Характеристика нефти и газа

Нефти палеозойских отложений на месторождениях Волго-Уральской провинции изменяются от очень тяжелых, плотность которых приближается к 1г/см³, сильновязких, с большим содержанием серы (до5%) и силикагелевых смол (до 28%), до очень легких, плотностью 0,793г/см³, с небольшим содержанием серы (до 0,31%), силикагелевых смол (0,78%), асфальтенов (0,1%) и с большим выходом легких фракций, кипящих до 300⁰С (до 70%).

Большое разнообразие свойств нефтей зависит как от тектонического строения территории, так и от глубины залегания продуктивных горизонтов. Девонские нефти – наиболее легкие, менее сернистые, менее вязкие и характеризуются большим выходом легких фракций по сравнению с нефтями вышележащих горизонтов. Каменноугольные нефти, как правило, тяжелее девонских, более вязкие, более сернистые, с большим содержанием смол и асфальтенов и с меньшим выходом легких фракций. Нефти пермских отложений в большинстве случаев тяжелые, более вязкие и главным образом более сернистые.

В целом в пределах Волго-Уральского региона ухудшение качества нефтей, увеличение плотности, сернистости, смолистости, уменьшение выхода легких фракций наблюдается в северо-западном направлении, т.е. в сторону регионального подъема слоев. Газонасыщенность палеозойских нефтей увеличивается в восточном и юго-восточном направлениях, т.е. в направлении погружения всего комплекса осадочных пород.

Газовые залежи (а также газовые шапки газонефтяных залежей) приурочены главным образом к пермским отложениям юго-восточной части территории. Газ по составу преимущественно метановый. Характерной особенностью газа пермских залежей является повышенное содержание в нем азота.

Газы месторождений западных районов характеризуются высоким содержанием метана (80-90%) и незначительным содержанием тяжелых углеводородов и азота.

Специфический состав имеют газы крупнейшего Оренбургского месторождения. Содержание метана в них около 84%, тяжелых углеводородов 7%, азота 4,5%, сероводорода 4,5%.

Промышленная нефтеносность на площади Казанского месторождения установлена в отложениях радаевского горизонта - пласт В₁ и бобриковского горизонта - пласт Б₂. Коллекторами радаевского горизонта служат песчаники, разделенные алевралитами и глинами.

Нефти Радаевского месторождения в поверкностных условиях вязкие высокосернистые (класс 3) высокопарафиновые (Вид П-3) смолистые, выход светлых фракций из них низкий. Сепарированные нефти радаевского горизонта Казанского месторождения относительно тяжелые, вязкие, парафиновые (вид П₂), в основном высоко сернистые (класс III).

Таблица 6 - Характеристика нефти Радаевского месторождения ([13]стр.240)

Пласт	А3	А4	Б2
Плотность, кг/м3	0,902	0,883	0,909
Содержание, вес. %: парафинов серы асфалытенов смол силикагелевых
7,4	7,2	7,4
2,8	2,8	2,5
4,4	4,4	4,3
14,8	14,5	14,7
Вязкость, мПа с, при 20°С.	115,9	113,5	116,8
Вязкость,500С	28,9	28,2	29,1
Фракционный состав, %: до 200 °С до 300 °С Кислотное число КОН(г)
16,0	16,0	14,0
33,0	34,0	33,0
0,136	0,136	0,136

1.5 Тепловые методы повышения нефтеотдачи пластов

В качестве теплоносителя для нагнетания в пласт обычно используются горячая вода и водяной пар.

Интенсификация добычи нефти или увеличение нефтеотдачи пластов при нагнетании теплоносителей достигается за счет снижения вязкости нефти, теплового расширения пластовой нефти и скелета пласта, а также интенсификации капиллярной пропитки. В результате увеличиваются подвижность нефти, фазовая проницаемость для нее и охват пласта вытесняющим агентом, создаются условия, для вытеснения нефти из малопроницаемых целиков. В случае нагнетания в пласт пара к указанным факторам добавляется еще так называемый эффект дистилляции, который заключается в испарении части пластовой нефти под воздействием пара и переносе ее по пласту в парообразном виде.

