Насосные станции для перекачки нефти. БКНС. Бкнс нефть это


Блочная кустовая насосная станция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Блочная кустовая насосная станция

Cтраница 3

Система виброизоляции насосных агрегатов в блочных кустовых насосных станциях ( рис. 62) предназначена для повышения надежности агрегатов и снижения вибрации и шума в помещениях станции. Система виброизоляции включает в себя двухкаскадную изоляцию агрегата от рамы основания и гибкие соединения - рукава, которые обеспечивают изоляцию коммуникаций от агрегата. Виброизоляция агрегата произведена с помощью 48 виброизоляторов типа АКСС-400И, установленных попарно и соосно в точках расположения опор агрегата.  [31]

В последнее время созданы так называемые блочные кустовые насосные станции - БКНС, изготавливающиеся индустриальным; способом и доставляющиеся на место установки в виде отдельных блоков, число которых определяется проектируемой производительностью.  [33]

Для закачки воды в нефтяные пласты применяют блочные кустовые насосные станции ( БКНС), которые оборудованы насосными системами на базе центробежных насосных агрегатов ЦНС-180 и ЦНС-500 индустриальным способом. В зависимости от числа установленных насосных блоков подачи БКНС составляет от 180 до 720 м3 / сут.  [34]

Комплекс ТМ-600М предназначен для телемеханизации объектов нефтегазодобывающих предприятий ( блочных кустовых насосных станций, групповых замерных установок, оборудованных замерно-переключающими устройствами типа Спутник) и предприятий других отраслей народного хозяйства, где необходимо [6]: телеуправление двухпозиционными объектами или переключающими установками; телеизмерение интегральных ( дебита жидкости, нефти и газа) и текущих значений параметров или телеконтроль; телесигнализация аварийного состояния объектов и двусторонняя телефонная связь.  [36]

С целью снижения уровней шума ( и вибрации) блочных кустовых насосных станций ( БКНС) необходимо звуко - и виброизолировать рабочее место от насосов и их приводов.  [37]

Расчетные и нормативные параметры, характеризующие условия строительства и эксплуатации блочных кустовых насосных станций ( БКНС), следующие.  [38]

В качестве насосных станций для закачки воды в нефтяные пласты применяются блочные кустовые насосные станции ( БКНС), которые обычно оборудованы насосами ЦНС-180, ЦНС-63, ЦНС-90. В НГДУ Уфанефть имеется восемь таких БКНС разной модификации, каждая из которых оборудована насосами типа ЦНС-180, ЦНС-63, ЦНС-90. Каждая блочная кустовая насосная станция закачивает до 1200 м3 / сут жидкости, имеет потребляемую мощность от 58972 кВт / ч и выше.  [39]

В качестве насосных станций для закачки воды в нефтяные пласты применяются блочные кустовые насосные станции БКНС, изготавливаемые централизованно на заводах Министерства нефтяной промышленности.  [40]

С переходом на индустриальные методы строительства на базе насосных агрегатов ЦНС-180 созданы блочные кустовые насосные станции - БКНС.  [41]

С переходом на индустриальные методы строительства на базе насосных агрегатов ЦНС 180 были запроектированы блочные кустовые насосные станции - БКНС.  [42]

В качестве насосных станций для закачки воды в нефтяные пласты для поддержания пластового давления применяют блочные кустовые насосные станции БКНС, которые изготавливают на базе центробежных насосных агрегатов ЦНС-180 и ЦНС-500. Для нагнетания поверхностных, сточных и пластовых вод применяют также установки погружных центробежных электронасосов типа УЭЦП.  [43]

Технологический процесс применяется в отдельных нагнетательных скважинах, в группе нагнетательных скважин, относящихся к одной блочной кустовой насосной станции ( БКНС) или осуществляется в целом на объекте, месторождении, В результате использования технологического процесса происходит перераспределение фильтрационных потоков, увеличивается охват пласта заводнением, что влечет за собой увеличение конечной нефтеотдачи пласта на 3 - 8 пунктов.  [44]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Станция кустовая насосная блочная БКНС

    Станция кустовая насосная блочная БКНС. ОАО Нефтемаш , г. Тюмень. [c.202]

    Станция кустовая насосная блочная БКНС с насосами С ин [c.203]

