ВУЗ: Не указан
Категория: Не указан
Дисциплина: Не указана
Добавлен: 24.11.2023
Просмотров: 925
Скачиваний: 5
ВНИМАНИЕ! Если данный файл нарушает Ваши авторские права, то обязательно сообщите нам.
СОДЕРЖАНИЕ
1.Общие сведения о районе работ и месторождении.
2.Краткая горно-геологическая характеристика месторождения.
3.Система разработки месторождения или отдельной залежи.
4.Система поддержания пластового давления и водоснабжения.
4.1.Общие сведения о системе ППД.
4.2.Требования к жидкостям, используемым в системе ППД.
5.Система сбора, транспорта и подготовки нефти и газа.
6.Ремонт нефтепромыслового оборудования.
6.2.Основные задачи и уровни технического диагностирования ЦНА.
6.3.Планирование, подготовка и организация технического обслуживания и ремонта насосов.
6.4.Порядок технического диагностирования ЦНА.
7.Охрана труда и техника безопасности.
7.1.Обязанности работодателя по обеспечению безопасных условий и охраны труда.
7.2.Права и обязанности работника в области охраны труда.
7.4.Спецодежда, спецобувь и другие средства индивидуальной защиты.
7.5.Основные опасные и вредные производственные факторы, характерные для общества.
7.6.Плакаты и знаки безопасности.
8.1.Экологическая политика ООО «РН-Пурнефтегаз».
-снижение воздействия промышленных рисков от вновь вводимых объектов
8.3.Приоритетные экологические аспекты деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз»:
8.4.Возможные аварийные ситуации в хозяйственной деятельности ООО «РН-Пурнефтегаз».
Для закачки воды используются насосные станции и установки, базирующиеся в основном на центробежных поршневых насосных агрегатов. 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 ЦНС-180 и ЦНС-500. В таблице приведена техническая характеристика четырех основных групп блочных кустовых насосных станций: БКНС х 100; БКНС х 150, БКНС х 200; БКНС х 500.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. 2.3 насосный блок включает также электропривод насоса (синхронного типа серии СТД со статическим возбуждением или асинхронного типа серии АРМ), маслоустановку для насосного агрегата, осевой вентилятор с электроприводом, пост местного управления с кнопкой аварийного останова, стенд приборов, запорно-регулирующую арматуру насосного агрегата, технологические трубопроводы.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.Помимо блочных кустовых насосных станций в системах ППД нефтегазодобывающих управлений находят определенное применение кустовые насосные станции на базе насосов других типов, краткая характеристика которых приведена в таблице.Перспективным направлением является применение гидроприводных модульных насосов с «абсолютной» регулируемостью подачи.
Таблица 4.3.Техническая характеристика БКНС
Таблица 4.3.Техническая характеристика БКНС
| Параметры | Группа БКНС | ||||
| БКНС х 100 | БКНС х 150 | БКНС х 200 | БКНС х 500 | ||
| Тип базового насоса | ЦНС- 180-1050 | ЦНС- 180-1422 | ЦНС- 180-1900 | ЦНС- 500-1900 | |
| Номинальная подача насоса, м3/ч | 180 | 180 | 180 | 500 | |
| Давление нагнетания, МПа | 10 | 14 | 18,6 | 18,6 | |
| Допустимое давление на всасывающей линии, МПа | 2,7 | 2,7 | 2,7 | 2,7 | |
| Давление в системе охлаждения, Мпа | 0,2 | 0,2 | 0,2 | 0,2 | |
| Давление в системе отвода воды из сальников и подпятника, МПа | 0,4 | 0,4 | 0,4 | 0,4 | |
| Максимальный расход воды на охлаждение и подпор сальников, м3/ч | 25 | 30 | 30 | 30 | |
| Температура закачиваемой воды, 0С | 8-40 | 8 - 40 | 8 - 40 | 8-40 | |
| Номинальная расходуемая мощность насоса, кВт | 675 | 970 | 1150 | 3340 | |
| Мощность электропривода, кВт | 800 | 1250 | 1600 | 4000 | |
| Частота вращения, 1/мин | 3000 | 3000 | 3000 | 3000 | |
| Напряжение питания электропривода, кВ | 6 (10) | 6 (10) | 6 (10) | 6 (10) | |
| Напряжение в сети вспомогательных устройств, В | 380 220 | 380 220 | 380 220 | 380 220 | |
| Ток электродвигателя | Трехфазный, переменный, 50 Гц | ||||
| Давление в маслосистеме, МПа | 0,3 | 0,3 | 0,3 | 0,3 | |
| Расход масла на один агрегат, л/ч | 2,1 | 2,1 | 2,1 | 2,1 | |
| Условный размер труб, мм: | | ||||
| Приемных | 150 | 150 | 150 | - | |
| Нагнетательных | 125 | 125 | 125 | - | |
| Приемных блока гребенки | 200 | 200 | 200 | - | |