При выборе объекта длянагнетания теплоносителя следует иметь в виду, что некоторые глинистые материалы, содержащиеся в продуктивном пласте, обладают способностью набухать при воздействии на них горячей водой и паром и уменьшать эффек­тивную проницаемость пласта. Температурное воздействие в некоторых случаях может также несколько интенсифицировать вынос песка и образование песчаных пробок в эксплуатационных скважинах.

Важное значение имеет характер строения продуктивного пласта. Если залежь представлена пропластками различной про­ницаемости, то нагнетаемый рабочий агент в первую очередь будет проникать по более проницаемым пропласткам. При нагнeтании в пласт холодной воды это может привести к охлаждению малопроницаемых пропластков и полному исключению их из разработки. В случае же нагнетания теплоносителя малопрони­цаемые пропластки будут прогреваться посредством теплопроводности, и включаться, таким образом, в разработку. Следова­тельно, многослойные пласты, сложенные пропластками различ­ной проницаемости, могут служить одним из объектов для нагне­тания теплоносителей.

Глубина залегания продуктивного пласта имеет значение в том отношении, что с увеличением глубины растут потери тепла в стволе скважины, что может отрицательно повлиять на экономику процесса. Эффективная мощность продуктивного пласта влияет на потери тепла через кровлю и подошву чем меньше мощность, тем больше удельная поверхность теплопотерь и тем больше относительная величина тепловых потерь.

При нагнетании в пласт горячей воды ее качеству должно быть уделено серьезное внимание, поскольку от этого зависит продолжительная и бесперебойная работа установки.

При нагнетании пара используется насыщенный, а не перегретый пар, так как производство перегретого шара требует исклю­чительно тщательной подготовки питательной воды, что в про­мысловых условиях трудно осуществить.

При непрерывном нагнетании теплоносителя значительная часть вводимого в пласт тепла расходуется на нагревание пород, залегающих выше и ниже продуктивного горизонта. Для более ра­ционального использования тепла советскими учеными на основе теоретических и лабораторных исследований предложена следую­щая схема процесса нагнетания в пласт теплоносителя.

Вначале в пласт в течение определенного времени нагнетают горячий агент. После образования в пласте нагретой зоны необ­ходимых размеров прекращают нагнетать горячий агент и начи­нают нагнетать холодный. При поступлении в нагретую зону холодный агент нагревается (т.е. превращается в теплоноситель), и во время дальнейшего движения прогревает более удаленные участки пласта. Пористая среда (порода-коллектор) действует как теплообменник с большой поверхностью теплообмена. По мере остывания первоначально нагретого участка пласта некоторая часть тепла, переданного ранее окружающим породам, постепенно возвращается обратно в пласт. Таким образом, тепло, ак­кумулированное в пласте (а также частично в окружающей его породах), реализуется для нагревания рабочего агента нeпосред­ственно в пластовых условиях.

Размеры и температуру предварительно подогреваемой зоны, необходимые для тепловой обработки нагреваемого участка пла­ста, определяют расчетным путем.

Нагнетание в пласт теплоносителя осуществляется обычно при пятиточечной схеме размещения скважин с центральным распо­ложением нагнетательной скважины. В зависимости от конкретных условий можно применять семиточечную систему, а так же линейное и радиальное размещение рядов нагнетательных и эксплуата­ционных скважин.

При разработке, месторождения с нагнетанием теплоносителя целесообразно применять более плотную сетку скважин, чем при обычном заводнении. Расстояние между нагнетательными и эксплуатационными скважинами обычно составляет 100 -200 м.