    С развитием технологии добычи нефти при помощи поддержания пластового давления (ППД) и соответствующим ростом фонда кустовых насосных станций (КНС, на стационарном фундаментном основании) и блочных КНС (БКНС) возникает принципиально важная задача наблюдения за техническим состоянием агрегатов таких станций. Это обусловлено значительной стоимостью агрегатов и необходимостью предотвращения аварий, а также трт ванием поддержания высоких темпов закачки воды в пласт, что позволяет обеспечить большую скорость фильтрации жидкости в пласт и высокий юээффициент текущей нефтеотдачи. Последнее, как известно, влияет и на юэнечную нефтеотдачу. [c.14]

    В НГДУ Уфанефть проведены лабораторные исследования влияния магнитной обработки на коррозионные свойства транспортируемой но трубопроводу блочной кустовой насосной станции (БКНС-10) подтоварной воды [206]. Обработка проводилась постоянным и переменным магнитными полями с прямоугольной, синусоидальной и треугольной формами изменения напряженности  [c.63]

    Сепаратор работает следующим образом. Смесь нефти, воды и газа по патрубку / поступает в сепарационный отсек. Отсепа-рированный газ подается на ГПЗ, а смесь нефти и воды с небольшим количеством газа из сепарационного отсека по капле-образователю 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и газа. Нефть по верхнему патрубку/отводится на УПН, вода через исполнительный механизм 9, работающий за счет датчика регулятора уровня поплавкового типа 8, сбрасывается из сепаратора в резервуар-отстойник или под собственным давлением транспортируется на блочную кустовую насосную станцию (БКНС). Если в трехфазный сепаратор поступает нефть в виде стойкой эмульсии, то в каплеобразователь 12 подводится с УПН горячая отработанная вода, содержащая поверхностно-активные вещества (ПАВ) для интенсификации разрушения этой эмульсии. [c.39]

chem21.info

Насосные станции для перекачки нефти. БКНС.

К сооружениям для нагнетания воды в пласт относят БКНС, водораспределительные пункты (ВРП), высоконапорные водоводы (ВВ), нагнетательные скважины.

Блочные кустовые насосные станции предназначены для нагнетания очищенных вод (как поверхностных, так и пластовых) в продуктивные горизонты.

Число БКНС, их расположение на месторождении, мощность устанавливаемых насосов определяют на основе проекта разработки залежи и технико-экономических расчетов. Во избежание больших гидравлических потерь при подаче воды к нагнетательным скважинам БКНС обычно располагают вблизи скважин. В БКНС устанавливают от двух до пяти центробежных насосов, один из которых — резервный. Современные блочные кустовые насосные станции полностью автоматизированы.

Все операции по отключению рабочих агрегатов (электродвигатель—насос) и включению резервного агрегата в аварийных случаях осуществляются аппаратурой блока местной автоматики с передачей в ЦДНГ (цех по добыче нефти и газа) или ЦИТС сигнала об аварии.

Блочные кустовые насосные станции отапливаются теплом, выделяемым электродвигателями или электрическими печами.

БКНС работает следующим образом.

Из магистрального водовода вода под давлением около 0,3 МПа вначале поступает в подземные резервуары, из которых по приемному коллектору засасывается центробежными насосами, приводимыми в движение электродвигателями. Пройдя насосы и дистанционно управляемые задвижки, вода попадает в высоконапорный коллектор-распределитель, из которого через задвижки и расходомеры она нагнетается в скважины.

Для очистки прнзабойных зон нагнетательных скважин, основанной на самоизливе (фонтанировании) и восстановлении их приемистости, открывают и закрывают задвижки на распределительном коллекторе, и грязную воду сбрасывают в пруды-испарители.

Водораспределительные пункты (ВРП) строят для сокращения протяженности высоконапорных водоводов. Они предназначены для распределения воды поступающей от КНС между нагнетательными скважинами.

Водонапорные водоводы (ВВ) служат для транспортировки воды от КНС до нагнетательных скважин, их протяженность зависит от принятой системы распространения воды по скважинам от количества нагнетательных скважин и расстояния между ними и от количества КНС.

Нагнетательные скважины конструктивно не отличаются от эксплуатационных скважин, единственное оборудование устья входят регулятор расхода закачиваемой воды.

students-library.com

БЛОЧНЫЕ КУСТОВЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ (БКНС)

Блочная кустовая насосная станция (БКНС) предназначена для сбора и закачки пластовой воды в пласт.

