Курсач. Курсовая Ларионов2Р. 1 геологический раздел краткаяхарактеристикагеологическогостроенияразрабатываемых месторождений пао Сургутнефтегаз
 Скачать 0.57 Mb.
|
1 2  ВВЕДЕНИЕ Методы увеличения нефтеотдачи пластов (МУН) - методы, направленные на повышение эффективности извлечения нефти из недр, позволяющие увеличить базовый (проектный) коэффициент нефтеотдачи месторождения. пласт геологический нефтеотдача месторождение МУН подразделяют на вторичные (традиционные) - заводнение и третичные (нетрадиционные, новые). В нашей стране заводнение применяется на большинстве разрабатываемых месторождений и является наиболее эффективным и основным методом при соблюдении критерий применимости и позволяет достичь коэффициент нефтеотдачи (КНО) 0,6-0,7. Коэффициент нефтеотдачи трудноизвлекаемых запасов значительно ниже. Для низкопроницаемых, глинистых пластов он составляет 10-35 %, остаточных запасов обводненных зон 0-10 %, высоковязких нефтей - 5-25 %. Гидродинамические методы повышения нефтеотдачи представляют собой прогрессивные технологии гидродинамического воздействия на продуктивные пласты с целью обеспечения высокой эффективности разработки месторождений. Задачи и цели курсовой работы: 1) Рассмотреть сущность гидродинамических методов повышения нефтеотдачи; 2) Условия для выбора гидродинамических методов повышения нефтеотдачи; 3) Рассмотреть необходимое оборудование, применяемое при гидродинамических методах повышения нефтеотдачи; 4) Рассмотреть оборудование применяемое при заводнении. 1 ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ Краткаяхарактеристикагеологическогостроенияразрабатываемых месторождений ПАО «Сургутнефтегаз» Добывающие мощности компании ПАО «Сургутнефтегаз» сконцентрированы в Ханты-Мансийском, Ямало-Ненецком автономных округах и Республике Саха (Якутия). Геологическое строение месторождений Западной и Восточной Сибири на территории работ ПАО «Сургутнефтегаз» преобладают пластовые сводовые и литологически экранированные типы залежей. Реже встречаются массивные, тектонически экранированные и структурно-литологические. В районе деятельности ПАО «Сургутнефтегаз» в Западной Сибири коллекторы практически всех выявленных залежей представлены песчаниками и алевролитами (пласты АС4-10, БС1-4, БС10-11, БС14-23, ЮС1-4) преимущественно с поровым, терригенным, трещинно-поровым типом коллектора, кроме пласта ЮС0, представленного битуминозными аргиллитами с трещинным и трещинно-кавернозным типом коллектора. Характеризуются значительными изменениями фильтрационно-емкостных свойств как по площади, так и по разрезу. На Рогожниковском месторождении пласты ВК1, ЮК2–3 и ЮК4 также представлены песчаниками, алевролитами, и алевролитовыми глинами с прослоями угля. Пласты ЮК0, ЮК1 представлены битуминизированными и карбонатизированными глубоководными отложениями с высокой расчлененностью и сильной литологической неоднородностью по разрезу. Отложения Тр представлены вулканогенными эффузивными образованиями кислого, редко – среднего состава с подчиненными прослоями терригенных отложений с терригенным, поровым типом коллектора. На Талаканском месторождении Восточной Сибири продуктивный пласт О-1 представлен доломитами, известковистыми доломитами и известняками доломитизированными с небольшими долями ангидритов с высокой зональной и послойной неоднородностью, большой расчлененностью и сложной структурой трещинно-кавернозно-порового коллектора. Коллектор продуктивного пласта В10 Алинского месторождения представлен переслаиванием песчаников разнозернистых кварцевых с глинистым цементом, алевролитов, аргиллитов и гравелитистых песчаников с поровым типом коллектора. Коллекторы пласта P2uI и P1k1 Ненецкого месторождения (НАО) представлены песчаниками с карбонатно-глинистым цементом, пласта P1k2 – известняками глинистыми с прослойками мергелей, пласта P1a-s – водорослеорганогенными известняками. Все продуктивные пласты неоднородны, что оказывает существенное влияние на распределение запасов нефти и газа, на характер фильтрации жидкостей и газа и, соответственно, на обоснование технологий разработки залежей. Характеристика пластовых флюидов Западной Сибири В пределах Западной Сибири свойства нефти в условиях пласта отличаются многообразием как по степени газонасыщенности, так и по физическим свойствам. Так, в частности, газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 27–30 м3/т до 120–180 м3/т. Соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается от 6–8 МПа до 19–22 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 0,6–1,0 мПа·с до 8–10 мПа·с. Как правило, для многопластовых месторождений реализуется «классическая» модель изменения характеристик нефти: с ростом глубины возрастает газонасыщенность пластовых флюидов, снижаются плотность и вязкость продукции скважин. Дегазированная нефть в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 827–916 кг/м3 (в среднем 875 кг/м3, т.