Меню

Система поддержания пластового давления это

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Поддержание пластового давления и повышение нефтеотдачи пластов

В России поддержание пластового давления заводнением является одним из основных видов воздействия на нефтепродуктивные пласты и, повидимому, найдет дальнейшее широкое применение в тринадцатой и последующих пятилетках.

8.1. Системы разработки нефтяных месторождений с поддержанием пластового давления

Поддержание пластового давления закачкой воды, кроме повышения нефтеотдачи обеспечивает интенсификацию процесса разработки. Это обусловливается приближением зоны повышенного давления, создаваемого за счет закачки воды в водо-нагнетательные скважины, к добывающим скважинам.

Для принятия решения о проведении поддержания пластового давления закачкой воды на конкретной залежи нефти последовательно прорабатывают следующие вопросы:

определяют местоположение водонагнетательных скважин; определяют суммарный объем нагнетаемой воды; рассчитывают число водонагнетательных скважин; устанавливают основные требования к нагнетаемой воде. Местоположение водонагнетательных скважин определяется в основном особенностями геологического строения залежи нефти. Задача сводится к тому, чтобы подобрать такое расположение водонагнетательных скважин, при котором обеспечивается наиболее эффективная связь между зонами нагнетания воды и зонами отбора с равномерным вытеснением нефти водой.

В зависимости от местоположения водонагнетательных скважин в настоящее время в практике разработки нефтяных месторождении нашли применение следующие системы заводнения.

Законтурное заводнение применяют для разработки залежей с небольшими запасами нефти. Скважины располагают в законтурной водоносной части пласта (рис. 8.1). Применение законтурной системы разработки возможно тогда, когда водонефтяной контакт при достижимых парападах давления может перемещаться. Практикой разработки нефтяных месторождений выявлены случаи, когда непосредственно у поверхности ВНК залежь нефти «запечатана» продуктами окисления нефти (асфальтены, смолы, парафин и другие) или продуктами жизнедеятельности бактерий. Кроме того, проектирование и реализация этой системы требует детального изучения законтурной части пласта. Иногда характеристики законтурной части пласта по пористости, проницаемости, песчанистости существенно отличаются от характеристик центральной части пласта.

Приконтурное заводнение применяют тогда, когда затруднена гидродинамическая связь нефтяной зоны пласта с законтурной областью. Ряд нагнетательных скважин в этом случае размещается в водонефтянойзоне или у внутреннего контура нефтеносно-

Внутриконтурное заводнение применяютв основном при разработке нефтяных залежей сочень большими площадными размерами. Внутриконтурноезаводнение не отрицает законтурное заводнение, а в необходимых случаях внутриконтурное заводнение сочетается

сзаконтурным. Для крупных залежей нефти законтурное заводнениенедостаточно эффективно, так как при нем наиболее эффективноработает 3—4 ряда нефтедобывающих скважин, располагаемыхближе к водонагнетательным.

Расчленение нефтеносной площади на несколько площадей путемвнутриконтурного заводнения позволяет ввести всю неф- теносную площадь в эффективную разработку одновременно.

Для полноценного разрезания нефтеносной площади нагнетательныескважины располагают рядами. При закачке в них водыпо линиям рядов нагнетательных скважин образуется зона повышенного давления, которая препятствует перетокам нефтииз одной площади в другую. По мере закачки очаги воды, сформировавшиеся вокруг каждой нагнетательной скважины, увеличиваютсяв размерах и, наконец, сливаются, образуя единыйфронт воды, продвижение которого можно регулировать также, как и при законтурном заводнении. С целью ускорения образованияединого фронта воды по линии ряда нагнетательных скважин, освоение скважин под нагнетание в ряду осуществляют«через одну». В промежутках проектные водонагнетательныескважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие,осуществляя в них форсированный отбор. По мере появленияв «промежуточных» скважинах закачиваемой воды, они переводятся под нагнетание воды.

