 |
АвтоАвтоматизацияАрхитектураАстрономияАудитБиологияБухгалтерияВоенное делоГенетикаГеографияГеологияГосударствоДомДругоеЖурналистика и СМИИзобретательствоИностранные языкиИнформатикаИскусствоИсторияКомпьютерыКулинарияКультураЛексикологияЛитератураЛогикаМаркетингМатематикаМашиностроениеМедицинаМенеджментМеталлы и СваркаМеханикаМузыкаНаселениеОбразованиеОхрана безопасности жизниОхрана ТрудаПедагогикаПолитикаПравоПриборостроениеПрограммированиеПроизводствоПромышленностьПсихологияРадиоРегилияСвязьСоциологияСпортСтандартизацияСтроительствоТехнологииТорговляТуризмФизикаФизиологияФилософияФинансыХимияХозяйствоЦеннообразованиеЧерчениеЭкологияЭконометрикаЭкономикаЭлектроникаЮриспунденкция
Тема № 2. ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ СИСТЕМ СБОРА ПРОДУКЦИИ СКВАЖИН
Вопрос № 1. Трубы для нефтепромысловых коммуникаций
Трубопроводы промысловых коммуникаций выполняются обычно из труб общего сортамента. Это трубы по ГОСТ 3262 – 75 (газопроводные) и ГОСТ 8732 – 78 (горячекатанные). Они поставляются, как правило, без резьб. Длина их доходит до 12 м. Сортамент их по диаметру весьма разнообразен; так по ГОСТ 3262 – 75 трубы поставляются по диаметру условного прохода от 6 до 150 мм. Они делятся на лёгкие, средние и усиленные в зависимости от испытательного давления, которое не превышает 3,2 МПа. По ГОСТ 8732 – 78 трубы поставляются по наружному диаметру от 25 до 400 мм с толщиной стенок у самых меньших от 2,5 до 8 мм и у самых больших от 16 до 20 мм. Их изготавливают из следующих сталей (Табл.3).
Табл.3.
| Марка стали | Предел текучести, МПа |
| Ст.10 Ст.20 Ст.35 10Г2 15ХМ 30ХМА 12ХН2А | á 207 á 246 á 295 á 265 á 226 á 393 á 353 |
Промысловые трубопроводы проектируют и изготавливают в соответствии с требованиями ГОСГОРТЕХНАДЗОРА.
Исключение составляют трубопроводы для пара (Рабс [ 0,2 МПа), воды (до 1200С) и временно устанавливаемые трубопроводы со сроком действия до 1 года.
Вопрос № 2. Дозировочные установки.
В системе сбора (да и подготовки) широко используются различные реагенты, дозируемые в различные места схем. Разработано множество дозировочных установок. Рассмотрим лишь наиболее распространённые:
НДУ – 50/150 состоит из плунжерного насоса, редуктора, электродвигателя и ёмкости для реагента. Подача в диапазоне 0,006 – 2,16 л/час. Давление нагнетания до 12,5 МПа. Объём ёмкости 0,215 м3.
Дозировочные установки с большой ёмкостью:
БР – 2,5; БР – 10 и БР - 25. Все они смонтированы в теплоизолированной будке на санях и состоят из ёмкости, плунжерного дозировочного насоса НД – 0,5Р2,5/400, шестерёнчатого насоса Р3-4,5а (для загрузки ёмкости реагентом), электронагревателя, вентилятора, арматуры и КИП. Насосы НД должны дозировать реагент до 10 л/час при давлении до 10 МПа. Для перекачки реагента из бочек в ёмкость их разогревают, помещая в них паровой змеевик. Пар получают нагревая воду электронагревателем.
УДЭ – подача от 0,4 до 1,9 л/час. Максимум давления до 7 МПа, ёмкость для реагента 450 л. Теплоизолированная будка, электропривод.
УДХП – подача от 0,04 до 0,4 л/час, максимальное давление до 6,3 МПа, ёмкость 450 л.
Вопрос № 3. Способы измерения продукции скважин
3.1. Определение дебита скважин на нефтяных месторождениях
Измерение продукции отдельных скважин является одним из основных источников информации для осуществления анализа разработки углеводородных месторождений.
3.1.1. Традиционные методы измерения продукции скважин.
При самотёчной системе сбора как с индивидуальным, так и с групповым методом обустройства замер дебита скважин производится вручную операторами на индивидуальных или групповых замерно – сепарационных установках (ЗУ).
