выходящей Плотность нефти, кг/м3 Плотность пластовой воды, кг/м3 Температура окружающей среды, 0С Мощность, потребляемая системой контроля и управления, кВт Исполнение датчиков Исполнение вторичной аппаратуры Напряжение питания системы контроля и управления, В Частота, Гц Режим работы до 3000 0,6 120 до 3000 0,6 90 УПС6300/6М Показатели УПС-А3000/6 УПС3000/6М Таблица 9.4.3 Технические характеристики сепарационных установок с предварительным сбросом воды типа УПС Характеристика установки до 6300 0,6 120 до 90 до 20 до 90 до 90 до 20 до 20 780-920 1050-1150 от -40 до +50 до 1,5 взрывобезопасное обычное 220 50 непрерывный Справочник инженера по добыче нефти Стр.157 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Габаритные размеры, мм: - длина - высота - ширина Масса, кг 17750 4956 5345 29500 17750 4956 5345 29500 26400 6300 5900 54500 БН-500-9 БН-500-13 БН-500-17 БН-500-21 БН-1000-12 БН-1000-19 БН-1000-25 БН-1000-31 БН-2000-13 БН-2000-17 БН-2000-22 БН-2000-26 м3/сут 500 500 500 500 1000 1000 1000 1000 2000 2000 2000 2000 м3/час 22 22 22 22 45 45 45 45 85 85 85 85 Номинальный напор, м 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 Насос подача тип число 3МС-104 3МС-106 3МС-108 3МС-1010 4МС-104 4МС-106 4МС-108 4МС-1010 5МС-103 5МС-104 5МС-105 5МС-106 90 130 170 210 120 190 250 310 130 170 220 260 рабочих резервных 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 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 Справочник инженера по добыче нефти Стр.158 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС 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. Некоторые технические характеристики трубных подогревателей приведены в табл. 9.4.6. Таблица 9.4.5 Технические характеристики печей блочных с водяным теплоносителем Показатели Тепловая производительность топочного устройства при погружении в воду, МДж/час Пропускная способность по нефти при нагреве на 25 0С и обводненности сырья 30%, т/сут Максимальное рабочее давление жидкости в змеевике, МПа Гидростатическое давление в межтрубном пространстве, МПа Рабочее давление газа, МПа: - номинальное - максимальное Расход топливного газа при теплоте сгорания 50,24 МДж/м3, м3/ч Вместимость емкости, м3 Объем пресной воды, заливаемой в аппарат, м3 Число горелок Температура уходящих дымовых газов, 0С ПП-0,4 Тип печи ПП-0,63 ПП-1,6 1675 2638 6699 750 1150 2350 до 5 до 5 до 6,4 0,018 0,018 0,016 0,07 0,15 0,07 0,15 0,07 0,18 45 11 75 11 180 85 12,9 1 12,9 1 85,4 2 550 550 550 Справочник инженера по добыче нефти Стр.159 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС КПД топки, % Габаритные размеры печи, мм: - длина - ширина - высота Масса печи, кг 70 70 70 9300 2420 8486 12450 9300 2630 8710 12950 18460 4932 7908 44600 Таблица 9.4.6 Технические характеристики трубных подогревателей ПТ-6,4/200 ПТ-16/100Мж Тепловая производительность, МДж/ч Пропускная способность при нагреве до 40 0с, тыс.м3/сут: - нефти - воды - газа Давление подогреваемой среды, МПа, не более Условный проход подсоединительных труб, мм Максимальная температура подогреваемой среды, 0С ПТ-16/150 Показатели ПТ-25/100 Подогреватели 465 1860 3500 465 0,57 0,24 490 2,30 0,96 2000 4,3 1,8 3600 0,48 0,2 410 2,5 1,6 6,4 1,6 100 150 200 100 70 70 70 70 Справочник инженера по добыче нефти Стр.160 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Топливо Расход топлива, м3/ч, не более Допустимое давление топлива, МПа Габаритные размеры, мм: - длина - ширина - высота Масса блока, кг нефтяной и природный газ 100 300 600 0,30,30,32,5 1,6 6,4 4500 2300 2600 4100 8600 3000 3800 12000 12000 3800 3600 18500 нефть, дизтопливо 100 0,20,5 8300 3800 10600 10000 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 Справочник инженера по добыче нефти Стр.161 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Обводненность нефтяной эмульсии, % не более Рабочее давление, МПа Температура нагрева, 0С Остаточная обводненность нефти, %, не более Расход топливного газа, м3/ч Вместимость емкости, м3 Масса, т 30 0,6 до 60 30 0,6 до 60 30 0,6 до 60 1,0 456 100 42,5 1,0 456 200 56,5 0,5 400 160 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 5000товарной 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 X. ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ (ППД) НА НЕФТЯНЫХ ЗАЛЕЖАХ 10.1. ПРИНЦИПИАЛЬНАЯ СХЕМА СИСТЕМЫ ППД Справочник инженера по добыче нефти Стр.162 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС 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. Водозаб. скважины В РБ Б Справочник инженера по добыче нефти КНС Стр.163 Нагн. скважины УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС 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). Транспортируемой продукцией трубопроводов является агрессивная смесь вод, содержащая: механические примеси, серу, кальцит и другие вредные вещества. Справочник инженера по добыче нефти Стр.164 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС 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. а 4 5 9 8 1 7 2 10 Е К А 3 б 6 Р 2 7 Рис.10.2.1. - 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. Справочник инженера по добыче нефти Стр.165 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС 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. Таблица 10.2.1 Рабочее давление в трубопроводах системы ППД № 1 2 3 4 Назначение трубопровода. Выкидные линии водозаборных скважин. Водоводы низкого давления. Водоводы высокого давления, нагнетательные линии скважин. Внутриплощадочные трубопроводы. Рабочее давление, МПа. До 2 До 2 10…22 Согласно 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. Справочник инженера по добыче нефти Стр.166 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Графитовые смазки для резьбовых соединений труб Для смазывания резьбовых соединений графитовые смазки следующих составов: труб применяют 1) 5 массовых частей машинного масла, 1массовая часть графитового порошка (смесь тщательно размешивается до мазеобразного состояния); 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.167 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Справочник инженера по добыче нефти Стр. 256 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Таблица 10.3.1 Наружный диаметр, мм Размеры и масса нефтепроводных труб (по ГОСТ 3101 – 46) 4,5 5 5,5 146 168 194 219 245 273 299 325 351 377 426 15,7 17,15 - 17,30 18,90 - 19,06 20,82 - Толщина стенки, мм 6 6,5 7 7,5 8 Масса 1 пог. м., при плотности металла 7850 кг/м 3, кг 20,72 22,64 25,75 31,52 - 22,36 24,45 - 24 26,24 29,87 32,28 36,60 41,09 - 25,62 28,02 31,91 34,50 - 27,23 29,79 33,93 36,70 41,63 46,76 57,41 62,54 67,97 - 8,5 9 28,82 31,55 35,95 38,89 - 30,41 33,29 37,95 41,06 46,61 52,38 64,37 70,14 75,91 - Справочник инженера по добыче нефти Стр. 256 УГНТУ Нефтяная компания ЮКОС Продолжение табл. 10.3.1 10 11 12 13 14 15 16 17 51,30 56,43 64,71 70,24 80,10 90,36 111,67 121,93 132,19 - 54,08 59,53 68,34 74,21 84,69 95,59 118,23 129,13 140,03 - 2 класса 9,5 1 класса Длина трубы, м Толщина стенки, мм 31,98 35,03 39,95 43,23 49,08 55,17 67,83 73,92 80,01 - 33,54 36,75 41,92 45,38 51,54 57,95 71,27 77,68 84,10 90,51 - 36,62 40,15 45,85 48,64 56,43 63,48 78,13 85,18 92,23 99,29 112,58 39,66 43,50 49,72 53,86 61,26 68,95 84,93 92,63 100,32 108,02 122,52 42,64 46,81 53,54 58,03 66,04 74,38 91,69 100,03 108,36 132,41 45,57 50,06 57,31 62,15 70,78 79,76 98,40 107,38 116,35 125,33 142,25 48,46 53,27 61,04 66,22 75,46 85,08 105,06 114,68 124,29 133,91 - 5-19 146 168 194 219 245 273 299 325 351 377 426 8-19 Масса 1 пог. м., при плотности металла 7850 кг/м 3, кг Справочник инженера по добыче нефти Стр. 256 УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная 10.4. Насосные станции и установки для закачки воды Для закачки воды используются насосные станции и установки, базирующиеся, в основном, на центробежных поршневых насосных агрегатах (рис. 10.4.1). 