Разработка нефтяного месторождения

Добыча нефти на Северо-Останинском месторождении ведется с октября 2010 г. Объектом разработки является пласт М.

В 2010 г. месторождение эксплуатировалось одной фонтанной скважиной №4 с дебитом 34,1т/сут с обводненностью 0,0% (табл. 3.2). С октября по декабрь 2010 г. скважина №4 отработала всего 10,8 сут.

В табл. 3.1 Приведены показатели добычи за 2010 г.



Таблица 3.1 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2010 г

год	2010
показатели	Добыча нефти тыс. т.	Добыча жидкости тыс. т.	Добыча воды тыс. т.
Месяц
Октябрь	0,1150	0,1150	0,0
Ноябрь	0,1240	0,1240	0,0
Декабрь	0,1309	0,1309	0,0
Всего за год	0,3699	0,3699	0,0

В январе 2011 г. в эксплуатацию на пласт М введена скважина №5 с дебитом безводной нефти 5,0 т/сут (табл. 3.2). Но из-за низких фильтрационных свойств пород и низких устьевых давлений, скважина не могла работать в постоянном режиме, поэтому была переведена на периодический режим работы (5 часов в работе, 19 часов в накоплении).

Скважина №4 прекратила фонтанирование по причине закупорке НКТ парафиновой пробки с включением угля на глубине 900 м. В феврале 2011 года были проведены работы по очистке НКТ от пробки механическим скребком, который не принес положительного результата. Руководством ОАО «Томскгазпром», было принято решение эксплуатировать скважину №4 по затрубному пространству на штуцере d = 6 мм.

В июле 2011 г. в эксплуатацию на пласт М введена скважина №7г с дебитом безводной нефти 131,0 т /сут (табл. 3.2). До сентября месяца скважина №7г работала в постоянном режиме на минимальном штуцере (d = 5 мм), так как строительство УПН не было закончено, поэтому скважины работали через сепараторы и лини которые были установлены временно, на РВС (УПН) где производилось накопление нефти для заполнения магистрального трубопровода Северо-Останиаское - Лугинецкое. В сентябре 2011 г. запустили в эксплуатацию УПН Северо-Останинского месторождения и скважину №7г после обвязки с АГЗУ, перевели на штуцер (d = 8-10 мм). Что свидетельствует показатели, приведенные в табл. 3.3 и рис 3.4. Нагнетательные, контрольные, пьезометрические, а также другие специальные скважины на месторождении отсутствуют.

Таблица 3.2 Показатели эксплуатации по скважинам Северо-Останинского месторождения за 2011 г.

№ скв.	Дебит	Обводненость, %	Способ
	нефти, т/сут	Жидкости, т/сут		эксплуатации
Пласт М
4	34,1	34,1	0,0	Фонтанный
5	5	5	0,0	Фонтанный
7г	131	131	0,0	Фонтанный

Таблица 3.3 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2011 г

год	2011
показатели	Добыча нефти	Добыча жидкости	Добыча воды
Квартал	тыс. т.	тыс. т.	тыс. т.
I	0,292	0,292	0,0
II	0,390	0,390	0,0
III	0,412	0,412	0,0
IV	0,430	0,430	0,0
Всего за год	1,524	1,524	0,0

Таблица 3.4 Сравнение проектных и фактических показателей разработки пласт М Месторождение Северо-Останинского на 01.01.2012 г.

№	Показатели	Годы
		2010	2011
		План	Факт	План	Факт
1	Добыча нефти всего, тыс. т	27,2	0,3699	115,9	1,524
2	Сред. суточный дебит неф. нов. скв., т/сут	34	34,1	82,8	117,6
3	Средний дебит жидкости действ. скв., т/сут	34,2	34,1	44	117,6
4	Средний дебит жидкости нов. скв., т/сут	34,2	34,1	83,2	117,6
5	Средняя обв-ть продукц. дейст ф. скв., %	0,6	0	2,3	0
6	Средний дебит нефти дейст. скв., т/сут	34	34,1	43	117,6
7	Доб. жидкости, всего, тыс. т	27,3	0,3699	118,6	1,524
8	В том числе из новых скважин	27,3	0,3699	79,9	1,524
9	Добыча жидкости с нач. разработки., тыс. т	27,3	0,3699	146	1,8939
10	Добыча нефти с нач. разработки, тыс. т	27,2	0,3699	143	1,8939
11	Коэффициент нефтей извлеч., доли ед.	0,011	0,00015	0,056	0,00074
12	Отбор от утвержденных. извл. зап., %	1,7	0,023	9	0,119
13	Темп отбора нач. утв. изв. зап., %	1,7	0,023	7,3	0,096
14	Темп отбора текущих утв. изв. зап., %	1,7	0,023	8	0,096
15	Добыча растворенного газа, млн. м3	3,3	0,340	63,6	1,740
16	Ввод новых добывающих скв., всего, шт.	5	2	6	3
17	В том числе: из экспл. бурения	5	2	6	3
18	Среднее число дней раб. нов. скв., дни	160	10,8	160	13,0
19	Средняя. глубина. нов. скв., м	3000	3000	3000	3000
20	Эксплуатационное бурение, всего, тыс. м	15	6	18	9
21	В том числе: добывающие скважины	15	6	18	9
22	Мощность новых скважин, тыс. т	58,9	11,2	172,2	115,9
23	Закачка рабочего агента, тыс. м3 /год	0	0	0	0
24	Закачка раб. агента с нач. разр-ки, тыс. м3	0	0	0	0
25	Фонд доб. скважин на конец года, шт.	5	1	11	3
26	В том числе нагнетательные в отработке	1	0	2	0
27	Действующий фонд доб. скв. на кон. г., шт.	5	1	11	3

Накопленная добыча за 2010 г. составило: нефти 0,3699 тыс. т, жидкости 0,3699 тыс. т, воды 0,0 тыс. т, газа 0,340 млн. м³ (табл. 3.1, 3.4, рис. 3.3, 3.5). Накопленная добыча за 2011 г. составило: нефти 1,524 тыс. т, жидкости 1,524 тыс. т, воды 0,0 тыс. т, газа 1,740 млн. м³ (табл. 3. 3,3.4, рис. 3.4, 3.5). Всего за период пробной эксплуатации составило накопленная добыча: нефти 1,8939 тыс. т, жидкости 1,8939, газа 2,08 млн. м³, а по проектным данным, добыча нефти 143,1 тыс. т, жидкости 145,9 тыс. т, газа 66,9 млн. м³ (табл. 3.4, рис. 3.6).

