3.5.1. Водозаборы
Водозаборы открытых водоемов обычного типа, применяемые в коммунальном хозяйстве, - самые простые водозаборы. Существенный технологический недостаток открытых водозаборов, сооружаемых в реках, - это непостоянство качества воды. В паводковый и ливневые периоды вода сильно загрязняется илом и взвесью, что затрудняет ее подготовку. Очистные сооружения, рассчитываемые на установившийся режим работы, обычно не справляются с пиковой нагрузкой, .а это приводит к снижению производительности станции водоподготовки и качества воды.
Всасывающая труба открытого водозабора оборудуется приемной сеткой для предупреждения попадания водорослей, щепы и других крупных предметов, выносится на некоторое расстояние от берега и устанавливается глубже, чем возможный минимальный уровень в реке (водоеме) для непрерывного отбора более чистой воды и защиты водозабора от ледохода при паводке. Размер всасывающих труб, высота всасывания и другие элементы конструкции рассчитываются обычными методами трубной гидравлики. Закрытый водозабор или так называемый подрусловый представляет собой одну или несколько групп мелких водозаборных скважин вблизи реки, пробуренных на подстилающие дно реки аллювиальные хорошо проницаемые породы и имеющие «глубины 10 - 50 м.
Скважины закрепляются колонной с фильтром в нижней части. Из скважин вода откачивается либо специальными погружными центробежными насосами, либо (если динамический уровень достаточно высок) с помощью сифонных, т. е. вакуумных, устройств.
Как показала практика, сифонный водозабор на 15 - 25 % дешевле механизированного и поэтому более предпочтителен.
Подрусловый водозабор подает воду, прошедшую естественную фильтрацию в пласте, поэтому качество получаемой воды высокое и практически не зависит от паводков. Оголовок скважины обычно размещается в подземной бетонной шахте глубиной 2 - 4 м. Шахта на поверхности закрывается люком и имеет стремянку для доступа оператора к оборудованию устья скважины. Вдоль линии расположения водозаборных скважин в грунте укладывается приемный коллектор, к которому присоединяется каждая скважина через запорную задвижку низкого давления и обратный клапан.
Рис. 3.5. Схема сифонного водозабора.
1 - фильтр; 2 - колонна; 3 - водоподъемная труба; 4 - вакуум-котел; 5 - вакуумный насос;
6 - вакуумметр; 7 - насос I подъема; 8 - резервуар для чистой воды; 9 - насосная станция
При сифонном водозаборе коллектор от группы скважин подсоединяется к вакуумным котлам, в которых создается вакуум до 0,08 МПа с помощью небольших специальных вакуумных насосов. Вода подрусловых скважин не содержит газа, поэтому вакуумные насосы требуются только для поддержания постоянного разрежения в коллекторе. Вакуумных котлов обычно два. Один - резервный. Котлы имеют большую высоту (около 7 м) и устанавливаются вместе с насосами станции первого подъема в бетонной шахте. В верхней части шахты размещаются электрические станции управления электродвигателями с необходимой местной и, если нужно, дистанционной автоматикой. В шахте обычно устанавливаются центробежные насосы 8НДВ с подачей Q = 540 м3/ч и напором H = 74 м с приводом от электродвигателя мощностью 180 кВт.
Один из насосов - резервный для обеспечения непрерывности работы при ремонтах. Всасывающие линии центробежных насосов всегда находятся под заливом, так как уровень воды в котлах высокий. На выкидных линиях устанавливают задвижки, обратный клапан и расходомер. Обычно выкидных линий две. Это повышает надежность систем при возможных порывах и ремонтах. Часто все задвижки, клапаны, фланцевые соединения, расходомеры и другие устройства группируются и устанавливаются в отдельной небольшой шахте для предотвращения затопления основной шахты с электрооборудованием в случае неисправностей и порывов. В случае механизированного водозабора в скважины опускаются на глубину ниже динамического уровня специальные погружные артезианские центробежные электронасосы (тип АП - артезианский погружной) с подачей от 7 до 100 м3/ч, напором от 65 до 200 м и мощностью погружного электродвигателя от 2,5 до 150 кВт. Эти центробежные насосы имеют общий вал с погружным электродвигателем.
Кроме того, применяются насосы АТН-10 или АТН-8 с числом ступеней от 14 до 26. Насосы АТН отличаются от насосов АП тем, что у них электродвигатель располагается над устьем скважины вертикально и соединяется валом с центробежным насосом, находящимся под динамическим уровнем. Вал проходит внутри труб, на которых спускается насос, и выводится из труб через сальник.
Насосы АНТ-8 и АТН-10 развивают напор от 57 до 106 м, а их подача равна 30 - 90 м3/ч (720 - 2160 м3/сут). Мощность электродвигателей 10 - 20 кВт. При механизированном водозаборе напор, развиваемый погружными насосами, может быть достаточным для подачи воды в буферную емкость станции второго подъема или станции водоподготовки. В этом случае надобность в станции первого подъема отпадает.
Водозаборные скважины, особенно с механизированным водоподъемом, требуют периодического обслуживания, ремонта, контроля за их работой и за положением динамического уровня. Фильтровая часть водозаборных скважин со временем заиливается, и для восстановления их дебита требуются периодические чистки и промывки. Эти работы, связанные с поднятием тяжестей, выполняются через горловину бетонной шахты со оголовка скважины с помощью простых треног и подъемных механизмов. Дебит скважины определяется с помощью шайбных измерителей расхода или по перепаду давления на коротком эталонном участке выкидной трубы. Динамический уровень достаточно просто и точно можно определить с помощью тонкой трубки, опускаемой под уровень жидкости. К верхнему концу трубки присоединяется водяной, ртутный или образцовый манометр низкого давления. Через тройник на трубке нагнетается воздух шинным насосом. Когда воздух начнет выходить из погруженного конца трубки, давление, показываемое манометром, стабилизируется и будет соответствовать глубине погружения трубки под динамический уровень воды в скважине,
- Томский политехнический университет Эксплуатация нефтяных и газовых скважин Курс лекций
- Введение
- 1. Общая характеристика нефтяной залежи
- 1.1. Понятие о нефтяной залежи
- 1.2. Механизм использования пластовой энергии при добыче нефти
- 2. Источники пластовой энергии
- 2.1. Пластовые давления
- 2.1.1. Статическое давление на забое скважины
- 2.1.2. Статический уровень
- 2.1.3. Динамическое давление на забое скважины
- 2.1.4. Динамический уровень жидкости
- 2.1.5. Среднее пластовое давление
- 2.1.6. Пластовое давление в зоне нагнетания
- 2.2. Приток жидкости к скважине
- 2.3. Режимы разработки нефтяных месторождений
- 2.4. Водонапорный режим
- 2.5. Упругий режим
- 2.6. Режим газовой шапки
- 2.7. Режим растворенного газа
- 2.8. Гравитационный режим
- 3. Технология и техника воздействия на залежь нефти
- 3.1. Цели и методы воздействия
- 3.2. Технология поддержания пластового давления закачкой воды
- 3.2.1. Размещение скважин
- 3.3. Основные характеристики поддержания пластового давления закачкой воды
- 3.4. Водоснабжение систем ппд
- 3.5. Техника поддержания давления закачкой воды
- 3.5.1. Водозаборы
- 3.5.2. Насосные станции первого подъема
- 3.5.3. Буферные емкости
- 3.5.4.Станции второго подъема
- 3.6. Оборудование кустовых насосных станций
- Основные характеристики бкнс
- 3.7. Технология и техника использования глубинных вод для ппд
- 3.8. Поддержание пластового давления закачкой газа
- 3.9. Методы теплового воздействия на пласт
- 3.10. Техника закачки теплоносителя в пласт
- 3.11. Внутрипластовое горение
- 4. Подготовка скважин к эксплуатации
- 4.1. Конструкция оборудования забоев скважин
- 4.2. Приток жидкости к перфорированной скважине