3 4 5 6 7 6 5 2 1 4 3 2 1 а б Рис.10.4.1 - Установка погружного центробежного электронасоса а - для подачи пластовых вод: 1 – погружной электродвигатель; 2 – погружной насос; 3 – оборудование устья скважины; 4 – силовой кабель; 5 – комплексное оборудование; 6 – трансформатор; б – для закачки воды: 1 – шурф; 2 – разводящий водовод; 3 – электронасосный погружной аппарат; 4 – контрольно-измерительные приборы; 5 – нагнетательный водовод; 6 – комплексное устройство; 7 – трансформатор К насосным станциям, называемым кустовыми насосными станциями (КНС), подключается до нескольких десятков нагнетательных скважин. Наибольшее развитие получили кустовые насосные станции блочного исполнения. Выделяются блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосов Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная ЦНС-180 и ЦНС-500. Состав БКНС в зависимости от числа насосов приведен в табл.10.4.1. 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.10.4.1. 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. На типовой технологической схеме БКНС (рис. 10.4.2) цифрами обозначено: 1, 2, 7 - шкафы соответственно трансформаторные, вводы кабеля и управления дренажными насосами; 3 - станция управления; 4 - распределительное устройство низковольтное; 5, 6 щиты приборный и общестанционный; 8, 13, 23 - насосы 1СЦВ, ЦНСК и ЦНС180; 9, 11, 21 - клапаны соответственно: обратный, подъемный и обратный; 10, 19, 26, 28 - вентили соответственно: запорный, электромагнитный, регулирующий, угловой; 12, 14, 16, 17, 20 - задвижки ЗКЛ и электроприводная; 15 - фильтр; 18 - маслоохладитель; 22 - бак масляный; 24 - муфта зубчатая; 25 - электродвигатель; 27 диафрагма; I - насосные блоки; II - блок дренажных насосов; III - блок низковольтной аппаратуры и управления; IV - блок напорных гребенок; V - распределительное устройство РУ-6(10) кВ; VI - трансформаторная комплектная подстанция КТПН 66-160/6КК; VII - резервуар сточных вод. В состав БКНС входят насосные блоки двух видов: НБ-1 (крайний насосный блок) и НБ-2 -средний. Блок НБ-1 обязателен независимо от числа насосных агрегатов в составе БКНС. Различие этих блоков - в исполнении их укрытия. Приемная линия насосного агрегата оборудуется сетчатым фильтром и ручной задвижкой типа ЗКЛ2, нагнетательная линия – обратным клапаном и электроприводной задвижкой типа В-403 . 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. Справочник инженера по добыче нефти Стр. 2 8 I 2 V 7 8 6 20 7 10 2 6 9 22 II 5 III I V I I II 4 3 2 V II V I 1 I II 15 25 16 21 23 24 12 14 13 9 Рис. 10.4.2 - Типовая технологическая схема БКНС 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 УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная 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). В НБ установлены: - насосный агрегат НА, состоящий из насоса типа ЦНС180 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; дренажные трубопроводы; кнопочный пост управления маслоустановкой, кнопочный пост управления электроприводной задвижкой; короба и трубы электропроводки, аварийная кнопка; манометровая колонка; кнопочный пост управления вентиляцией. Установленное оборудование смонтировано и закреплено на санях и ограждающих конструкциях блока. Центробежный секционный насос ЦНС-180 имеют номинальную