БКНС осуществляет закачку поверхностных или нефтепромысловых очищенных сточных вод в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях.

В зависимости от необходимой производительности станции могут состоять из одного и более насосных блоков, блока дренажных насосов, аппаратурного блока, операторной, блока гребенок.

В зависимости от типа насосного агрегата возможно комплектование станции блоком маслосистемы.

Насосные блоки размещаются в едином машинном зале.

БКНС укомплектовываются центробежными или плунжерными насосными агрегатами любой необходимой производительности и напора.

52. ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПОЧВЫ И ВОДЫ ПРИ СБОРЕ, ПОДГОТОВКЕ, ТРАНСПОРТЕ И ХРАНЕНИИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

Загрязнение почвы и воды может происходить и при сборе, подготовке, транспорте и хранении нефти, газа и воды. Однотрубная герметизированная система сбора имеет несомненные преимущества с точки зрения охраны окружающей среды. Применение герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин и блочного оборудования позволяет все процессы, связанные с выделением газа из нефти, подготовкой нефти, газа и воды, сосредоточить на установках, расположенных в одном центральном пункте.

Система сбора нефти на промыслах является источником загрязнения водных ресурсов и почвы. Это обусловлено: а) большой протяженностью трубопроводной сети, которая достигает 100 км для среднего промысла; б) невозможностью практически предугадать место порыва коллекторов; в) невозможностью обнаружить мгновенно порывы коллекторов, особенно небольшие. В итоге объемы разлитой нефти, как правило, превышают объем остальных загрязнений.

Внедрение герметизированных систем сбора и транспорта нефти, хотя в значительной степени и снижает вероятность коррозии оборудования и коммуникаций, однако при подготовке нефти и воды герметизация часто нарушается вследствие коррозии, что приводит к утечке нефти и пластовых вод и загрязнению тем самым объектов окружающей среды.

Территория нефтепромыслов может загрязняться из-за неплотности в промысловых нефтепроводах и водоводах (утечки через сальники задвижек, фланцевые соединения, коррозия, эрозия, механические повреждения тела трубы и т. д.).

Исследованиями БашНИПИнефть н ВНИИСПТнефть установлено, что основная причина аварий на водоводах в районах добычи нефти — коррозия металлов.

Работа промыслового оборудования в нефтяной промышленности происходит в крайне неблагоприятных условиях. Наряду с почвенной коррозией весьма существенное коррозионное воздействие на оборудование оказывает продукция самой скважины.

Узлы промысловой подготовки нефти (газосепарация, предварительный сброс пластовой воды, блоки обезвоживания и обессоливания) и общепромысловые резервуарные парки являются конечными пунктами сбора н транспорта нефти на промыслах. Обычно они располагаются на одной территории и объединяются в одно хозяйство. Поэтому канализация резервуарных парков и деэмульсационных установок также объединяются в общую систему.

Для интенсификации процессов разрушения эмульсии на установках подготовки нефти и даже в отдельные скважины дозируются поверхностно-активные вещества (ПАВ) — деэмульгаторы.

Деэмульгаторы — химические реагенты с большой поверхностной активностью—могут быть использованы при всех способах разрушения водонефтяных эмульсий: механических (отстой, фильтрация, центрифугирование), термических (подогрев, промывка горячей водой), электрических (обработка в электрическом поле постоянного или переменного тока) и т. д.

Деэмульгаторы — основное средство разрушения эмульсий и интенсификации любого способа разрушения эмульсий. Их применение позволяет улучшить качество товарной нефти, упростить технологический процесс, сократить время отстоя, осуществить предварительный сброс основной массы воды из эмульсии и способствует более полной очистке отделившейся воды от нефти и взвешенных частиц.

При подготовке нефти используют анионоактивные и неионогенные ПАВ: блоксополимеры окиси этилена и пропилена, оксиэтилированные амины, СЖК, высшие жирные спирты и алкилфенолы (проксанол-305, проксамин-385, дисольван-4411, дипроксамин-157, и др.). Расход современных эффективных реагентов составляет 40—100 г/т.