Добывающие скважины располагают рядами параллельно рядамводо нагнетательных скважин. Расстояние между рядами нефтедобывающихскважин и между скважинами в ряду выбирают,основываясь на гидродинамических расчетах, с учетом особенностей геологического строения и физической характеристики коллекторов на данной разрабатываемой площади.

Разработку каждой площади можно осуществлять по своей системе размещения добывающих скважин с максимальным учетом геологической характеристики площади.

Большое преимущество описываемой системы — возможность начинать разработку с любой площади и, в частности, вводить в разработку в первую очередь площади с лучшими геолого- эксплуатационными характеристиками, наибольшей плотностью запасов с высокими дебитами скважин.

На рис. 8.2 показана схема разработки Ромашкинского ме сторождения, Татарская АССР, при внутриконтурном заводне нии.

Первоначальным проектом разработки, составленным ВНИИ, Ромашкинское месторождение рядами водонагнетательных скважин разрезалось на 23 участка самостоятельной разработки.

В последующем отдельные площади дополнительно разрезались на более мелкие участки.

Разновидность системы внутриконтурного заводнения — бло ковые системы разработки.

Блоковые системы разработки находят применение на место рождениях вытянутой формы с расположением рядов водона гнетательных скважин чаще в поперечном направлении. Принципиальное отличие блоковых систем разработки от системы внутриконтурного заводнения состоит в том, что блоковые системы предполагают отказ от законтурного заводнения. На рис. 8.3 показана принципиальная схема разработки пласта А4 Кулишовского нефтяного месторождения (Куйбышевская область). Как видно из схемы, ряды водонагнетательных скважин разрезают единую залежь на отдельные участки (блоки) разработки.

Преимущество блоковых систем заключается в следующем.

1. Отказ от расположения водонагнетательных скважин в законтурной зоне исключает риск бурения скважин в слабоизу- ченной на стадии разведки месторождения части пласта.

2. Более полно используется проявление естественных сил гидродинамической области законтурной части пласта.

3. Существенно сокращается площадь, подлежащая обустройству объектами поддержания пластового давления.

4. Упрощается обслуживание системы поддержания пластового давления (скважины, кустовые насосные станции и т. д.).

5. Компактное, близкое расположение добывающих и водонагнетательных скважин позволяет оперативно решать вопросы регулирования разработки перераспределением закачки воды по рядам и скважинам и отбора жидкости в нефтедобывающих скважинах.

Широкое распространение получили блоковые системы на месторождениях Куйбышевской области и Западной Сибири.

Блоковые системы разработки предполагают расположение водонагнетательных скважин в направлении перпендикулярном к линии простирания складки. Вместе с тем, для спокойных полого залегающих антиклинальных складок целесообразно расположение водонагнетательных скважин по оси складки.

В этом случае представляется возможность вместо нескольких линий нагнетания иметь одну.

Заводнение пластов при расположении водонагнетательных.скважин у оси складки получило наименование осевое заводнение.

Все преимущества блоковых систем разработки характерны и при осевом заводнении.

Площадное заводнение применяют при разработке пластов с очень низкой проницаемостью.

При этой системе добывающие и нагнетательные скважины размещаются по правильным схемам четырех-, пяти-, семи- к девятиточечным системам.

На рис. 8.4 показаны основные схемы площадного заводнения. Схемы отличаются не только расположением скважин, но и соотношением между числом добывающих и нагнетательных скважин.

Читайте также:  Давление на одной руке 100 на другой 130

Так, в четырехточечной системе (см. рис. 8.4) соотношение между нефтедобывающими и нагнетательными скважинами 2:1, при пятиточечной системе—1:1, при семиточечной

системе—1:2, при девятиточечной системе—1:3. Таким образом, наиболее интенсивным среди рассмотренных являются семи- и девятиточечные системы.

Большое влияние на эффективность площадного заводнения оказывает однородность пласта и величина запасов нефти, приходящаяся на одну скважину, а также глубина залегания объекта разработки.

В условиях неоднородного пласта как по разрезу, так и па

площади происходят преждевременные прорывы воды к добы-

вающим скважинам по более проницаемой части пласта, что

сильно снижает-добычу нефти за безводный период и повышает

водонефтяной фактор, поэтому площадное заводнение желатель-

но применять при разработке более однородных пластов.