е. сравнительно легкая по технологической классификации)характеризуется как средневязкая (вязкость при 20 °С колеблется от 5,5 до 104 мПа·с при среднем значении 25 мПа·с), сернистая (содержание серы от 0,39 до 2,5% при среднем значении 1,2% масс.), парафинистая (содержание парафина от 0,76 до 6,61% при среднем значении 3,0% масс.), преимущественно малосмолистая (содержание силикагелевых смол от 1,19 до 14,93% при среднем значении 7,2% масс.), выход светлых фракций до 350 °С около 50%. В качестве наиболее «заметных» микрокомпонентов в нефти содержится ванадий (от 16 до 60 г/т) и никель (от 6 до 19 г/т). Растворенный (нефтяной) газ выраженного метанового типа (концентрация метана 75–5% объемных) – с низким содержанием неуглеродных компонентов (двуокись углерода, азот – в среднем не более 3% объемных), сероводород в составе газа отсутствует (или присутствует в следовых количествах – значительно ниже 20 мг/м3). Пластовые воды двух основных химических типов: хлориднокальциевые и гидрокарбонатно-натриевые. Минерализация вод низкая (в среднем 10–30 г/л), основные солеобразующие компоненты представлены ионами натрия и калия, кальция, магния, гидрокарбоната. В условиях пласта воды насыщены газом метанового типа (концентрация метана – более 95%). Характеристика пластовых флюидов Восточной Сибири К настоящему времени промышленная эксплуатация месторождений и поисковые работы ведутся в Республике Саха (Якутия). В качестве особенностей изученных месторождений следует отметить аномально низкие пластовые температуры (11–17 °С) и низкие пластовые давления. Пластовые нефти в условиях залегания имеют относительно высокую степень газонасыщенности: газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 60 м3/т до 100 м3/т, соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается от 6,9 МПа до 9,9 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 2,4 мПа·сдо 6,6 мПа·с. Дегазированная нефть в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 831–862 кг/м3 (в среднем 842 кг/м3, т.е. легкая по технологической классификации), характеризуется как маловязкая (вязкость при 20 °С колеблется от 8,4 до 36 мПа·с при среднем значении 12,8 мПа·с), преимущественно малосернистая (содержание серы от 0,10 до 0,72% при среднем значении 0,49% масс.), парафинистая (содержание парафина от 0,50 до 4,04% при среднем значении 2,0% масс.), преимущественно малосмолистая (содержание силикагелевых смол от 2,89 до 21,90% при среднем значении 7,5% масс.), выход светлых фракций до 350 °С – около 48–50%. По результатам рентгенофлюоресцентного анализа содержание ванадия и никеля в нефти не превышает 5 г/т. Особенностью дегазированной нефти осинского горизонта Талаканского месторождения является присутствие в ее составе легкокипящих серосодержащих компонентов. Растворенный (нефтяной) газ метанового типа (концентрация метана 58–78% объемных) с низким содержанием неуглеродных компонентов (двуокись углерода, азот – в среднем не более 2% объемных), сероводород в составе газа отсутствует (или присутствует в следовых количествах – значительно ниже 20 мг/м3). Содержание гелия в растворенном газе редко превосходит пороговое значение – 0,005% объема. Пластовые воды карбонатных отложений представлены рассолами с минерализацией около 400 г/л. В солевом составе преобладают хлориды кальция и хлориды натрия. Плотность воды в поверхностных (стандартных) условиях составляет 1240–1300 кг/м3, средняя плотность в условиях пласта около 1280 кг/м3. Средняя газонасыщенность пластовых вод составляет в среднем 0,36 м3/м3. Состав водорастворенного газа преимущественно метановый, с высоким содержанием тяжелых углеводородов. Вязкость воды в условиях пласта и на поверхности аномально высокая (2,2–2,9 мПа·с) в связи с