Наружная установка. Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Сбор нефти и газа

На промыслах ( a. gathering of oil and gas; н. Erdol- und Erdgassammlung; ф. collecte de petrole et de gaz; и. captacion de peiroleo y gas, acumulacion de peiroleo y gas) — подготовка нефти, газа и воды до такого качества, к-poe позволяет транспортировать их потребителям. Oсуществляется посредством комплекса оборудования и трубопроводов, предназначенных для сбора продукции отд. скважин и транспортировки их до центр. пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦПС).

B зависимости от природно-климатич. условий, систем разработки м-ний, физ.-хим. свойств пластовых жидкостей, способов и объёмов добычи нефти, газа и воды выбираются разл. схемы внутрипромыслового сбора продукции скважин. Это даёт возможность измерения продукции каждой скважины и транспорта продукции скважин под давлением, имеющимся на устье скважин, на максимально возможное расстояние, a также макс. герметизации системы в целях исключения потерь газа и лёгких фракций нефти. При проектировании системы сбора продукции скважин учитывается также возможность смешения нефтей разл. горизонтов, необходимость подогрева продукции скважин в случае добычи высоковязких и высокопарафинистых нефтей.

Ha нефт. м-ниях в осн. применяются однотрубные системы сбора, при к-рых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где производится измерение дебитов (производительности) отд. скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения газа) направляется на ЦПС.

Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где производится сепарация нефти (отделение осн. кол-ва газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, a газ по отд. газопроводу за счёт давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 МПa) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади м-ниях нефти, когда давление на устье скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.

Ha нек-рых м-ниях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводнённых скважин. B этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь c продукцией обводнённых скважин, поступает на ЦПС. Tакже раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, напр. не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводнённых скважин или продукция, к-рую нежелательно смешивать, по отд. выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС.

Tехнологическая схема установки “Cпутник”: 1 — трубопроводы от скважин; 2? блок переключателя скважин типа ПСМ; 3 — роторный переключатель скважин; 4 — общая линия; 5 — замерная линия; 6 — отсекатели потока; 7 — гидроциклонный нефтегазовый сепаратор; 8 — регулятор давления; 9 — счётчик газа; 10, 10a — золотниковые устройства; 11 — датчик уровнемера; 12 — расходомер жидкости TOP; 13 — поршневой клапан; 14 — влагомер; 15 — гидропривод; 16 — нефтегазосборный коллектор; 17 — блок автоматики.

Hаибольшее применение для этих целей в CCCP получили блочно-комплектные замерные установки типа “Cпутник” (рис.), к-рые выпускаются на рабочие давления 1,6 МПa, 2,5 МПa и 4 МПa; пределы измерения дебитов скважин до 400 и до 1500 м 3 /сут; кол-во подключаемых к установке скважин от 10 до 24.

B таких установках жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через многоходовой переключатель скважин (ПСМ) в гидроциклонный сепаратор. Ha выходе газа из сепаратора установлен регулятор давления, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и счётчиком газа. Постоянный перепад давления передаётся золотниковыми механизмами на поршневой клапан. Kогда датчик поплавкового уровнемера находится в крайнем ниж. положении, повышенное давление от регулятора передаётся на правую часть поршневого клапана и прикрывает его, подача жидкости прекращается и турбинный расходомер перестаёт работать. C этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается до крайнего верх. положения: повышенное давление от регулятора действует на левую часть поршневого клапана и открывает его, начинается течение жидкости в системе и турбинный расходомер типа TOP отсчитывает кол-во прошедшей через него жидкости. Для определения обводнённости нефти на “Cпутнике” установлен влагомер. Pасходомер TOP обеспечивает как местный отсчёт показаний, так и передачу показаний на диспетчерский пункт промыслов, для чего в составе установки “Cпутник” имеется блок автоматики. Kроме установок “Cпутник” ограниченное применение на ранее обустроенных м-ниях имеют замерные установки АГМ-3 (в Aзерб. CCP) и АГЗУ-2000-64 (в Чеч.-Ингуш. ACCP). B CCCP многоступенчатая сепарация нефти применяется на нек-рых м-ниях Чеч.-Ингуш. ACCP, по той же схеме будет обустроено Tенгизское нефт. м-ние.

Зa рубежом системы сбора продукции нефт. скважин имеют в осн. такие же принципы построения, как и в CCCP. B отличие от применяемых в CCCP систем c концентрацией сбора нефти c неск. м-ний на крупных центр. пунктах сбора и подготовки нефти и газа, за рубежом, как правило, каждое м-ние обустраивается по законченной схеме c получением товарных продуктов (нефти и газа) на небольших нефтесборных пунктах c использованием для этого т.н. деэмульсаторов в блочном исполнении, a также резервуаров, оснащённых системами улавливания лёгких фракций нефти при их испарении. B странах, где нефтегазовые м-ния характеризуются высокими дебитами скважин и пластовыми давлениями, применяется многоступенчатая (3-8) сепарация.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Кооперативное жилищное строительство осуществляется на основе долевого участия собственных денежных средств членов жилищно-строительных кооперативов и долгосрочного банковского кредита. [1.

Значительное развитие кооперативное жилищное строительство получило в Москве и Ленинграде, Украинской ССР, Литовской ССР, Новосибирской, Ярославской, Владимирской, Воронежской, Ростовской, Пермской, Горьковской, Рязанской, Тамбовской областях. [2.

Кредиты на кооперативное жилищное строительство предоставляются через жилищно-строительные кооперативы. [3.

Займы на индивидуальное и кооперативное жилищное строительство. приобретение скота, приобретение или строительство садовых домиков и благоустроенных садовых участков выдаются работникам под их обязательство через предприятия. [4.

Государство широко кредитует кооперативное жилищное строительство. Жилищно-строительным и жилищным кооперативам предоставляется банковский кредит на строительство или приобретение жилых домов в размере до 70 % ЖСК и до 75 % ЖК, а в Казахской ССР, Сибири, на Дальнем Востоке, в районах Крайнего Севера и в местностях, приравненных к районам Крайнего Севера, а также в шахтерских поселках — в размере до 80 % стоимости строительства дома ( стоимости дома) на срок до 25 лет с погашением ежегодно равными долями. [5.

Это ссуды на индивидуальное и кооперативное жилищное строительство. благоустройство садовых участков, беспроцентные ссуды молодым семьям на улучшение жилищных условий или обзаведение домашним хозяйством и др. Ссуды выдаются рабочим и служащим под их обязательства, оформляемые согласно действующим положениям. [6.

Очень важно обеспечить развитие индивидуального и кооперативного жилищного строительства с привлечением средств сельского населения. На этот счет принято постановление, которым предусмотрены меры по стимулированию льготными долгосрочными кредитами индивидуального жилищного строительства. [7.

За последние годы все более широкое развитие получает кооперативное жилищное строительство. к-рому гос-во оказывает большую помощь строительными материалами и долгосрочными кредитами. В 1964 — 1965 гг. кооперации будет предоставлен кредит на сумму 670 млн. руб. За эти два года намечено построить для жилищных кооперативов более 12 млн. ж2 общей площади жилых домов против 1 6 млн. м2 в 1963 г Финансирование кооперативного строительства может начинаться после перечисления кооперативом в учреждение Стройбанка суммы в размере не менее 40 % сметной стоимости строительства и предоставления кооперативу государственного кредита в размере до 60 % этой стоимости. Кредит предоставляется на срок 10 — 15 лет с погашением ежегодно равными долями; он может использоваться только после израсходования собственных средств кооператива. Строительство кооперативных домов включается в государственный план подрядных строительно-монтажных работ, его сметная стоимость определяется по ценам, нормам и в порядке, установленном для государственного жилищного строительства. [8.

Операции по долгосрочному кредитованию ( местной пром-сти, индивидуального и кооперативного жилищного строительства. капитального ремонта жилых домов, принадлежащих трудящимся в городах и поселках городского типа) Госбанк осуществляет без перевода средств Стройбанком на эти цели. Долгосрочные ссуды предприятиям местной пром-сти выдаются на основании распоряжений Стройбанка, в к-рых должны быть указаны: наименование предприятия и объекта кредитования, сумма разрешенного кредита и срок его использования. [9.

Сотрудники милиции имеют право на получение беспроцентных ссуд на индивидуальное и кооперативное жилищное строительство с рассрочкой на 20 лет и погашением 50 процентов предоставленной ссуды за счет средств соответствующих бюджетов. [10.

Статья 44 Конституции СССР среди гарантий реализации прав граждан на жилище предусматривает содействие кооперативному жилищному строительству. [11.

Бывший замминистра жилищно-гражданского строительства РСФСР Владимир Залужный вспоминал: Рассматривались, например, предложения о развертывании в стране кооперативного жилищного строительства. Все вроде бы за, и никаких вопросов не возникает. [12.

Обязать советы, республиканские, краевые, областные комитеты профсоюзов совместно с руководителями предприятий и организаций разобраться с выполнением планов кооперативного жилищного строительства. принять меры к устранению имеющихся недостатков в этом деле. Разработать и осуществить мероприятия, направленные на увеличение объемов и выполнение плана кооперативного жилищного строительства, снижение стоимости и повышение качества строительных работ. Систематически рассматривать итоги строительства кооперативных домов и принимать необходимые меры по своевременному их вводу в эксплуатацию. [13.

Кроме того, работодателем может производиться выплата материальной помощи в качестве материальной поддержки работников — например, для первоначального взноса на кооперативное жилищное строительство ; на частичное погашение кредита, предоставленного на кооперативное и индивидуальное строительство, и в других случаях, когда оплата осуществляется за счет собственных или специальных средств работодателя. [14.

Уровень вмешательства государства в разное время колебался, но никогда не переставал быть абсолютно преобладающим, несмотря на постепенное усиление сектора кооперативного жилищного строительства. который жестко контролировался административными и экономическими методами, а также контрольными и правоохранительными органами. [15.

Как добывают нефть? Работа нефтяного промысла

Процесс эксплуатации скважин, в целом, сводится к подъему нефти или газа на поверхность земли. Эксплуатация нефтяных скважин ведется тремя способами:
Фонтанным – подъем нефти осуществляется за счет пластовой энергии. Фонтанирование может быть как естественное – за счет давления в пласте, так и искусственное – за счет закачки газа или жидкости в скважину.
Газлифтным – логическим продолжением фонтанной эксплуатации является газлифтная эксплуатация, при которой недостающее количество газа для подъема жидкости закачивают в скважину с поверхности.
Механизированным – с помощью глубинных насосов. Механизированная добыча применяется в тех случаях, когда давление в нефтяном коллекторе снижается настолько, что уже не может обеспечивать экономически оптимальный отбор из скважины за счет природной энергии.

О третьем способе мы и поговорим сегодня. Это наиболее распространенный способ добычи нефти с помощью штанговых скважинных насосов и погружных центробежных электронасосов.

Установка штангового глубинного насоса (УШГН)

Самые распространенные и узнаваемые установки – это станки в народе называемые “качалки”. Две трети фонда (66 %) действующих скважин стран СНГ (примерно 16,3 % всего объема добычи нефти) оборудованы именно этими станками. Они предназначены для работы на глубине от нескольких десятков метров до 3000 м, а в отдельных скважинах на 3200-3400 м.
Прообразом современного станка-качалки является насос, изобретенный в 1712 году Томасом Ньюкоменом. Он создал аппарат для выкачивания воды из угольных шахт. Принцип действия был примерно такой:

Современные насосы стали технологичнее – пар заменило электричество, а принцип действия стал основан на преобразовании вращательного движения в поступательное. По сути, станок-качалка представляет собой привод штангового насоса, который находится на дне скважины. Это устройство по принципу действия очень похоже на ручной насос велосипеда, преобразущий возвратно-поступательные движения в поток воздуха. Нефтяной насос возвратно-поступательные движения от станка-качалки преобразует в поток жидкости, которая по насосно-компрессорным трубам (НКТ) поступает на поверхность.

Штанговый скважинный насос состоит из длинного (2 – 4 м) цилиндра. На нижнем конце цилиндра укреплен неподвижный всасывающий клапан, открывающийся при ходе вверх. В нем перемещается поршень-плунжер, выполненный в виде длинной (1 – 1,5 м) гладко обработанной трубы, имеющей нагнетательный клапан, также открывающийся вверх. Плунжер подвешивается на штангах. При движении плунжера вверх жидкость через всасывающий клапан под воздействием давления на приеме насоса заполняет внутреннюю полость цилиндра. При ходе плунжера вниз всасывающий клапан закрывается, жидкость под плунжером сжимается и открывает нагнетательный клапан. Таким образом, плунжер с открытым клапаном погружается в жидкость. При очередном ходе вверх нагнетательный клапан под давлением жидкости, находящейся над плунжером, закрывается.Накапливающаяся над плунжером жидкость достигает устья скважины и через тройник поступает в нефтесборную сеть.

Станки-качалки отличаются большой надежностью – сложно представить себе более тяжелые условия эксплуатации: круглосуточная и круглогодичная работа на открытом воздухе в различных климатических условиях. Недалеко от города Лениногорск находится скважина-первооткрывательница Ромашкинского месторождения – крупнейшего месторождения России Волго-Уральской провинци (его геологические запасы нефти в нем оцениваются в 5 млрд тонн,а доказанные и извлекаемые запасы – в 3 млрд тонн).
За более чем 60 лет эта скважина дала более 417 тысяч тонн нефти. После зарезки бокового ствола в 2009 году скважина и по сей день дает дебит около 8 тонн жидкости.

Наряду с достоинствами, качалки имеют и ряд недостатков. Это значительная масса привода, необходимость в массивном фундаменте, невозможность работы в наклонно-направленных и горизонтальных скважинах, значительный период монтажа станка-качалки при обустройстве скважины и ее ремонте, невозможность использования в морских скважинах.
Часть этих недостатков решена в установках с цепным приводом (на фото справа).

Установки с цепным приводом в целом работают так же, как и качалки, преобразуя вращательное движение электромотора в поступательное движение штанги. Однако они более экономичные, требуют меньше металла и обеспечивают более плавный ход штока (это влияет на надежность).
Коротко об отличиях и преимуществах можно посмотреть в видео:

Установка электроцентробежного насоса (УЭЦН)
УЭЦН – установка электроцентробежного насоса, в английском варианте – ESP (electric submersible pump). По количеству скважин, в которых работают такие насосы, они уступают установкам ШГН, но зато по объемам добычи нефти, которая добывается с их помощью, УЭЦН вне конкуренции. С помощью УЭЦН добывается порядка 80% всей нефти в России. Кроме того, в отличие от штанговых скважинных насосов, УЭЦН можно использовать в “кривых” скважинах, а также на шельфе.

В общем и целом УЭЦН – обычный насосный агрегат, только тонкий и длинный. И умеет работать в среде отличающейся своей агрессивностью к присутствующим в ней механизмам. Состоит он из погружного насосного агрегата (электродвигатель с гидрозащитой + насос), электрокабеля, колонны насосно-компрессорных труб, оборудования устья скважины и наземного оборудования (трансформатора и станции управления).
В составе подземной части УЭЦН много частей. Это:
Погружной электродвигатель, который питает насос. Двигатель заполнен специальным маслом, которое, кроме того, что смазывает, еще и охлаждает двигатель,а так же компенсирует давление, оказываемое на двигатель снаружи.
Непосредственно насос. Насос состоит из секций, а секции из ступеней. Чем больше ступеней – тем больше напор, который развивает насос. Чем больше сама ступень – тем больше дебит (количество жидкости прокачиваемой за единицу времени).
Протектор (или гидрозащита) электродвигателя. Он отделяет полость двигателя заполненную маслом от полости насоса заполненной пластовой жидкостью, передавая при этом вращение, а также решает проблему уравнивания давления внутри двигателя и снаружи (там бываетдо 400 атмосфер, это примерно как на трети глубины Марианской впадины).
Газосепаратор
Измерители давления и температуры,
Защитные устройства. Это обратный клапан (самый распространенный – КОШ – клапан обратный шариковый) – чтобы жидкость не сливалась из труб, когда насос остановлен (подъем столба жидкости по стандартной трубе может занимать несколько часов – жалко этого времени). А когда нужно поднять насос – этот клапан мешается – из труб постоянно что-то льется, загрязняя все вокруг. Для этих целей есть сбивной (или сливной) клапан КС – смешная штука – которую каждый раз ломают когда поднимают из скважины.
Подробнее о них можно прочитать у fduchun76 тут. Также советую прочитать у victorborisov репортаж с предприятия, где изготовляются насосы ЭЦН.

Если коротко, то внутри происходят два основных процесса:
отделение газа от жидкости – попадание газа в насос может нарушить его работу. Для этого используются газосепараторы (или газосепаратор-диспергатор, или просто диспергатор, или сдвоенный газосепаратор, или даже сдвоенный газосепаратор-диспергатор). Кроме того, для нормальной работы насоса необходимо отфильтровывать песок и твердые примеси, которые содержатся в жидкости.
подъем жидкости на поверхность – насос состоит из множества крыльчаток или рабочих колес, которые, вращаясь, придают ускорение жидкости.

Как я уже писал, электроцентробежные погружные насосы могут применяться в глубоких и наклонных нефтяных скважинах (и даже в горизонтальных), в сильно обводненных скважинах, в скважинах с йодо-бромистыми водами, с высокой минерализацией пластовых вод, для подъема соляных и кислотных растворов. Кроме того, разработаны и выпускаются электроцентробежные насосы для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких горизонтов в одной скважине. Иногда электроцентробежные насосы применяются также для закачки минерализованной пластовой воды в нефтяной пласт с целью поддержания пластового давления.

В сборе УЭЦН выглядит вот так:

После того, как жидкость поднята на поверхность, ее необходимо подготовить для передачи в трубопровод. Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента).
Пластовая вода – это сильно минерализованная среда с содержанием солей до 300 г/л. Содержание пластовой воды в нефти может достигать 80 %. Минеральная вода вызывает повышенное коррозионное разрушение труб, резервуаров; твердые частицы, поступающие с потоком нефти из скважины, вызывают износ трубопроводов и оборудования. Попутный (нефтяной) газ используется как сырье и топливо. Технически и экономически целесообразно нефть перед подачей в магистральный нефтепровод подвергать специальной подготовке с целью ее обессоливания, обезвоживания, дегазации, удаления твердых частиц.

Вначале нефть попадает на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступающей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ (газоперерабатывающий завод).

Все данные по добыче – суточный дебит, давления и прочее фиксируются операторами в культбудке. Потом эти данные анализируются и учитываются при выборе режима добычи.
Кстати, читатели, кто-нибудь знает почему культбудка так называется?

Далее частично отделенная от воды и примесей нефть отправляется на установку комплексной подготовки нефти (УКПН) для окончательного очищения и поставки в магистральный трубопровод. Однако, в нашем случае, нефть вначале проходит на дожимную насосную станцию (ДНС).