производительность 180 м3/ч при расчетном (номинальном) давлении на выкиде насоса. Допускается изменение расхода воды от 50 до 180 м3/ч при плотности воды равной 1000-1001кг/м3 Для защиты проточной части насоса от крупных механических примесей во всасывающем патрубке установлен сетчатый фильтр. Для привода насоса используются электродвигатели двух типов - синхронные и асинхронные. Охлаждение воздуха в двигателях с ЗЦВ осуществляется пресной водой. В двигателях с РЦВ охлаждение обмоток статора осуществляется воздухом из машинного зала. - Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная Маслосистема НА состоит из маслобака емкостью 0,6 м3, шестеренного маслонасоса с электроприводом производительностью 2,1 м3,/ч и давлением 0,27 МПа, маслоохладителя с фильтрами и системы трубопроводов с запорной арматурой. 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. В насосном блоке с системой виброизоляции насосных агрегатов насосный агрегат с рамой устанавливается на резино-металлические амортизаторы, закрепленные к саням. На всасывающем и напорном трубопроводах насоса устанавливаются компенсаторы, а на трубопроводах подачи смазки, подпора сальников - резиновые рукава. 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. В БД установлены: Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная два насосных агрегата с насосами ЦНСК-60/264; дренажный бак; два самовсасывающих насоса 1СЦВ-1,5М; четыре 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. Один 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. В БГ установлены: - блок трубопроводов; - устройство измерения расхода; - площадка обслуживания; - элементы вентиляции и отопления, - шкаф управления; - 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 восьми-, пяти- и четырехводоводные. Пяти- и четырехводоводные 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. При установке аппаратуры Электрон-2М и датчика расхода ДРК 1-100-50-5 первичные приборы устанавливаются непосредственно на напорных трубопроводах в БГ, а вторичные - на стойках в отдельно стоящем приборном блоке (ОП). Для отопления блока установлены три маслозаполненные печи мощностью по 2 кВт с контролем температуры. Вентиляция осуществляется путем забора воздуха через воздуховод, расположенный на полу блока, осевым - Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная вентилятором типа В-06-300№ 5H1C, установленным на боковой панели. В таблице 10.4.3 приведена техническая характеристика четырех основных групп блочных кустовых насосных станций: БКНС100; БКНС150, БКНС200; БКНС500. Центробежные насосы секционные типа ЦНС Насосы типа ЦНС – центробежные насосы секционные: Г – для перекачивания воды с температурой 45-105 оС (масла – 2-60 оС), 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 0,1 мм. Давление на входе в насос при перекачивании воды должно быть не менее: - 0,1 МПа и 0,07-0,015 МПа при перекачивании масла. Максимально допустимое давление на входе всех типов – не более 0,3 МПа. Общий вид центробежного секционного насоса (ЦНС) приведен на рис. 10.4.3. В табл. 10.4.4 приведены технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 38 и 60м3/час. В табл. 10.4.5 приведены технические характеристики центробежных секционных насосов производительностью 105, 180 и 300 м3/час. Агрегаты ЦНС 300–120…540 и ЦНС 105-98…441 предназначены для перекачивания обводненной газонасыщенной и товарной нефти с температурой 0-45оС плотностью 700-1050кг/м3, содержанием парафина не более 20%, механических примесей размером твердых частиц до 0,2 мм и объемной концентрацией 0,2%, обводненностью не более 90%. Давление на входе в насос составляет 0.05-0,6 МПа. Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная Рисунок 10.4.3. – Общий вид центробежного секционного насоса Таблица 10.4.1 Состав блоков БКНС 2 3 4 5 6 7 8 1 1 1 2 2 2 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 - - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 3 4 5 Резервуар** сточных вод Обслуживания (БО) Распределитель ного устройства (РУ**) Дренажных насосов (БД) 1 Напорной гребёнки (БГ) 1 БКНС 1 X100 БКНС 1 X150 БКНС 1 X200 БКНС 2 X100 БКНС 2 X100* БКНС 2X 150 Низковольтной аппаратуры (БА) Тип БКНС Насосный (НБ) Наименование и шифр блоков Продолжение табл.10.4.1 6 7 8 Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная БКНС 2 X150* БКНС 2X 200 БКНС 2 X200* БКНС 3X100 БКНС 3X100* БКНС 3X150 БКНС 3X150* БКНС 3X200 БКНС 3X200* БКНС 4X100 БКНС 4X100* БКНС 4X150 БКНС 4X150* БКНС 4X200 БКНС 4X200* БКНС 2X500 БКНС 3X500 БКНС 4X500 2 2 2 3 3 3 3 3 3 4 4 4 4 4 4 2 3 4 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 2 1** 1** 1** 1 1 1 1 1 1 1 1 - 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 1 - * С замкнутым циклом вентиляции. ** В комплект заводской поставки не входят. Таблица 10.4.2 Зависимость числа блоков от числа насосов Наименование блока в составе БКНС Насосный крайний Насосный средний Низковольтной аппаратуры Напорной гребёнки Распределительный Возбудителей Шифр блока Число блоков при числе насосов в составе БКНС 1 2 3 4 НБ-1 1 1 1 1 НБ-2 - 1 2 3 А-1 А-2 1 1 1 1 1 1 1 1 БГ-1 1 1 2 2 РУ-6КВ 1 1 1 1 БВ-1 - 1 1 1 Таблица 10.4.3 Техническая характеристика БКНС Параметры Группа БКНС Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная БКНС х 100 2 ЦНС180-1050 1 Тип базового насоса Номинальная подача насоса, м3/ч Давление нагнетания, МПа Допустимое давление на всасывающей линии, МПа Давление в системе охлаждения, МПа Давление в системе отвода воды из сальников и подпятника, МПа Максимальный расход воды на охлаждение и подпор сальников, м3/ч БКНС х 150 3 ЦНС180-1422 180 10 14 2,7 0,2 0,4 25 30 Продолжение табл.10.4.3 2 3 1 Температура закачиваемой воды, 0С Номинальная расходуемая мощность насоса, кВт Мощность электропривода, кВт Частота вращения, 1/мин Напряжение питания электропривода, кВ Напряжение в сети вспомогательных устройств, В Ток электродвигателя Давление в маслосистеме, МПа Расход масла на один агрегат, л/ч Условный размер труб, мм: - приемных - нагнетательных - приемных блока гребенки - выходных блока гребенки Условный размер труб подвода и отвода охлаждающей воды, мм: - при разомкнутом цикле вентиляции (РЦВ) - при замкнутом цикле вентиляции (ЗЦВ) Габариты насосных блоков, мм: - длина - ширина - высота Наибольшая масса насосного блока, кг: - при РЦВ - при ЗЦВ Масса блока гребенки, кг Источник отопления: - штатный - дежурный 8 - 40 675 800 970 1250 3000 6 (10) 380/220 Трехфазный, переменный, 50 Гц 0,3 2,1 150 125 200 100 50 100 100 9804 3102 2992 18000 19800 21900 22600 13470 Вторичное тепло оборудования электрический Продолжение табл. 10.4.3 Параметры Тип базового насоса Группа БКНС БКНС х 200 БКНС х 500 ЦНС180-1900 ЦНС500-1900 Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная 1 2 3 Номинальная подача насоса, м3/ч Давление нагнетания, МПа Допустимое давление на всасывающей линии, МПа Давление в системе охлаждения, МПа Давление в системе отвода воды из сальников и подпятника, МПа Максимальный расход воды на охлаждение и подпор сальников, м3/ч Температура закачиваемой воды, 0С 180 18,6 500 18,6 2,7 0,2 0,4 30 8 - 40 Продолжение табл.10.4.3 2 3 1 Номинальная расходуемая мощность насоса, кВт Мощность электропривода, кВт Частота вращения, 1/мин Напряжение питания электропривода, кВ Напряжение в сети вспомогательных устройств, В Ток электродвигателя Давление в маслосистеме, МПа Расход масла на один агрегат, л/ч Условный