высокой минерализацией и низкой пластовой температурой. Характеристика пластовых флюидов Ненецкого автономного округа (НАО) В пределах поисковых и разведываемых лицензионных участков ОАО «Сургутнефтегаз» пластовые нефти (пермские отложения – уфимский,ассельско-сакмарский и кунгурский ярусы) в условиях залегания имеют относительно низкую степень газонасыщенности: газовый фактор дифференциального разгазирования колеблется от 22 м3/т до 40 м3/т. Соответственно, с ростом газосодержания давление насыщения увеличивается с 5,3 МПа до 7,6 МПа, вязкость нефти при пластовых давлении и температуре изменяется от 2,8 мПа·сдо 8,8 мПа·с. По данным испытания разведочных скважин, нефть девона имеет ряд аномальных свойств: при газовом факторе около 150–170 м3/т нефть в условиях пласта сравнительно вязкая (около 4,8 мПа·с), с давлением насыщения 20-23 МПа. Пробы дегазированной нефти из интервалов вскрытия девона показали аномально высокую температуру застывания (45-46 °С и выше 52 °С), что связано с высоким содержанием парафина (до 40% и более). 16 Дегазированная нефть (пермские отложения – уфимский, ассельскосакмарский и кунгурский ярусы) в поверхностных (стандартных) условиях имеет плотность в диапазоне 840–900 кг/м3 (в зависимости от района расположения скважин), характеризуется как маловязкая и средней вязкости (вязкость при 20 °С колеблется от 4,0 до 16 мПа·с при среднем значении около 12 мПа·с), преимущественно сернистая (содержание серы от 0,15 до 2,85% при среднем значении около 0,8% масс.), парафинистая (содержание парафина от 2,87 до 6,07% при среднем значении 4,5% масс.) преимущественно смолистая (содержание силикагелевых смол от 1,93 до 18,31% при среднем значении около 7,5% масс.), выход светлых фракций до 350 °С от 40 до 69%. Пластовые воды представлены рассолами хлоркальциевого типа с минерализацией около 165 г/л. В солевом составе преобладают хлориды кальция и хлориды натрия. Плотность воды в поверхностных (стандартных) условиях составляет в среднем 1 115 кг/м3, средняя плотность в условиях пласта – около 1 114 кг/м3 1.2 Геолого-физическиехарактеристикипродуктивных ластовисвойствихнефтейнаВосточно-сургутскомместорождении Таблица 1 Характеристики продуктивных горизонтов Восточно-Сургутское месторождения
2. ТЕХНИКО – ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ 2.1 Сущность гидродинамических методов повышения нефтеотдачи Циклическое заводнение. Метод основан на периодическом изменении режима работы залежи путем прекращения и возобновления закачки воды и отбора, за счет чего более полно используются капиллярные и гидродинамические силы. В результате такого нестационарного воздействия на пласты в них проходят волны повышения и понижения давления. Физическая сущность процесса состоит в том, что при повышении давления в залежи в первой половине цикла (в период нагнетания воды) нефть в малопроницаемых прослоях (зонах) сжимается и в них входит вода. При снижении давления в залежи во второй половине цикла (уменьшение расхода или прекращение закачки воды) вода удерживается капиллярными силами в малопроницаемых прослоях, а нефть выходит из них. Продолжительность циклов должна составлять 4— 10 сут и увеличиваться по мере удаления фронта вытеснения до 75 — 80 сут. Основные критерии эффективного применения метода по сравнению с обычным заводнением следующие: а) наличие слоисто-неоднородных или трещинновато-пористых гидрофильных Коллекторов; б) высокая остаточная нефтенасыщенность (более раннее применение метода: на начальной стадии повышение нефтеотдачи составляет 5 —6 % и более, тогда как на поздней — лишь 1 — 1,5%); в) технико-технологическая возможность создания высокой амплитуды колебаний давления (расходов), которая реально может достигать 0,5 — 0,7 от среднего перепада давления между линиями нагнетания и отбора (среднего расхода); г) возможность компенсации отбора закачкой (в полупериод повышения давления нагнетания объем закачки должен увеличиваться в 2 раза, а в полупериод снижения давления — сокращаться до нуля в результате отключения нагнетательных скважин). Циклическое заводнение означает, что в общем случае каждая из нагнетательных и добывающих скважин работает в режиме периодического изменения забойного давления (расхода, отбора). Осуществление метода требует увеличения нагрузки на нагнетательное и добывающее