3-net.ru

Добыча нефти и газа

По состоянию на 01.01.97г.,  согласно промысловым данным, на месторождении эксплуатируется порядка 37 км высоконапорных водоводов. Показатели обустройства системы ППД высоконапорными водоводами представлены в таблице 4.5. Принципиальная схема высоконапорных водоводов представлена на «Технологической схеме ППД »

Таблица  4.5. Показатели обустройства системы ППД  высоконапорными водоводами

Типоразмер водовода, мм

Число труб, шт.

Общая длина водоводов, м

114 х 10

18

15817

114 х 12

2

1742

168 х 16

6

8414

219 х 18

5

5346

273 х 22

4

6189

ИТОГО:

35

37508

Техническое состояние высоконапорных водоводов систем ППД зависит от многих факторов, таких как: срок эксплуатации водоводов, коррозионной активности перекачиваемых  вод (тип воды: пресной, сточной, сеноманской и их смесей), типоразмеров труб, из которых построены водоводы, давления закачки воды. Определение допустимого давления высоконапорных водоводов рассчитывалось в соответствии с РД 39-01480-70-025 ВНИИ-86 «Методика анализа и проектирования параметров систем ППД на действующих и новых месторождениях Западной Сибири» по формуле:

             (T – V × t) × 200 × 0.4 × q

Pдоп.= ––––––––––––––––––––––––     ,                                                  (4.1.)

           1.25 × D – 2 × (T – V × t) ×  10

где  Pдоп. – допустимое давление эксплуатации трубы, МПа;

T– толщина стенок труб нового водовода, мм;

V– скорость коррозии, мм/год;

 t– срок службы водовода, год;

q– временное  сопротивление разрыву, кг/мм²

D– наружный   диаметр, мм.

После расчета допустимого давления  эксплуатации трубы данная величина сравнивается с фактическим давлением нагнетания и делается вывод о надежности трубопровода. Скорость коррозии металла труб в сеноманской воде принята по данным лаборатории коррозии  института СургутНИПИнефть – 0,679 мм/год,   временное   сопротивление разрыву – 42 кг/мм²  (для стали марки Ст.20, из которой изготовлено большинство труб, применяемых для строительства высоконапорных водоводов).

Результаты расчетов по допустимым давлениям (табл. 4.6.) показали, что все построенные высоконапорные водоводы могут эксплуатироваться при давлении нагнетания до 18,0 МПа, практически 70%  высоконапорных водоводов способны работать при давлении до 19 МПа.

Следовательно, уже в настоящее время у 30% высоконапорных водоводов исчерпан лимит надежности, и они находятся в «опасной зоне», что может в любое время привести к интенсивному росту их порывов с соответствующими последствиями. Расчет объемов реконструкции водоводов (табл. 4.7.) проводился при условии поддержания фактического давления закачки на фактическом  уровне и использовании для закачки сеноманской воды.

Таблица  4.6. Распределение протяженности напорных водоводов по максимально допустимому рабочему давлению

Фактическое давление нагнетания, МПа

Протяженность водоводов, м/ % от общей длины при максимально допустимом давлении,  МПа

18,0

19,0

20,0

21,0

22,0

18,5

37508,0

26143,0

24467,0

22168,0

17498,0

100,0

69,70

65,23

59,10

46,65

Итого по месторождению

37508,0

26143,0

24467,0

22168,0

17498,0

100,0

69,70

65,23

59,10

46,65

        Таблица 4.7. Объем реконструкции высоконапорных водоводов системы ППД при поддержании давления нагнетания на фактическом уровне

Водоводы, фактически построенные

Водоводы, подлежащие  реконструкции

Типоразмер водовода, мм

Длина, м

Год реконструкции

Типоразмер водовода, мм

Длина, м

114,0 х 10,0

15817,0

1996

114,0 х 10,0

1209,0

114,0 х 12,0

1742,0

Итого

1209,0

168,0 х 16,0

8414,0

1997

114,0 х 10,0

5821,0

219,0 х 18,0

5346,0

Итого

5821,0

273,0 х 22,0

6189,0

1999

114,0 х 10,0

370,0

219,0 х 18,0

1680,0

273,0 х 22,0

2655,0

Итого

4605,0

2000

168,0 х 16,0

1075,0

Продолжение таблицы 4.7.

219,0 х 18,0

1676,0

Итого

2751,0

Итого

37508,0

14486,0

Расчеты показали, что при имеющихся условиях эксплуатации (давлении нагнетания и типу используемой воды)  к 2000 году порядка 39% напорных водоводов, эксплуатируемых в настоящее время, требуют ремонта.

