Logo GenDocs.ru

Поиск по сайту:  

Загрузка...

Абрамович Б.Н. Электроснабжение нефтегазовых предприятий - файл 1.docx


Абрамович Б.Н. Электроснабжение нефтегазовых предприятий
скачать (17489 kb.)

Доступные файлы (1):

1.docx17490kb.16.12.2011 08:47скачать

содержание
Загрузка...

1.docx

  1   2   3   4
Реклама MarketGid:
Загрузка...
Министерство образования и науки Российской Федерации

Федеральное агентство по образованию

Государственное образовательное учреждение

высшего профессионального образования

УФИМСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЯНОЙ ТЕХНИЧЕСКИЙ УНИВЕРСИТЕТ

Кафедра электротехники и электрооборудования предприятий

Электроснабжение нефтегазовых предприятий


УДК 658.26:621.31 (075.80) ББК 31.29-5 А162

Изложены вопросы электроснабжения предприятий нефтегазовой промышленности; основные принципы построения систем электроснабжения. Даны характеристики электротехнических комплексов буровых установок, технологических уста новок насосной эксплуатации скважин, промысловых компрессорных и насосных станций, перекачивающих насосных станций магистральных нефтепроводов. Рас

смотрены вопросы организации внешнего и внутреннего электроснабжения объектов добычи, подготовки и транспортировки нефти, нефтепродуктов и газа.

Учебное пособие предназначено для студентов всех форм обучения по на

правлению 140600 «Электротехника, электромеханика и электротехнологии» и по специальности 140604 «Электропривод и автоматика промышленных установок и технологических комплексов» специализаций «Электромеханическое оборудование и автоматизация машин и установок горного производства» и «Электромеханиче

ское оборудование и автоматизация машин и установок при подземном строитель

стве». Могут быть использованы магистрантами и аспирантами данного профиля, а также студентами специальности 150402 «Горные машины и оборудование».

Рецензенты: к.т.н. А.А.Вырва (ООО «ЮНГ-Энергонефть»); кафедра элек

троэнергетики (Альметьевский государственный нефтяной институт).

^ Абрамович Б.Н.

А162. Абрамович Б.Н. Электроснабжение нефтегазовых предприятий: Учеб

ное пособие / Б.Н.Абрамович, Ю.А.Сычев, ДА.Устинов. Санкт-Петербургский государ

ственный горный институт. СПб, 2008. 81с.

ISBN 978-5-94211-357-5

УДК 658.26:621.31 (075.80) ББК 31.29-5
^ 1 ИСТОЧНИКИ ЭЛЕКТРОСНАБЖЕНИЯ НЕФТЕГАЗОДОБЫВАЮЩИХ ПРЕДПРИЯТИЙ

1.1. Источники электроснабжения и требования к качеству электрической энергии

Электрическая энергия является основным видом энергии, используемой на предприятиях по добыче нефти и газа. Основными источниками электроснабжения нефтегазодобывающих предпри

ятий являются электрические сети распределительных сетевых ком

паний и автономные электростанции собственных нужд (ЭСН).

Электрическая энергия, поставляемая распределительными сетевыми компаниями, должна соответствовать требованиям ГОСТ 13109-97 «Электрическая энергия. Совместимость технических средств электромагнитная. Нормы качества электрической энергии в системах электроснабжения общего назначения». Стандарт устанавли

вает показатели и нормы качества электрической энергии (КЭ) в элек

трических сетях систем электроснабжения общего назначения пере

менного трех- и однофазного тока частотой 50 Гц в точках, к которым присоединяются электрические сети, находящиеся в собственности различных нефтегазодобывающих предприятий.

При соблюдении норм (ГОСТ 13109-97) обеспечивается элек

тромагнитная совместимость электрических сетей распределительных сетевых компаний и систем электроснабжения нефтегазодобывающих

предприятий.

Для объектов нефтегазодобычи к основным показателям КЭ относятся отклонения и несинусоидальность напряжения, провалы и импульсы напряжения и временные перенапряжения.

Нормально и предельно допустимые значения установивше

гося отклонения напряжения dUy на выводах приемников электриче

ской энергии равны соответственно ±5 и ±10 % от номинального напряжения электрической сети.