размер труб, мм: - приемных - нагнетательных - приемных блока гребенки - выходных блока гребенки Условный размер труб подвода и отвода охлаждающей воды, мм: - при разомкнутом цикле вентиляции (РЦВ) - при замкнутом цикле вентиляции (ЗЦВ) Габариты насосных блоков, мм: - длина - ширина - высота Наибольшая масса насосного блока, кг: - при РЦВ - при ЗЦВ Масса блока гребенки, кг Источник отопления: - штатный - дежурный 1150 1600 3340 4000 3000 6 (10) 380/220 Трехфазный, переменный, 50 Гц 0,3 2,1 150 125 200 100 50 100 100 9804 3102 2992 18000 19800 21900 22600 13470 вторичное Электритепло оборуческий дования электрический Таблица 10.4. 4 Технические характеристики ЦНС производительностью 30 и 60 м3/час Тип, марка оборудования ЦНС 38х110 Подача, м3/час Напор, м Частота вращения, с-1 Частота вращения, об/мин 38 110 49,17 2950 Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС ЦНС 38х154 ЦНС 38х220 ЦНС 60х165 ЦНС 60х198 ЦНС 60х264 ЦНС 60х297 Нефтяная 38 154 49,17 2950 38 220 49,17 2950 60 165 49,17 2950 60 198 49,17 2950 60 264 49,17 2950 60 297 49,17 2950 ЦНС 38х110 ЦНС 38х154 ЦНС 38х220 ЦНС 60х165 ЦНС 60х198 ЦНС 60х264 ЦНС 60х297 А02822У3 Кавитационный запас, м Масса агрегата, кг Габаритные размеры агрегата, мм Мощность, кВт Тип, марка оборудования Тип двигателя Продолжение табл. 10.4. 4 Технические характеристики ЦНС производительностью 30 и 60 м3/час 3,6 А02822У3 298 3,6 А02822У3 34 1407х430х420 368 4,5 А02822У3 40 1110х500х500 298 4,5 А02822У3 46,2 1110х500х500 327 4,5 А02822У3 61,6 1350х500х500 384 4,5 А02822У3 69,3 1430х500х500 412 4,5 Таблица 10.4 5 Технические характеристики ЦНС производительностью 105, 180 и 300 м3/час Тип, марка оборудования ЦНС 105х294 ЦНС 180х170 Подача, м3/час Напор, м Частота вращения, с-1 Частота вращения, об/мин 105 294 49,17 2950 180 170 24,6 14,75 Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная ЦНС 180х340 ЦНС 300х120 ЦНС 300х300 ЦНС 300х360 180 340 24,6 1475 300 120 24,6 1475 300 300 24,6 1475 300 360 Мощность, кВт Масса агрегата, кг Кавитационный запас, м ВАО2450S2 124 2868х1218х1195 2567 5,5 ВА02-280М-4 119 2620х950х920 2195 3,5 ВАО2315L-5 118 3155х1020х935 3259 4 ВАО2450S-4 148 3000х1190х1260 3250 4 4630 4 Тип, марка оборудования ЦНС 105х294 ЦНС 180х170 ЦНС 180х340 ЦНС 300х120 ЦНС 300х300 Габаритные размеры агрегата, мм Тип двигателя 24,6 1475 Продолжение табл. 10.4. 5 Технические характеристики ЦНС производительностью 105, 180 и 300 м3/час ВАО2450LВ-4 ЦНС 300х360 ВАО24 560S-4 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. Таблица 10.5.1 Основное оборудование для очистки и подготовки нефтепромысловых сточных вод Оборудование Объем, Масса, Рабочее Производи- Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Резервуары отстойники с двухлучевым распределительным устройством ввода и вывода жидкости: - РВС-2000 - РВС-5000 Резервуары отстойники с гидрофобным жидкостным фильтром: - РВС-1000 - РВС-2000 - РВС-5000 Резервуары-флотаторы: - РВС-1000 - РВС-2000 - РВС-5000 Напорные герметизированные отстойники: а) полный отстойник (V=100 м3) (V=200 м3) б) с коалесцирующим фильтром (ФЖ-2973) Мультигидроциклонная установка (НУР-3500) Нефтяная м3 т давление, МПа тельность, м3/сут 2000 5000 40 100 0,6 0,6 до 4000 до 10000 1000 2000 5000 20 45 110 - 2000-25000 3000-4000 7000-8000 1000 2000 5000 20 45 110 - 2000-3000 3000-7000 7000-20000 100 200 25 40 0,6 0,6 1000-1500 2000-3000 100 30 до 0,3 5,0 5,0 0,6 1500-6300 3000-3500 механических примесей нефти механических примесей Оборудование нефти Остаточное содержание, мг/л на входе на выходе Возможность (+) очистки сероводородосодержащих сточных вод Таблица 10.5.2 Основные параметры сточных вод после очистки и подготовки Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Резервуары