Как правило, ДНС применяются на отдаленных месторождениях. Необходимость применения дожимных насосных станций обусловлена тем, что зачастую на таких месторождениях энергии нефтегазоносного пласта для транспортировки нефтегазовой смеси до УКПН недостаточно.
Дожимные насосные станции выполняют также функции сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости и последующей раздельной транспортировки углеводородов. Нефть при этом перекачивается центробежным насосом, а газ — под давлением сепарации. ДНС различаются по типам в зависимости от способности пропускать сквозь себя различные жидкости. Дожимная насосная станция полного цикла состоит при этом из буферной ёмкости, узла сбора и откачки утечек нефти, собственно насосного блока, а также группы свечей для аварийного сброса газа.

На нефтепромыслах нефть после прохождения групповых замерных установок принимается в буферные ёмкости и после сепарации поступает в буферную ёмкость с целью обеспечить равномерное поступление нефти к перекачивающему насосу.

УКПН представляет собой небольшой завод, где нефть претерпевает окончательную подготовку:

• Дегазацию (окончательное отделение газа от нефти)
• Обезвоживание (разрушение водонефтяной эмульсии, образующейся при подъеме продукции из скважины и транспорте ее до УКПН)
• Обессоливание (удаление солей за счет добавления пресной воды и повторного обезвоживания)
• Стабилизацию (удаление легких фракций с целью уменьшения потерь нефти при ее дальнейшей транспортировке)

Для более эффективной подготовки нередко применяют химические, термохимические методы, а также электрообезвоживание и обессоливание.
Подготовленная (товарная) нефть направляется в товарный парк, включающий резервуары различной вместимости: от 1000 м³ до 50000 м³. Далее нефть через головную насосную станцию подается в магистральный нефтепровод и отправляется на переработку. Но об этом мы поговорим в следующем посте:)

Большая энциклопедия нефти и газа

Авторами были изучены условия образования газовой подушки под секционирующей решеткой и влияние живого сечения перераспределительных решеток на равномерность псевдоожижения.

Для снижения потери с провалом при большом количестве мелочи в торфе требуется уменьшение живого сечения решетки и соответственное повышение давления дутья.

Рассмотрение данных табл. 5 показывает, что глубина деструкции практически не зависит от живого сечения решетки, однако степень насыщения водородом при этом повышается, что позволяет увеличить выход дизельного топлива с заданным йодным числом.

Сумма площадей отверстий в колосниковой решетке для прохода воздуха к слою топлива называется живым сечением решетки. В колосниках, предназначенных для сжигания крупнокускового топлива, живое сечение составляет 25 – 30 % площади решетки.

Отношение суммарной площади воздушных щелей или отверстий в решетке к ее по иной площади носит название живого сечения решетки. Различают решетки с малым (5 – 15 %) и большим (15 – 40 %) живым сечением. Необходимая величина живого сечения определяется свойствами сжигаемого тбплива.

С уменьшением числа отверстий в решетке с 223 до 61 при одной и той же площади живого сечения решетки высота подушки остается практически постоянной. Она также не изменяется с увеличением высоты неподвижного слоя на перераспределительной решетке с 270 до 350 мм.

Потери с провалом Q p относятся к колосниковым решеткам и зависят в основном от конструкции и живого сечения решетки.

Скорость газа в сечении аппарата принимают обычно в пределах 1 – 3 м / с, а живое сечение решетки выбирают так, чтобы скорость газа в отверстиях составляла 6 – 13 м / с. Уменьшение скорости приводит к нарушению цельности слоя пены, повышение скорости выше указанных пределов резко увеличивает потери из-за брызг.

Диаметр отверстии верхней решетки составляет 3 мм, расстояние между отверстиями и их число определяются из расчета обеспечения живого сечения решетки в пределах 5 – 7 % от ее общей площади. Таким образом, скорость прохождения воздуха в отверстиях решетки составляет около.

Изделие устанавливают на такой высоте над решеткой, чтобы скорость подтекания воздуха была не более скорости его движения в живом сечении решетки. Приточный воздух подают сверху равномерно по всей площади потолка камеры. Следует использовать подшивной потолок, оборудованный фильтрующими кассетами.

Отношение площади всех зазоров R в колосниковой решетке, через которые поступает в слой воздух, ко всей площади решетки называют живым сечением решетки и обычно выражают в процентах. Необходимый размер живого сечения решетки зависит от рода сжигаемого топлива и крупности кусков. Так, при сжигании кускового торфа и дров применяют балочные колосники.

(19)

По каталогу производителя принимаем к установке три наружных решетки АРН с защитной сеткой 750х1000, белого цвета – RAL9016: АРН + С 750 х 1000 , с площадью живого сечения = 0,358 м 2 . Суммарное живое сечение трех решеток = 1,074 м 2 .

Скорость воздуха в суммарном живом сечении трех решеток

(20)

Аэродинамическое сопортивление при проходе воздуха через решетки

(21)

где – коэффициент местного сопротивления решетки, принимается по данным производителя, = 2,36

Размеры живого сечения воздухозаборной шахты принимаются исходя из требований (прил. 19 ) к максимально-допустимой скорости движения воздуха в ней.

Найдем площадь живого сечения шахты, исходя из допустимой скорости движения воздуха в ней и геометрических размеров решеток. Значение принимается аналогично (19).

Принимаем размер шахты (по внутреннему обмеру) 1,0х1,2 м . Площадь живого сечени шахты

Скорость воздуха в живом сечении шахты

Динамическое давление при движении воздуха через шахту

Вид воздухозаборной шахты представлен в графической части проекта.

3.2. Подбор воздушного клапана КВУ

Методика расчета КВУ аналогична расчету воздухозаборной решетки.

Ориентировочную площадь живого сечения принимаем аналогично (18)

По техническим характеристикам с сайта производителя принимаем клапан КВУ 1600х1000 , с площадью живого сечения = 1,48 м 2 .

Принят аналогично сопротивлению дроссельного клапана при угле поворота лопаток 15⁰ .

3.3. Аэродинамический расчет неразветвленного воздуховода

Задачей аэродинамического расчета неразветвленного воздуховода является выявление угла установки регулируемого устройства в каждом приточном отверстии, обеспечивающее истечение в помещение заданного расхода воздуха. При этом определяется: потери давления в воздухораспределителе и максимальное аэродинамическое сопротивление воздуховода и вентиляционной сети в целом.

При установке многостворчатого регулятора расхода на ответвлении (решетка АДН-К ), за пределами магистрального воздуховода практически исключается влияние положения лопаток регулятора расхода на потери давления в транзитном потоке. Для расчета воздуховодов существуют аэродинамические характеристики , учитывающие положение (угол установки) лопаток регуляторов: расхода , направления , и формы струи.

Воздуховод разбивают на отдельные участки с неизменным расходом воздуха по длине. Нумерацию участков начинают с конца воздуховода. Так как в концевой решетке регулятор расхода не устанавливается (устанавливается решетка АДН-К 400х800 ), давление перед второй (или каждой последующей) решеткой известно. С учетом этого определяются расчетные потери давления для нахождения по аэродинамичекой характеристике угла поворота (положени) регулятора расхода.

3.3.1. Методика расчета неразветвленного воздуховода П1

Расстояние между решетками – 2,93 м;

Угол наклона приточной неполной веерной струи – 27⁰;

Определяем размеры начального сечения воздуховода концевого участка 1-2 (см. графическую часть), стремясь сохранить постоянной его высоту .

Для создания действительно эффективной вентиляционной системы следует решить массу задач, одной из которых является грамотное воздухораспределение. Не акцентируя внимания на этом аспекте при проектировании систем вентиляции и кондиционирования в итоге можно получить повышенную шумность, сквозняки, наличие застойных зон даже в вентиляционных системах с высокими характеристиками эффективности. Важнейшим устройством, влияющим на правильное распределение воздушных потоков по помещению, является воздухораспределитель. В зависимости от монтажа и конструктивных особенностей, эти устройства называют решетками или диффузорами.

Классификация воздухораспределителей

Все воздухораспределители классифицируются:

• По назначению. Они могут быть приточными, вытяжными и переточными.
• По степени воздействия на воздушные массы. Эти устройства могут быть перемешивающими и вытесняющими.
• По монтажу. Воздухораспределители могут применяться для внутренней или наружной установки.

Внутренние диффузоры подразделяются на потолочные, напольные или настенные.

Приточные, в свою очередь, классифицируются по форме исходящей воздушной струи, которая может быть:

• Вертикальными компактными воздушными струями.
• Коническими струями.
• Полными и неполными веерными потоками воздуха.

В этой публикации мы рассмотрим наиболее распространенные диффузоры: потолочные, щелевые, сопловые и низкоскоростные.

Требования, предъявляемые к современным воздухораспределителям

Для многих слово вентиляция является синонимом постоянного фонового шума. Последствия этого хроническая усталость, раздражительность и головная боль. Исходя из этого, воздухораспределитель должен быть тихим.

Кроме этого, не совсем приятно находиться в помещении, если постоянно на себе ощущаешь охлажденные воздушные потоки. Это не только неприятно, но и может привести к болезни, поэтому требование второе: диффузор не должен создавать сквозняков.

Различные обстоятельства часто требуют смены обстановки. Можно поменять мебель или переставить местами офисную технику. Также несложно заказать новый оригинальный дизайн помещения, но сменить воздухораспределители, которые рассчитывались еще на этапе проектирования, достаточно трудно. Из этого «вытекает» требование третье: воздухораспределитель должен быть малозаметен, или как говорят дизайнеры «растворен в интерьере помещения».

Щелевые распределители воздушных потоков

Щелевые диффузоры – это вентиляционное оборудование, предназначенное для подачи свежего и отвода отработанного воздуха из помещений с высокими требованиями к дизайну и качеству воздушной смеси. Для оптимального распределения воздуха, высота потолков при использовании такого оборудования ограничена 4 метрами.

Конструкция приспособления состоит из алюминиевого корпуса с горизонтальными щелевыми отверстиями, количество которых, в зависимости от модели может варьироваться от 1 до 6. Внутрь диффузора монтируется цилиндрический валик, для контроля за направлением движения воздушного потока. Как правило, такие диффузоры оснащены камерой статического давления, для управления расходом воздуха.

Высота щели также может быть различной: от 8 до 25 мм. Длина устройства не регламентирована и может быть от 2 см до 3 м, благодаря чему их можно монтировать в непрерывные линии практически любой формы. Линейные щелевые диффузоры характеризуются хорошими аэродинамическими свойствами, привлекательным дизайном и высокой степенью индукции, благодаря которой происходит быстрый нагрев приточных воздушных потоков. Монтируются такие устройства в подвесных потолках и стеновых конструкциях. Высота монтажа не должна быть менее 2,6 м.

Потолочные диффузоры

Потолочные воздухораспределители могут быть приточными или вытяжными. Эти устройства отличаются: конструкцией, формой, размерами, производительностью, формированием воздушной струи. Кроме того, диффузоры различаются аэродинамическими характеристиками, распределением воздушного потока, а также материалом, из которого они изготовлены.

• Конструкция этих устройств состоит из декоративной решетки, за которой крепится крыльчатка (если диффузор приточный) и камера статистического давления. В регулируемых «плафонах» есть элементы, направляющие воздушный поток.
• Форма. Большинство потолочных диффузоров имеют круглую или квадратную форму. Но не следует забывать, что и щелевые воздухораспределители также считаются потолочными, а они имеют прямоугольную форму.
• Размеры круглых распределителей воздуха варьируются от 10 см до 60 см. Для квадратных — от 15х15 см. до 90х90 см.
• Способ монтажа. Устанавливаются в подвесной потолок, врезаются в панель из гипсокартона или монтируются в натяжной потолок при помощи дополнительных колец.
• Потолочные диффузоры формируют веерные, турбулентные, вихревые, конические и сопловые воздушные потоки.
• Распределение воздуха в этих приспособлениях может варьироваться по разным сторонам (в квадратных приточных) или быть круговым.

Чаще всего эти устройства используют в жилых и офисных помещениях, магазинах, а также ресторанах и местах общественного питания.

Сопловые диффузоры

Воздухораспределители сопловые используются для подачи потоков чистого воздуха на дальние дистанции. Для увеличения дальности воздушного потока, сопловые распределители объединяют в блоки, которые могут иметь различную форму и быть выполнены из различных материалов.

По конструкции сопловые диффузоры могут иметь подвижные и неподвижные сопла, которые имеют оптимальный профиль, обеспечивающий низкое аэродинамическое сопротивление и малый уровень шума. Этот тип распределителей воздушных потоков монтируется на поверхность при помощи клея, саморезов или заклепок, а некоторые модели могут устанавливаться непосредственно в круглый воздуховод.

Эти приспособления изготавливаются из анодированного алюминия, что позволяет использовать их для распределения нагретого воздуха и воздушных масс повышенной влажности. Применяются такие приспособления в вентиляционных системах производственных предприятий, коммерческих сооружениях, парковках и т.д.