На рис.9. приведена схема индивидуальной замерно – сепарационной установки.
Рис.9. Схема индивидуальной замерно – сепарационной установки
Продукция скважины (1) по выкидной линии поступает в сепаратор (трап) – (2), где осуществляется глубокое однократное разгазирование. Выделившийся газ через регулятор давления «до себя» – (3) потоком I направляется в газосборную сеть. Жидкая фаза через регулятор уровня (5) и задвижку (7) по самотёчной линии 11 потоком III направляется на СП.При аварийном повышении давления в трапе (2) предусмотрен сброс газа через предохранительный клапан (4) потоком II на факел или свечу рассеивания.
Для осуществления замера дебита оператор вручную закрывает задвижку (7) и открывает задвижку (6), точно фиксируя время наполнения мерника (8). После чего осуществляется закрытие задвижки (6) и открытие задвижки (7). Оставшийся газ, выделившийся в негерметичном мернике (8), потоком IV поступает в атмосферу. Количество жидкости в мернике определяют либо с помощью рейки с делениями, либо с помощью водомерного стекла. После окончания замера путём открытия задвижки (10) оператор сбрасывает жидкость в линии (11). Замер дебита скважины по жидкости осуществляют периодически от 1 раза в сутки до одного раза в 3 – 5 суток. Замер дебита газа либо вообще не производится, либо осуществляется путём пропуска газа по байпасной линии со стандартной диафрагмой, соединённой с расходомером (например, ДП - 430) – (12).
Показания рейки или водомерного стекла оператор с помощью специальных таблиц, составленных для каждого мерника, переводит в дебит скважины по нефти (если продукция безводна); в дебит по жидкости (если нефть и вода образуют стойкую эмульсию), или в дебит по нефти и дебит по воде (еслм смесь расслаивается в мернике). При образовании стойкой эмульсии оператор отбирает пробу смеси и сдаёт её в лабораторию для определения степени обводнённости продукции по ГОСТ 2477 – 65 или ГОСТ 14203 – 69.
На рис.10 приведена схема групповой замерно – сепарационной установки.
Рис.10. Схема групповой замерно – сепарационной установки.
Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает на распределительную батарею (3) на которой путём переключения задвижек оператор может направить поток с любой скважины либо в сепарационный коллектор (4), либо в замерной коллектор (5).
Из сепарационного коллектора продукция подаётся в два последовательно расположенных трапа (6) и (7) в которых и осуществляется двухступенчатое снижение давления до 0,6 МПа в первом трапе и до 0,1 – 0,2 МПа во втором трапе.
Газ первой ступени сепарации через регулятор давления (10) потоком I направляется в газосборную сеть. Газ второй ступени сепарации через регулятор давления (12) потоком III направляется на собственные нужды или на факел. Газ с предохранительных клапанов (11) потоком II направляется на факел или свечу рассеивания.
Уровень жидкости в трапах (6) и (7) регулируется уравнемером (5). Жидкая фаза после разгазирования через задвижку (14) потоком IV поступает на СП. Продукция из замерного коллектора поступает на замерно – сепарационный узел, аналогичный ранее рассмотренному. В более поздних установках от замера дебита в негерметичных мерниках отказались перенося замер непосредственно в трап (9) для чего стали фиксировать время его подключения к скважине при закрытой сливной задвижке, а о количестве жидкости стали судить по показаниям уравнемера.
Недостатками ручного традиционного метода замера дебита нефтяных скважин являются:
1. Точность замера зависит от быстроты открытия и закрытия задвижек на линии, подводящей жидкость в мерник, чёткости фиксации времени наполнения, режима работы скважины, наличия отложений солей и парафина в мернике и его элептичности;
2. Большой штат замерщиц;
3. Измерение обводнённости делается с большими интервалами и не даёт чёткого представления о темпе обводнённости скважины и всего месторождения в целом.
Кроме ручного метода измерения продукции скважин применяют автоматические групповые замерные установки (АГЗУ), работающие по аналогичным схемам, за тем лишь исключением, что подключение скважин на замер и определение дебита осуществляется автоматически по заданной программе и показаниям соответствующих датчиков.
3.1.2. Современные методы измерения продукции скважин на нефтяных месторождениях.
В настоящее время разработаны и широко применяются автоматические устройства для замера продукции скважин: «Спутник – А», «Спутник – Б», «Спутник – В», «Спутник – Б – 40», «Спутник – Б – 40 –24» и др.