Очаговое заводнение— это дополнение к уже осуществленной

системе законтурного или внутриконтурного заводнения. При

этой системе заводнения группы нагнетательных скважин раз-

мещаются на участках пласта, отстающих по интенсивности

использования запасов нефти. В отдельных случаях при хорошо

изученном геологическом строении продуктивного пласта очаго-

вое заводнение можно применять как самостоятельную систему

Избирательная система заводнения является разновидностью площадного заводнения и применяется на залежах нефти со значительной неоднородностью.

При системе избирательного заводнения разработка залежи осуществляется в следующем порядке. Залежь разбуривают по равномерной треугольной или четырехугольной сетке, и затем все скважины вводят в эксплуатацию как нефтедобывающие. Конструкция скважин подбирается таким образом, чтобы любая из них отвечала требованиям, предъявляемым к нефтедобывающим и нагнетательным скважинам. Площадь залежи нефти (месторождения) обустраивают объектами сбора нефти и газа и объектами поддержания пластового давления так, чтобы можно было освоить любую скважину не только как нефтедобывающую, но и как водонагнетательную.

Детальным изучением разреза в скважинах по данным каротажа, проведением в скважинах гидропрослушивания из числа нефтедобывающих выбирают скважины под нагнетание воды. Такими скважинами должны быть скважины, в которых нефтепродуктивный разрез вскрывается наиболее полно. Прослеживается гидродинамическая связь выбранной скважины с соседними.

Избирательная система с успехом применена на месторождениях Татарской АССР.

Барьерное заводнение. При разработке газонефтяных месторождений с большим объемом газовой шапки может ставиться задача одновременного отбора нефти из нефтяной оторочки и газа из газовой шапки. В связи с тем, что регулирование отбора нефти и газа, а также пластового давления при раздельном отборе нефти и газа, не приводящим к взаимным перетокам нефти в газоносную часть пласта, а газа в нефтеносную часть, весьма затруднено, прибегают к разрезанию единой нефтегазовой залежи на отдельные участки самостоятельной разработки. Водонагнетательные скважины при этом располагают в зоне газонефтяного контакта, а закачку воды и отборы газа и нефти регулируют таким образом, чтобы происходило вытеснение нефти и газа водой при исключении взаимных перетоков нефти в газовую часть залежи, а газа в нефтяную часть.

Впервые барьерное заводнение внедрялось на газонефтяном месторождении Карадаг Азербайджанской ССР.

Источник

Документы

ПОДДЕРЖАНИЕ ПЛАСТОВОГО ДАВЛЕНИЯ И ПОВЫШЕНИЕ НЕФТЕОТДАЧИ ПЛАСТОВ

7.1. Методы воздействия на нефтяные пласты

С целью увеличения темпа отбора нефти из залежи и повышения ее нефтеотдачи проводят нагнетание рабочего агента в пласт для создания напорного режима, который имеет большую конечную нефтеотдачу по сравнению с режимами истощения.

В большинстве случаев (для месторождений РФ более 80 %) используется система поддержания пластового давления (ПДД) путем закачки воды.

Закачка газа, хотя и менее эффективна ввиду уменьшения коэффициентов охвата и нефтеотдачи, находит свое применение. Этому способствуют значительная газовая шапка, отсутствие напора контурных вод, наличие в коллекторе большого содержания набухающих глин.

В общем случае имеются следующие методы воздействия на нефтяные пласты: законтурное и внутриконтурное заводнения, нагнетание газа в повышенную часть залежи, вторичные методы добычи нефти, новые методы вытеснения нефти из залежи (повышение нефтеотдачи)

Законтурное заводнение — технологический процесс ППД, при котором воду нагнетают в пласты через нагнетательные скважины, расположенные за внешним контуром нефтеносности (рис. 7.1, а). Эксплуатационные скважины находятся внутри контура нефтеносности.

Приконтурное заводнение — процесс, при котором нагне-

Рис. 7.1. Схема заводнения месторождения:

I — нагнетательные скважины; II — контрольные скважины; III — эксплуатационные скважины

тательные скважины располагают в водонефтяной части пласта внутри внешнего контура нефтеносности. Это заводнение применяется вместо законтурного при плохой гидродинамической связи нефтеносной и водонасыщенной частей пласта. Возможно использование одновременно законтурного и прикон-турного заводнения при большой площади водоплавающей части залежи.

В указанных системах ППД заводнение действует на 2-3 ближайших ряда эксплуатационных скважин.

Для интенсификации добычи и увеличения охвата залежи воздействием применяется внутриконтурное заводнение (рис.

7.1, •), основой которого является разрезание залежи рядами нагнетательных скважин на несколько отдельных площадей. Крупные месторождения разрабатываются при комбинации законтурного и внутриконтурного заводнения. Вариантами по расположению скважин являются очаговое, внутриконтурное кольцевое (рис. 7.1, в), осевое (рис. 7.1, „) заводнения.

При определении количества воды для закачки необходимо исходить из количества отобранной из залежи жидкости. Для системы ППД необходимо закачивать воды не менее объема отбора жидкости, а с учетом негерметичности площади контура нефтеносности — с коэффициентом 1,1-1,5.

Давление нагнетания зависит от приемистости нагнетательных скважин и в основном поддерживается таким образом, чтобы пластовое давление на забое эксплуатационных скважин оставалось на уровне начального.

Технологическая схема процесса нагнетания газа в нефтяную залежь с целью увеличения нефтеотдачи в принципе аналогична схеме при заводнении залежи. Рабочий агент (газ, воздух) нагнетается через ряд инжекционных скважин и оттесняет остаточную нефть к окружающим эксплуатационным скважинам. Для наиболее равномерного воздействия на залежь следует применять правильные геометрические сетки размещения скважин — треугольные или квадратные. Отдельные поля инжекции могут быть составлены соответственно системами из семи или десяти скважин при расположении инжекционных скважин в центре этих систем. При этом общее соотношение инжекционных и эксплуатационных скважин составляет соответственно 1:2 и 1:3. Такие интенсивные системы на практике используются редко. Обычно применяют более умеренные соотношения от 1:4 до 1:10.

Разница в вязкостях нагнетаемого рабочего агента и нефти в пластовых условиях может быть весьма значительна. При этом возможны прорывы газа через нефтенасыщенные части залежи к эксплуатационным скважинам даже малой газонасыщенности породы. При большой мощности залежи наблюдается преимущественное движение газа по верхним частям залежи, а с учетом неоднородности строения залежи это ведет к прорывам газа и к обходному его движению без вытеснения нефти. При этом удельные расходы рабочего агента могут быть больше, чем при заводнении.

Читайте также:  Норма давления воды в водопроводной сети

Для существующей сетки скважин вся площадь условно разбивается на ряд полей инжекции с учетом предполагаемого количества инжекционных скважин по соотношению между количествами инжекционных и эксплуатационных скважин. Это соотношение принимается в зависимости от расстояния между скважинами, проницаемости и степени однородности строения залежи. При большей проницаемости и более однородном строении принимается большее количество эксплуатационных скважин на одну инжекционную и наоборот.

В центре каждого намеченного поля инжекции инжекцион-ные скважины следует располагать равномерно по площади. Выбор этих скважин следует рассматривать как ряд действующих скважин в пределах каждого поля инжекции. К этим скважинам предъявляются требования:

вскрытие скважиной только данного эксплуатационного объекта при надежной изоляции всех вышезалегающих пористых коллекторов;

герметичность крепления скважины (колонна, цементное кольцо);

отсутствие чрезмерной засоренности призабойной зоны скважины.

Из рассматриваемых скважин следует выбрать менее продуктивные. Малая продуктивность скважин возникает из-за малой проницаемости вскрытой части залежи, поэтому вытеснение остаточной нефти отсюда в соседние, более дренированные части залежи может протекать с большей эффективностью, чем в обратном направлении. При невозможности выбрать инжекционные скважины среди старых эксплуатационных следует бурить новые скважины специально в качестве инжекционных.

Нагнетание газа лучше производить через колонну НКТ малого диаметра (60-89 мм) с пакером близ кровли эксплуатационного объекта. Это уменьшает вероятность утечек рабочего агента и дает лучшую сохранность обсадных труб, особенно в старых скважинах.

Старые эксплуатационные скважины в процессе их подготовки должны быть тщательно промыты и очищены от возможной песчано-глинистой пробки, грязи, парафинистых осадков и пр. С этой же целью рекомендуется до максимума увеличить количество отверстий в забойном фильтре или торпедировать призабойную зону.

Нагнетание в залежь естественного газа компенсирует потери газовой энергии за предшествующий период эксплуатации залежи.

Целесообразно осуществление сбора всего добытого газа на поверхности, его отбензинивания и нагнетания в залежь сухого газа, который бы там вновь обогащался продуктами испарения пластовой нефти. Применение естественного газа в качестве рабочего агента часто вызывает трудности, связанные обычно с его недостаточным количеством на промыслах. В ряде случаев естественный газ можно заменить воздухом, который из-за низкой растворимости в нефти оказывает более эффективное выталкивающее действие на нее, чем сухой газ. Однако использование воздуха может привести к отрицательным последствиям:

1. Длительное соприкосновение нефти с воздухом вызывает окисление нефти, возрастание ее удельного веса и вязкости, а также приводит к образованию смол в пласте, которые закупоривают отдельные поровые каналы залежи.

2. Смешение воздуха с пластовым газом ведет к уменьшению его калорийности и ухудшению условий переработки газа.

3. Если из-за трудностей переработки газа (при сильном загрязнении его воздухом) газовую продукцию скважин выпускать в атмосферу, то вместе с воздухом будут теряться ценнейшие бензиновые фракции.

4. Улавливание газовой продукции для ее сжатия, отбензинивания и последующего нагнетания в залежь часто сопряжено с опасностью получения взрывчатых смесей. Так, при содержании в воздухе (при атмосферных условиях) от 5 до 15 % (по объему) метана образуется гремучая (взрывчатая) смесь, очень опасная в обращении. Изменение температуры меняет пределы взрывчатости смеси воздуха с углеводородами. По опытным данным при росте температуры нижний предел взрывчатости смеси понижается, а верхний повышается, т.е. пределы взрывчатости раздвигаются. Все это требует очень осторожного обращения со смесью воздух — газ и, главным образом, систематического наблюдения за составом отбираемой из скважины смеси.

5. Взаимодействие воздуха с пластовой водой приводит к выпадению некоторых солей (особенно железистых) в виде осадка в пласте.

6. Воздействие кислорода нагнетаемого воздуха на металлические части оборудования (особенно при наличии соленой воды и сероводорода) вызывает усиленную коррозию оборудования, а также приводит к преждевременному выводу его из строя и скоплению продуктов коррозии на забое.

7. Наличие воздуха в продукции эксплуатационных скважин способствует образованию более стойких эмульсий.

Указанные нежелательные последствия применения воздуха в качестве рабочего агента не всегда проявляют себя. В общем случае использование воздуха следует ограничивать только случаями, когда возможности применения другого рабочего агента, в частности естественного газа, совершенно исключены.

В качестве альтернативы предлагалось использовать выхлопные газы от двигателей внутреннего сгорания или промышленные дымовые газы в виде самостоятельного рабочего агента или в смеси с воздухом. Однако в случаях применения продуктов сгорания требуется сооружение специальных установок, что приводит к общему усложнению и удорожанию процесса. Подобные установки промышленного применения использовались на промыслах Западной Украины. Там же проверялись и совершенствовались установки по получению нового инертного рабочего агента — парогаза (смесь пара с продуктами горения), опытные испытания которого дали положительный эффект.