На основании вышеизложенного можно сделать вывод о том, что напорные трубопроводные сети системы ППД месторождения находятся в удовлетворительном состоянии, но, в скором времени потребуется проведение определенных мероприятий по поддержанию части их в рабочем состоянии.

Технологическая  работа КНС

Тип насосов кустовых насосных станций определяется в зависимости от проектного устьевого давления нагнетательных скважин и гидравлических сопротивлений в напорных водоводах и обвязки КНС. Исходя из имеющейся информации о коллекторских параметрах пласта АС12 давление нагнетания , для обеспечения проектной нормы закачки, должно составлять порядка 18,0 МПа. Пласты АС10, АС11 имеют несколько лучшие показатели проницаемости поэтому можно ожидать, что для них потребуется меньшее давление нагнетания, однако с малым объемом информации о коллекторских свойствах пластов по всей территории месторождения следует рекомендовать при проектировании обустройства предусмотреть на месторождении единую высоконапорную систему ППД с насосами ЦНС 180-1900 и с напорными водоводами, рассчитанными на давление 20,0 МПа. Если в процессе эксплуатации выяснится, что для части скважин пластов АС10 и АС11 требуется меньшее давление нагнетания, то регулировать его рекомендуется регуляторами расхода, а при их отсутствии штуцерами из износостойкого материала, возможность установки которых следует предусмотреть в блок - гребенках кустов.

  В целях контроля за технологическими параметрами работы оборудования системы ППД следует установить средства учета закачиваемой воды на приеме каждой КНС и на выкиде каждого насосного агрегата, на каждом напорном водоводе в помещении распределительной гребенки КНС и на устьях всех нагнетательных скважин.

Общая характеристика объекта следующая:           

 - проектировал: Гипротюменьнефтегаз , СибНИПИ газстрой , г. Тюмень.

 - проектная мощность на 1998г 3000-4800 м3/сут.          

 Кустовая насосная станция Приобского месторождения (рис.4.13.) предусмотрена “Проектом разработки первоочередного участка Приобского нефтяного  месторождения”, предназначена для поддержания пластового давления, путем закачки рабочего агента в пласт.      

Технологический режим работы КНС:

 -  в работе агрегат ЦНС 180-1900;

 - давление на приеме Рпр = 0,5-8,0 МПа;

 - давление масла Рм = 0,5-1,5 МПа;

 - давление на выкиде Рв = 150-230 МПа;

 - нагрузка электродвигателя 80-110 А;

 - суточная закачка 3000 – 4800 м3/сут.

         Режим работы водозаборных скважин на  кусту № 1                         

   В работе:           скв. 2 “В”  УЭЦ 2000х450

                              скв. 6 “В”  ЭЦН 400х350

                              скв. 4 “В”  ЭЦН 1000х600

  В резерве:          скв. 1 “В”  ЭЦН 400х350    

                              скв. 3 “В”  УЭЦ 2000х450

На Приобском месторождении сеноманский горизонт - очень плохой источник воды для заводнения, так как вода насыщена метаном и отличается высоким уровнем растворенных твердых веществ. Это отрицательно сказывается на межремонтном периоде работы насосов ЦНС-180-1900, а также на призабойной зоне нагнетательных скважин. Для удаления механических примесей в сеноманской воде на КНС используются гидроциклоны и булиты -  отстойники.

Рабочий агент ( сеноманская вода ) с помощью погружных насосов типа УЭЦП и ЭЦН подается по приемному водоводу диаметром 325 мм при давлении 1,5-4,5кг/см2. Вода вначале проходит через два последовательно соединенных гидроциклона, где происходит частичное отделение механических примесей, песка. Затем рабочий агент поступает в булиты, где происходит выпадение в осадок мехпримесей и сепарация газа. Контроль за

уровнем жидкости и газовой шапки булитов ведется с помощью уровнемеров ОМИV, световая сигнализация находится в операторной. Отделившийся газ направляется на факел КНС. Жидкость из булитов поступает на прием насоса. Давление на приеме колеблется от 0,5  до 8,0 кг/см2 и контролируется манометрами ЭКМ.