Нормально допустимые (в числителе) и предельно допусти

мые (в знаменателе) значения коэффициента искажения синусоидаль

ности кривой напряжения в точках присоединения к электрическим сетям распределительных сетевых компаний с разным номинальным напряжением следующие, %:

Uном,кВ 0,38 6-20 35 11О-ЗЗО

Ки 8 /12 5/8 4/6 2/3

Предельно допустимое значение длительности провала напряжения в электрических сетях напряжением до 20 кВ включительно равно 30 с. Длительность автоматически устраняемого провала напряжения в любой точке присоединения к электрическим сетям определяется выдержками времени релейной защиты и автоматики.

Импульс напряжения характеризуется величиной и длитель

ностью грозовых и коммутационных перенапряжений, которые мо

гут достигать 2,5-7 UHOM при продолжительности от единиц до не

скольких сот микросекунд.

Временное перенапряжение характеризуется коэффициентом временного перенапряжения, равным отношению величины перена

пряжения к номинальному напряжению. Приведем значения коэф

фициентов временных перенапряжений, возникающих в электриче

ских сетях энергоснабжающей организации:

^ Длительность временного перенапряжения, с До 1 До 20 До 60

Коэффициент временного перенапряжения, о. е. 1,47 1,31 1,15

В среднем за год в точке присоединения возможно около 30 временных перенапряжений.

^ 1.2. Выбор числа и мощности генераторов ЭСН

ЭСН на предприятиях нефтегазодобычи используются в сле

дующих случаях:

• для автономного электроснабжения потребителей элек

троэнергией;

• для обеспечения потребителей электроэнергией при парал

лельной работе ЭСН с энергосистемой;



• для обеспечения потребителей электроэнергией на более выгодных условиях, чем от энергосистемы.

При единичной мощности генерирующих электроустановок ЭСН менее 3,5 МВт в качестве приводов генераторов применяются дизельные и газопоршневые двигатели внутреннего сгорания, при мощностях свыше 3,5 МВт - двухтопливные газотурбинные установ

ки. При этом должна быть предусмотрена комплексная система под

готовки и очистки топливного газа до уровня, соответствующего пас

портным данным приводного двигателя. Если уровень подготовки и очистки топливного газа не соответствует требованиям паспортных данных приводного двигателя, то мощность, развиваемая электроагрегатом в установившемся режиме, должна быть снижена до уровня, определяемого свойствами попутного газа. Это должно быть учтено при выборе количества установленных на ЭСН электроагрегатов. На ЭСН должен быть предусмотрен запас энергоносителя в объеме, дос

таточном для обеспечения электрической энергией потребителей на время, определяемое в соответствии с требованиями «Правил устрой

ства электроустановок» и ведомственных нормативных документов. Возможны следующие варианты применения ЭСН на нефте

газовых месторождениях:

• ЭСН используется в автономном режиме без связи с сетью энергосистемы (при удалении месторождения от энергосистемы, при напряжении распределения электрической энергии 35-110 кВ на рас

стояние 30-40 км и более). Утилизация попутного нефтяного газа в этом варианте производится в пределах потребности в топливе для вы

работки требуемого количества электроэнергии. При большой газона

сыщенности добываемой нефти всегда возможен избыток газа и про

блема его утилизации. При меньшей газонасыщенности нефти не ис

ключен дефицит газа для электростанции, существующей постоянно или в отдельные периоды разработки месторождения. При дефиците газа для выработки электроэнергии или его отсутствии на начальной стадии разработки месторождения используется резервное топливо.

• ЭСН обеспечивает часть потребностей месторождения в электроэнергии, а недостающая часть электроэнергии и необходимый резерв мощности обеспечиваются энергосистемой. Мощность элек

тростанции в этом случае определяется свободными ресурсами газа.

• ЭСН в нормальном режиме работы обеспечивает все по

требности месторождения в электроэнергии и только при плановой или аварийной остановках части агрегатов электростанции недос

тающая электроэнергия потребляется от сети энергосистемы. Утилизация попутного газа обеспечивается только в пределах потребности выработки электроэнергии. Избыток газа должен утилизироваться другими способами. При дефиците газа возможно либо использование резервного топлива, либо потребление недостающей электроэнергии от энергосистемы. При использовании данного ва

рианта должны быть получены технические условия энергосистемы на подключение автономной электростанции к системной подстанции, коммерческие условия на резервирование мощности и, если необходимо, на использование сетевых элементов энергосистемы

• Мощность автономной электростанции превышает потребности месторождения, при этом избыток электроэнергии выдается в сеть энергосистемы. Обеспечивается полная утилизация попутного нефтяного газа. Экономическая целесообразность данного варианта должна быть обоснована с учетом технических и коммерческих тре

бований, выдвигаемых энергосистемой.

• ЭСН используется, как резервный источник энергии при отключениях или ограничениях в энергосистеме.

Окончательный выбор варианта использования ЭСН произво

дится на основе технико-экономического анализа с учетом условий эксплуатации генерирующих электроустановок, месторасположения месторождения относительно элементов сети распределительной се

тевой компании, а также населенных пунктов.

Выбор количества, единичной мощности и сроков ввода си

ловых агрегатов ЭСН производится на основе следующих данных:

• о максимальной электрической нагрузке и электропотреб

лении месторождения;

• об изменении (увеличении) электрической нагрузки место

рождения в процессе его разработки;

• о свободном ресурсе попутного нефтяного газа;



• о необходимой степени резервирования мощности ЭСН по условию обеспечения надежности электроснабжения потребителей месторождения;

• о варианте применения ЭСН.

Выбор электроагрегатов ЭСН должен проводиться с учетом и соблюдением следующих условий:

• число типоразмеров двигателей на ЭСН должно быть ми

нимальным;

• загрузка модулей и электростанции должна обеспечивать использование «нагруженного» резерва;

• коэффициент готовности электроагрегатов ЭСН должен быть не менее 0,99;

• коэффициент технического использования электроагрега

тов ЭСН должен быть не менее 0,98;

• если резервирование электроснабжения осуществляется от его источника, пропускная способность резервной линии электропередачи должна обеспечивать передачу недостающей мощности;

• на всех этапах развития должен быть обеспечен пуск наи

более мощных электродвигателей при сохранении устойчивости ос

тальных потребителей;

• должны обеспечиваться наилучшие экономические и экс

плуатационный показатели — минимальный срок окупаемости капи

тальных вложений, максимальная прибыльность ЭСН, минимальные стоимость строительно-монтажных работ, эксплуатационных затрат, численность обслуживающего персонала.

Комплектация ЭСН должна обеспечить минимальные пере

рывы и ущерб от перерывов в электроснабжении и максимальную живучесть технологического процесса добычи нефти и газа в экс

тремальных ситуациях. Поэтому на ЭСН должно быть установлено дополнительное количество электроагрегатов, необходимое для обеспечения своевременного вывода отдельных агрегатов на техни

ческие осмотры, текущие и капитальные ремонты без снижения но

минальной нагрузки электростанции.

Поршневые и газотурбинные двигатели, генераторы, электро

техническое оборудование и системы автоматики электроагрегатов не обладают 100%-ной надежностью. Поэтому необходимо учитывать возможность преждевременного выхода из строя отдельных систем электроагрегатов и их внеплановый ремонт и, соответственно, увели

чивать количество электроагрегатов электростанции с целью повыше

ния надежности электроснабжения потребителей до заданного уровня. Кроме того, на ЭСН должны быть электроагрегаты как в нагруженном, так и ненагруженном резерве. С учетом изложенного, баланс агрегато- часов электростанции должен определять по формуле:

Tk ncт=Tknраб+Tknрез+i=1nTрем inрем i+i=1nTainaiTainai (1.1)

где Тк = 8760 ч - календарное время года работы ЭСН в течение года; nст - число агрегатов, установленных на электростанции; nраб - число агрегатов, постоянно находящихся в работе для обеспечения нагрузки с учетом ненагруженного резерва; nрез- число агрегатов, постоянно находящихся в резерве и обеспечивающих покрытие краткосрочных мак

симумов нагрузки или вводимых в кратчайшие сроки взамен агрегатов, выходящих в ремонт (профилактический либо аварийный); Трем - ка

лендарное время, необходимое на профилактические ремонты одного агрегата в год в соответствии с техническими условиями на поставку электроагрегатов; пщы - число агрегатов, выходящих в профилактиче

ские ремонты в текущем году; Та - календарное время (среднестати

стическое), необходимое для внеплановых (аварийных) ремонтов элек

троагрегатов данного типа; «а - число агрегатов (среднестатистиче

ское), на которых могут произойти аварийные отказы, приводящие к выходу агрегата во внеплановый ремонт.