оборудование. Для обеспечения более равномерной нагрузки на оборудование залежь необходимо разделить на отдельные блоки со смещением полупериодов закачки и отбора. Оснащение промыслов современными насосами позволяет осуществлять процесс без дополнительных затрат на переустройство системы заводнения. Полная остановка нагнетательных скважин может потребовать использования высоконапорных насосов, рассчитанных на давления 25 — 40 МПа, или привести к замерзанию скважин и водоводов в зимнее время. Метод способствует увеличению текущего уровня добычи нефти и конечной нефтеотдачи. Метод перемены направления фильтрационных потоков. Технология метода заключается в том, что закачка воды прекращается в одни скважины и переносится на другие, в результате чего обеспечивается изменение направления фильтрационных потоков до 90°. Физическая сущность процесса состоит в следующем. Во-первых, при обычном заводнении вследствие вязкостной неустойчивости процесса вытеснения образуются целики нефти, обойденные водой. Во-вторых, при вытеснении нефти водой водонасыщенность вдоль направления вытеснения уменьшается. Стабильная гидродинамическая обстановка в пласте обусловливает малую подвижность нефти в застойных зонах. При переносе фронта нагнетания в пласте создаются изменяющиеся по величине и направлению градиенты гидродинамического давления, нагнетаемая вода внедряется в застойные малопроницаемые зоны, большая ось которых теперь пересекается с линиями тока, и вытесняет из них нефть в зоны интенсивного движения воды. Объем закачки вдоль фронта целесообразно распределить пропорционально оставшейся нефтенасыщенности (соответственно уменьшающейся водонасыщенности). Изменение направления фильтрационных потоков достигается за счет дополнительного разрезания залежи на блоки, очагового заводнения, перераспределения отборов и закачки между скважинами, циклического заводнения. Метод не требует обязательной остановки добывающих и нагнетательных скважин. При реализации метода наряду с изменением отбора и закачки практикуется периодическая остановка отдельных скважин или групп добывающих и нагнетательных скважин. Метод технологичен, требует лишь небольшого резерва и мощности насосных станций и наличия активной системы заводнения (поперечные разрезающие ряды, комбинация приконтурного и внутриконтурного заводнений и др.) Он позволяет поддерживать достигнутый уровень добычи нефти, снижать текущую обводненность и увеличивать охват пластов заводнением. Метод более эффективен в случае повышенной неоднородности пластов, высоковязкой нефти и применения в первой трети основного периода разработки. Форсированный отбор жидкости. Технология заключается в поэтапном увеличении дебитов добывающих скважин (уменьшении забойного давления Р3). Физико-гидродинамическая сущность метода состоит в создании высоких градиентов давления путем уменьшения Рз. При этом в неоднородных сильно обводненных пластах вовлекаются в разработку остаточные целики нефти, линзы, тупиковые и застойные зоны, малопроницаемые пропластки и др. Условиями эффективного применения метода считают: а) обводненность продукции не менее 80 — 85 % (начало завершающей стадии разработки); б) высокие коэффициенты продуктивности скважин и забойные давления; в) возможность увеличения дебитов (коллектор устойчив, нет опасений прорыва чуждых вод, обсадная колонна технически исправна, имеются условия для применения высокопроизводительного оборудования, пропускная способность системы сбора и подготовки продукции достаточна). Для решения вопроса о применении метода необходимо предварительное изучение зависимости дебита нефти от дебита жидкости. Дебиты жидкости необходимо назначать по максимуму дебита нефти. Приступать к форсированному отбору следует постепенно, увеличивая дебит отдельных скважин на 30-50%, а затем в 2-4 раза. Техника форсирования отборов может быть самой различной: штанговые насосы при полной загрузке оборудования, электронасосы, рассчитанные на большие подачи, и др. 2.2 Условия для выбора гидродинамического метода повышения нефтеотдачи Гидродинамические методы, связанные с изменением фильтрационных потоков, могут применяться во всех геолого-физических условиях, при которых проводят обычное заводнение. Однако при выборе объектов для реализации гидродинамических методов в промышленных условиях следует