Рассмотрим устройство и принцип действия наиболее распространённых конструкций. На рис.11 приведена принципиальная технологическая схема Спутника – А»:
Рис.11. Принципиальная технологическая схема ГЗУ «Спутник – А»
«Спутник – А» предназначен для автоматического переключения скважин на замер, автоматического измерения дебита скважин, контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости и автоматической блокировке скважин при аварийном состоянии.
«Сптник – А» состоит из двух блоков: замерно – переключающего и блока местной автоматики (БМА) в котором происходит автоматическая регистрация измеренного дебита скважин и переключение их на замер по заданной программе.
Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) поступает на многоходовой переключатель скважин (ПМС) – (3) внутри которого перемещается пустотелая каретка (4). Каждый секторный поворот каретки обеспечивает подключение одной из скважин на замер. Продукция остальных скважин в это время через отсекатель потока (5) сбрасывается в сборный коллектор (6). При повышении или понижении давления в сборном коллекторе сверх установленной нормы БМА с помощью отсекателя блокирует выкидные линии скважин от коллектора.
Продукция скважины, подключенной на замер, через полую каретку и отсекатель (5) подаётся на гидроциклонный сепаратор (6-а), в котором происходит отделение свободного газа. Отделившийся газ через заслонку (7) сбрасывается в сборный коллектор, а жидкая фаза накапливается в нижней ёмкости (8), снабженной поплавковым уравнемером (9). При достижении верхнего значения уровня поплавковый уравнемер перекрывает заслонку (7). Давление в ёмкости (8) и сепараторе (6) начинает расти и сравнивается с давлением в выкидной линии. В результате, поступление жидкости в сепаратор прекращается, а возникшего превышения давления над давлением в сборном коллекторе хватает для того, чтобы перебросить накопившуюся жидкость по сифонному трубопроводу (10) через турбинный расходомер ТОР – 1 или НОРД – (11) в сборный коллектор, после чего процесс повторяется. БМА, зная время подключения скважины на замер и накопленное показание расходомера, преобразует данную информацию в дебит по жидкости, которую способен передать в операторную для фиксации вторичным прибором. При отсутствии подачи продукции от скважины, подключенной на замер, она блокируется с помощью отсекателя с подачей соответствующего сигнала в систему телемеханики. Передвижение каретки осуществляется силовым цилиндром (12), связанным через гидропривод (13) с электродвигателем (14), включением которого управляет БМА. При необходимости, с помощью байпасной линии (15) скважины могут быть подключены к сборному коллектору минуя «Спутник – А».
Продукция скважины (16), резко отличающейся по физико – химическим свойствам от продукции других скважин, сбрасывается в тот же сборный коллектор. «Спутник – А» выпускается на рабочее давление от 1,5 до 4,0 МПА с максимальной производительностью скважины по жидкости до 400 м3/сутки при вязкости продукции до 80 сСт. К одному «Спутнику – А» может быть подключено до 14 скважин. При указанных параметрах погрешность в измерении жидкости колеблется в пределах 62,5 %. Блоки «Спутника – А» обогреваемы.
Недостатки «Спутника – А»:
1. Невысокая точность измерения дебита при высокой производительности скважин, вследствии недостаточной глубины сепарации нефти от газа;
2. Отсутствие влагомера, вследствии чего информация выдаётся только по дебиту жидкости;
3. Дебит по газу вообще не замеряется;
4. Разносортная продукция сбрасывается в один коллектор;
5. Дозирование реагентов не предусмотрено.
На рис.12 приведена принципиальная технологическая схема «Спутника В»:
Рис.12. Принципиальная технологическая схема ГЗУ «Спутник – В»
«Спутник – В» предназначен для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин.
Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) через штуцера (3) попадает в трёхходовой клапан (4), управляемый БМА. В зависимости от положения клапана продукция поступает либо на замер по линии 5, либо в трёхходовые краны (6), управляемые БМА. В зависимости от положения трёхходового крана продукция сбрасывается либо в коллектор для обводнённой продукции (7), либо в коллектор для безводных нефтей (8). Продукция скважины, подключенной на замер, поступает в сепаратор (9). Отделённый газ через диафрагму (10) и заслонку (11) сбрасывается в коллектор для обводнённых нефтей. Жидкая фаза накапливается в тарированной ёмкости (12), снабженной гамма – датчиками уровня (13). Тарированная ёмкость опирается на тарированную пружину (14), связанную как и датчики, с БМА. При достижении жидкостью верхнего уровня БМА перекрывает заслонку (11), давление в сепараторе начинает расти пока не сравняется с давлением в линии (5). Поступление жидкости в ёмкость прекращается, а сама она через сифон (15) сбрасывается в коллектор для обводнённых нефтей. Зная время подключения скважины на замер и число опорожнений тарированной ёмкости БМА выдаёт информацию о дебите скважины по жидкости. Сравнивая показания тарированной пружины при заполнении ёмкости с аналогичными показаниями при её заполнении пластовой водой БМА выдаёт информацию по дебиту скважины по нефти и воде. При необходимости с помощью байпасной линии (16) скважины могут быть подключены к сборному коллектору для обводнённых нефтей минуя Спутник. При этом, продукция проходит через камеру (17), предназначенную для запуска резиновых шаров.
Достоинства «Спутника – В» по сравнению со «Спутником – А»:
1. Замер дебита скважин осуществляется по нефти, воде и жидкости;
2. Производится замер дебита по газу;
3. Имеется два сборных коллектора;
4. Предоставлена возможность запуска очищающих шаров.
Недостатки «Спутника – В»:
1. При отложении в ёмкости парафина точность измерения резко снижается;
2. Расход газа измеряется эпизодически;
3. Точность измерения обводнённности продукции невелика;
4. Дозирование реагентов не предусмотрено.
Схема «Спутника – Б – 40» аналогична «Спутнику – А», но:
1. На нём установлен автоматический влагомер нефти, работающий непрерывно. В нашей стране наибольшее распространение получил один из косвенных методов измерения обводнённости нефти, основанный на зависимости диэлектрической проницаемости продукции от соотношения компонентов (вода и нефть) – УВН-2.
2. На газовой линии установлен турбинный расходомер, работающий непрерывно (Агат – 2);
3. Имеются два сборных коллектора.
«Спутник Б-40-24» отличается от «Спутника Б-40» лишь числом подключённых скважин – до 24.
Порядок выполнения измерений установками типа «Спутник» нормируется отраслевым стандартом ОСТ 39-114-80.
3.2.Определение дебита скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях
На данных месторождениях все измерения осуществляют после газовых сепараторов. Для жидкой фазы используются устройства аналогичные нефтяным скважинам, а для определения дебита по газу применяются стандартные диафрагмы или турбинные счётчики.
Лекция № 6
Вопрос № 4. Предварительный сброс пластовых вод.
4.1. Технология предварительного сброса пластовых вод
Предварительный сброс пластовых вод в системах сбора продукции скважин применяется для снижения эксплуатационных затрат на перекачку жидкости до ЦПС и для повышения производительности УКПН.
Организация предварительного сброса пластовых вод, как правило, реализуется в дополнительном варианте основной технологической схемы при разработке месторождений, находящихся на поздних этапах эксплуатации и сосредотачивается на площадках ДНС, зачастую образуя с ней единую технологическую схему.
Технологическое оформление УПСВ довольно разнообразно, но в целом, может быть сведено к следующим схемам (рис.13.):
Рис.13. Технологическое оформление схем предварительного сброса пластовых вод
Месторождение А разрабатывается газлифтным способом с применением для целей ППД сточных вод и находится в последней стадии эксплуатации. Вследствии этого добываемая продукция сильно обводнена и имеет очень высокий газовой фактор. Устьевые давления невысоки и продукция без ДНС не может быть доставлена на ЦПС для подготовки. Поэтому месторождение обустроено по дополнительному варианту основной унифицированной схемы, причём, для улучшения экономических показателей на промплощадке ДНС после вступления месторождения в последнюю стадию эксплуатации, сооружена УПСВ.
Продукция скважин (1) по выкидным линиям (2) через ГЗУ (3) по сборному коллектору (4) подаётся в трёхфазный трубный делитель фаз (5) для предварительного отделения основного количества газа. В сборный коллектор дозирующим устройством (6), расположенным как можно ближе к ГЗУ, в продукцию непрерывно дозируется деэмульгатор и при необходимости ингибитор коррозии. Газовая фаза из делителя (5) поступает в газовый сепаратор (7), отделившаяся вода накапливается в ёмкости (8), а нефтяная часть поступает в отстойник (9) для дальнейшего разделения.