Основные электроустановки нефтегазодобычи допускают перерыв в электроснабжении только на время автоматического вво

да резерва. Поэтому на ЭСН необходимо предусматривать наличие «нагруженного» резерва, т.е. в работе одновременно должно нахо

диться столько агрегатов и загрузка их должна быть такова, чтобы при выходе одного из агрегатов оставшиеся в работе имели возмож

ность принять на себя имеющуюся нагрузку на время, необходимое для ввода в действие агрегата из «ненагруженного» резерва, или же обеспечить ремонт вышедшего из строя электроагрегата обслужи

вающим персоналом (дефекты, которые могут быть устранены не более чем за 2 ч). Допустимая величина «нагруженного» резерва электроагрегата определяется 

коэффициентом его загрузки Кзг с учетом перегрузочной способности, оговоренной в технических ус

ловиях на поставку. Количество электроагрегатов, работающих па

раллельно на ЭСН, для альтернативных вариантов принимается по следующим данным:

^ Количество агрегатов, работающих

параллельно 2 3 4 5 6 7 8 9 10

Оптимальный коэффициент

загрузки электроагрегатов 0,5 0,67 0,75 0,8 0,83 0,857 0,875 0,89 0,9
С учетом этих данных количество одновременно работаю

щих электроагрегатов электростанций собственных нужд определим по формуле

nраб≥Pmax/(Pномф Kзг ) (1.2)

где Рmax - максимальная нагрузка электростанции, кВт; Pномф - фак

тическая мощность электроагрегата в установившемся режиме рабо

ты с учетом свойств попутного газа, кВт,

Рномф≤Рном, Рном - номинальная (паспортная) мощность агрегата; Кзг - коэффицент за

грузки электроагрегатов.

Необходимое число электроагрегатов для ЭСН определяется по формуле

nст≥nраб+nрез (1.3)

где nрез=i=1nTрем inремi+i=1nTa ina i8760.
При определении количества резервных агрегатов «ненагру

женного» резерва учитываются стадия разработки месторождения, условия работы электроагрегатов ЭСН, сложность климатических и природных условий, показатели надежности выбранного типа агре

гатов и режимы работы ЭСН:

• автономная электростанция работает изолированно от энергосистемы. Количество агрегатов ЭСН должно выбираться та

ким образом, чтобы обеспечивалось питание всех потребителей при условии, что один агрегат находится в плановом ремонте и один ава

рийно отключен;

• мощность ЭСН должна быть равна максимальной нагрузке потребителей месторождения плюс мощность резервных агрегатов. Все энергоагрегаты могут постоянно находиться в работе с нагрузкой ниже номинальной. При нахождении одного из агрегатов в плановом ремонте и одного из агрегатов в состоянии аварийного отключения загрузка оставшихся повышается, но не превышает номинальную;

• ЭСН работает параллельно с сетью энергосистемы. При этом в нормальном режиме потребления из сети не происходит и только при отключении одного электроагрегата возможный дефицит электроэнер

гии покрывается из сети энергосистемы. Мощность электростанции в этом варианте определяется только максимальной нагрузкой потреби

теля, установка резервного электроагрегата не требуется.