Поглотительная способность инжекционных скважин и давление нагнетания зависят от многих факторов и, прежде всего, от проницаемости призабойной зоны скважин. Однако в отличие от метода заводнения зависимость между этими параметрами для метода нагнетания газа пока не определена. Поэтому в каждом отдельном случае необходимы промысловые испытания в инжекционных скважинах с помощью передвижных компрессоров.

В практике применения метода отмечалась поглотительная способность скважин в разных условиях от 130 до 60 000 м 3 /сут на 0,1 МПа давления при изменении давления нагнетания от 0,1 до 10,8 МПа. При этом суточное нагнетание газа на одну скважину колебалось от 2,5 до 140 тыс. м 3 . Иногда считают достаточным нагнетание таких количеств газа, чтобы давление нагнетания превышало пластовое не более чем на 20-25 %. Другим расчетным показателем иногда считается нагнетание 100-150 м 3 газа в сутки на 1 м вскрытой толщины залежи. При нагнетании больших количеств газа возрастает вероятность его прорывов, а в рыхлых песках, кроме того, возникает опасность пробкообразования в эксплуатационных скважинах. Поэтому в начале процесса рекомендуется нагнетать минимальные количества газа с последующей его корректировкой.

Читайте также:  Барометр атмосферного давления технические характеристики

Со временем, по мере дренирования залежи, расход рабочего агента на скважину обычно возрастает. Источник непроизводительной траты энергии можно обнаружить, если увеличение расхода рабочего агента наблюдается только в отдельных направлениях или плоскостях отдельных прослоев залежи. В этих случаях рабочий агент по трещинам и наиболее дренированным и сильно проницаемым прослойкам проходит к эксплуатационным скважинам без совершения полезной работы.

Часто прорыв газа обнаруживается в начальной пусковой стадии процесса, что вызывает резкое увеличение газового фактора, изменение состава газа и иногда рост давления в затрубном пространстве скважин. Если эти признаки проигнорировать, то прорыв газа быстро усиливается, и остановить его весьма затруднительно.

Поэтому в начале процесса необходимо тщательное наблюдение за работой всех инжекционных и эксплуатационных скважин. При первых же признаках проскальзывания газа следует принять надлежащие меры, к которым относятся:

регулировка отбора (и давления) в эксплуатационных скважинах, в направлении которых наметился прорыв, вплоть до временного закрытия этих скважин;

изоляция наиболее проницаемых зон в разрезе вскрытой в инжекционной скважине толщины залежи;

нагнетание вместе с газом жидкости (воды) с целью уменьшения эффективной проницаемости для газа наиболее проводящих зон за счет повышения их водонасыщенности;

сокращение объема нагнетаемого рабочего агента, вплоть до перевода инжекционных скважин в эксплуатационные и наоборот.

При большой толщине залежи (при различной проницаемости отдельных ее зон) во избежание преимущественного движения газа вдоль кровли рекомендуется расчленять разрез на отдельные зоны наибольшей мощности (от 5-6 до 12-15 м) для раздельного нагнетания газа в эти зоны.

Эффективность перечисленных мероприятий зависит от степени изученности эксплуатационного объекта и тщательности наблюдения за протеканием процесса. Кроме того, точность замеров, их регулярность и постоянный анализ документации способствуют своевременному устранению возникающих в процессе работ прорывов газа и правильной оценке эффективности процесса.

7.2. Способы и методы заводнения

Внутриконтурное заводнение проводят рядными или площадными системами. При рядных системах заводнения между двумя рядами нагнетательных скважин находятся 1-3-5 рядов эксплуатационных скважин. Для площадных систем используются квадратные и треугольные сетки разбуривания скважин.

На рис. 7.2 приведены элементы площадных систем заводнения при квадратной и треугольной сетках разбуривания. Площадные системы заводнения в условиях разработки неоднородных коллекторов обычно обеспечивают больший коэффициент нефтеотдачи, чем рядные системы.

Рис. 7.2. Элементы площадных систем заводнения при квадратной и треугольной

1 — добывающие скважины; 2 — нагнетательные скважины; а — расстояние

между эксплуатационной и нагнетательной скважинами

На поздней стадии эксплуатации методы поддержания пластового давления могут быть неэффективны из-за большого падения пластового давления. Тогда прибегают ко вторичным методам добычи нефти — закачки воды или газа по всей площади нефтеносности, которые называются соответственно площадное заводнение и площадная закачка газа.