Выделившийся в отстойнике газ направляется в газовый сепаратор, отстоявшаяся вода сбрасывается в ёмкость (8), а нефть с остаточной степенью обводнённости от 1 до 10 % об.накапливается в ёмкости (10), откуда с помощью ДНС (11) потоком I перекачивается на ЦПС на УКПН.
Резервуар (12), объёмом 1000 – 2000 м3 служит только для размещения жидкости в случае возникновения нережимных, аварийных ситуаций. После восстановления техрежима жидкость из него с помощью насоса (13) откачивается на ДНС. Газ из газового сепаратора, обычно самотёком, потоком II направляется на ЦПС на УКПГ, а отделившаяся в нём жидкость сбрасывается на ДНС.
Вода из ёмкости (8) насосом (14) по водоводу низкого давления потоком III без всякой подготовки откачивается на КНС. Если длина сборного коллектора значительна, разделение фаз происходит уже в нём и надобность в трубном делителе фаз отпадает. Поэтому продукция с дальнего месторождения (поток IV), не имеющего собственного УПСВ, ДНС (15) подаётся сразу на вход отстойника (9).
На месторождении В газовый фактор невелик, поэтому отделение газа и воды производится в отдельных аппаратах (сепараторе 16 и отстойнике 17). Обезвоженная нефть ДНС (18) откачивается на ДНС (11). В остальном схема аналогична обустройству месторождения А.
На месторождении С к водам, подающимся на КНС, предъявляются повышенные требования по содержанию нефти и механических примесей. Поэтому, вода, отделившаяся в отстойнике (17) направляется на длительный дополнительный отстой в резервуар (19) –объёмом порядка 5000 м3.
Отстоявшаяся нефть насосом (13) откачивается на ДНС (18), механические примеси накапливаются на дне, откуда периодически удаляются.
На месторождении Д добывается продукция с большим газовым фактором и стойкой водо – нефтяной эмульсией. Поэтому, продукция прежде всего попадает в расширительную камеру (20) для отделения свободного газа, а затем в трёхфазный сепаратор (21), для интенсификации работы которого его содержимое подогреваеют за счёт циркуляции горячей струи. Это может быть часть воды из ёмкости (8), которая насосом (22) прокачивается через печь (23) и подаётся на вход трёхфазного сепаратора (21) – как изображено на схеме – а может быть часть нефти из ёмкости (10). Вода обычно используется, если в (21) эмульсия типа В/Н, а нефть обычно используется, если в (21) эмульсия типа Н/В.
Месторождение Е обустроено аналогично месторождению В, но имеет форсированную схему ПСВ, позволяющую уменьшить размеры аппаратов и повысить качество сбрасываемой воды и полученной нефти.
Интенсификация отстоя достигается монтированием перед сепаратором (16) трубного каплеобразователя (24), существенно повышающего размеры капелек дисперсной фазы, а, значит, облегчающего последующий отстой. Кечество сброшенной воды повышается за счет установления каплеобразователя перед ёмкостью (8). В результате, в ней успевают отстояться капельки увлечённой нефти, возвращаемой в ёмкость (10) насосом (13).
В итоге, вода, поступающая на КНС, содержит нефти не более 15 – 50 мг/л, а механических примесей не более 20 – 40 мг/л. Качество нефти повышается дополнительным выделением газа в отстойнике (9).
На месторождении К добывается особо стойкая водо – нефтяная эмульсия с небольшим газовым фактором и значительным содержанием механических примесей. Поэтому, для отделения газа достаточно одного трёхфазного сепаратора (21), а вот воду приходится отделять в два этапа – предварительно в (21) и окончательно в отстойнике (17) после предварительного нагрева всего потока в печи (23). Отделившаяся вода перед подачей на КНС проходит очистные сооружения (фильтры –25).
При выборе схемы пользуются следующей табл.3.
Табл.3.
