2. Схемы водозаборов.

На рис.6.5 приведены схемы подруслового и открытого водозабора.

Для подрусловых водозаборов в пойменной части реки бурят неглубокие скважины (20-30 м) и обсаживают их трубами 1 диаметром 300 мм, в которые спускают водоподъемные трубы 2.

Водозаборные скважины могут работать как на самоизливе (сифон), когда уровень воды в реке выше, чем уровень в резервуаре 8, так и за счет поддержания в вакуум-котле 4 постоянного вакуума, равного 600 мм рт. ст., или вертикальных погружных центробежных электронасосов марки ATH, 12HA и др.

Загрязненная вода из реки фильтруется через песчаный пласт, где она очищается от взвешенных частиц, а затем поступает в скважину. Из скважины чистая вода под действием разности уровней в реке и в резервуаре, а также вакуума, создаваемого вакуумкомпрессором, поступает в вакуум-котел 4, а из него насосом 6 откачивается в резервуар чистой воды 8. Насосами 9 чистая вода забирается из резервуара 8 и нагнетается в магистральный водовод, проложенный по территории месторождения. От магистрального водовода вода подходит к отдельным КНС, а от них в нагнетательные скважины.

Рис.6.5. Схемы водозаборов: а - подрусловый водозабор: 1- обсадная труба (диаметром 300 мм); 2 - подъемная колонна (диаметром 200 мм); 3 -гравийный фильтр; 4 - вакуумкотел; 5 -вакуумкомпрессор; 6,9- насосы; 7 - шахта (глубиной 3-4 м); 8 - резервуар чистой подрусловой воды; б - водозабор открытого водоема: 1 - прием насоса для загрязненной воды; 2 - приемная труба; 3 - площадка для наблюдений; 4 - сваи для площадки

В открытых водозаборах (см. рис.6.5,б) загрязненная вода из реки по трубе 2 поступает на насосную станцию первого подъема 1 (см. рис.6.5).

3. Методы утилизации попутного нефтяного газа.

• сжигание в факельных установках

• закачка в недра для повышения пластового давления и, тем самым, эффективности добычи нефти. Однако в России, в отличие от ряда зарубежных стран, этот метод за редким исключениемне используется, т.к. это высокозатратный процесс.

• использование на местах для выработки электроэнергии, идущей на нужды нефтепромыслов.

• переработка на газоперерабатывающих заводах с получением сухого отбензиненного газа (СОГ), широкой фракции легких углеводородов (ШФЛУ) сжиженных газов (СУГ) и стабильного газового бензина (СГБ)

Билет №60.

1.Движение газожидкостных смесей в вертикальных трубах.

П ри движении газожидкостной смеси по вертикальным трубам ее структура зависит от объемных расходов жидкой и газовой фаз, ГС, Dлифта, ФХС фаз и т.д. Принято различать три режима движения газожидкостной смеси.

1. Эмульсионный/Пузырьковый/Пенный режим (рис. а), когда жидкость с мелкими пузырьками газа высокого давления движется в нижней части подъемных (НКТ) труб. При этом пузырьки газа свободно перемещаются в жидкости. Проявляется при малой ГС, характеризуется существованием малых относительных скоростей газа в жидкости при их значительном изменении

2. Снарядный/пробковый режим (рис. б), когда из жидкости выделяется значительное количество газа в виде крупных пузырьков, имеющих удлиненную форму. Пузырьки газа чередуются с жидкостными перемычками. Снарядный режим проявляется главным образом в средней части подъемных труб (НКТ). При дальнейшем движении газожидкостной смеси из жидкой фазы выделяется все больше пузырьков газа, происходит их слияние, за счет чего размеры пузырьков увеличиваются. При этом режиме происходит пульсация газожидкостной смеси и скважина работает неравномерно.

3. Стержневой/Дисперсно-кольцевой режим (рис. в), когда газообразная фаза движется по центру подъемных труб, образуя ядро потока, а жидкая фаза движется по стенкам подъемных труб. В ядре газообразного потока содержатся капли жидкости. Дисперсно-кольцевой режим проявляется в основном в подъемных трубах ближе к устью скважины, где наблюдается значительное снижение давления (значительное увеличение ГС), и наибольшие скорости движения газожидкостной смеси.