Подачу пара в скважину рекомендуется начинать при неболь­ших его расходах с постепенным увеличением до максимального значения. Быстрый, ввод скважины для нагнетания пара вызы­вает неpaвномepнoe прогревание обсадной колонны и цементного камня, что может привести к нарушению герметичности крепле­ния скважины. После прогрева обсадной колонны нагнетание тeп­лоносителя рекомендуется проводить с максимально большим расходом при располагаемом давлении, что сокращает потери тепла, в стволе скважины и через кровлю-подошву пласта. При­меняемые на практике величины расхода пара колеблются от 100 до 250 т/сутки, и более на одну нагнетательную скважину.

Особо важное значение имеют контроль за ходом осуществления процесса и его регулирование в процессе нагнетания теп­лоносителя должны регулярно контролироваться давление нагне­тания, температура на устье и забое нагнетательных и эксплуа­тационных скважин, степень сухости теплоносителя (если нагнетается пар), изменение во времени дебитов нефти и воды, а также химический состав добываемой воды. Все эти данные необходимы для регулирования хода процесса и анализа его эффективности.

На практике нередко наблюдается неравномерное продвиже­ние нагнетаемого агента в направлении отдельных эксплуатацион­ных скважин, Особенно часто это наблю­дается в случае нагнетания в пласт пара. Для борьбы с этим явлением применяется ограничение дебита эксплуатационной скважины, находящейся в направлении преимущественного продвижения пара (горячей воды).

Оборудование, применяемое для нагнетания в пласт горячей воды, состоит из водогрейных установок и коммуникаций горячей воды. Устьевое и внутрискважинное оборудование нагнетательных скважин, как правило, используется стандартного типа, которое применяется при заводнении.

Тип водогрейной установки выбирается в зависимости от температуры, до которой необходимо нагреть воду. Если температура воды не превышает 100 ^оC, применяют серийно выпускаемые водогрейные установки различного назначения.

Для нагнетания горячей воды в пласт разработана двухкон­турная установка производительностью 600 м^З/ч воды, нагретой до 100 ^оС. Теплоносителем является вторичный пар, генерируемый в самоиспарителях из воды, подогретой в водогрейном котле. Для предотвращения образования накипи на поверхностях теплообме­на греющей камеры выпарного аппарата при использовании для питания высокоминерализованной воды вводят мелкозернистый порошок, аналогичный посоставу выделяющейся накипи, на ко­тором затем агрегируется выпадающий. при нагреве оса­док СаСОз.

При нагреве воды до более высокой температуры (150­ - 200 ^оС) используют водогрейные теплофикационные котлы. Воду температурой более 180-200 ^оС можно получить на специальных установках, где в соответствующих теплообменных устройствах готовится теплоноситель.

Применяемое при нагнетании в пласт пара оборудование со­стоит из паровых котлов, паропроводов, устьевого и внутрисква­жинного оборудования нагнетательных скважин. Пар можно по­лучить из полустационарных и стационарных паровых котельных и передвижных парогенераторных установок, в качестве которых применяются установки типа ППГУ-4/120, ППГУ-4/120М и др. Передвижные парогенераторные установки монтируют в виде устройств, когда на общей площадке устанавливают несколько агрегатов. В установках ППГУ теплопроизводительность по от­пускаемому пару равна 2,32 кВт/ч, рабочее давление на выходе из парогенератора 6-12 МПа, в качестве топлива используется нефть или нефтяной газ.

Закачка горячей воды

В определенных физико-геологических условиях, в особенности с ростом глубин залегания пластов и повыше­нием давления нагнетания теплоносителей, технологически и экономически целесообразно нагнетать в пласт высоко­температурную воду (до 200 ^ОС), не доводя ее до кипения, так как при высоких давлениях (25 МПа) энтальпия пара, горячей воды или пароводяной смеси практически не разли­чается. Закачка горячей воды в пласт обязательна при внут­риконтурном заводнении месторождений, нефти которых высокопарафинистые и пластовая температура близка к температуре начала кристаллизации парафина. После предварительного разогрева призабойной зоны пласта и вытеснения нефти на расстояние нескольких десятков мет­ров от скважины можно переходить на закачку холодной во­ды.