При проведении технико-экономических расчетов по опти

мальному выбору числа и мощности агрегатов ЭСН должна учиты

ваться возможность вариации в течение срока эксплуатации следующих факторов:

• капитальных затрат на реализацию ЭСН в диапазоне ±30 %;

• производственных издержек (эксплуатационных затрат) в Диапазоне ±30%;

• цены реализации избытков электроэнергии в энерго тему (или сторонним потребителям) в диапазоне 10-100% от текущего тарифа;

• стоимости попутного нефтяного газа в диапазоне от 50 л 400 % от исходного значения;

• максимальной электрической нагрузки месторождения в диапазоне ±30 % (этим учитывается неопределенность исходных технологических показателей разработки);

• затрат на подготовку территории, строительство фунда

ментов и внешних инженерных коммуникаций (затраты, как прави

ло, не входящие в стоимость комплектной поставки ЭСН; диапазон их варьирования принимается из конкретных условий варианта).



Обязательной является оценка прогнозного роста цен на элек

троэнергию, в том числе прогнозный рост тарифа на электроэнергию в энергосистеме.
^ 2. ПОТРЕБИТЕЛИ ЭЛЕКТРИЧЕСКОЙ ЭНЕРГИИ НА ОБЪЕКТАХ НЕФТЕГАЗОДОБЫЧИ
Потребители электроэнергии на нефтегазодобывающих предприятиях по функциональному признаку разделяются на сле

дующие виды:

• буровые установки;

• механизмы непосредственной добычи нефти – глубинно насосная установка с электродвигателем, установленным на поверхно

сти земли (СКН); насосная установка с электродвигателем, распо

ложенным у насоса (ЭЦН);

• объекты сбора и внутри промысловой перекачки нефти, к которым следует отнести групповые замерные установки (ГЗУ), дожимные насосные станции (ДНС);

• объекты подготовки нефти, к которым относятся электро-обезвоживающие и электрообессоливающие установки, термохими

ческие установки, насосные станции внешней перекачки нефтесборных парков и пунктов;

• газокомпрессорные станции, компримирующие попутный нефтяной газ;

• объекты поддержания пластового давления - кустовые на

сосные станции (КНС), водораспределительные блоки (ВРБ), водо

заборы, установки очистки сточных вод; • объекты вспомогательного назначения - базы обслуживания нефтепромысла, базы бурения, ремонтные базы и участки и т.п.

^ 2.1. Буровые установки

В состав электрооборудования буровой установки входят ос

новные (лебедка, ротор, буровой насос) и вспомогательные (компрес

соры сжатого воздуха, вибросито, кран-балка, водяной насос, автомат спуска-подъема) механизмы. Число основных и вспомогательных ме

ханизмов и их электровооруженность определяются классом и назна

чением буровой установки.

На нефтяных промыслах нашей страны около 5 % общего объема бурения осуществляется электробурами.

Принципиальное отличие электробура от обычной буровой установки заключается в том, что электродвигатель, вращающий до

лото, перенесен на забой скважины (рис.2.1).

Рис.2.1. Схема бурения электробуром

1-токоприемник; 2-кабель; 3-буравая лебедка; 4 - пульт управления; 5 - бурильная труба с вмонтированными внутрикабельными муфтами ; 6 - электробур; 7 – долото



Потребление активной мощности буровой установкой зависит от режима ее работы, твердости разбуриваемой породы, к долота, качества бурового раствора, скорости пускоподъемных раций, длины и массы колонны буровых труб. В связи с этим график нагрузки, записанный за длительный период работы буровой установки (10-15 сут), имеет резко переменный характер
^ 2.2. Механизмы непосредственной добычи нефти

Непосредственная добыча нефти из скважин при отсутствии фонтанирования производится с использованием:

• глубинно-насосных установок с электродвигателем, уста

новленным на поверхности земли, от которого движение к насосу передается посредством колонны штанг (ШГН) (рис.2.2 и 2.3);

•центробежных насосных установок с погружным электродвигателем, расположенным непосредственно в скважине – это так называемые бесштанговые насосные электроцентробежные установки (УЭЦН)(рис 2.4).