иметь в виду, что их эффективность тем выше, чем выше неоднородность продуктивных пластов, чем больше в них образуется при обычном заводнении тупиковых и застойных зон, прослоев и интервалов пласта, слабо или совсем не охваченных процессом вытеснения. Эффект от циклического воздействия на пласты увеличивается с повышением гидрофильности коллекторов, микронеоднородности пористой среды, проницаемостной (слоистой) неоднородности, сообщаемости слоев, а также с увеличением амплитуды колебаний давления нагнетания воды и применением процесса на более ранней стадии заводнения. Для выбора гидродинамических методов повышения нефтеотдачи пластов должны учитываться технические возможности наземного и подземного оборудования (конструкция скважин, устьевое оборудование, поверхностное обустройство, способы эксплуатации скважин, производительность насосных установок и др.). Гидродинамические методы позволяют интенсифицировать текущую добычу нефти, увеличивать степень извлечения нефти, а также уменьшать объемы прокачиваемой через пласты воды и снижать текущую обводненность добываемой жидкости Применение гидродинамических методов обеспечивает повышение нефтеизвлечения на единицы процентов. Тем не менее даже при небольшом увеличении нефтеизвлечения применение этих методов в широких масштабах может привести к значительному экономическому эффекту. Таблица 2- Методы увеличения нефтеоотдачи в зависимости от геологофизических условий
Чтобы выбрать наилучший метод, надо знать следующее: нефтенасыщенность пластов или степень их истощения, заводнения; свойства нефти и пластовой воды- вязкость, содержание серы, парафина, асфальтенов, смол, солей; коллектор и его свойства - песчаник, алевролит, известняк, проницаемость, толщину, неоднородность, прерывистость, расчлененность, глубину, удельную поверхность, вещественный состав, глинистость, солевой состав; расположение и техническое состояние пробуренных скважин; наличие материально-технических средств, их качество, характеристику и стоимость; отпускную цену на нефть; потребность в увеличении добычи нефти. Их совокупность создает многовариантную задачу, которая решается лишь при специальных конкретных изучении и технико-экономическом анализе с ограничениями, заданными заранее. Первые три качественных условия (физикогеологические свойства пластов, нефти и воды) очень сильно, но неоднозначно определяют целесообразный метод увеличения нефтеотдачи пластов. 2.3 Оборудование применяемое при гидродинаических методах повышения нефтеотдачи При заводнении широко применяются центробежные насосы типа ЦНС, агрегаты электронасосные скважинные типа УЭЦПК, в состав которых входят погружные центробежные насосы, перспективно использование плунжерных насосов, имеющих жесткую напорную характеристику. На нефтепромыслах применяют следующие центробежные насосы секционные: ЦНС630-1700, НЦС-300; Агрегаты электронасосные многоступенчатые: ЦНС180-1900М, ЦНС180-1422, ЦНС180-1050; ЦНС180-1900М, ЦНС180-1422М, ЦНС180-1050М; ЦНС180-85 ¸ 425; насосный агрегат ЦНСА631400УХЛ4 и другие.  Рисунок 1 - Центробежный насос ЦНС 180-1900: 1 — крышка всасывания; 2 — рабочее колесо 1 ступени; 3 — направляющий аппарат 1 ступени; 4 — рабочее колесо промежуточной ступени; 5 — направляющий аппарат промежуточной ступени; 6 — секция; 7 — направляющий аппарат промежуточной ступени; 8 — крышка напорная; 9 — концевое уплотнение; 10 — подшипник скольжения; 11 — отжимное устройство; 12 — плита Центробежные насосы типа ЦНС180 (высоконапорные) предназначены для нагнетания воды в скважину с целью поддержания пластового давления. Конструкция насосов типа ЦНС180 разработана с учетом создания на одной корпусной базе трех-модификаций с давлением нагнетания 9.5-19 МПа. Центробежные насосы типа ЦНС180 допускают изменение рабочей характеристики посредством уменьшения числа ступеней (не более 2) с установкой проставочных втулок, без изменения привязочных размеров, с обязательной динамической балансировкой ротора.  Рисунок 2 - Характеристика агрегата ЦНС 180-1900 (зависимости Q-H, Q-h, Q-N указаны для насоса при плотности жидкости 1000 кг/м3) Таблица 2 - Технические характеристики ЦНС