Размеры зон прогрева и последующего охлаждения определяются термогидродинамическими расчетами в зави­симости от темпа нагнетания горячей и холодной воды, тем­ператур пласта и теплоносителя, а также теплофизических характеристик пласта и теплоносителя. Доказана высокая эффективность от нагнетания высокотемпературной горячей воды при различных геолого-физических условиях. В про­цессе нагнетания в пласт с маловязкой нефтью воды при давлении 20 МПа и температуре 300 - 310 ^оС нефть раство­ряется в воде и практически полностью вытесняется из по­ристой среды.

1.6 Схема процесса, закачки рабочих агентов и сбора продукции при ВДОГ

Метод создания ВДОГ относится к термическим способам извлечения нефти при которых тепло для воздействия на нефтяной пласт получают за счет сжигания наиболее тяжелых компонентов пластовой нефти. Этот метод применим для ме­сторождений с очень тяжелыми малоподвижными нефтями, при разработке которых обычными методами - удается извлечь до 30% от имеющихся запасов. ­

Сущность метода ВДОГ заключается в том, что вначале в призабойной зоне зажигательной (нагнетательной) скважины при помощи различных топливных горелок, электрических на­гревателей или химических реагентов создается мощный очаг горения. После образования очага горения для поддержания процесса горения нефти в скважину с поверхности нагнетают окислитель - воздух, обогащенный кислородом, или кислоро­досодержащую газовую смесь. При непрерывной подаче окислителя начинается движение очага горения в пласте, в направлении к потоку окислителя.

После того как очаг горения получил достаточную стабильность и начал продвигаться по направлению к эксплуатационной скважине, зажигательная скважина становится только нагнетательной и забой ее охлаждается. Глубинный нагревательный ­аппарат извлекают на поверхность. ­

По опытным данным, температура воспламенения нефти в пласте находится в пределах 150 – 315 ⁰С. Однако воз­можны случаи зажигания нефти в пластах и при более высоких температурах (500 ⁰С и выше).

Под действием высокой температуры фронта горения нефть в пласте претерпевает термохимические изменения, при которых часть ее превращается в углеводородные газы, а часть - в коксоподобный остаток, откладывающийся в поровых каналах. Углеводородныйгаз вместе с продуктами горения и частью нефти отбирается через эксплуатационные скважины, коксоподобный остаток сгорает в пласте.

Выделяющиеся продукты горения с высокой температуро­й, двигаясь по пласту, отдают тепло нефтесодержащей по­роде. В результате того, что вязкость нефти резко снижается, увеличиваются нефтеотдача пласта и дебиты эксплуатационных скважин. В процессе осуществления ВДОГ часть пласто­вой нефти (до 15 %) сгорает.

Технология разработки пласта при помощи ВДОГ может быть различной. Наиболее распространенным является пря­моточный вариант (рис. 4), когда зажигание пласта и подачу окислителя осуществляют через одну и ту же скважину. При этом очаг горения и поток окислителя движутся в одном направлении - от зажигательной (нагнетательной) скважины к эксплуатационным. На рисунке показана схема распределения температур по зонам процесса горения.

Весь процесс внутрипластового горения представлен отдельными зонами, характеризующимися различными реакциями и различным состоянием веществ. Выделяются зоны: пластовой температуры, предварительного нагрева, испарения, термохимической реакции, горения, регенерации тепла. Температуру каждой зоны можно определить по кривой, ограничивающей заштрихованные области.

Первая зона характеризуется низкой температурой, близкой к пластовой. Здесь нефть еще не подвергается тепловой обработке.

В зоне предварительного нагрева температура достигает 100 ⁰С. В результате фракции нефти, поступившие из последующих зон, конденсируются, а вязкость пластовой нефти снижается. В этой зоне конденсируются и пары пластовой воды.

В зоне испарения температура достигает 150 - 200 ⁰С. Основная особенность зоны заключается в наличии перегретых насыщенных паров нефти и воды. В последующей зоне температура резко возрастает.