Низкоскоростные диффузоры

Воздухораспределители низкоскоростные работают по принципу вытеснения загрязненного воздуха из обслуживаемого помещения. Они предназначены для подачи чистого воздуха непосредственно в зону обслуживания, с низкой скоростью воздушного потока и малым температурным перепадом между притоком и воздушной смесью помещения. Эти устройства различаются по способу установки, форме, размерам и конструкции.

Существует несколько разновидностей низкоскоростных распределителей воздуха:

Напольные и настенные низкоскоростные диффузоры предназначены для малых, средних и больших показателей расхода воздуха. Чаще всего их устанавливают под сидениями в кинотеатрах, больших концертных и учебных помещениях, магазинах, музеях, спортивных сооружениях. Встраиваемые, напольные устройства могут монтироваться в лестничные пролеты и ступеньки.

Низкоскоростные приспособления изготавливаются из покрытого порошковой краской металла или анодированного алюминия. Состоит устройство из наружной и внутренней обечайки и корпуса с подводящим патрубком. Некоторые модели распределителей могут оснащаться поворотными форсунками для регулирования направления воздушного потока.

Расчет диффузоров

Расчет воздухораспределителей достаточно сложный, но необходимый процесс, который заключается в выборе устройства, отвечающего следующим требованиям:

• Скорость выхода приточного воздушного потока должна быть оптимальной.
• Перепад температур воздушного потока на входе в рабочую зону должен быть минимальным.

• Изначально производится расчет подачи воздушной смеси для помещения определенных размеров и архитектурной формы, с заданной производительностью L п (м3/ч) и перепадом температур приточного воздуха Δt 0 (°С); высотой монтажа устройства h (м) и другими характеристиками распределения воздуха.
• По допустимым параметрам скорости движения воздушных масс Uд (м/с) и разницы температур между приточным воздухом и воздухом на входе в рабочую зону, определяется скорость и количество воздуха, подаваемого из одного диффузора.
• После, рассчитывается необходимое расположение и количество устройств необходимых для оптимального воздухораспределения в конкретном помещении.

Совет:
Если вы не имеете специальных инженерных знаний, то для правильного расчета воздухораспределителей, обращайтесь в организации, специализирующиеся на этом виде деятельности. Если вы решили самостоятельно заняться расчетами, то воспользуйтесь специализированным программным обеспечением.

Технология добычи нефти

В прошлый раз мы поговорили о том, где нефть под землёй находится и откуда она там берётся. На этот раз речь пойдёт о том, каким образом нефть из-под земли добывают. Для лучшего понимания этой части желательно прочитать раздел «Геология нефти» предыдущей статьи.

Устройство скважин

Добыча нефти осуществляется через скважины, которые перед этим нужно пробурить. Это делается с помощью буровых установок, которые выглядят как «нефтяные вышки». Эти вышки не используются для добычи нефти. Они предназначены только для бурения. Когда бурение скважины закончено, буровая установка переезжает на новое место и приступает к бурению новой скважины.

Бурение одной скважины может занимать от нескольких дней до нескольких месяцев. Пробурённая скважина — это не просто дырка в земле, её обсаживают изнутри стальными трубами, чтобы порода не осыпалась внутрь и не завалила скважину. Один из типовых внутренних диаметров этой обсадной колонны — 146 миллиметров. Длина скважины может достигать 2—3 километров и более. Длина скважины, таким образом, превосходит её диаметр в десятки тысяч раз. Примерно такими же пропорциями обладает, например, отрезок обычной нити длиной 2—3 метра.

Буровая установка. Она высокая для того, чтобы можно было опускать в скважину трубы, подвешенные к крюку. Сам крюк висит на тросах лебёдки, перекинутых через блок на вершине вышки

Понятно, что любые манипуляции с чем-либо на дне (забое) скважины превращаются в очень увлекательное занятие. Если в скважину нечаянно уронить инструмент, насос или несколько труб, то вполне можно уроненное никогда не достать, после чего на скважине стоимостью в десятки или сотни миллионов рублей можно ставить крест. Покопавшись в делах и историях ремонта, можно найти настоящие скважины-жемчужины, на забое которых лежит насос, поверх которого лежит ловильный инструмент (для извлечения насоса), поверх которого лежит инструмент для извлечения ловильного инструмента.

Чтобы разные пласты не превращались в сообщающиеся сосуды, пространство за обсадной колонной скважины заливают цементом. Этим достигается разобщение пластов и предотвращение циркуляции между ними нефти, газа или воды. Цементное кольцо за обсадной колонной со временем от физического и химического воздействия может крошиться и разрушаться, что приводит к возникновению заколонной циркуляции. Это вредное явление, так как помимо нефти из пласта-коллектора в скважину начинает поступать вода или газ из близлежащих пластов, причём часто в объёме гораздо большем, чем нефть.

Чтобы нефть вообще могла поступать в скважину, нужно проделать отверстия в обсадной колонне и цементном кольце за ней, так как они, вообще говоря, отделяют коллектор от собственно скважины. Эти отверстия делают с помощью кумулятивных зарядов; они по сути такие же, как, например, противотанковые, только без обтекателя, потому что лететь им никуда не надо. Заряды пробивают не только обсадную колонну и цемент, но и сам пласт горной породы на несколько десятков сантиметров вглубь. Весь процесс называется перфорацией.

Схема скважины, оборудованной ЭЦН. Стрелками показано движение нефти. Для наглядности пропорции диаметра и длины скважины искажены в тысячи раз.

Технология добычи

Нефть может фонтанировать из скважин, то есть подниматься по скважине от пласта-коллектора до поверхности самостоятельно, без помощи насоса, благодаря своей низкой плотности. Дело в том, что давление в коллекторе обычно гидростатическое, то есть такое же, как и в воде на такой же глубине; например, на глубине в два километра давление составит около 200 атмосфер (пластовое давление). При плотности нефти около 800 кг/м 3 давление в заполненной нефтью скважине напротив этого пласта (забойное давление) составит около 160 атмосфер. В результате между коллектором и скважиной возникает перепад давления (депрессия), который и приводит нефть в движение.

Кроме того, нефть обычно содержит лёгкие компоненты, которые при снижении давления переходят в газообразное состояние — это так называемый растворенный газ. Выделение растворенного газа снижает среднюю плотность содержимого скважины и тем самым ещё сильнее увеличивает перепад давления. В целом это не слишком отличается от того, что происходит с бутылкой тёплого шампанского после открытия пробки.