При изменении давления на приемном или выкидном трубопроводе предусмотрено автоматическое отключение насосов и срабатывание звуковой сигнализации. Минимальное давление на приеме 0,5кг/см2. На выкидном трубопроводе минимальное рабочее давление 150,0 кг/см2. Расход воды осуществляется счетчиком воды ультрозвуковым (СВУ), который устанавливается на выкидной линии насоса. Также предусмотрена защита насосных агрегатов  по перегреву гидропяты и подшипников с помощью датчиков температуры. При температуре большей или равной 70°С происходит автоматическое отключение насосов, с включением световой и звуковой сигнализации. 

Ежедневно осадок в виде песка и других твердых частиц, накопившихся в булитах - отстойниках методом интенсивной промывки, удаляется в амбар-отстойник.

На процедуру промывки гидроциклонов и булитов используется ежедневно 80 м3 воды (2400 м3/месяц). Два раза в месяц специалистами химико-аналитической лаборатории на Приобском месторождении производится отбор проб сеноманской воды на выкиде насосов УЭЦП и ЭЦН на содержание мехпримесей (КВЧ).

По результатам исследования произведен расчет, который показывает, что ежемесячно из продуктивных пластов выносится 3,3 тонны песка.

Ежедневно после отстоя стоки с помощью насоса подаются на прием КНС и далее в систему ППД. В случае поломки насоса откачка производится агрегатом ЦА-320 .

На Приобском месторождении существует и КНС-1А. Пресная вода из карьера при помощи плавучей насосной станции (ПНС), расположенной на карьере, подается на прием насосов КНС-1А и далее закачивается в нагнетательные скважины. Технологическая схема ПНС приведена на рисунке 4.14.

Земляной амбар отстойник выполнен с водонепроницаемым замком из суглинков. Емкость амбара (1500м3) принята из расчета накопления песка за период закачки сеноманской воды в систему ППД до 2000 года ( проект 4519 “ Пробная эксплуатация Приобского месторождения” том 1 стр. 55 ) .Земляной амбар помимо функций отстойника мехпримесей выполняет роль резервного водоема с запасами воды на случай аварийной остановки насосов УЭЦП, а также насосов ЦНС-180-1900.

При аварийной остановке насосов в холодное время года , во избежании замерзания системы ППД, с помощью агрегатов ЦА-320 и запаса воды в земляном амбаре система ППД поддерживается в рабочем состоянии.

Для сбора утечек рабочего агента через сальниковые уплотнения смонтированы дренажные линии, подведенные к дренажной емкости объемом

 

(16м3), которая закопана в грунт. Контроль за уровнем в дренажной емкости осуществляется при помощи поплавка , в котором встроен флажок. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется дренажным насосом ЦНС60-268 на прием насоса ЦНС 180-1900. В таблице 4.9. приведены показатели работы насосных агрегатов КНС.                  

Общая схема трубопроводов БКНС-1, БКНС-1А изображена на рисунке 4.15.

Таблица  4.8. Показатели работы насосных агрегатов кустовой насосной станции

№ КНС,  тип насосов

ЦНС 180-1900

1991

1992

1993

1994

1995

1996

Годовой объем закачки, тыс.м3

21,0

100,0

35

19,0

40,0

78,5

 Дифференциальное давление насосов, МПа

18,7

18,7

18,8

17,8

17,9

18,2

Средняя производительность насосов (факт), м3/ч

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

100,0

Номенальная производительность насосов, м3/ч

79,29

79,29

77,75

92,12

92,12

86,64

Коэффициент эксплуатации насосных агрегатов, доли ед.

0,456

0,463

0,497

0,491

0,467

0,463

Коэффициент технического использования насосных агрегатов, доли ед.

0,911

0,926

0,993

0,982

0,934

0,925

Максимальные возможности производительности, при Кт.и.=0,75 и производительности  насосов

-          фактическое;

-          номинальное

1314,0

2355,9

1314,0

2355,9

1314,0

2335,6

1314,0

2524,5

1314

2524,5

1314,0

2452,5

oilloot.ru

БЛОЧНЫЕ КУСТОВЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ (БКНС)

Количество просмотров публикации БЛОЧНЫЕ КУСТОВЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ (БКНС) - 439

Блочная кустовая насосная станция (БКНС) предназначена для сбора и закачки пластовой воды в пласт.

БКНС осуществляет закачку поверхностных или нефтепромысловых очищенных сточных вод в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях.

Учитывая зависимость открайне важно й производительности станции могут состоять из одного и более насосных блоков, блока дренажных насосов, аппаратурного блока, операторной, блока гребенок.

Учитывая зависимость оттипа насосного агрегата возможно комплектование станции блоком маслосистемы.

Насосные блоки размещаются в едином машинном зале.

БКНС укомплектовываются центробежными или плунжерными насосными агрегатами любой крайне важно й производительности и напора.

52. ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПОЧВЫ И ВОДЫ ПРИ СБОРЕ, ПОДГОТОВКЕ, ТРАНСПОРТЕ И ХРАНЕНИИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

Загрязнение почвы и воды может происходить и при сборе, подготовке, транспорте и хранении нефти, газа и воды. Однотрубная герметизированная система сбора имеет несомненные преимущества с точки зрения охраны окружающей среды. Применение герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин и блочного оборудования позволяет всœе процессы, связанные с выделœением газа из нефти, подготовкой нефти, газа и воды, сосредоточить на установках, расположенных в одном центральном пункте.

Система сбора нефти на промыслах является источником загрязнения водных ресурсов и почвы. Это обусловлено: а) большой протяженностью трубопроводной сети, которая достигает 100 км для среднего промысла; б) невозможностью практически предугадать место порыва коллекторов; в) невозможностью обнаружить мгновенно порывы коллекторов, особенно небольшие. В итоге объёмы разлитой нефти, как правило, превышают объём остальных загрязнений.

Внедрение герметизированных систем сбора и транспорта нефти, хотя в значительной степени и снижает вероятность коррозии оборудования и коммуникаций, однако при подготовке нефти и воды герметизация часто нарушается вследствие коррозии, что приводит к утечке нефти и пластовых вод и загрязнению тем самым объектов окружающей среды.

Территория нефтепромыслов может загрязняться из-за неплотности в промысловых нефтепроводах и водоводах (утечки через сальники задвижек, фланцевые соединœения, коррозия, эрозия, механические повреждения тела трубы и т. д.).

Исследованиями БашНИПИнефть н ВНИИСПТнефть установлено, что основная причина аварий на водоводах в районах добычи нефти — коррозия металлов.

Работа промыслового оборудования в нефтяной промышленности происходит в крайне неблагоприятных условиях. Наряду с почвенной коррозией весьма существенное коррозионное воздействие на оборудование оказывает продукция самой скважины.

Узлы промысловой подготовки нефти (газосœепарация, предварительный сброс пластовой воды, блоки обезвоживания и обессоливания) и общепромысловые резервуарные парки являются конечными пунктами сбора н транспорта нефти на промыслах. Обычно они располагаются на одной территории и объединяются в одно хозяйство. По этой причине канализация резервуарных парков и деэмульсационных установок также объединяются в общую систему.

Для интенсификации процессов разрушения эмульсии на установках подготовки нефти и даже в отдельные скважины дозируются поверхностно-активные вещества (ПАВ) — деэмульгаторы.

Деэмульгаторы — химические реагенты с большой поверхностной активностью—бывают использованы при всœех способах разрушения водонефтяных эмульсий: механических (отстой, фильтрация, центрифугирование), термических (подогрев, промывка горячей водой), электрических (обработка в электрическом поле постоянного или переменного тока) и т. д.

Деэмульгаторы — основное средство разрушения эмульсий и интенсификации любого способа разрушения эмульсий. Их применение позволяет улучшить качество товарной нефти, упростить технологический процесс, сократить время отстоя, осуществить предварительный сброс основной массы воды из эмульсии и способствует более полной очистке отделившейся воды от нефти и взвешенных частиц.

При подготовке нефти используют анионоактивные и неионогенные ПАВ: блоксополимеры окиси этилена и пропилена, оксиэтилированные амины, СЖК, высшие жирные спирты и алкилфенолы (проксанол-305, проксамин-385, дисольван-4411, дипроксамин-157, и др.). Расход современных эффективных реагентов составляет 40—100 г/т.

referatwork.ru

БЛОЧНЫЕ КУСТОВЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ (БКНС) - Студопедия

БЛОЧНЫЕ КУСТОВЫЕ НАСОСНЫЕ СТАНЦИИ (БКНС)

Читайте также:

Блочная кустовая насосная станция (БКНС) предназначена для сбора и закачки пластовой воды в пласт.

БКНС осуществляет закачку поверхностных или нефтепромысловых очищенных сточных вод в нагнетательные скважины системы поддержания пластового давления на нефтяных месторождениях.

В зависимости от необходимой производительности станции могут состоять из одного и более насосных блоков, блока дренажных насосов, аппаратурного блока, операторной, блока гребенок.

В зависимости от типа насосного агрегата возможно комплектование станции блоком маслосистемы.

Насосные блоки размещаются в едином машинном зале.

БКНС укомплектовываются центробежными или плунжерными насосными агрегатами любой необходимой производительности и напора.

52. ЗАГРЯЗНЕНИЕ ПОЧВЫ И ВОДЫ ПРИ СБОРЕ, ПОДГОТОВКЕ, ТРАНСПОРТЕ И ХРАНЕНИИ НЕФТИ, ГАЗА И ВОДЫ

Загрязнение почвы и воды может происходить и при сборе, подготовке, транспорте и хранении нефти, газа и воды. Однотрубная герметизированная система сбора имеет несомненные преимущества с точки зрения охраны окружающей среды. Применение герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин и блочного оборудования позволяет все процессы, связанные с выделением газа из нефти, подготовкой нефти, газа и воды, сосредоточить на установках, расположенных в одном центральном пункте.

Система сбора нефти на промыслах является источником загрязнения водных ресурсов и почвы. Это обусловлено: а) большой протяженностью трубопроводной сети, которая достигает 100 км для среднего промысла; б) невозможностью практически предугадать место порыва коллекторов; в) невозможностью обнаружить мгновенно порывы коллекторов, особенно небольшие. В итоге объемы разлитой нефти, как правило, превышают объем остальных загрязнений.

Внедрение герметизированных систем сбора и транспорта нефти, хотя в значительной степени и снижает вероятность коррозии оборудования и коммуникаций, однако при подготовке нефти и воды герметизация часто нарушается вследствие коррозии, что приводит к утечке нефти и пластовых вод и загрязнению тем самым объектов окружающей среды.

Территория нефтепромыслов может загрязняться из-за неплотности в промысловых нефтепроводах и водоводах (утечки через сальники задвижек, фланцевые соединения, коррозия, эрозия, механические повреждения тела трубы и т. д.).

Исследованиями БашНИПИнефть н ВНИИСПТнефть установлено, что основная причина аварий на водоводах в районах добычи нефти — коррозия металлов.

Работа промыслового оборудования в нефтяной промышленности происходит в крайне неблагоприятных условиях. Наряду с почвенной коррозией весьма существенное коррозионное воздействие на оборудование оказывает продукция самой скважины.

Узлы промысловой подготовки нефти (газосепарация, предварительный сброс пластовой воды, блоки обезвоживания и обессоливания) и общепромысловые резервуарные парки являются конечными пунктами сбора н транспорта нефти на промыслах. Обычно они располагаются на одной территории и объединяются в одно хозяйство. Поэтому канализация резервуарных парков и деэмульсационных установок также объединяются в общую систему.

Для интенсификации процессов разрушения эмульсии на установках подготовки нефти и даже в отдельные скважины дозируются поверхностно-активные вещества (ПАВ) — деэмульгаторы.

Деэмульгаторы — химические реагенты с большой поверхностной активностью—могут быть использованы при всех способах разрушения водонефтяных эмульсий: механических (отстой, фильтрация, центрифугирование), термических (подогрев, промывка горячей водой), электрических (обработка в электрическом поле постоянного или переменного тока) и т. д.

Деэмульгаторы — основное средство разрушения эмульсий и интенсификации любого способа разрушения эмульсий. Их применение позволяет улучшить качество товарной нефти, упростить технологический процесс, сократить время отстоя, осуществить предварительный сброс основной массы воды из эмульсии и способствует более полной очистке отделившейся воды от нефти и взвешенных частиц.

При подготовке нефти используют анионоактивные и неионогенные ПАВ: блоксополимеры окиси этилена и пропилена, оксиэтилированные амины, СЖК, высшие жирные спирты и алкилфенолы (проксанол-305, проксамин-385, дисольван-4411, дипроксамин-157, и др.). Расход современных эффективных реагентов составляет 40—100 г/т.

По материалам сайта: http://studopedia.ru

fix-builder.ru