Рисунок 3 – Схема процесса ВДОГ (прямоточный вариант)

а – распределение температуры; б – распределение нефтенасыщенности; в – распределение водонасыщенности;

1 – зона пластовой температуры; 2 – зона предварительного повышения температуры; 3 – зона испарения; 4 – зона термохимических реакций; 5 – зона горения; 6 – зона регенераций тепла.

Этот остаток является основным топливным материалом, обеспечивающим поддержание в пласте горения при непрерывном нагнетании с поверхности окислителя. Дальнейшее развитие окислительного процесса происходит в зоне горения. Если в зоне термохимической реакции, помимо продуктов полного сгорания, образуются легкие углеводородные фракции и кислородные соединения, то в зоне горения кислород взаимодействует в основном с коксовым остатком, занимающим поры пласта и обволакивающим отдельные песчинки породы. Максимальная температура в зоне горения достигает 500 – 600 ⁰С. При достаточном количестве окислителя коксовый остаток полностью сгорает.

В последней зоне – регенерации тепла – аккумулируется все тепло, которое затем отдается потоку окислителя.

Кроме продуктов горения, имеющих высокую температуру, извлечению нефти способствуют пары воды и конденсат легких углеводородов.

Пары воды, конденсируясь, образуют отточку (вал) из горячей воды, которая эффективно вытесняет нефть. Таким образом, высокая нефтеотдача при ВДОГ обусловлена совместным действием различных методов воздействия на пласт – горячей воды, пара и растворителей.

Условиями, благоприятствующими проведению процесса ВДОГ, являются:

- залегание залежи на глубине 50 - 1000 м с коллектора­ми, мощность которых колеблется в пределе 3 -15м;

- остаточная нефтенасыщенность должна составлять не менее 50 - 60 %, первоначальная обводненность - не более 40 % и пористость пласта - 12 - 43 % и более.

Для осуществления процесса ВДОГ, в качестве одного из главных рабочих агентов необходим очищенный газ (воздух без различных примесей с небольшим содержанием кислорода).

Различают очистку от твердой взвеси и очистку от сероводорода и углекислоты.

Очистка газа от твердых взвесей имеет особо важное значение, так как от качества очистки зависит надежность работы всей системы и оборудования. Твердые взвеси (частицы пыли) различаются по раз­меру: крупные - 100-500мкм, мелкие 10-100мкм, тонкие 0,1-10 мкм и весьма тонкие - менее O,1 мкм. Содержание твердой взвеси в газовых потоках (запыленность) колеблется от 3 до 20 г на 1000 м³, газа и зависит состава газа.

Необходимость очистки газа от сероводорода и углекислоты обусловлена требованиями противокоррозионной защиты труб, оборудования и приборов, технологией переработки природных газов.

Осушка газа от капельной жидкости осуществляется для предотвращения ее скопления и образования кристаллогидратов и ледя­ных пробок в трубопроводе. Выбор способа очистки и осушки газа зависит от технико-экономических факторов, а также от местных условии и требований к степени осушки газа. Для одновременной очистки и осушки газа применяют комбинированные установки.

Очистка газа от механических примесей (пыли) осуществляется ваппаратах различающихся по принципу действия на аппараты сухого и мокрого отделения пыли. К аппара­там сухого отделения пыли относятся гравитационные сепара­торы, различные фильтры и циклонные пылеуловители, принцип действия которых основан на отделение пыли главным образом за счет сил тяжести твердых примесей и инерции.

Гравитационные сепараторы представляют собой простейшее пылеулавливающее оборудование, в котором взвесь газа, осаждается под действием сил тяжести примесей и в результате снижения скоростей протекания газа в отстойных камерах. В циклонных сепараторах взвесь _ осаждается под действием центробежных сил. Эти аппараты улавливают частицы диаметром свыше 40мкм.

К аппаратам мокрого отделения пыли относятся главным образом масляные пылеуловители. Принцип действия этих аппаратов, основан на смачивании взвеси газа промывочной жидкостью, которая отдe­ляется от газового потока, выводится из аппарата для регенерации или отстоя и затем возвращается в аппарат.