Количество нефти, получаемой из скважины за сутки, называется дебитом этой скважины. Данное понятие не имеет никакого отношения к дебету в бухучете. Как можно заметить, даже пишутся эти слова по-разному. По мере добычи нефти из коллектора пластовое давление в нем падает, в силу закона сохранения энергии. Дебиты скважин, соответственно, тоже падают, так как уменьшается перепад давления между пластом и скважинами. Для поддержания пластового давления в коллектор закачивают с поверхности воду. Некоторые коллекторы изначально содержат помимо нефти ещё и очень большое количество воды, расширение которой может частично восполнить падение пластового давления; закачка воды в таких случаях может быть и не нужна.

Так или иначе, в изначально нефтенасыщенные области коллектора, а затем и в добывающие скважины, проникает вода. Продукция скважин начинает обводняться. Это тоже приводит к падению дебита, не только из-за сокращения доли нефти в продукции скважины, но и из-за увеличения плотности этой продукции. В обводнённых скважинах увеличивается забойное давление и, соответственно, уменьшается депрессия. Со временем обводненные скважины перестают фонтанировать.

Таким образом, в целом дебит скважин имеет свойство снижаться. Обычно скважина имеет максимальный дебит при первом запуске в работу. После этого, по мере выработки запасов нефти, дебит скважины падает. Чем быстрее вырабатываются запасы, тем быстрее падает дебит. Или, другими словами, чем выше дебит скважины, тем быстрее он снижается. Время от времени на скважине могут проводиться различные мероприятия по интенсификации добычи. Эти мероприятия дают мгновенный прирост дебита, после чего он продолжает снижаться, но уже быстрее, чем до мероприятия. Характерные темпы падения дебита по отдельно взятой российской скважине лежат в диапазоне от 10 до 30% в год.

Для увеличения дебита в обводнённых скважинах, либо в скважинах с упавшим пластовым давлением, либо в скважинах с низким содержанием растворенного газа, применяют различные способы механизированной добычи. В первую очередь это различные виды насосов. Из насосов наиболее распространены штанговые глубинные насосы (ШГН), поверхностная часть которых выглядит как известные многим «качалки»; а также электроцентробежные насосы (ЭЦН), которые с поверхности не выглядят никак. В России сегодня большая часть нефти добывается с помощью именно электроцентробежных насосов.

Скважина, оборудованная ШГН. На фото мы видим в основном станок-качалку. Собственно скважина здесь — это маленькая кучка труб справа внизу. Скважина, оборудованная ЭЦН, выглядит примерно так же, только нет станка-качалки.

Эффект от применения механизированной добычи достигается за счёт снижения забойного давления в скважине. В результате увеличивается депрессия и, соответственно, дебит. Перевод скважины на механизированную добычу и вообще увеличение депрессии — это не единственный способ интенсификации добычи. Есть еще, например, гидроразрыв пласта, о котором мы поговорим более подробно в другой раз.

Месторождения нефти можно разрабатывать с высоким забойным давлением, а можно с низким. Если забойное давление высокое, то депрессия низкая, дебит скважин маленький, и запасы на месторождении вырабатываются медленно. Если забойное давление низкое, то депрессия высокая, дебиты скважин большие, запасы вырабатываются быстро. Можно говорить, что низкое забойное давление позволяет эксплуатировать месторождения и скважины более интенсивно.

Часто интенсивную выработку запасов называют «хищнической эксплуатацией» или «хищнической добычей». Подразумевается при этом, что таким образом нефтяные компании «снимают сливки» с месторождений, добывают то, что добыть легко, а остальные запасы бросают. При этом будто бы оставшиеся запасы приходят в такое состояние, что добыть их практически невозможно. Это в общем случае неверно. На большинстве месторождений интенсивность эксплуатации не влияет на остаточные запасы нефти. Чтобы убедиться в этом, достаточно обратить внимание на тот факт, что исторически «снятие сливок», т.е. резкая интенсификация добычи в России, произошло в конце девяностых — начале двухтысячных годов. С тех пор добыча нефти в России падать так и не начала, хотя прошло уже пятнадцать лет. Для нефтяных месторождений это большой срок. Если бы практика интенсификации приводила к потере остаточных запасов нефти, то это уже давно сказалось бы.

Интенсивная эксплуатация скважин связана с несколько повышенным риском возникновения аварий, разрушения цементного кольца (что, как мы помним, ведёт к нежелательной заколонной циркуляции), преждевременного прорыва воды. Однако в целом такой режим работы, как правило, оказывается экономически оправданным при почти любой цене на нефть. Здесь можно провести аналогию с дорожным движением. Если ограничить скорость движения автомобилей на загородных трассах двадцатью километрами в час и драконовскими мерами добиться соблюдения такого скоростного режима, то наверняка количество ДТП сведётся практически к нулю. Однако будет ли экономический смысл в таких дорогах?

Как уже упоминалось, быстрый рост добычи нефти в России в конце 1990-х — начале 2000-х годов технически поначалу обеспечивался в основном снижением забойного давления (увеличением депрессии) на добывающих скважинах. В фонтанирующие скважины спускались насосы; в скважины, уже оборудованные насосами, спускались более производительные насосы. В этом нет ничего однозначно плохого ни с современной экономической, ни с технической точки зрения. Плохо это, на мой взгляд, только со стратегической точки зрения. Чем выше депрессия, тем выше скорость выработки запасов нефти, и тем быстрее падает добыча нефти на уже разбурённых площадях.

Поскольку дебиты скважин имеют свойство постоянно падать, для поддержания добычи нефти на постоянном уровне необходимо бурить новые скважины. Чем быстрее падают дебиты, тем больше скважин нужно бурить ежегодно. Поэтому при интенсивной эксплуатации месторождений необходимо ежегодно бурить больше скважин. Иными словами, продолжать обеспечивать нужный объем добычи при интенсивной эксплуатации становится сложнее.

Кроме того, если скважины эксплуатируются неинтенсивно (с высоким забойным давлением), то есть резерв добывающих мощностей, которые в случае необходимости можно реализовать, понизив забойное давление. Именно таким образом регулируют добычу в таких странах как Саудовская Аравия и Кувейт. Это позволяет говорить о большей безопасности стратегии неинтенсивной эксплуатации. Добывать 500 с лишним миллионов тонн нефти в год с высоким забойным давлением (как это было в РСФСР в 1980-х годах) — это совсем не то же самое, что добывать 500 с лишним миллионов тонн нефти в год с низким забойным давлением (как это есть в РФ сейчас). Если вдруг санкции, война или ещё что-нибудь не позволит сегодня осуществлять в российской нефтедобывающей отрасли капитальные вложения и бурить новые нефтяные скважины, то падение добычи имеет все шансы стать катастрофическим, по причине интенсивной эксплуатации месторождений и отсутствия значительного резерва добывающих мощностей.