Для равномерного и повсеместного воздействия на залежь нагнетательные скважины размещают между эксплуатационными. Схемы расположения этих скважин могут быть различными, но преобладает квадратная сетка размещения скважин. При этом одна нагнетательная скважина приходится на четыре эксплуатационные.

Для исключения прорыва воды или газа к отдельным скважинам ограничивают закачку воды в нужном месте, уменьшают отбор нефти из сильно обводняющихся скважин, проводят тампонирование отдельных интервалов пласта.

При большой обводненности залежи на конечном этапе эксплуатации скважин применяется форсированный отбор жидкости, при котором большие массы жидкости вымывают нефть из застойных зон. Форсированный отбор жидкости обеспечивается глубинными насосами большого диаметра, э ле-ктропогружными насосами и газлифтом.

На различных стадиях разработки может быть использовано заводнение с применением физико-химических средств повышения нефтеотдачи, т.е. с добавлением ПАВ, щелочи, мицеллярных растворов и т.д.

7.3. Оборудование для закачки воды и газа

Рост добычи нефти обеспечивается не только вводом в разработку новых месторождений, но и постоянным улучшением состояния эксплуатации разрабатываемых месторождений. Повышение нефтеотдачи пластов в основном ведется методом поддержания пластового давления закачкой воды. Для заводнения широко используются сточные и пластовые воды. Это позволяет решить проблему защиты водных ресурсов и окружающей среды.

В систему подготовки и закачки воды в нефтяные пласты входят водозаборные сооружения с насосной станцией первого подъема, водоочистные установки, насосные второго и третьего подъемов, насосные станции по закачке и нагнетательные скважины. В качестве насосных станций для закачки воды в нефтяные пласты для поддержания пластового давления применяют блочные кустовые насосные станции (БКНС) на базе центробежных насосных агрегатов ЦНС-180 и ЦНС-500. Поверхностные, сточные и пластовые воды нагнетают установками погружных центробежных электронасосов типа УЭЦН. Для оборудования устья нагнетательных скважин используют арматуры АИК1-65х210 и АНК-65х350 (рис. 7.3).

Конструкция насоса ЦНС-180 разработана на одной корпусной базе четырех модификаций с давлением нагнетания от

10,5 до 19,0 МПа (табл. 7.1).

Насос ЦНС-180 (рис. 7.4) — центробежный, горизонтальный, секционный, однокорпусный с односторонним расположением рабочих колес, с гидравлической пятой, подшипниками скольжения и концевыми — передним и задним — уплотнениями комбинированного типа.

Корпус насоса состоит из набора секций, входной и напорной крышек и концевых уплотнений.

Насос на плите фиксируют двумя цилиндрическими штифтами, устанавливаемыми в лапах входной крышки. Входной патрубок расположен горизонтально, напорный — вертикально.

Во избежание перетока воды по валу стыки рабочих колес

Рис. 7.3. Арматура нагнетательная:

1 — быстросборное соединение; 2 — разделитель иод манометр; 3 — трубная головка; 4 — задвижка; 5 — обратный клаиан

иритираются до илотного металлического контакта. Уилотне-ния рабочих колес щелевого тииа.

Для насосов ЦНС-180-1185, ЦНС-180-1422, ЦНС-180-1900 оиорами ротора служат иодшииники скольжения с иринуди-тельной смазкой, а для насоса ЦНС-180-1050 — иодшииники с кольцевой смазкой. Подшииники имеют стальные, залитые баббитом вкладыши с цилиндрической иосадкой в их кориусе. Насос с электродвигателем соединен с иомощью зубчатой муфты, обойма которой закрыта кожухом.

Для смазки и охлаждения иодшииников насосов и электродвигателей мощностью более 1000 кВт, а также зубчатой муфты каждый насосный агрегат комилектуется маслосистемой, в

Источник

Adblock
detector