На рис. 5 представлен вертикальный масленый пылеуловитель с жалю­зийной скрубберной секцией, обеспе­чивающий высокую степень очистки газа от пыли за счет уменьшения скорости потока и контакта с соляровым маслом. Газ, подлежащий очистке, проходит через патрубок ввода газа в газопромывочную сек­цию и направляется в контактные газопромывочные трубки, в которых он очищается от твердой взвеси. Очищенный от пыли газ с каплями промывочной жидкости, содержащей твердую взвесь выбрасывается в секцию 6, где в результате осаждаются кpyпныe капли промывочной жидкости, после чего через выводной патрубок отводится в газопровод.

Горизонтальные пылеуловители по принципу действия не отличаются от вертикальных пылеуловителей.

Масляные пылеуловители

Эксплуатация масляных пылеуловителей показывает, что степень очистки газа от твердой взвеси достигает почти 100%. В пылеуловитель заливают около 2 тонн солярового масла после чего через это масло пропускают газ. Твердые взвеси остаются в масле, а чистый газ поступает в отстойники 2. После чего масло поступает на переработку, а чистый газ в газопровод.

Очистка газа от сероводорода и углекислоты.

Она осуществляется на специальных установках сероочистителях. Наиболее эффективным способом является этаноламиновый (рис.7). Этот способ основан на использовании моноэтаноламина, позволяющего одновременно извлекать из газа сероводород и углекислоту. На рисунке представлена схема МЭА метода очистки газа. Очищаемый газ поступает в абсорбер, где контактирует с раствором МЭА. Очищенный газ уходит из абсорбера, а раствор, насыщенный сероводородом и углекислотой, направляется на дальнейшую обработку.

Рисунок 4 – Масляный пылеуловитель

1 – люк-лаз; 2 – штуцера для уровнемера; 3 – патрубок ввода газа; 4 – штуцера для дифманометра; 5 – патрубок вывода газа; 6 – секция осаждения пыли; 7,8 – контактные и дренажные рубки; 9 – трубка для слива и налива промывочной жидкости.

Рисунок 5 – Схема очистки газа масляным пылеуловителем

1 – пылеуловители; 2 – отстойники; 3 – аккумулятор; 4,5,6 – емкости для масла; 7 – насос.

Осушка газа.

Осуществляется на специальных установках, работающих по принципу абсорбции и адсорбции. Наибольшее распространение имеет абсорбционный способ, в котором в качестве абсорбента используют гликоли. Влажный газ поступает в нижнюю скубберную секцию 1 (рис.8), где отделяется от капельной жидкости, далее поступает в контактор, где двигаясь снизу вверх осушается и отделяется от капель абсорбента. После чего поступает в газопровод.

Осушка газа твердыми поглотителями.

Осушка газа твердыми поглотителями осуществляется применением различных адсорбентов, обладающих способностью адсорбировать влагу и углеводороды из газа. Влажный газ проходит через сепаратор 1 (рис.9), где очищается от капельной жидкости и механических примесей и направляется в адсорбер 15 для осушки, после чего поступает в адсорбер 16 для полной осушки и отбензинования, после чего направляется в газопровод.

Рисунок 6 – Схема очистки газа от сероводорода и углекислоты раствором моноэтаноламина

Рисунок 7 – Технологическая схема установки осушки газа гликолями

Рисунок 8 – Технологическая схема адсорбционной установки для осушки газа твердыми поглотителями

Существуют два способа разжигания пласта: самопроизвольное и искусственное. Первый способ используют на месторождениях, где нефть быстро окисляется кислородом. Для создания очага горения в пластах, где самопроизвольное гo­рение не происходит, применяют различные глубинные элек­трические и газовые нагреватели, химические средства и др.

При искусственном способе количество тепла, вводимого на прогрев 1 м мощности пласта, колеблется в пределах от 1,041 до 11,5 ГДж при расходе воздуха от 200 до 1100 м^З/сут.