Однако в экономической модели нефтяной компании, ориентированной в первую очередь на прибыль, тонна нефти сегодня — это всегда лучше, чем тонна нефти завтра. Нельзя ждать, что капитал добровольно откажется от части прибыли. Поэтому если кому-то хочется создавать стратегические резервы добывающих мощностей, заставить это сделать публичную нефтяную компанию, действующую в рамках рыночной экономики, можно только методами государственного регулирования и принуждения.

Большая Энциклопедия Нефти Газа

Отработанный буровой раствор

Отработанный буровой раствор, или буровой шлам, может содержать органические компоненты и соли, которые токсичны для растений и рыб. Неуправляемый выпуск буровых растворов или шлама на территории, окружающей буровую площадку, может отрицательно сказаться на растительности и поверхностных водах. [1]

Отработанный буровой раствор собирается в блоке сбора ОБР и при необходимости может быть повторно использован. Утилизация экологически безопасного ОБР может быть осуществлена путем захоронения его в траншеях с последующей засыпкой минеральным грунтом или вывозом на узел переработки. Экологически вредный ОБР обрабатывается в блоке обезвреживания и утилизации ОБР и сбрасывается на плошадку для твердения с последующим захоронением в траншеях. [2]

Отработанные буровые растворы характеризуются значительными объемами. [3]

Утилизация отработанных буровых растворов за рубежом / / Буре-ние. [4]

Предлагается использовать отработанные буровые растворы для затворения цементных растворов при тампонажных работах. Проведенные исследовательские работы показали, что для затворения 1 м3 там-понажного раствора расходуется до 0 830 м3 бурового раствора. При затворении цемента на буровом растворе получается тампонажный камень с достаточной прочностью, водопроницаемостью, устойчивостью против агрессивных подземных вод. Метод использования отработанного раствора находит широкое применение там, где это позволяют технологические условия проходки скважин. [5]

Эффективно использование отработанных буровых растворов для приготовления на их основе отвержденных смесей для крепления и изоляции зон поглощения. [6]

В состав химически отработанного бурового раствора входят: стабилизаторы – углещелочной реагент ( УЩР), карбоксилметил-целлюлоза ( КМЦ), сульфит-спиртовая барда ( ССБ); понизители вязкости – нитролигнин, полифенольный лесохимический реагент ( ПФЛХ), окзил; добавки неорганического происхождения – сода, хроматы, щелочи; профилактические добавки нефти, сульфонола и графита. [7]

Установлено, что отработанные буровые растворы оказывают меньшее отрицательное влияние на кислые почвы с высоким содержанием органических веществ, а также песчаные почвы, но являются более вредными для щелочных суглинистых почв и почв с высоким содержанием глин. Это объясняется щелочной природой ОБР. Многие буровые растворы являются причиной почвенного диспергирования, вызывающего поверхностное коркообразование. [8]

В процессе бурения отработанные буровые растворы могут быть использованы при приготовлении новых буровых растворов для проходки нижележащих интервалов, а после окончания бурения оставшийся буровой раствор должен вывозиться для повторного использования на других буровых, регенерации, утилизации или захоронения в специально отведенные места. [9]

Как установлено [215], отработанные буровые растворы оказывают меньшее отрицательное влияние на кислые почвы с высоким содержанием органических веществ, а также песчаные почвы, но являются более вредными для щелочных суглинистых почв и почв с высоким содержанием глин. Это объясняется щелочной природой ОБР. Многие буровые растворы являются причиной почвенного диспергирования, вызывающего поверхностное коркообразование. В аридных зонах с ежегодным количеством осадков менее 50 см буровые растворы не так пагубны, как в зонах влажного климата. [10]

Разработан перспективный метод утилизации отработанных буровых растворов – приготовление на их основе отвержденных смесей, применяемых для крепления и изоляции зон поглощения. В качестве отверждающего компонента используются различные синтетические смолы, цементы, гипс и другие материалы. В состав разработанного ВНИИКРнефтью отверждаемого бурового раствора входят глинистый раствор, фенолформальдегидная сланцевая смола ТС-10, формалин или уротропин. В результате отверждения эта смесь образует феноло-альдегидноглинистую пластмассу, нерастворимую в пластовых флюидах, непроницаемую и коррозионно-устойчивую в водных растворах солей одновалентных металлов. Кроме того, утилизация отработанного бурового раствора осуществляется при производстве керамзитового гравия методом скоростной термообработки различных глинистых пород. [11]

Перспективно приготовление на основе отработанных буровых растворов отвержденных смесей, которые можно использовать для крепления и изоляции зон поглощения. В качестве ( утверждающего компонента применяют синтетические смолы, цемент, гипс и др. Зарубежные фирмы вводят специальные активирующие добавки, значительно ускоряющие сроки отверждения отходов. В СССР получена фенолальдегидноглинистая пластмасса отверждением смеси, состоящей из глинистого раствора, фенолформальдегидной сланцевой смолы ТС-10, форма-или уротропина. [12]

Существующая технология глушения скважин отработанными буровыми растворами засоряет пласт и призабойную зону, и особенно в скважинах с высоким пластовым движением, где используются глинистые растворы повышенной плотности. Проникая в пласт, буровой раствор закупоривает поры и снижает приемистость и продуктивность скважины. [13]

На основании современных аналитических определений отработанного бурового раствора ( ОБР) из скважины № Ш ( ачимовский горизонт, забой 3900 м) Хадутейской площади Южно-Песцовского газоконденсатного месторождения Тюменской области проведена экспериментальная оценка его экологичности. [14]

Фирма Тоталь ( TOTAL) предлагает отработанные буровые растворы и буровой шлам подвергать обработке в установке для отделения твердой фазы от жидкой, действие которой основано на обезвоживании с помощью центрифуги после флокуляции. В комплект установки, помимо флокулирующей системы и центрифуги, входит эффективная система очистки бурового раствора, включая вибросита, песко – и илоотделители. Буровой раствор пропускают через флокуляционную систему. В центрифуге после прохождения раствора через систему очистки твердая фаза отделяется. Обработанная твердая фаза до транспортировки сохраняется на специально отведенных площадках. [15]

Страницы: 1 2 3 4

studopedia.org – Студопедия.Орг – 2014-2020 год. Студопедия не является автором материалов, которые размещены. Но предоставляет возможность бесплатного использования (0.001 с) .