Насос трехплунжерный НП-3-160 предназначен для нагнетания воды и растворов в пласт в системах поддержания пластового давления, а также для подачи рабочей жидкости при добыче нефти гидропоршневыми насосами. Устьевая арматура предназначена для герметизации устья нагнетательных скважин в процессе нагнетания в скважину воды, для выполнения ремонтных работ, проведения мероприятий по улучшению приемистости пласта и исследовательских работ, осуществляемых без прекращения закачки. Основные части арматуры — трубная головка и «ёлка». Установки погружных центробежных электронасосов типа УЭЦП и УЭЦПК предназначены для закачки поверхностных или пластовых вод в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления и добычи пластовых вод с подачей на кустовые наносные станции при содержании в жидкости механических примесей не более 0.1 г/л, с рН = 5.4-9 и температурой не выше Установка состоит из погружного электронасоса (насос и электродвигатель), кабеля, оборудования устья скважины, трансформатора и комплектного устройства для управления и защиты электродвигателя.  Рисунок 3 - Установки погружного центробежного электронасоса: 1 — погружной электродвигатель; 2 — погружной насос; 3 — оборудование устья скважины; 4 — силовой кабель; 5 комплектное устройство; 6 — трансформатор; б — для закачки воды: 1 — шурф; 3 — электронасосный погружной агрегат; 4 —силовой кабель; 5 — нагнетательный водовод; 6 — комплектное устройство; 7— трансформатор Погружной электродвигатель охлаждается перекачиваемой средой, омывающей наружную поверхность и теплообменник, который расположен в нижней части двигателя. Электронасосный агрегат спускают в скважину (или шурф) и подвешивают на ее устье. Жидкость подается насосом по нагнетательным водоводам в группу нагнетательных скважин или на кустовые насосные станции. В зависимости от поперечного размера погружного агрегата установки подразделяются на две группы — 14 и 16. В зависимости от развиваемого напора насосы делятся на высоконапорные, состоящие из двух или трех секций, и низконапорные — из одной секции с тремя или пятью ступенями, для добычи пластовых вод. Трубная головка предназначена для герметизации затрубного пространства, подвески колонны насосно-компрессорных труб и проведения некоторых технологических операций, исследовательских и ремонтных работ. Она состоит из крестовины, задвижек и быстросборного соединения. «Елка» служит для закачки жидкости через колонну насосно-компрессорных труб и состоит из стволовых задвижек, тройника, боковых задвижек и обратного клапана.  Рисунок 4 - Арматура устьевая нагнетательная АУН 50-21 1, 2, 6 - задвижка ЗМС 65-21; 3, 7 - контрольное устройство; 4 - головка; 5 - колонный фланец БКНС предназначена для перекачки пресной и пластовой воды и для подачи ее на прием нагнетательных скважин в систему поддержания пластового давления. Блочные кустовые насосные станции, учитывая требования к ускоренным срокам монтажа, представляют собой набор технологических и электротехнических блок-боксов максимальной заводской готовности, поставляемых железнодорожным транспортом и монтируемых на месторождении под единой крышей. В качестве ограждающих конструкций блок-боксов использованы утепленные помещения с 3х-слойными металлическими панелями с полиуретановым утеплителем толщиной не менее 60 мм или утеплителем из минеральной ваты. Возможно исполнение установки с доборными блоками.  Рисунок 5 – Схема блочной кустовой насосной станции (БКНС) 1- магистральный водовод; 2 – приемный коллектор; центробежные насосы; 4 – электродвигатели; 5 – дистанционно управляемые задвижки; 6 – высоконапорный коллектор; 7 – расходомеры; 8,9 – задвижки; 10 –сборный коллектор для грязной воды. Для очистки ПЗ нагнетательных скважин, основанной на самоизливе и восстановлении их приемистости, закрывают задвижку 9 и открывает задвижку 11 и грязную воду сбрасывают в пруды-испарители 12. В БКНС размещаются: - насосные агрегаты; - трубопроводная обвязка насосов с запорной и предохранительной арматурой; - система принудительной и естественной вентиляции; - система отопления; - сигнализаторы и газоанализаторы взрывоопасной смеси; - сигнализатор загазованности сероводородом; - системы оповещения о пожаре; - система автономного автоматического пожаротушения; - система освещения; - система водяного охлаждения уплотнений и подшипниковых узлов насосов; - грузоподъемные механизмы; - выкатные устройства и площадки обслуживания. 1 2 | |||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||||