Они довольно просты и удобны. Электронагреватели, ­используемые для этих целей, эксплуатируются продолжительное время на забое скважины при температуре более 700 ⁰С. Мощность их колеблется в пределах 10 – 75 кВт.

Газовый нагреватель обычно спускают в зажигательную скважину до кровли продуктивного пласта на трубах через лубрикатор или колонну труб с обратным клапаном. Мощность забойных газовых нагревателей составляет 6,3 - 16,8 ГДж

О начале горения в пласте и об образовании внутрипластового очага горения судят по данным замеров забойной ­температуры, приемистости нагнетательной скважины, а так же по данным анализа выходящей, газообразной продукции.

Повышение температуры на забое нагнетательной ­скважины, снижение ее приемистости, резкое снижение содержания кислорода и увеличение содержания СО₂ и СО в ­выходящей газообразной продукции свидетельствуют об образовании в пласте очага горения.

Регулирование скорости перемещения фронта горения эксплуатационным скважинам и обеспечение равномерности его продвижения достигаются путем ограничения (или увеличения) отборов продукции из соответствующих эксплуатационных скважин.

Процесс ВДОГ заканчивается прорывом воды эксплутационных скважин и резким увеличением газового фактора. Это свидетельствует о подходе фронта горения к эксплутационным скважинам и, следовательно, о выработке всего участка пласта.

На рис. 10 показан глубинный газовоздушный огневой нагреватель конструкции ИГиРГИ и КраснодарНИПИнефти, работающим на газообразном топливе, а на рис. - нагрева­тель конструкции НГДУ Ишимбай-нефть. На рис. 11 приведена принципиальная схема глубинного огневого нагревателя кон­струкции НГДУ Бориславнефть, работающего на жидком топ­ливе.

Рисунок 9 - Глубинный газовоздушный огневой нагреватель конструкции ИГиРГИ

1 – насосно-компрессорная колонна; 2 - воздухораспределительные камеры; З - керамические насадки; 4 - соединительная муфта; 5 – запальная свеча; 6 - распределитель топливного газа; 7- термо­пара; 8 - посадочный. конус; 9 - тру­бы для подачи топливного газа.

Рисунок 10 - Глубинный огневой нагреватель конструкции НГДУ Ишимбайнефть

1 – крепление насосно-компрессорных труб с нагревателем; 2 - форкамера; 3 - кожух камеры сгорания; 4 - запальное устройство; 5 - секция жаровых труб; 6 - эксплуатационная колонна.

Рисунок 11 - Схема глубинноогневого нагревателя конструкции НГДУ Борucлавнeфmь, работаю­щего на жидком топливе

а - двухрядная колонна; б - однорядная Колонна;

1 - насосно-компрессорные трубы; 2 - сепаратор; 3 - запальное уст­ройство; 4 - конусное гнезда для посадки запального устройства; 5 - камера сгорания; 6 - кожух камеры сгорания; 7 -эксплуатаци­онная колонна; 8 - замковая опора; 9 - фильтр

Нагреватель спускают в скважину на насосно­-компрессорных трубах, по которым под определенным давле­нием подается топливовоздушная смесь.

До поступления в камеру сгорания топливо и воздух разделяются в сепараторе. Нагреватель имеет запальное уст­ройство. ­

Тепловая мощность нагревателя колеблется в пределах 5,8 - 23,2 кВт.

Для подачи воздуха в процессе ВДОГ используют различные типы компрессо­ров высокого (5 - 1 О МПа) и среднего (З,5 - 5,0 МПа) дав­ления с различными приво­дами.

Институт ТатНИИнефтемаш разработал несколько вариантов компрессорных станций для ВДОГ.

Так, например, компрессорная станция типа КС-20/45 включает в себя два компрессора. Производи­тельность каждого компрес­сора - 20 м³/сут, давление нагнетания - 4,5 МПа, общая мощность электродвигателей - 500 кВт. Компрессорная станция выпол­нена в блочном исполнении, что упрощает монтаж в промысловых условиях, облегчает транспортирование, исключает необходимость в строительстве капитальных зданий и сооружений.