Рис.2.2. Схема глубинно-насосной установки 1 - плунжерный глубинный насос; 2 - плунжер; 3 - насосные трубы; 4 - штанга; 5 - полированный шток; 6 - головка балан

сира; 7 - балансир; 8 - шатун; 9 - кривошипный противовес;10 - редуктор; 11 - клиноременная передача;12 — электродвигатель; 13 — балансирный противовес;14 - кривошипный противовес

рис.2.3. Плунжерный насос 1 -муфта крепления; Рис.2.4. Погружной двигатель электроцентробежного насоса

2- верхний клапан; 3 - цилиндр; 4-плунжер;

5 - нижний (приемный) клапан

Наиболее распространенными на нефтепромыслах станками-качалками являются станки типа СКН 2-615, СКН 3-1515 СКН 5-3015, СКН 10-3315, СКН 10-3012.

По ГОСТ 5866-87 изготавливают девять базовых моделей СКН от 1 до 9СК с наибольшей допустимой нагрузкой 1-20 т, мощ

ностью электродвигателя для привода этих станков 1,7-55 кВт.

К специфической особенности работы станка-качалки отно

сится пульсирующий характер графика его нагрузки, на котором отчетливо можно выделить пиковые значения тока статора привод

ного двигателя. Вследствие этой особенности КПД и cosφ приводно

го двигателя снижаются по сравнению с номинальными, соответст

вующими постоянной нагрузке.

Погружные бесштанговые центробежные насосы приводятся в действие погружным электродвигателем (ПЭД), помещенным в скважине совместно с насосом. Благодаря этому устраняется длин

ная движущаяся механическая связь (штанги) между приводом и насосом, входящая как основной элемент в глубинно-насосную ус

тановку с плунжерными насосами. Это позволяет повысить мощ

ность погружного насоса (его напор и подачу), применять центро

бежный тип насоса, наиболее подходящий для высоких отборов жидкости из скважины. Полезные мощности бесштанговых насосов, достигаемые при эксплуатации скважин, в 1,5-3 раза больше, чем мощности штанговых. Вместе с тем при использовании бесштанго

вых насосов, хотя и упрощается комплекс сооружений на поверхно

сти, но существенно усложняется погружное оборудование.



В настоящее время широкое распространение получило кус

тование скважин, т.е. компоновка на одной площадке нескольких установок механизированной добычи нефти. Количество скважин, оборудованных УЭЦН и подключенных к одной линии электропе

редачи, обычно не превышает 12, а оборудованных УЭЦН и станка

ми-качалками, а также газлифтных - 20.

^ 2.3. Объекты сбора и внутрипромысловой перекачки нефти

Добытая нефть из скважин поступает на автоматизирован

ные групповые замерные установки, где осуществляется замер деби

та скважины, контроль подачи нефти из скважин, введение реагента в жидкость и блокировка скважин при аварийном состоянии обору

дования. К одной установке ГЗУ в зависимости от ее конструкции можно подключить от 5 до 14 скважин. Общий вид установки ГЗУ приведен на рис.2.5.

Пройдя установки ГЗУ, нефть поступает на блочные сепарационные установки с насосной откачкой или дожимные насосные станции, которые перекачивают нефть на нефтесборные пункты или парки. На этих установках смонтированы центробежные насосы различной подачи и давления.

В состав блочной сепарационной установки с насосной от

качкой и подачей 750-2000 м3/сут входят: технологический блок, блок управления, канализационные сооружения, свечи аварийного выброса газа. В состав блочной сепарационной установки с насос

ной откачкой и подачей 2000 м3/сут и более входят: блок насоса, блок сепарационной емкости, блок сбора и откачки утечек нефти, блок низковольтной аппаратуры, контрольно-измерительные прибо

ры (КИП) и автоматики, распределительное устройство (РУ) 6 кВ, свеча аварийного выброса газа.

Число блоков насоса выбирается в зависимости от требуемой подачи и напора


Рис.2.5. Групповая замерная установка 1 - щитовое помещение; 2 - технологическое помещение

^ 2.4. Объекты подготовки нефти

Пройдя групповые замерные установки и дожимные насос

ные станции, нефть поступает на нефтесборный пункт или парк, где она подвергается подготовке - обезвоживанию и обессоливанию, а затем насосными установками внешней перекачки подается на то

варные парки объектов транспортировки нефти.

Существует широкий ряд различных установок по подготов

ке нефти, которые подбираются в зависимости от производительно

сти нефтесборного парка (пункта) и качества нефти (процентное со

держание в нефти солей и воды). Эти установки можно разделить на два вида: установки, на которых подготовка нефти осуществляется путем нагрева - термохимический метод; установки, на 

которых осуществляется комплексная подготовка нефти - обезвоживание и обессоливание с получением кондиционной продукции, где подго

товка нефти производится термохимическим методом с обработкой ее в электрическом поле с помощью электродегидратора.

Сущность обработки нефти в электрическом поле заключа

ется в том, что под действием его заряженные частицы воды на

правляются к электродам дегидратора. Частицы воды приобретают заряд благодаря перемещению эмульсии под действием внешних сил (гравитация, давление насоса и др.) и удалению от них части зарядов. Две частицы воды, разделенные слоем нефти, могут рас

сматриваться как элементарный конденсатор. Под действием внеш

него электрического поля эти частицы приобретают разноименные заряды и стремятся притянуться друг к другу. Это вызывает дефор

мацию защитных оболочек. Под воздействием поля на частицы воды разрушаются защитные оболочки в результате столкновений частиц и прорыва нефти между соседними частицами. В этом случае про

исходит слияние частиц и оседание капель воды.

На нефтепромыслах применяют электродегидраторы про

мышленной и повышенной частоты.

В зависимости от производительности установки по ком

плексной подготовке нефти (УКПН), частоты электрического поля и качества нефти применяют электродегидраторы трех видов: верти

кальный (рис.2.6), горизонтальный (рис.2.7) и шаровой.

Рис 2.6 Вертикальный Рис 2.7 Горизонтальный электродегидратор

электродегидратор 1- выходной нефтяной коллектор;

1-распределительная головка; 2- электроды; 3- коллектор сбора воды;

3- проходной изолятор ; 4-изоляторы; 5- верхний 4- входной нефтяной коллектор; 5-корпус

электрод; 6-цилиндрический сосуд объемом 300 м;

7-нижний электрод; 8-вертикальный стояк
^ 2.5. Газокомпрессорные станции
Для компримирования (сжатия) попутного нефтяного газа на нефтяном промысле сооружают компрессорные станции, на которых производится также отчистка газа от сероводорода. Наиболее часто на нефтепромыслах применяют газокомпрессоры с газомоторным приводом. Однако используют и газокомпрессоры с электрическим приводом: винтовой газовый компрессор ЭВКГ-25/5 с электродвигателем мощностью 160 кВт; винтовой газовый компрессор ВК-4/5-13 с электродвигателем 75 кВт; поршневые компрессоры ГСТ-4, 2СТ-50 с электродвигателями мощностью 160-200 кВт; поршневые компрессоры ДСГ-62, 2СТ-25-250 с электродвигателями мощностью 200-220 кВт. В эксплуатации находятся компрессорные станции с ротационными компрессорами РСК-8 с приводом от электродвигателя мощностью 160-220 кВт, а также компрессоры с приводом от асинхронных элек

тродвигателей ДАМСО-147-8 мощностью 200 кВт, синхронных элек

тродвигателей СМ-300-750, ДС-1408-8 мощностью 217 кВт. Эти агре

гаты 

установлены в капитальных зданиях с перегородкой между поме

щениями компрессоров и электродвигателей.

Наиболее перспективно применение на нефтепромыслах блоч

ных газокомпрессорных станций в специальном укрытии, оснащенном всеми необходимыми приборами защиты, автоматики и измерения, из которых монтируется компрессорная станция на любую подачу.

График нагрузки газокомпрессорной станции на нефтяном промысле характеризуется постоянством нагрузки в течение суток.

^ 2.6. Объекты поддержания пластового давления

К объектам поддержания пластового давления относятся кустовые насосные станции для закачки воды в нефтяной пласт, во

дозаборы чистой воды, установки по очистке сточных вод.

В настоящее время все объекты поддержания пластового давления изготавливаются в блочном исполнении.

Заводнение нефтяных пластов - сложный и длительный про

цесс с использованием больших объемов воды. При разработке сис

темы заводнения производятся:

• выбор надежного источника водоснабжения, бесперебойно обеспечивающего необходимым количеством воды месторождения на весь период осуществления процесса заводнения;

• определение необходимого количества воды для закачки в пласты и разработка технологии ее очистки.

На основании длительного опыта эксплуатации нефтяных месторождений установлено, что при площадном заводнении требуется 10-15 м3 воды на 1 т добытой нефти, а при законтурном и риконтурном заводнении пластов - 1,5-2 м3 на 1 т нефти.

Для заводнения нефтяных пластов преимущественно используют пресные воды открытых поверхностных водоемов, легко доступных и не требующих сложных методов их подготовки для закачки в нефтяные пласты.

На нефтепромыслах Западной Сибири кроме пресной воды для заводнения используют воды сеноманского горизонта, насы

щенные метаном, в связи с чем для отделения его на кустовых на

сосных станциях предусматривают узел сепарации.

Для заводнения нефтяных пластов применяют пластовые и сточные воды, освобождающиеся при деэмульсации и обессоливании нефти. Применение сточных вод в системе заводнения кроме экономии пресной воды позволяет увеличить нефтеотдачу пластов, так как в сточных водах содержится некоторое количество поверх

ностно-активных веществ (дисолван и т.д.).

Основные требования, предъявляемые к водозаборным со

оружениям, следующие: постоянная и достаточная мощность, высо

кое и устойчивое качество воды в течение года, близость к району заводнения, простота технического решения забора воды и его строи

тельства, а также экономичность по размерам капитальных затрат и эксплуатационным расходам. Перед закачкой в нефтяной пласт вода проходит специальную подготовку на водоочистных станциях. Технологическая схема и состав сооружений водоочистных станций оп

ределяются физико-химическими свойствами и загрязненностью по

ступающей на очистку воды. Наиболее распространенный состав со

оружений водоочистной станции включает в себя вертикальный сме

ситель, осветлители или горизонтальные отстойники, двухслойные фильтры, резервуары чистой воды и реагентное хозяйство.

Нагнетание очищенной воды в продуктивный горизонт осу

ществляется кустовыми насосными станциями. Число КНС, их рас

положение на месторождении, а также мощности устанавливаемых насосов определяются на основе проекта разработки залежи и технико-экономических расчетов. Обычно КНС размещают вблизи нагнетательных скважин во избежание больших гидравлических потерь при закачке воды.

В КНС устанавливают от двух до пяти центробежных насосов, один из которых является резервным. Наибольшее распространение получили КНС с тремя насосами, которые в зависимости от объема обеспечивают закачку воды в 10-15 нагнетательных скважин.

В последние годы в нефтедобывающих районах в связи с осуществлением очагового заводнения появились КНС с одним рабочим насосом. В Западной Сибири получили распространение КНС с большим числом насосов - до 12-15 штук.

При эксплуатации КНС ранее установленные в них насосы мере разработки нефтяных месторождений заменяют новыми с боле высоким напором, так как возникает необходимость в повышении давления на линии нагнетания с целью интенсификации добычи нефти. В связи с 

техническим переоснащением нефтяной промышленно

сти, направленным на внедрение в обустройство нефтепромыслов блочно-комплектных технологических установок, создаются блочные кустовые насосные станции (БКНС) заводского изготовления.

БКНС позволяют при минимальных строймонтажных затра

тах быстро и оперативно вводить их в эксплуатацию, проводить на

ращивание новых мощностей по закачке воды в продуктивные пла

сты и реконструкцию без каких-либо нарушений в работе и без ос

тановки существующих насосных агрегатов.

В настоящее время изготавливают следующие автомати

зированные блочные установки для объектов подготовки и закач

ки воды: установки очистки сточных вод УОВ-750, УОВ-1500, УОВ-3000, УОВ-10000; кустовые насосные станции БКНС-2-100, БКНС-3-100, БКНС-1-150, БКНС-2-150, БКНС-3-150, БКНС-2-200, БКНС-3-200идр.

Объекты поддержания пластового давления работают прак

тически круглосуточно без заметного изменения нагрузки. Поэтому график нагрузки этих объектов не изменяется во времени.
  1   2   3   4



Скачать файл (17489 kb.)

Поиск по сайту:  

© gendocs.ru
При копировании укажите ссылку.
обратиться к администрации