Темпы отбора нефти выросли в 2010-2011 гг. с 0,023 до 0,096% от запасов категории С₁+С₂, но существенно отстают от проектных показателей, KИH достиг 0,074% от начальных запасов. Месторождение находится в ранней стадии разработки. Отработано 0,119% от утвержденных извлекаемых запасов нефти месторождения (по проекту 9,0%).

Согласно проекту, в период пробной эксплуатации разработка залежи

планировалась на естественном режиме, поэтому закачка воды в пласт не производилась.

Общий фонд добывающих скважин на период 2010 г. составляет всего 2 скважины из них в действующем фонде 1 скважина и одна скважина в освоении (по проекту 5 скважин) (табл. 3.4). На период 2011 г. Общий фонд добывающих скважин составляет 4 скважины из них в действующем фонде 3 скважины и одна скважина в освоении (по проекту 6 скважин). За период 2010-2011 гг. общий фонд добывающих скважин составил всего 5 скважины, из них в действующем фонде 3 скважины и две скважины в освоении (по проекту 11) что также существенно отстают от проектных показателей (рис. 3.6).

Систему разработки месторождения на полное развитие предполагалось определить после реализации работ по проекту пробной эксплуатации. На текущую дату проект пробной эксплуатации реализуется с существенными осложнениями, так как месторождение мало изученное, коллектор порово-кавернозный приурочен к обособленному тектоническому блоку. Все это привело к тому, что в процессе реализации ППЭ возникали сложности при бурении скважин, а также технологические проблемы при освоении скважин и выводе на режим.

3.3 Текущее состояние разработки Северо - Останинского месторождения

В феврале 2012 г. скважина №3 после проведения кислотного ГРП, не вышла на режим фонтанирования, была переведена на механизированный способ добычи, и по сегодняшний день работает в периодическом режиме 1 час работы, 6 часов накопление. С суточным дебитом 25,9 т/сут с обводненностью 0,0% (табл. 3.5). На скважине №4 была проведена операция по ликвидации парафиновой пробки в НКТ бригадой КРС. После ликвидации пробки, скважина не вышла на прежний режим работы и была переведена на периодический режим работы с суточным дебитом 22,7 т/сут, с обводненностью 0,0%.

На скважине №5 был проведён кислотный ГРП, после которого показатели по притоку (работе) не улучшились, работает также в периодическом режиме с суточным дебитом 6,7 т/сут, с обводненностью 0,0%, причина этому является низкое пластовое давление, ограниченный контур питания. Скважина №7г работает в постоянном режиме, с суточным дебитом 88,1 т/сут, обводненностью 0,0% (в первом полугодии) и с суточным дебитом: нефти 34,5 т/сут; обводненностью 22,4% (во втором полугодии).

За первый квартал 2012 года в отличие от 2011 г. добыча значительно подросла и составила: нефти 6773,0 тыс. т; жидкости 9145,8; воды 0,0 т. (табл. 3.6, рис 3.7).

В конце марта 2012 г. были пробурены и освоены, а в апреле в ведены в эксплуатацию скважины: №9 с дебитом 27,8 т/сут, с обводненностью 1,8%; №27 с дебитом 24 т/сут, с обводненностью 2,0%; №37 с дебитом 6,7 т/сут, обводненностью 75,7%, а в июле пробурены, освоены и в августе месяце введены в эксплуатацию 3 скважины на 1 кусту. Это скважины №1г с дебитом 119,5 т/сут. (d_шт=8 мм), обводненностью 0,0%; №2г с дебитом 67,1 т/сут (d_шт=6 мм), обводненностью 0,0%; №6г с дебитом 95,5 т/сут (d_шт=8 мм), обводненностью 0,0% (табл. 3.5).

Скважины №9; №27 работают на минимальных штуцерах (d =5 мм), так как эти скважины имеют высокий газовый фактор (скв. №9 - 95,9 тыс. м³/сут, скв. №27 - 82,7 тыс. м³/сут), что сказывается на показателях ДНП подготовленной товарной нефти. Поэтому чтобы скв. №9, 27 не эксплуатировать в периодическом режиме, руководство «Томскгазпром» приняло решение эксплуатировать в постоянном режиме, но на штуцерах меньшим диаметром (d = 5 мм) до ввода в эксплуатацию газокомпрессорной станции.

Скважина №8г - находится в фонде освоения (по причине обводнения пластовой водой). При запуске в коллектор прекращает фонтанирование.

Заметный рост добычи нефти, жидкости и воды наблюдается на динамики показателей приведенный в табл. 3.6, рис. 3.7.

Таблица 3.5 Показатели эксплуатации по скважинам Северо-Останинского месторождения за 2012 г

№ скв.	Дебит	Обводненость, %	Способ
	Нефти, т/сут	Жидкости, т/сут		эксплуатации
Пласт М
1г	119,5	119,5	0,0	Фонтанный
2г	67,1	67,1	0,0	Фонтанный
3	25,9	25,9	0,0	УЭЦН
4	22,7	22,7	0,0	Фонтанный
5	6,7	6,7	0,0	Фонтанный
6г	95,5	95,5	0,0	Фонтанный
7г	34,5	47,9	22,4	Фонтанный
9	27,8	28,5	1,8	Фонтанный
27	24,0	24,7	2,0	Фонтанный
37	6,7	34,5	75,7	Фонтанный

Таблица 3.6 Показатели добычи нефти, жидкости, воды, Северо-Останинского месторождения за 2012 г

год	2012
показатели	Добыча нефти	Добыча жидкости	Добыча воды
Квартал	тыс. т.	тыс. т.	тыс. т.
I	6773,0	9145,8	0,0
II	10795,3	14824,3	546,6
III	22392,8	32737,8	4553,0
IV	34813,8	47722,6	4075,6
Всего за год	74774,9	104430,5	9175,2



По состоянию на 01.01.2013 г.

Добыча нефти с начала года составило 74774,9 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 76668,8 тыс. т. из-запланированных 77700,0 тыс. т, что составляет 90%.

Добыча жидкости с начало года 104430,5 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 106737,5 тыс. т.

Добыча пластовой воды с начало года 9175,2 тыс. т (рис. 3.8), с начало разработки 9175,2 тыс. т.

Добыча попутного газа с начало года 96643,2 тыс. м³ (рис. 3.8), с начало разработки 98383,0 тыс. т.

Максимальная добыча нефти на скв. №7г - 22170 тыс. т/год (d_шт=6 мм), (табл. 3.10), максимальная добыча воды на скв. №37 - 5656,1 т/год (d_шт=6 мм), (рис. 3.10), плотность пластовой воды - 1048 кг/м³. Утилизация попутной воды производится на факельный амбар выжиганием газом с УПН. Утилизация попутного газа запланировано в конце 2013 г., с вводом в эксплуатацию газокомпрессорной станции. Далее утилизированный газ компрессорами будет транспортироваться по газопроводу на УПГ «Мыльджино».