- 4.3. Техника перфорации скважин
- 4.4. Пескоструйная перфорация
- 4.5. Методы освоения нефтяных скважин
- 4.6. Передвижные компрессорные установки
- 4.7. Освоение нагнетательных скважин
- 5. Методы воздействия на призабойную зону скважины
- 5.1. Назначение методов и их общая характеристика
- 5.2. Обработка скважин соляной кислотой
- 5.3. Термокислотные обработки
- 5.4. Поинтервальная или ступенчатая ско
- 5.5. Кислотные обработки терригенных коллекторов
- 5.6. Техника и технология кислотных обработок скважин
- 5.7. Гидравлический разрыв пласта
- 5.8. Осуществление гидравлического разрыва
- 5.9. Техника для гидроразрыва пласта
- 5.10. Тепловая обработка призабойной зоны скважины
- 5.11. Термогазохимическое воздействие на призабойную зону скважины
- 5.12. Другие методы воздействия на призабойную зону скважин
- 6. Исследование скважин
- 6.1. Назначение и методы исследования скважин
- 6.2. Исследование скважин при установившихся режимах
- 6.3. Исследование скважин при неустановившихся режимах
- 6.4. Термодинамические исследования скважин
- 6.5. Скважинные дебитометрические исследования
- 6.6. Техника и приборы для гидродинамических исследований скважин
- 7. Основы теории подъема жидкости в скважине
- 7.1. Физика процесса движения газожидкостной смеси в вертикальной трубе
- 7.1.1. Зависимость подачи жидкости от расхода газа
- 7.1.2. Зависимость положения кривых q (V) от погружения
- 7.1.3. Зависимость положения кривых q(V) от диаметра трубы
- 7.1.4. К. П. Д. Процесса движения гжс
- 7.1.5. Понятие об удельном расходе газа
- 7.1.6. Зависимость оптимальной и максимальной подач от относительного погружения
- 7.1.7. Структура потока гжс в вертикальной трубе
- 7.2. Уравнение баланса давлений
- 7.3. Плотность газожидкостной смеси
- 7.4. Формулы перехода
- 8. Эксплуатация фонтанных скважин
- 8.1. Артезианское фонтанирование
- 8. 2. Фонтанирование за счет энергии газа
- 8. 3. Условие фонтанирования
- 8. 4. Расчет фонтанного подъемника
- 8. 5. Расчет процесса фонтанирования с помощью кривых распределения давления
- 8. 6. Оборудование фонтанных скважин
- 8.6.1. Колонная головка
- 8.6.2. Фонтанная арматура
- 8.6.3. Штуцеры.
- 8.6.4. Манифольды
- 8. 7. Регулирование работы фонтанных скважин
- 8. 8. Осложнения в работе фонтанных скважин и их предупреждение
- 8.8.1. Открытое фонтанирование
- 8.8.2. Предупреждение отложений парафина
- 8.8.3. Борьба с песчаными пробками
- 8.8.4. Отложение солей
- 9. Газлифтная эксплуатация скважин
- 9.1. Общие принципы газлифтной эксплуатации
- 9.2. Конструкции газлифтных подъемников
- 9.3. Пуск газлифтной скважины в эксплуатацию (пусковое давление)
- 9.4. Методы снижения пусковых давлений
- 9.4.1. Применение специальных пусковых компрессоров
- 9.4.2. Последовательный допуск труб
- 9.4.3. Переключение работы подъемника с кольцевой системы на центральную
- 9.4.4. Задавка жидкости в пласт
- 9.4.5. Применение пусковых отверстий
- 9.5. Газлифтные клапаны
- 9.6. Принципы размещения клапанов
- 9.7. Принципы расчета режима работы газлифта
- 9.8. Оборудование газлифтных скважин
- 9.9. Системы газоснабжения и газораспределения
- 9.10. Периодический газлифт
- 9.11. Исследование газлифтных скважин
- 10. Эксплуатация скважин штанговыми насосами
- 10.1. Общая схема штанговой насосной установки, ее элементы и назначение
- 10.2. Подача штангового скважинного насоса и коэффициент подачи
- 10.3. Факторы, снижающие подачу шсн
- 10.3.1. Влияние газа
- 10.3.2. Влияние потери хода плунжера
- 10.3.3. Влияние утечек
- 10.3.4. Влияние усадки жидкости
- 10.3.5. Нагрузки, действующие на штанги, и их влияние на ход плунжера
- 10.4. Оборудование штанговых насосных скважин
- 10.4.1. Штанговые скважинные насосы
- 10.4.2. Штанги
- Характеристики штанг и муфт
- 10.4.3. Насосные трубы
- Характеристики насосно-компрессорных труб
- 10.4.4. Оборудование устья скважины
- 10.4.5. Канатная подвеска
- 10.4.6. Штанговращатель
- 10.4.7. Станки-качалки (ск)
- Техническая характеристика станков-качалок
- 10.5. Исследование скважин, оборудованных штанговыми насосными установками
- 10.5.1. Эхолот
- 10.5.2. Динамометрия шсну
- - Перо геликсной пружины, 7 - геликсная пружина, 8 - капиллярная трубка, соединяющая геликсную пружину с полостью силоизмерительной камеры - 9, 10 - нажимной диск,
- 10.5.3. Динамограмма и ее интерпретация
- 10.6. Эксплуатация скважин штанговыми насосами в осложненных условиях
- 11. Эксплуатация скважин погружными центробежными электронасосами
- 11.1. Общая схема установки погружного центробежного электронасоса
- 11.2. Погружной насосный агрегат
- 11.3. Элементы электрооборудования установки
- Характеристика кабелей, применяемых для упцэн
- 11.4. Установка пцэн специального назначения
- 11.5. Определение глубины подвески пцэн
- 11.6. Определение глубины подвески пцэн c помощью кривых распределения давления
- 12. Гидропоршневые насосы
- 12.1. Принцип действия гидропоршневого насоса
- 12.2. Подача гпн и рабочее давление
- 13. Погружные винтовые насосы
- 14. Раздельная эксплуатация пластов одной скважиной
- 14.1. Общие принципы
- 14.2. Некоторые схемы оборудования скважин для раздельной эксплуатации пластов
- 14.3. Раздельная закачка воды в два пласта через одну скважину
- 15. Ремонт скважин
- 15.1. Общие положения
- Гидравлический разрыв пласта.
- 15.2. Подъемные сооружения и механизмы для ремонта скважин
- - Опоры мачты; 2 - пульт управления; 3 - барабан лебедки;
- - Кулисный механизм для подъема мачты; 5 - опоры мачты в рабочем положении;
- - Плашка; 6 - опроный фланец; 7 - водило; 8 - вал вилки включения маховика;
- 15.3. Технология текущего ремонта скважин
- 15.4. Капитальный ремонт скважин
- 15.5. Новая технология ремонтных работ на скважинах
- 15.6. Ликвидация скважин
- 16. Эксплуатация газовых скважин
- 16.1. Особенности конструкций газовых скважин
- 16.2. Оборудование устья газовой скважины
- 16.3. Подземное оборудование ствола газовых скважин при добыче природного газа различного состава
- 16.4. Оборудование забоя газовых скважин
- 16.5. Расчет внутреннего диаметра и глубины спуска колонны нкт в скважину
- 16.5.1. Определение внутреннего диаметра колонны нкт
- 16.5.2. Определение глубины спуска колонны нкт в скважину
- 16.6. Способы и оборудование для удаления жидкости с забоя газовых и газоконденсатных скважин
- 16.7. Одновременная раздельная эксплуатация двух газовых пластов одной скважиной
- 17. Системы промыслового сбора и подготовки нефти и природного газа
- 17.1. Системы сбора скважинной продукции
- 17.2. Промысловая подготовка нефти
- 17.2.1. Дегазация
- 17.2.2. Обезвоживание
- 17.2.3. Обессоливание
- 17.2.4. Стабилизация
- 17.2.5. Установка комплексной подготовки нефти
- 17.3. Системы промыслового сбора природного газа
- 1, 9, 11, 12 - Насосы; 2,5 - теплообменники; 3 - отстойник; 4 - электродегидратор;
- VIII- установка подготовки газа; гсп- групповой сборный пункт; цсп-
- 17.4. Промысловая подготовка газа
- 17.4.1. Очистка газа от механических примесей
- 17.4.2. Осушка газа
- 17.4.3. Очистка газа от сероводорода
- 17.4.4. Очистка газа от углекислого газа
- Список рекомендуемой литературы