отстойники с двухлучевым распределительным устройством ввода и вывода жидкости: - РВС-2000 - РВС-5000 Резервуары отстойники с гидрофобным жидкостным фильтром: - РВС-1000 - РВС-2000 - РВС-5000 Резервуары-флотаторы: - РВС-1000 - РВС-2000 - РВС-5000 Напорные герметизированные отстойники: а) полный отстойник (V=100 м3) (V=200 м3) б) с коалесцирующим фильтром (ФЖ-2973) Мультигидроциклонная установка (НУР-3500) Нефтяная до 3000 до 3000 до 500 до 500 30-50 30-50 30-50 30-50 - не ограничено то же то же до 500 до 500 до 500 30-50 30-50 30-50 30-50 30-50 30-50 - до 300 до 300 до 300 до 300 до 300 до 300 10-40 10-40 10-40 10-40 10-40 10-40 - до 1000 до 1000 до 300 до 300 30-50 30-50 30-50 30-50 + + до 1000 до 300 30-50 30-50 + до 1000 до 1000 до 1000 20-50 + 10.6. Оборудование нагнетательных скважин Оборудование нагнетательных скважин включает: Наземное оборудование: - нагнетательная арматура; - обвязка устья скважины. Подземное оборудование: - насосно-компрессорные трубы; - пакер. Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная акер Эксплуатационная колонна П Нагнетательная арматура Колонна НКТ Устье нагнетательной скважины оборудуется стандартной арматурой, рассчитанной на максимальное ожидаемое давление при закачке рабочего агента. Арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по увеличению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры – трубная головка и елка. Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, Зона подвески колонны НКТ и перфораци проведения некоторых технологических операций, и исследовательских и ремонтных работ. Она состоит Рис. 10.6.1. - Конструкция нагнетаиз крестовины, задвижек и тельной скважины быстросборного соединения. Елка служит для закачки жидкости через колонну НКТ и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана. Технические характеристики устьевой арматуры для нагнетательных скважин приведены в табл. 10.6.1. Таблица 10.6.1 Технические характеристики устьевой арматуры нагнетательных скважин Показатели Арматура Условный проход ствола и боковых отводов, мм АНК1-6521 АНК1-6535 АНК-6521 65 65 65 Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная Давление, МПа: - рабочее - пробное Скважинная среда Запорное устройство (прямоточная задвижка) Габаритные размеры, мм: - длина - ширина - высота Масса арматуры, кг 21 35 21 42 70 42 коррозионная (вода техническая, сточная нефтепромысловая и морская с содержанием механических примесей не более 25 мг/л, размером твердых частиц не более 0,1 мм) ЗМС1 ЗМС1 ЗМ 1600 635 2130 743 1780 820 2310 962 1075 680 1195 580 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 Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная нагнетания воды арматура скважины оборудуется вентилями высокого давления (9 и 12). 9 5 4 8 1 2 3 6 2 7 с ВРБ 1 1 0 1 1 Рис. 10.6.2 - Арматура нагнетательная АНК 1 с обвязкой скважины 1 – быстросборное соединение; 2 – вентиль с манометром; 3 – центральная задвижка; 4 – тройник; 5 – штуцер; 6 –фланец; 7 – трубная обвязка; 8 – трубная задвижка; 9 – вентиль для замера Ру; 10 – затрубная задвижка; 11 – секущая задвижка; 12 – вентиль для замера рабочего (линейного) давления. 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 Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная 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 Справочник инженера по добыче нефти Стр. УГНТУ компания ЮКОС Нефтяная 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 три 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 промысловогеофизических и гидродинамических исследований, с учетом требований технологического проектного документа на разработку. Справочник инженера по добыче нефти Стр.