Таблица 3.7 Общий фонд скважин на Северо-Останинском месторождении

Категория фонда	Пласт М	Месторождение
Фонд скважин на 01.09.2012, всего	11	11
в том числе:
- добывающие	11	11
- нагнетательные	-	-
- газовые	-	-
- контрольные	-	-
- водозаборные	-	-

Действующий фонд - 10 скважин и одна скважина в освоении. Девять скважин эксплуатируются фонтанным способом, одна скважина механизированным способом (УЭЦН). Семь скважин (1г, 2г, 6г, 7г, 9,27,37) работают в постоянном режиме, три скважины (3,4,5) в периодическом режим.



4. Технология добычи нефти на Северо-Останинском нефтяном месторождении

4.1 Конструкция добывающих скважин

Основными факторами, определяющими конструкции скважины, являются горно-геологические условия месторождения, решения по вскрытию продуктивных пластов и дальнейшей эксплуатации скважины.

Конструкция скважины должна обеспечить:

- безаварийное ведение буровых работ:

- возможность проведения исследований на всех этапах строительства и эксплуатации скважин:

- эффективную породинамическую связь между скважиной и эксплуатационными объектами:

- максимальное использование пластовой энергии и осуществление проектных режимов эксплуатации:

- условия охраны недр и окружающей природной среды:

- минимизацию затрат на сооружение скважины.

Проектом разработки Северо-Останинского месторождения предусмотрено бурение эксплуатационных скважин с зенитным углом по продуктивному пласту 80 градусов (бурение под хвостовик), таким образом, предусматривается следующая конструкция эксплуатационных скважин, с учетом опыта бурения на данном месторождении.

Конструкция добывающих скважин следующая:

Направление O 324 мм_____

Глубина спуска 50 м с целью перекрытия верхнего интервала неустойчивых пород. Направление комплектуется обсадными трубами диаметром 324 мм отечественного производства. Цементируется по всей длине одноступенчатым способом с применением цемента для холодных и умеренных температур (ПЦТ I-50).

Кондуктор O 245 мм

Глубина спуска 700 м по стволу из условий предотвращения гидроразрыва пород в не обсаженном стволе скважины при закрытии устья в случае ГНВП. Кондуктор комплектуется обсадными трубами диаметром 245 мм отечественного производства с резьбовыми соединениями ОТТМА. Цементирование кондуктора производится по всей длине двумя порциями тампонажного раствора, который готовится на основе цемента ПЦТ I-50 и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-11843486-2004.

Эксплуатационная колонна O 168 мм

Эксплуатационная колонна спускается до кровли пласта (пласт М). Глубина спуска 2872 м.

Комплектуется обсадными трубами диаметром 168 мм отечественного производства. Цементирование эксплуатационной колонны осуществлялось в одну ступень двумя порциями тампонажного раствора до устья. Первая порция - облегченный тампонажный раствор (плотность 1,40 - 1,48 г./см³) на основе цемента ПЦТ I-100 и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-111843486-2004. Вторая порция - тампонажный раствор нормальной плотности (плотность 1,83 - 1,92 г./см³) на основе цемента ПЦТ I-G-CC2 с добавкой РТМ (ДР-100 или ПМК-87) и алюмосиликатных микросфер (АСПМ-ТР) по ТУ 5717-001-11843486-2004.

Хвостовик O 114 мм

Хвостовик спускается в интервале продуктивного пласта (пласт М) до забоя скважины. Устройство подвески хвостовика ПХН-114/168 комплектуется обсадными трубами диаметром 114 мм отечественного производства с резьбовыми соединениями ОТТМ. Глубина спуска 2908 м.

В горизонтальных скважинах хвостовик устанавливается не менее, чем на 10 м выше башмака эксплуатационной колонны с использованием подвесного устройства, включающий герметизирующий пакер. В горизонтальном участке хвостовик оборудуется фильтрами ФГС-114. Установка фильтров в горизонтальном участке производится в следующем порядке: фильтр - обсадная труба - фильтр.

Конструкция эксплуатационных скважин представлена в табл. 4.0 и рис. 4.0.

Таблица 4.0 Конструкция эксплуатационных скважин Северо - Останинского месторождения

Наименование колонны	Условный диаметр колонны, мм	Глубина спуска, м
Направление	324	50
Кондуктор	245	700
Эксплуатационная	168	2872
Хвостовик-фильтр	114	2908

4.2 Подземное и устьевое оборудование добывающих скважин

Подземное оборудование фонтанных скважин

К подземному оборудованию относятся насосно-компрессорные трубы (НКТ), воронка. Трубы НКТ соединяются между собой при помощи муфтовых резьбовых соединений, спускается в скважину для предохранения обсадной колонны от абразивного износа и высокого давления, для создания определенных скоростей газожидкостного потока и выработки газонасыщенного пласта снизу вверх. Снизу на НКТ устанавливается при помощи резьбового соединения воронка и спускается до уровня 30-50 м над хвостовиком. На устье, НКТ соединяется с толстостенным патрубком и подвешивается при помощи резьбовой муфты находящейся на планшайбе фонтанной арматуры.

Колонны НКТ служат в основном для следующих целей:

- подъема на поверхность отбираемой из пласта жидкости, смеси жидкости и газа или одного газа;

- подачи в скважину жидкости или газа (осуществления технологических процессов, интенсификации добычи или подземного ремонта);

- подвески в скважине оборудования.

Таблица 4.1 Техническая характеристика НКТ, используемых на Северо-Останинском месторождении

Условный диаметр трубы, мм	Труба	Муфта
	наружный диаметр, D мм	толщина стенки, S мм	внутренний диаметр, d мм	масса 1 м трубы, кг	наружный диаметр, D мм	длина, L мм	масса, кг
Трубы гладкие и муфты к ним по ГОСТ 633-80
73	73	5,5	62,0	9,2	88,9	132,0	2,4
Внутреннее давление по группам прочности	Наружное давление РКР по группам прочности
Д	К	Е	Л	М	Д	К	Е	Л	М
49	65	71	84	97	36	47	51	58	65

Оборудование устья добывающих скважин

На устье скважины обсадные колонны обвязываются, т.е. соединяются частью оборудования скважины, называемой однофланцевой колонной головкой.

Колонная головка жестко соединяет в единую систему все обсадные колонны скважины, воспринимает усилия от их веса и передает всю нагрузку кондуктору. Она обеспечивает изоляцию и герметизацию межколонных пространств и одновременно доступ к ним для контроля состояния стволовой части скважины и выполнения необходимых технологических операций. Колонная головка служит пьедесталом для монтажа эксплуатационного оборудования, спущенного в скважину.

Конструктивно колонная головка - это сочетание нескольких связанных между собой элементов - катушек или крестовин, несущих обсадные колонны. Число этих элементов зависит от числа обсадных колонн скважин.

Условия работы колонной головки достаточно сложны: нагрузка от веса обсадных колонн может превышать в глубоких скважинах несколько сот килоньютонов. Элементы колонной головки воспринимают также давление от среды, контактирующей с ними. При наличии в пластовой жидкости или газе Н₂S, СО₂ или при сильной минерализации пластовых вод колонная головка подвергается их коррозийному воздействию. В глубоких скважинах при закачке теплоносителей их стволы и колонные головки нагреваются до 150-250°С, в условиях севера могут охлаждаться до неизбежно приводит к серьезным авариям, нанесению ущерба окружающей среде, а в отдельных случаях может быть причиной возникновения пожаров, взрывов, несчастных случаев.

Оборудование устья фонтанных скважин

На фонтанных нефтяных скважинах предполагается установка фонтанной арматуры АФК2-65-35К1ХЛ - Арматура фонтанная, для сред содержащих СО₃ до 6%, условный проход по стволу и боковым струнам 0,065 м, рабочее давление 35 МПа. На рис. 4.3 показана фонтанная арматура тройникового типа с запорными устройствами ЗД, ЗДШ.

При эксплуатации скважины газожидкостная смесь из подъемных труб НКТ-73, проходит через открытую центральную задвижку и направляется на выкид, и далее пройдя через штуцер ЗДШ, в выкидную линию (на схеме не показана), соединяющую арматуру с нефтесборным коллектором и далее АГЗУ. Задвижки на правом отводе крестовины трубной головки при фонтанной работы скважины закрыты, левый отвод крестовины трубной головки служит для подачи рабочего реагента (газ, промывочные жидкости, ПАВ).

Для контроля за технологическим процессами и устьевыми параметрами скважины, устанавливаются два технических манометра с трехходовыми кранами или с вентилями: один на отводе крестовика трубной головки для замера давления в межтрубном пространстве скважины (затрубное давление), другой в верхней части арматуры для замера давления в трубах НКТ (трубное или буферное давление).

На верхнюю часть фонтанной арматуры (буфер) устанавливают лубрикатор, служит для проведения технологических операций, таких как спуск, подъем контрольно-измерительных приборов (глубинных манометров, дебетометров) или депарафинизационных скребков, проведения ГДИС.

На боковых отводах елки устанавливают задвижки штуцерные типа ЗДШ65-35К1ХЛ с дисковыми штуцерами (металлокерамические). Замена штуцеров в задвижке ЗДШ производится одним оператором в течение 3 - 5 мин при закрытом положении шибера без сброса давления из системы.

На месторождении применяется фонтанная арматура: АФК2-65-35К1ХЛ (изготовитель - ЗАО «Технология», г. Воткинск) - арматура фонтанная коррозионностойкая, предназначена для работы в холодных макроклиматических районах.

Таблица 4.2 Техническая характеристика фонтанной арматуры

Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2)	35 (350)
Условный проход ствола елки, мм	65
Условный проход боковых отводов, мм	65
Температура окружающей среды, 0С	-60….+50
Диаметр подвешиваемого трубопровода, мм	НКТ 73
Масса АФК2-65х35К1ХЛ, кг	860

Задвижка предназначена для установки на трубопроводы высокого давления или для работы в составе фонтанных или нагнетательных арматур.

Присоединительные размеры задвижек ЗД аналогичны ЗМС (или любые другие по заказу).



Таблица 4.3 Техническая характеристика задвижки типа ЗД 65-35К1ХЛ

Характеристика	ЗД 65-35К1ХЛ
Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2)	35 (350)
Рабочая среда	Вода техническая, нефть, газ, слабые растворы щелочей и кислот
Условный проход, мм	65
Температура окружающей среды, 0С	-60….+45
Температура рабочей среды, 0С	не более 120
Герметичность затвора, класс, ГОСТ 9544-93	А
Рабочее положение	открыто
Направление подачи рабочей среды	любое
Положение на трубопроводе	любое
Габаритные размеры, мм
Высота	252
Длина	350
Длина ручки	230
Масса, кг	52
Присоединение к трубопроводу	фланцевое
Показатели надежности
Полный срок службы, лет, не менее	15
Полный средний ресурс, циклов не менее	1800
Наработка на отказ, циклов, не менее	600
Срок службы до капитального ремонта, лет, не менее	5

Таблица 4.4 Присоединительные размеры фланцев задвижки ЗД 65-35К1ХЛ

Параметр	Рр, МПа	Dу, мм	D, мм	Dш, мм	Dк, мм	Dо, мм	h, мм	ГОСТ/РД
ЗД	35	65	195	160	90	22	56	РД26-16-40-89
	35	65	245	190,5	107,9	28	50	ГОСТ 28919

Задвижка штуцерная ЗДШ 65-35К1ХЛ

Задвижка предназначена для установки на трубопроводы высокого давления или для работы в составе фонтанных или нагнетательных арматур.



Таблица 4.5 Техническая характеристика задвижки типа ЗДШ 65-35К1ХЛ

Характеристика	ЗДШ 65-35К1ХЛ
Максимальное рабочее давление, МПа (кг/см2)	35 (350)
Рабочая среда	Вода техническая, нефть с объемным содержанием СО2, газ содержащий жидкие углеводороды, этиленгликоль, турбинные масла, воду и механические примеси
Диаметры отверстии штуцеров, мм	2,3,4,5,6,7,8,10,12
Температура окружающей среды, 0С	-60….+45
Температура рабочей среды, 0С	не более 110
Герметичность затвора, класс, ГОСТ 9544-2005	А
Рабочее положение	открыто
Направление подачи рабочей среды	любое
Положение на трубопроводе	любое
Габаритные размеры, мм
Высота	252
Длина	350
Длина ручки	230
Масса, кг	52
Присоединение к трубопроводу	фланцевое
Показатели надежности
Полный срок службы, лет, не менее	15
Полный средний ресурс, циклов не менее	1800
Наработка на отказ, циклов, не менее	600
Срок службы до капитального ремонта, лет, не менее	5

Таблица 4.6 Присоединительные размеры фланцев задвижки штуцерной ЗДШ 65-35К1 ХЛ

Параметр	Рр, МПа	Dу, мм	D, мм	Dш, мм	Dк, мм	Dо, мм	h, мм	n, шт.	Н, мм	ГОСТ/РД
ЗДШ	35	65	195	160	90	22	40	8	270	РД26-16-40

Уникальная особенность конструкции задвижки ЗД 65-35К1ХЛ и задвижки штуцерной ЗДШ 65-35К1ХЛ получило ряд преимуществ по сравнению с задвижками «классической» конструкции:

· «открытие-закрытие» задвижки осуществляется рукояткой;

· свободные внутренние объемы минимальны (т.к. шибер вращается вокруг своей оси), что позволяет исключить замерзание рабочей среды в полостях при низких температурах;

· Детали задвижки, работающие в контакте с агрессивной средой, изготовлены из высоколегированной хромистой стали;

· Задвижки сохраняют работоспособность при температуре окружающего воздуха до -60°С и не требует разогрева при выполнении операции «открыть - закрыть»;

· Благодаря своей конструкции имеет низкое гидравлическое сопротивление;

Из перечисленных выше преимущества, были выявлены по ходу работы также и недостатки:

· Рукоятки задвижек легко снимаются без применения ключей, поэтому после очередного ремонта скважины (КРС), постоянно утериваются;

· При высоком содержании газа в жидкости, нарушается герметичность задвижек, что осложняет работу по открытию задвижек, а так же замена штуцера на ЗДШ;

· При низкой температуры окружающего воздуха (-35; -40), задвижки

требуют разогрева при выполнении операции «открыть-закрыть»;

· В ходе эксплуатации выявлено не герметичность клапана масленки, что приводит подтеки масла, а также нефти из масленки.

· При частой смене штуцера, происходит износ резиновых прокладок, как на самих штуцерах, так и на съемных резьбовых пробках (на схеме и рисунке не указано), нарушается герметичность при открытии ЗДШ;

· Не обходимо повышенное внимание при смене штуцера, чтобы не допустить перекоса его вовремя установки, а также закручивание пробок, чтобы не сорвать резьбу;

· При обвязке фонтанной арматуры, в отличие от задвижек «классической» конструкции, рабочий персонал часто путается в порядке установки задвижек данной конструкции, так как они устанавливаются в любом положении, что приводит к неудобству производить операции «открыть - закрыть» во время проведения технологических операций.

Конструкция скважины оборудованная ЭЦН

На сегодняшний день, механизированная добыча с помощью погружных электроцентробежных насосов, занимает ведущее место на российских нефтедобывающих промыслах. Поскольку имеют разные производительности, габариты, что особенно важно как для высокодебитных скважин с низким газовым фактором, так и для малодебитных. Их наземное оборудование отличается простотой и не требует больших металла затрат для строительства сооружений и фундамента. Поэтому внедрение погружных центробежных насосов на новых скважинах может осуществляться в короткий срок и в любое время года. Поскольку центробежный насос и его привод-электродвигатель

Установка погружного электроцентробежного насоса включает в себя

погружное и наземное оборудование. На Северо-Останинском нефтяном месторождении, погружной электроцентробежной насосной установкой типа ЭЦН5А-50-2300, оснащена скважина №3.

В погружное оборудование входит: электронасосный агрегат, спущенный на глубину 2690 м при помощи колонны насосно-компрессорных труб (НКТ73). Электронасосный агрегат состоит: из погружного электро - двигателя серии ПЭД (табл. 4.6), гидрозащитой, газосепаратора, центробежного насоса, а также обратного и сливного клапанов (выпуск 2007 г., производитель «АЛНАС».



Таблица 4.7 Техническая характеристика электродвигателя серии ПЭД

Тип двигателя	Мощность, кВт	Габаритный размер, мм	Линейное напряжение, В	Ток, А		costp	КПД, %	Температура окружающей среды,0С, не более
ПЭД45-117КВ5	45	117	1400	25,5	5	0,86	84	60

К наземному оборудованию относится: устьевое оборудование (колонная головка, устьевая арматура типа АФК2-65х35К1ХЛ изготовитель ЗАО «Технология», г. Воткинск). Электрооборудование включает в себя: станцию управления «Электон 05» с номинальным напряжением в сети 404 В (производства Электон ЗАО, г. Владимир, рис. 4.8), трехфазный маслянистый трансформатор ТМПН-400/3-УХЛ1 (мощность 400 кВА, ВН 2,12 кВ, НН 0,38 кВ, рис. 4.9, производитель Уральский завод трансформаторных технологий), трансформаторная подстанция (КТППН). Электроэнергия от трансформатора к погружному электродвигателю подается по кабельной линии, которая состоит из наземного питающего кабеля и основного кабеля с удлинителем. Соединение наземного кабеля с основным кабелем кабельной линии осуществляется в клейменой коробки, которая устанавливается на расстоянии 3-5 метров от устья скважины.

4.3 Мероприятия по повышению эффективности эксплуатации добывающих скважин

При эксплуатации скважин на Северо-Останинском месторождении возникают осложнения, которые вызваны следующими причинами:

· отложения АСПВ в оборудовании, в лифтовых колоннах и выкидных линиях;

· отложения солей;

· коррозионный износ подземного и наземного оборудования

· механические примеси;

Борьба с отложениями АСПВ

В процессе нефтедобычи на данном месторождении возникают осложнения связанные с выпадением асфальтосмолопарафиновых веществ (АСПВ) в эксплуатационных скважинах и наземных коммуникациях. Это приводит к снижению дебита добывающих скважин, пропускной способности нефтепроводных коммуникаций, увеличению вязкости скважинной продукции и, соответственно, увеличению потерь давления за счет трения, к высоким значениям придела текучести при повторном запуске скважины. Процесс отложения парафина включает в себя 3 стадии: отделение парафина, рост кристаллов парафина и отложение парафина.

Среди основных факторов влияющие на образование парафина, можно выделить следующие:

§ снижение температуры нефти;

§ потеря летучих компонентов, которые действуют как растворители;

§ постороннее вещество, вызывающие отложение парафинов;

§ поверхностные условия оборудования;

§ скорость потока жидкости.

Для удаления АСПО из эксплуатационных скважин Северо-Останинского месторождения используют следующие методы:

· Тепловые (обработка скважин горячей нефтью или паром);

· Механические (применение скребков);

- Тепловые методы. Самыми распространенными способами в промысловой практике являются промывка скважины горячей нефтью при помощи агрегата АДПМ и прогрев паром от ППУ. Но для скважин, оборудованных УЭЦН, такой способ опасен тем, что нарушается полимерная изоляция питающего электрокабеля, поэтому температура теплоносителя не должна быть более 70 ^ОС. Соответственно, с учетом тепловых потерь до требуемой температуры удается прогреть только 220-280 м НКТ. Но температура насыщения парафином может быть достигнута и на большей глубине, где удаление АСПО будет неполным. Поэтому на Северо-Останинском месторождении используется промывка горячей нефтью выкидные линии до и после АГЗУ при помощи агрегата АДПМ (рис. 4.10) и жестокой линии, которая присоединяется с помощью быстро соединяющего резьбового соединения (БРС) к пропарочнику выкидной линии скважины. Обработка паром устья скважин и выкидных линий агрегатом ППУА 1600/100М (рис. 4.11).

- Механический метод. Скребки позволяют очистить внутреннюю поверхность НКТ фонтанных скважин и скважин, оборудованных УЭЦН, спускоподъемные операции выполняются с помощью лебедки и скребковой проволоки. На данном месторождении, для очистки от парафина насосно-компрессорных труб диаметром 73 мм применяются скребки С-00.00 производства ЗАО «Технология» г. Воткинск, «Кыргач-5», «Кыргач-6» («ТатНИПИнефть»), лебедки Сулейманова для ЭЦН («Черногорнефть»), полуавтоматической установки ПАДУС-01 для ЭЦН («Прецезион»), (рис. 4.13, рис. 4.14). Безусловное достоинство скребков - качество очистки не зависит от состава загрязнений, температуры их плавления.

- Химический метод. В основе способа лежат методы предупреждения АСПО с использованием ингибиторов и методы удаления уже образовавшихся парафиновых отложений в виде дисперсной взвеси, транспортируемой потоком флюидов. В качестве ингибиторов парафиноотложения применяются отечественные и зарубежные реагенты, например, ИНПАР, СОНПАР, СНПХ-7843 и др., а также растворители - удалители АСПО: гексановая фракция, СНПХ-7 р-1, СНПХ-7850, стабильный газовый конденсат, нефрас и др. Могут быть использованы ингибиторы парафиноотложения, композиционные реагенты ИП-1, ИП-2, ИП-3, ДН-5, присадки комплексного действия - ингибитор-депрессор ИХН-1 и др.

- Метод электротеплового воздействия. Основан на использовании электрических греющих устройств, обеспечивающих расплавление АСПО и повышение температуры среды выше температуры конденсации АСПО или образования газогидратов. Перспективным представляется использование постоянно действующих саморегулируемых греющих кабелей ДНН Райхем фирмы Tyco Thermal Controls (США) и аналогов российского производства - системы с греющим кабелем «Тепломаг» (ОАО «Псковгеокабель»), опускаемых в НКТ до глубины начала выпадения АСПВ или газогидратов и обеспечивающих прогрев продукции скважин до заданной температуры (в пределах 30-90 ^оС. С учетом высокого энергопотребления (до 100кВт/скв.) таких систем их применение целесообразно при наличии автономного источника электроэнергии или наличии мощного источника внешнего энергоснабжения.

На данный момент метод электротеплового воздействия и химический метод на Северо-Останинском месторождении из-за высоких экономических затрат не применяются. Схема подачи химических реагентов на выкидные линии скважин с помощью дозировочных насосов типа НД (рис. 4.12), имеется, но не используется.

Борьба с отложением солей

Солеотложения представляют собой накопление твердых неорганических осадков в порах пласта, на стенках труб, в щелях хвостовика, скважинном и наземном оборудовании, что приводит к засорению скважины и снижению притока жидкости. Основной причиной выпадения осадка служит вода, добываемая вместе с нефтью. Выпадение вещества в осадок происходит тогда, когда концентрация этого вещества или иона превышает равновесную, а причиной может служить смешение вод различного состава, несовместимых друг с другом, перенасыщение в результате изменения термобарических условий в скважине или насосе, испарение воды и др.

Пластовые воды Северо-Останинского месторождения являются средненасыщенными солевыми растворами (диапазон значений по минерализации составляет 9,1 - 63,1 г/л, в среднем 36,1 г/л), относящимися к хлоридным натриевым водам хлоркальциевого типа. Выпадающие из них соли отлагаются в пласте, подземном оборудовании, трубопроводах. Отложение солей приводят к снижению МРП работы скважин и потере объемов добычи нефти.

Эффективность предупреждения солевых отложений зависит от:

ь правильного подбора ингибитора;

ь выбора технологии ингибирования;

ь точности выполнения технологии подачи ингибитора;

ь периодичности обработки скважин.

Выбор ингибитора производится на основе анализа химического состава образующих солевых осадков и технологических свойств реагента, таких как ингибирующая активность, агрегатное состояние, совместимость с пластовой водой, коррозионная агрессивность, термическая стабильность, отсутствие влияние на подготовку нефти.

ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» рекомендует использовать ингибиторы карбонатных отложений отечественного производства - ОЭДФ, СНПХ-5301, ПАФ-13А, Дифонат, НТФ и ингибиторы зарубежных фирм - SP-181, SP-203, Деквест 2042, Visko-953R, корексит 7642.

На Северо-Останинском месторождении также предусмотрена схема подачи ингибитора на выкидные линии скважин с помощью дозировочных насосов типа НД (рис. 4.12), но на данный момент не используется.

Борьба с коррозией в подземном и наземном оборудовании

Коррозия оборудования и сооружений в нефтегазовой промышленности является одной из основных причин снижения их работоспособности, вызывает огромные экономические потери и экологический ущерб. Это связано с большой металлоемкостью оборудования и сооружений, наличием высоко агрессивных сред, из-за гетерогенности добываемой продукции, и содержанием в ней кислых газов H₂S, СО₂. Поэтому надежное прогнозирование работоспособности промыслового оборудования и разработка эффективных способов защиты от коррозии должны использоваться на системном анализе условий и кинетики коррозионных процессов.

При значительном обводнении добываемой продукции (свыше 70%) наблюдается тенденция роста содержания H₂S. Значительное повреждение могут быть обусловлены процессами микробиологического характера. Биоценоз развивается, в основном, в призабойной зоне нагнетательных скважин, затем продвигается по продуктивным пластам к добывающим скважинам, приводя к выносам на поверхность, с потоком высоко обводненной продукции, сероводорода и сульфатвосстанавливающих бактерий (СВБ). Как следствие, присутствие СВБ и биогенного сероводорода проявляется выходами из строя внутрискважинного оборудования, порывами на выкидных линиях, промысловых коллекторах, в системах нефтесбора и поддержания пластового давления.

ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» рекомендует следующие мероприятия по борьбе с коррозией:

1) Использование НКТ повышенной группы прочности - Е и Р.

2) Обработка внутренних покрытий труб НКТ эпоксидной краской, а также фенольные, эпоксиднофенольные, новолачные, нейлоновые, уретановые и полиэтиленовые покрытия.

При применении электропогружных установок на Северо-Останинском месторождении, также рекомендуют наносить полимерное покрытие на элементы оборудования:

· антиржавчина + полимерное покрытие - «Битурэл» и «Битурэл-Супер» и полимер-битумная мастика;

· полиуретановое покрытие «Цинотан + Ферротан» и цинконаполненная грунтовка на основе уретанового связующего;

· композиция на основе уретанового связующего, содержащего «железную слюдку»;

· применении технологии нитроцементирования наружной поверхности узлов ПЭД;

· использование биметаллической конструкции, с оболочкой из коррозионностойкой стали;

· изготовление опытной партии заготовок корпусов из коррозионно-стойкой стали.

3) Глушение скважин производить солевым раствором NaCl, KCl и K₂SO₃ (поташ) и другими жидкостями в соответствии с технологическими регламентами.

4) Применение ингибиторов коррозии с помощью дозировочных устройств.

5) Применение активной электрохимической защиты, которая подразделяется: протекторная и, собственно, катодная защита с помощью станции катодной защиты (СКЗ).

Протекторная защита заключается в использовании в качестве жертвенного анода металла, имеющего более высокую электроотрицательность относительно защищаемого сооружения. В качестве протектора используется сплав алюминия с добавлением (порядка 10%) цинка (для устранения пассивации), ну и, в идеале, небольшим содержанием индия (для активации) и галия (стабилизация). Следует ограничиться активной катодной защитой (от СКЗ) лишь обсадных колонн скважинных сооружений, где она, без сомнений, положительно зарекомендовала себя в достаточно продолжительном временном интервале. Для защиты же погружного оборудования наиболее оправдано применение протекторной защиты.

Из выше перечисленных рекомендаций на Северо-Останинском месторождении используют НКТ с внутренней обработкой эпоксидной краской, предусмотрена схема дозировочной подачи при помощи насосов дозаторов типа НД, хим. реагентов на выкидные линии скважин, и в нефтесборный коллектор. Нефтесборный коллектор оснащен электрохимической защитой (ЭХЗ) протекторной. Глушение скважин производится солевым раствором NaCl, KCl без K₂SO₃ (поташ).

Борьба с механическими примесями

Присутствие механических примесей в продукции нефтяных скважин является серьезным осложнением при фонтанной эксплуатации и механизированным способом за счет уменьшения МРП насосов. Механические примеси могут являться продуктами разрушения коллектора, загрязнениями с насосно-компрессорных труб (продукты коррозии, песок, солеотложения), либо результатом обратного выноса пропана после ГРП. Допустимые концентрации механических примесей при эксплуатации фонтанным и механизированным способом не должны превышать 0,3 г/л. С учетом вовлечения в разработку новых участков месторождений, сложности строения и неоднородности пластов, а также планируемых ГТМ следует предусмотреть защиту от этого типа осложнений.

ОАО «ТомскНИПИнефть ВНК» рекомендует следующие мероприятия по борьбе с механическими примесями:

· подбор оптимальных значений депрессии на пласт, позволяющих достичь максимального дебита без разрушения рыхлых пропластков с выносом дисперсной породы;

· при производстве сложных ремонтов, ГРП, кислотных обработок, а также при выводе скважин из длительного бездействия, предусмотреть качественную подготовку и промывку скважин перед спуском УЭЦН, например, с использованием комплекта гибких НКТ - койлтюбинг. Для уменьшения объема перевозок и расходов рекомендуется применение гидроциклонной очистки промывочной жидкости. Разработанная конструкция на основе ило-пескоотделителя ИГ-45М с промывочным агрегатом ПА-80 обеспечивает замкнутый цикл циркуляции, прямой или обратной промывки, очистку от механических примесей диаметром более 0,01 мм на 95%;

· применение жидкостей глушения скважин, очищенных от механических примесей в процессе их приготовления. Блок очистки жидкости БОЖ-1 (изготовитель ОАО «Нефтемаш», г. Тюмень) используется на растворных узлах, его производительность 50 м³/час, КВЧ после фильтрации не более 20 мг/л. Есть и другие аналоги.

· очистка от АСПО, продуктов коррозии, песка, солей механическим или абразивным методами (щетки, пескоструй, дробеструй), дефектоскопия и отбраковка поднятых в процессе ремонта скважин НКТ.

· применение УЭЦН в коррозионно-износостойком исполнении путем использования более стойких сталей и сплавов (типа «Нирезист»), упрочнения и создания защитной пленки на поверхности обычных стальных труб плазменным, электрохимическим или др. способами.

· применение при необходимости (по итогам анализов добываемых флюидов) индивидуальных механических фильтров для УЭЦН (проволочных и сетчатых). Для УЭЦН рекомендуется применение механических фильтров, устанавливаемых через пакер на забое, либо на приеме насоса (фильтры Meshrite Screen, REDA Schlumberger, апробированные на Приобском месторождении ОАО «Юганскнефтегаз»; фильтры типа ЖНШ, производства ОАО Новомет-Пермь, апробированные на месторождениях ОАО «Газпромнефть» в Ноябрьске). Этот вопрос следует решать по итогам первого года эксплуатации скважин. установка в интервале перфорации гравийных забойных фильтров - при интенсивном выносе проппанта или пластового песка (КВЧ более 500 мг/л) в течение длительного срока (более 6 месяцев после ГТМ), либо при быстрой кольматации проволочных и сетчатых механических фильтров (менее 1-2 мес.); комплекс подземного оборудования ОАО «Тяжпрессмаш» (Рязань) для сооружения гравийного фильтра включает пакеры, проволочный или щелевой фильтр, устройства для намыва гравия прямой или обратной циркуляцией и последующих промывок фильтра. Известны также комплексные технологии предотвращения выноса песка типа FracPac (Halliburton Energy Services), сочетающие локальные ГРП пласта с гравийными забойными фильтрами, обеспечивающими длительную эксплуатацию скважин без существенного снижения дебита.

· применение кожуха для насосной эксплуатации скважин ниже интервала перфорации обсадной колонны.

Для эксплуатации скважин ниже интервала перфорации обсадной колонны двигатели серийных насосов габаритов 5 и 5А комплектуются кожухом, включающим: входной модуль специальной конструкции, центратор и переводник под «хвостовик» из труб диаметром 60 или 73 мм по ГОСТ 633-80.

Оборудование, используемое для борьбы с осложнениями на Северо-Останинском месторождении

Агрегат АДПМ 12/150 предназначен для депарафинизации нефтяных скважин горячей нефтью при температуре окружающего воздуха от - 45°С до +50°С. Применяется на нефтепромыслах. При необходимости может использоваться для горячего водоснабжения в технических целях. Агрегат АДПМ включает в себя следующие основные части: нагреватель (котел), нагнетательный насос, вентилятор высокого давления, трансмиссию, запорную и регулирующую арматуру, технологические и вспомогательные трубопроводы, электрооборудование и контрольно-измерительные приборы. Котел в свою очередь состоит из «змеевиков» горизонтально крученой трубы (в виде спирали) по которым циркулирует нефть. Змеевики делятся на «внутренние», «наружные», «донные» и «потолочные». В центре змеевиков располагается «горелочное устройство» с помощью которого и происходит нагрев нефти до температуры 150 градусов Цельсия. Горелочное устройство различается на «двух сопловое» и «трех сопловое» (то есть с двумя и тремя соплами для пламени). Поверх змеевиков располагаются два кожуха. Все оборудование размещено на платформе, которая прикреплена к раме автомобиля. Агрегат АДПМ устанавливается на следующие шасси: УРАЛ-43203, УРАЛ-5557.

Привод механизмов агрегата осуществляется от тягового двигателя автомобиля, через коробку отбора мощности. Наличие вспомогательных трубопроводов дает возможность быстро подключить агрегат к скважине и емкости с нефтью.

Агрегат АДПМ легко запускается в работу, нефть нагревается до установленной температуры за 15-20 минут с момента пуска. АДПМ прост по конструкции, имеет хороший доступ к оборудованию и механизмам, единый пульт управления, удобен в эксплуатации.

Принцип работы: Через всасывающий рукав, подключенный к автоцистерне или промысловой емкости, нефть забирается плунжерным насосом высокого давления агрегата АДПМ и прокачивается до необходимой температуры. Нагретая нефть через вспомогательные трубопроводы нагнетается в скважину, где расплавляет имеющиеся отложения парафина. Управление и контроль, за работой агрегата АДПМ осуществляется из кабины водителя.

ППУА 1600/100М на шасси Урал

Имеет возможность работы в двух режимах. При I режиме работы установка вырабатывает насыщенный пар высокого давления до 10 МПа, при работе во II режиме давление пара не превышает 0,6 МПа. Данные режимы работы используются в зависимости от области применения данного агрегата. При эксплуатации на нефтяных скважинах для удаления отложений парафина (депарафинизация), применим I режим, так как необходимо более высокое давление. II режим применяется для мойки и очистки нефтяного и различного рода оборудования, размораживание верхних слоев почвы в зимнее время года для проведения земляных работ.

Обозначение 1600/100 указывает на то, что агрегат вырабатывает 1600 килограмм в час, давлением 100 атмосфер. Установка выпускается в следующих модификациях: А 1000/5; ППУА 1000/12; ППУА 1600/100; ППУА 1800/100 и ППУА 2000/100. обработка пара осуществляется за счет парового котла. Внутри котла находятся «змеевики» горизонтально крученая труба (в виде спирали). По змеевикам циркулирует вода. Змеевики делятся на «внутренние», «наружные» и «потолочные». В центре змеевиков располагается «горелочное устройство» с помощью которого и происходит нагрев воды до состояния пара, температурой 310 градусов Цельсия. Горелочное устройство различается на «двухсопловое» и «трехсопловое» (то есть с двумя и тремя отверстиями для пламени). Также в установку входят: емкость для воды, емкость для топлива, водяной насос, приборы контроля и измерения.

Работа установки осуществляется при помощи дистанционной связи, которая имеется в кабине водителя и представляет собой щиток приборов, за счет которых можно не только следить, но и контролировать процесс работы всей установки в целом. По желанию устанавливается наиболее современный дистанционный сигнализатор ДС-Б-070. Все оборудование размещается на монтажной раме, прикрепленной к лонжеронам автомобиля, накрыто кунгом. Данный агрегат выпускается как в стационарном виде с использованием электрического привода, так и на шасси: Камаз, Урал, Краз, приводом в которых является двигатель автомобиля через трансмиссию.

- Производительность по пару 1600 кг/час.

- Рабочее давление от 0,5 до 10 МПа.

- Максимальная температура пара 310°C

Топливо для парового котла дизельное Время работы в автономном режиме при полной заправке цистерны на 3,5 часа. В установке используется хорошо зарекомендовавший себя плунжерный насос ПТ-32, который по сравнению с широко используемыми прочими насосами имеет ряд преимуществ:

- Более высокая производительность.

- Работа на малых оборотах, что в свою очередь увеличивает срок службы.

- Значительно, низкий уровень шума.

Возможно исполнение установки (ППУ) ППУА с использованием электропривода, с использованием природного газа в качестве топлива для парового котла.

Насос-дозатор плунжерного типа НД

Плунжерные дозирующие насосы обычно используют при необходимости создания мощного напора дозируемой среды (до 20-30 МПа и более) или если требуется большой объем дозируемого реагента. Они предназначены для объемного напорного дозирования нейтральных, агрессивных, токсичных и вредных жидкостей, эмульсий и суспензий с высокой кинематической вязкостью (порядка 10-4-10-5 м²/с), с плотностью до 2000 кг/м³. В зависимости от типа насоса (диаметр поршня, характеристика насоса и число ходов поршня) подача может изменяться от нескольких десятых миллилитра до нескольких тысяч литров в час.

Принцип действия плунжерных насосов основан на возвратно-поступательном движении одного цельного цилиндра (поршня) внутри другого пустотелого цилиндра (корпуса), в результате чего внутри второго цилиндра создается эффект разрежения / нагнетания. В зависимости от положения полнотелого цилиндра (поршня) в камере насоса (корпусе) создается либо давление разрежения (процесс всасывания), либо создание давления в напорной линии (процесс нагнетания). Процесс регулируется с помощью системы всасывающих и нагнетательных клапанов. Этот насос обеспечивает очень точное дозирование, т.к. и поршень, и рабочая камера, изготовлены из материалов, практически не подверженных каким-либо механическим изменениям в процессе эксплуатации насоса (за исключением процессов коррозии и механического износа движущихся частей).

Конструктивная особенность таких насосов-дозаторов - непосредственный контакт перекачиваемой среды не только с материалом рабочей камеры, но и с поршнем. Поэтому при подборе материалов, из которых будет изготовлена рабочая камера и поршень, особое внимание надо обратить не только на химическую совместимость материалов с перекачиваемой среды, но и на содержание в последней абразивных веществ. Наличие абразивов в дозируемой жидкости (особенно микронных размеров) может привести к их накоплению в полости, образующейся между цилиндрическими поверхностями поршня и рабочей камеры, что вызовет дополнительный механический износ, а, в конечном счете, нарушение как точности дозирования (вплоть до «заклинивания» насоса), так и герметичности рабочей камеры. Для защиты поршня от воздействия дозируемых агрессивных реагентов плунжерные насосы оснащаются сильфонами из высоколегированной стали или мембранами из фторопласта, разделяющими проточную часть насоса и приводную камеру с движущимся в ней поршнем (плунжером). насосов чаще всего используется механический тип привода с передачей вращательного момента электродвигателя на возвратно-поступательное движение поршня через различные модификации кривошипно-шатунных механизмов.