| Выходных блока гребенки | 100 | 100 | 100 | - | |
| Условный размер труб подвода и отвода охлаждающей воды, мм: | | ||||
| При разомкнутом цикле вентиляции (РЦВ) | 50 | 100 | 100 | - | |
| При замкнутом цикле вентиляции (ЗЦВ) | 100 | 100 | 100 | 100 | |
| Габариты насосных блоков, мм: | | ||||
| Длина | 9804 | 9804 | 9804 | 12000 | |
| Ширина | 3102 | 3102 | 3102 | 5000 | |
| Высота | 2992 | 2992 | 2992 | 5100 | |
| Наибольшая масса насосного блока, кг: | | ||||
| При РЦВ | 18000 | 21900 | 23000 | 404000 | |
| При ЗЦВ | 19800 | 22600 | 24400 | | |
| Масса блока гребенки, кг | 13470 | 13470 | 13470 | - | |
| Источник отопления: | | ||||
| Штатный | Вторичное тепло оборудования | Электрический | |||
| Дежурный | электрический | » | |||
| Вентиляция | Приточно-вытяжная с механическим инициированием | - | |||
| Автоматизация | комплексная | - | |||
4.2.Требования к жидкостям, используемым в системе ППД.
Как пресные, так и добываемые (сточные) воды должны быть совместимы с пластовой водой и породой разрабатываемых горизонтов для предотвращения образования отложений нерастворимых соединений в поровых каналах нефтяных коллекторов.В водах источников водоснабжения находятся во взвешенном состоянии вещества, представленные песчинками, глинистыми частицами, частицами нефти, органическими веществами в количествах выше допустимой нормы.С целью поддержания технологически приемлемого уровня приемистости нагнетательных скважин, закачиваемые воды должны очищаться от нефти и механических примесей до норм: содержание нефти в воде 60мг/л и мехпримесей до 50мг/л.Пресная вода рек подвергается очистке (как правило, только во время паводков) от механических примесей путем коагулирования взвесей сернокислым алюминием (объединение мелких частиц в более крупные под влиянием сил сцепления), отстаиванием и последующим фильтрованием через песчаные фильтры. При необходимости проводится снижение содержания в ней кислорода путем добавления химических веществ, например нескольких десятков грамм на куб воды сульфита натрия. Содержание мехпримесей в очищенной речной воде составляет 5-6 мг/л. При транспортировке вода обогащается продуктами коррозии, вследствие чего содержание в ней мехпримесей перед закачкой в пласт достигает 10 мг/л. Летом появляется планктон плотностью = 1,0 и размером нескольких сот микрон.К пресной воде предъявляются следующие требования:-
в воде не должно содержаться планктона и водорослей; -
концентрация сульфатвосстанавливающих бактерий не должна превышать одной единицы на миллилитр воды; -
температура закачиваемой воды не должна отрицательно влиять на нефтеотдачу и выпадение парафина; -
закачиваемая вода должна быть совместима с пластовой и не формировать осадков.
-
собственная стабильность химического состава, исключающая выпадение осадков в пористой среде; -
совместимость с водой, содержащейся в пласте; -
повышенная нефтевымывающая способность, обусловливающая увеличение нефтеотдачи пласта; -
низкая агрессивность, исключающая или сводящая к минимуму коррозионные процессы оборудования системы ППД; -
высокая степень чистоты (низкое содержание кольматирующих (кольматаж – механическое осаждение частиц в поровом пространстве) поровое пространство взвесей), обусловливающая максимальную длительность межремонтных периодов скважин и поддержание высокой степени приемистости нагнетательных скважин; -
температура воды должна исключать существенное охлаждение пласта, изменение вязкостных характеристик вытесняемой нефти и возможность выпадения АСПО в пористой среде пласта и особенно в призабойной зоне; -
закачиваемая вода не должна содержать в себе кислород, вызывающий формирование гидратов окиси железа, выделение углекислого газа, усиление коррозии оборудования и обеспечивающий поддержание жизнедеятельности микроорганизмов; -
при необходимости закачки в пласт сероводородосодержащих вод, это должно осуществляться через систему ППД в антикоррозионном исполнении, что позволит избежать самоглушения скважин в результате корродирования НКТ и другого оборудования; -
концентрация минеральных солей в пластовой, в закачиваемой воде должна поддерживаться на уровне более 100 г/л, что позволяет подавлять жизнедеятельность сульфатвосстанавливающих бактерий.