Дозирование реагентов при организации предварительного сброса пластовых вод
| Характеристики нефти | Производительность УПСВ, м3/сутки | |
| до 1000 | до 5000 | до 15000 |
| 1. Маловязкая нефть (до 5 мПа.с) с содержанием АСПО, %: до 2 до 5 до 10 10 – 20 2. Нефть с высоким содержанием СО2 и нефтяного газа 3. Высоковязкая нефть (>5 мПа.с) с повышенным содержанием АСПО (>10 %) 1. Маловязкая нефть (<5 мПа.с) с газовым фактором до 150 м3/т 2. Высоковязкая нефть (>5 мПа.с) с газовым фактором до 150 м3/т 3. Маловязкая нефть (<5 мПа.с) с высоким газовым фактором (> 150 м3/т) 4. Высоковязкая нефть (>5 мПа.с) с высоким газовым фактором (> 150 м3/т) 1. Маловязкая нефть 2. Высоковязкая нефть | Предварительная подготовка продукции | |
| Ввод ДЭ на удалённых ГЗУ в 2 и более точках То же + растворитель АСПО Аналогично предыдущ. Аналогично предыдущ. Ввод ингибитора пенообразования (ИП) на расстоянии 150-200 м до ДНС + ДЭ Ввод растворителя АСПО и ДЭ в добывающие скважины | Ввод ДЭ в 3 и более точках То же + растворитель АСПО Аналогично предыдущ. Аналогично предыдущ. Ввод ИП за 150-200 м до ДНС + ДЭ Ввод растворителя АСПО и ДЭ в добывающие скважины, ГЗУ и ДНС | Ввод ДЭ в 3 и более точках То же + растворитель АСПО Аналогично предыдущ. Аналогично предыдущ. Ввод ИП за 150-200 м до ДНС + ДЭ Ввод растворителя АСПО и ДЭ в добывающие скважины, ГЗУ и ДНС |
| Сепарация (1 ступень) на ДНС Ввод ИП не требуется | ||
| Ввод ИП и ДЭ на расстоянии 50 – 80 м до ДНС | Ввод ИП и ДЭ за 100 – 200 м до ДНС | |
| Обязательный ввод ИП | ||
| Ввод ИП и ДЭ за 150 – 180 м до ДНС | Ввод ИП и ДЭ за 180 – 250 м до ДНС | Ввод ИП и ДЭ за 250 – 300 м до ДНС |
| Повышение эффективности разделения эмульсии в ТДФ Ввод и распыление ДЭ за 50 – 80 м до ТДФ Ввод и распыление ДЭ за 100 – 150 м до ТДФ |
4.2.Аппаратурное оформление схем предварительного сброса пластовых вод
Таким образом, основным аппаратурным оформлением УПСВ являются различные комбинации газонефтяных сепараторов первой ступени, трёхфазных сепараторов и отстойников.
В качестве газонефтяных сепараторов первой ступени наибольшее распространение получили:
1. Вертикальные гравитационные сепараторы модификаций ГТ и ГЩ;
2. Гидроциклонные и турбоциклонные сепараторы института Гипровостокнефть модификации СУ;
3. Нефтегазовые сепараторы конструкции Центрального конструкторского бюро нефтеаппаратуры модификаций ЦКБН;
4. Сепараторы Грозненского нефтяного института полочных модификаций;
5. Блочная сепарационная установка ТатНИИНефтемаша модификации УБС.
Устройство, принцип действия, достоинства и недостатки этих аппаратов будут рассмотрены в следующем разделе.
В качестве трёхфазных сепараторов наибольшее распространение получили:
1. Сепаратор ОФ ВНИИКАнефтегаз модификации КССУ;
2. Сепаратор ТатНИИНефтемаша, модификации БАС-1;
3. Сепаратор ТатНИИНефтемаша модификации УПС;
4. Сепаратор СПКБ Саратовнефтегаза модификации ОГ-200С;
5. Сепаратор ВНИИНефтехиммаша и ГИПРОТюменьнефтегаза модификации ОГ-200П;
6. Сепаратор Гипровостокнефти;
7. Сепаратор СибНИИНП.
Устройство, принцип действия, достоинства и недостатки этих аппаратов будут рассмотрены в следующем разделе.
В качестве отстойников наибольшее распространение получили:
1. Стальные вертикальные резервуары (РВС) с высотой водяной подушки 6 – 7м и времем пребывания в них жидкости 6 – 7 часов, что обеспечивает высокое качество подготовки воды;
2. Горизонтальные отстойники различных модификаций с высотой водяной подушки не более 2 м и временем пребывания в них жидкости 0,8 -–1,3 часа.
Сама дожимная насосная станция представляет собой систему подпорных и основных нефтяных насосов, как правило, центробежных и дублированных, снабженных резервуаром (сырьевым), служащим буфером для обеспечения стабильной равномерной работы.
Поиск по сайту: