3 Установки предварительного сброса воды на кустовых площадках упсв-к. Установка предварительного сброса нефти


3 Установки предварительного сброса воды на кустовых площадках упсв-к

В настоящее время, в связи с прогрессирующим обводнением большинства месторождений отрасли, ставиться актуальная задача ранноего обезвоживания нефти, решаемая за счет сброса воды на самих обводненных кустах скважин (УПСВ-К) или осуществления путевого предварительного сброса (УППСВ).

Основным требованием к технологии кустового сброса воды является организация процесса без применения сложного технологического оборудования, требующего присутствия обслуживающего персонала. Величина обводненности нефти на выходе из УПСВ-К зависит от возможности утилизации сбрасываемой воды на данном кусте, и в конечном счете, определяется нефтегазодобывающим предприятием. Отделенная при предварительном сбросе вода, по качеству должна отвечать требованиям системы ППД.

ЗАО НТК «Модульнефтегазэкомплект» предлагает два варианта УПСВ-К при организации кустового сброса воды – в емкостном и в трубном исполнении.

Инициатором создания нового поколения трубных УПСВ является ООО «Юганскнефтегаз», по заданию которого в 2002 году были впервые разработаны автоматизированные двух- и четырехтрубные секции (КДФТ), технологически совмещаемые в одном аппарате газоотделение, требуемую степень обезвоживания (от 10 до 0,5%) и очистку воды от механических примесей и нефти до 30-40мг/л. Успешный ввод первых трех КДФТ на ДНС Салымского, Петелинского и Мамонтовского месторождения показал преимущества трубных аппаратов перед емкостными по производительности в 2-2,5 раза и возможности работать с перегрузкой на 25-30%.

На основании опыта эксплуатации УПСВ ЗАО НТК «Модульнефтегазкомплект» рекомендует при высокой обводненности продукции скважин (60-90%) применение трубных установок, которые наиболее оптимально вписываются в гидравлическую систему сбора в качестве УПСВ перед существующими ДНС при их реконструкции. При низкой обводненности (от 30%) или при высоком газовом факторе целесообразно использовать емкостное оборудование. Оба варианта позволяют подготовить нефть до содержания воды 0,5-5%, а пластовую воду очистить до требований, предъявляемых при закачке в пласты системы ППД (20-30мг/л).

На рисунках 6,7 изображены блочные технологические схемы, базовый набор и компоновка оборудования для УПСВ-К в емкостном и трубных исполнениях на примере разработанных и изготавливаемых в настоящее время по заказам НК Роснефть и ОАО Лукойл. Производительность обеих УПСВ по жидкости составляет около 6000 м3/сут, по нефти 1000 м3/сут., обводненность на входе 80%, газовый фактор 100 и 250 м3/м3, температура жидкости 38ОС, плотность нефти при 20 ОС – 872,8 и 850 кг/м3. Ожидаемая обводненность нефти на входе – до 1% при заданном значении 5-10%, качество очистки воды- 20-30мг/л.

3.1 Емкостной вариант

Продукция скважин после смещения с реагентом - деэмульгатором поступает в сепаратор-водоотделитель НГСВ, в котором происходит отделение более 90% поступающей на УПСВ-К воды. В связи с поставленным нефтедобывающей компанией условием минимизировать объем аппаратов и массу блоков, и объективно понижением требованиям по глубине обезвоживания нефти, подготовка отделенной пластовой воды осуществляется в отдельном аппарате-отстойнике ОВТ, расположенном ниже сепаратора-водоотделителя. Выделившийся в аппаратах газ смешивается на выходе УПСВ-К с отводимой с установки нефтью. Управление работой установки осуществляется от блока контроля и управления без присутствия обслуживающего персонала.

Преимуществом установок такого типа является компактность, возможность монтажа и быстрого перебазирования на другие кустовые площадки.

Рисунок 6 – Схема технологическая УПСВ-К в емкостном исполнения, производительностью по жидкости 6000м3/сут

studfiles.net

Установка предварительного сброса воды Википедия

УПСВ (установка предварительного сброса воды) — установка для отделения от нефти пластовой воды и попутного газа, а также подогрев нефти и приращение удельной энергии потока добываемой нефти(дожим) до следующей системы подготовки нефти.

УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования: узел сепарации, [резервуарный парк], насосные агрегаты.

Принцип работы УПСВ

УПСВ строятся обычно в местах устройства дожимных насосных станций ДНС. Используются и дорабатываются имеющиеся узлы дожимной станции, перерабатывается технологическая схема. Объект на месторождении нефти получает название ДНС с УПСВ.

На УПСВ жидкость проходит последовательно две или более ступени сепарации, одну ступень или более деэмульсации. На разных этапах подготовки ДНС с УПСВ в жидкость подаются реагенты — деэмульгаторы, ингибиторы гидратообразования, ингибиторы солеотложения, ингибиторы коррозии. Попутный газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю (печи ПТБ, ПП, котельные и др.) или на газоперерабатывающий завод ГПЗ, под собственным давлением или с помощью газового компрессора.

Разгазированная жидкость нагревается в печах подогрева нефти (ПТБ или ПП) до 70 градусов по Цельсию, затем поступает в деэмульсатор (чаще отстойник ОГ), где происходит разрушение водонефтяной эмульсии, гравитационный отстой нефти и раздельный вывод воды и нефти. Нефть поступает на концевую ступень сепарации.

Жидкость с конечной ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит дальнейшее отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей её в систему поддержания пластового давления ППД. Для поддержания давления в пласту используют блочную кустовую насосную станцию БКНС или модульную кустовую насосную станцию МКНС для закачки рабочего агента в пласт. В качестве рабочего агента может использоваться как отделённая пластовая вода на УПСВ, так и пресная из озёр и рек, сточная вода, отходы, специальные хим реагенты. На ДНС с УПСВ производится подготовка пластовой воды и учёт расхода воды подающейся в систему ППД. Вода с насосных станций ППД поступает на водораспределительные батареи, а от туда подается в нагнетательные скважины под высоким давлением.

Далее нефть поступает на последующие стадии подготовки и переработки нефти, такие как установка подготовки нефти УПН, затем на пункт сдачи нефти ПСН или нефтеперерабатывающий завод НПЗ.

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, КСУ, ОБС, УБС, ОГ, РК, УСТН).

Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров РВС или РГС, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч кубических метров жидкости. В основном применяются вертикальные стальные резервуары РВС. Для предотвращения разлива жидкости из РВС они должны быть обвалованы — иметь каре которое вместит в себя двойной объём жидкости резервуара в случае его разгерметизации.

Насосный блок может содержать насосы разных типов как однофазные так и мультифазные (поршневые НБ, центробежные ЦНС или КМ, вихревые и т. д.). Больше всего применяются центробежные насосы секционного типа ЦНС. При сравнительно небольших габаритах они обеспечивают высокую производительность и напор жидкости, а при необходимости параметры работы регулируются за счет байпаса, уменьшения или увеличения площади сечения прохода жидкости, а также изменения количества рабочих колес насоса.

Распространённые типы технологических схем УПСВ

УПСВ с отстаиванием резервуарного типа

Данный тип технологической схемы УПСВ использовался раньше в подготовке, представляет собой подготовку нефти путём гравитационного отстоя.

Из скважин нефтегазоводосодержащая жидкость с автоматизированных замерных установок АГЗУ поступает на первую ступень сепарации газа в нефтегазосепаратор НГС. До НГС в эмульсию подается деэмульгатор посредством блока дозировки хим. реагента БДРХ, состоящего из дозировочного насоса НД и ёмкости с реагентом. Расход химреагента производится согласно эффективным, рассчитанным и утвержденным главным инженером предприятия нормам расхода деэмульгатора.

В НГС осуществляется разделение нефти и газа, а также раздельный их вывод. Отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а нефтесодержащая жидкость, через расширительную камеру поступает на вторую ступень сепарации — установку трубную наклонную УСТН для стабилизации — окончательного разгазирования.

Уровень в НГС контролируется вторичным прибором индикации ГАММА, берущего информацию с поплавкового уровнемера и регулируемым с пульта оператора с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе жидкости и/или газа с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления электроприводом БУЭП, выведенного на пульт в операторной УПСВ.

Для предотвращения превышения давления в сосудах работающих под давлением (СРД), таких как аппараты НГС, ГС, УСТН, КСУ свыше допустимого давления — они оборудованы предохранительными клапанами СППК (стальной пружинный предохранительный клапан), для защиты оборудования от разрушения. При увеличении давления в аппарате свыше максимально допустимого, предохранительные клапаны срабатывают, снижая давление в сосуде путём отвода рабочей среды по системе трубопроводов на факел или аварийную ёмкость.

В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки — сепаратор циклонный вертикальный СЦВ и поступает потребителю (печи ПТБ, ПП) или на газокомпрессорную станцию ГКС, для дальнейшей транспортировки. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается ингибитор гидратообразования на основе метанола — сонгид, флэк и др.. Расход реагента производится согласно утвержденным нормам.

После УСТН отсепарированная эмульсия поступает в резервуар вертикальной стальной РВС, где происходит подрезка нефти и отделение нефти от пластовой воды. Подтоварная вода под гидростатическим давлением с РВС поступает через узел учёта расхода воды в на БКНС или МКНС, для закачки в пласт и повышения пластового давления. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором поплавковым уровнемером ВК-1200 и регулируется подачей с УПСВ и расходом с БКНС подтоварной воды с помощью УЭРВ(Устройство электро-регулирующее взрывозащищённое). Блоки индикации, управления и сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на пульт(АРМ) оператора.

Нефть с РВС под давлением столба жидкости поступает на прием нефтяных насосов ЦНС. На приеме центробежных насосов секционных (ЦНС) установлены ёмкости с сетчатыми фильтрами МИГ, предотвращающие попадание в насосы различных крупных фракций и примесей.

УПСВ c аппаратным обезвоживанием

Данный вид технологической схемы УПСВ используется сейчас и может по разному модулироваться, используются термохимические методы обезвоживания.

Добытая с помощью ШГН или ЭЦН нефть, газ и вода с АГЗУ поступает на первую ступень сепарации в нефтегазовый сепаратор НГС. На выход со скважины или на вход НГС подается деэмульгатор посредством дозировочного насоса НД, расположенного в блоке реагента БДРХ. Расход реагента производится согласно рассчитанным и утвержденным нормам.

В НГС осуществляется дегазация нефти. Затем отделённый газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость после НГС подогретая в печах(печь трубчатая блочная ПТБ, путевой подогреватель ПП), поступает в отстойник ОГ для разделения эмульсии, сепарации и сброса воды. Подогрев осуществляется для уменьшения вязкости эмульсии, увеличения разницы плотностей фаз, для улучшения и ускорения процесса разделения эмульсий. Подогрев осуществляется за счёт сжигания попутного газа.

В ГС происходит осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки СЦВ, СЩВ или ГСВ и поступает потребителю или на компрессор, излишки газа сжигаются на факеле высокого давления ФВД. Для предотвращения замерзания газопроводов туда дозировочным насосом НД подается ингибитор гидратообразования. Расход ингибитора производится согласно рассчитанным и утвержденным нормам.

Уровень жидкости в ОГ контролируется уровнемером и регулируется УЭРВ. Блоки управления, индикации и сигнализации выведены на щит операторной.

В отстойнике горизонтальном ОГ, происходит отделение нефти от пластовой воды, так же в зависимости от конструкции ОГ возможна сепарация газа и отдельный выход влажного газа, тогда этот аппарат является дополнительной ступенью сепарации. Подтоварная вода под избыточным давлением в сосуде поступает с ОГ через узел учёта воды на кустовую насосную станцию (БКНС или МКНС).

Нефть с ОГ поступает в концевую сепарационную установку КСУ для окончательного отделения от газа, и сброса избыточного давления до атмосферного. Газ отсепарированный поступает на факел низкого давления ФНД для утилизации или на потребителя.

Нефть с КСУ под давлением столба жидкости на прямую или через резервуар РВС, поступает на прием нефтяных ЦНС. На приеме ЦНС установлены сетчатые фильтры, предотвращающие попадание в насосы крупных мех. примесей.

УПСВ с комбинированным обезвоживанием

Последовательное использование аппаратной и резервуарной деэмульсации. Возможно также применение дополнительного обессоливания путём добавления пресной воды. При транспортирование нефти после УПСВ на дальние расстояния применяют подогрев нефти после выхода с насосной станции — печи ПТБ и/или ПП, для уменьшения вязкости жидкости и сокращения потерь работы насосных агрегатов.

Контроль за насосами ЦНС

Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

  • датчиками температуры подшипников, подающие сигнализацию и автоматически отключающие насосные агрегаты при достижение критической температуры на подшипниках;
  • электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкидной линии насосов, сигнализации на пульте оператора и автоматического отключения при превышении допустимых параметров;
  • газоанализаторами — приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в насосной с включением вентиляции насосной и сигнализации на пульте в операторной УПСВ при превышении предельно допустимой концентрации ПДК.
  • датчиками пожарной сигнализации — приборами контролирующими отсутствие огня, задымления и резкого повышения температур, сигнализирующими и автоматически выключающими насосы, приточно-вытяжную вентиляцию, а также включающие первичные средства пожаротушения (БУРАН, ЛАВИНА).

Показания всех приборов выводятся на АРМ оператора. Для удобства обслуживания УПСВ контроль за работой насосов можно осуществлять как в помещении нефтенасосной, так и в операторной УПСВ. Параметры работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Для предотвращения движения жидкости через насосы(вращение вала в другую сторону) в обратную сторону на выходе с насосов до секущей задвижки(ручные или с электроприводом) установлены обратные клапана КОП. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает сигнализация, и электроприводные задвижки закрываются.

Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.

Запуск насосов после аварийной остановки производится только после снятия блокировки на щите КИПиА.

С выкидной линии насосов нефть через фильтры поступает на узел учёта нефти УУН или СИКНС (система измерения качества и количества сырой нефти). Для учёта откачиваемой жидкости узел учёта нефти оборудуется счетчиками «НОРД» или «ТОР». Датчики показаний которых выведены на пульт оператора. После узла учёта нефть по напорному нефтепроводу поступает на УПН (установку подготовки нефти), далее на ПСН (пункт сдачи нефти) или НПЗ (нефтеперерабатывающий завод).

См. также

Литература

  • Сбор и подготовка нефти и газа. Технология и оборудование / Под ред. Хафизов А.Р., Пестрецов Н.В.. — 2002. — 475 с.
  • Сбор и подготовка нефти, газа и воды. — М.: Недра, 1977. — 192 с.
  • Процессы и аппараты химической технологии / Дытнерский Ю.И.. — изд.. — Москва "Химия", 1995.
  • Справочник по оборудованию для комплексной подготовки нефти. — Премиум Инжиниринг, 2011. — С. 776.
  • ЮКОС Учебный курс «Добыча нефти». — инструкция ЮКОС.

wikiredia.ru

Анализ работы установки предварительного сброса ЦДНГ-9 НГДУ "Мамонтовнефть"

МИНИСТЕРСТВО ОБРАЗОВАНИЯ РОССИЙСКОЙ ФЕДЕРАЦИИ

ГОСУДАРСТВЕННОЕ ОБРАЗОВАТЕЛЬНОЕ УЧРЕЖДЕНИЕ ВЫСШЕГО ПРОФЕССИОНАЛЬНОГО

ОБРАЗОВАНИЯ

«ТЮМЕНСКИЙ ГОСУДАРСТВЕННЫЙ НЕФТЕГАЗОВЫЙ УНИВЕРСИТЕТ»

Технологический институт

Кафедра Химии и технологии нефти и газа

ПОЯСНИТЕЛЬНАЯ ЗАПИСКА

К дипломному проекту на тему:

Анализ работы установки предварительного сброса воды ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть».

Дипломник ____________________________ / Филиппова Н.В./

Руководитель ___________________________ / Трушкова Л.В./

Консультант _______________________________ / Енева И.Г./

Зав. кафедрой ____________________________ / Магарил Р.З./

Тюмень 2003 г.

РЕФЕРАТ

Пояснительная записка к дипломному проекту содержит 93с., 11 рис., 35табл., 32 источника.

Объектом проектирования является установка предварительного сброса воды цеха добычи нефти и газа НГДУ «Мамонтовнефть» НК «ЮКОС», проектной мощностью по сырью 30 000 м 3 в сутки.

Установка предварительного сброса воды предназначена для:

- сбора водогазонефтяной эмульсии, поступающей с кустовых площадок и разведочных скважин;

- сепарации нефти;

- обезвоживания нефти;

- подготовки пластовых и других промысловых очистных сточных вод с последующей закачкой в пласт;

- внешнего транспорта нефти с месторождения на ЦПС.

- внешнего транспорта газа с месторождения на ГПЗ.

Цель проекта: Анализ производственной деятельности установки предварительного сброса воды с целью выявления резервов для более рационального использования имеющегося технологического оборудования.

На ступени глубокого обезвоживания используется оборудование, разработки ООО «Уралтехнострой», которое позволяет получить глубоко обезвоженную нефть. (Содержание воды менее 1 % масс). Нормативное содержание солей не обеспечивается обезвоживанием нефти, требуемого уровня и для подготовки товарной нефти необходимо дополнительное обессоливание на ЦПС.

В результате сделанного анализа выявлено:

На установке предварительного сброса воды имеются реальные возможности для увеличения ее пропускной способности по жидкости, при этом качество подготовленной нефти не изменится.

Используемая для ведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологический режим

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический способ с использованием деэмульгатора , отделять нефть с содержанием воды до 1 %.

Данный проект решает возникшие трудности перед НГДУ «МсН» посредством подготовки части нефти Угутско – Киняминской группы месторождений силами НГДУ «Мамонтовнефть» на УПСВ-3.

Реализация данного проекта позволяет увеличить производительность установки предварительного сброса воды в расчете на 2005 год с 16 674,2 м3 /сут до 18 649,4 м3 /сут (на 12 %). При этом доля загрузки установки сырой нефтью НГДУ «МсН» на 2005 год составит 10 % и имеет тенденцию к увеличению. Коэффициент загрузки установки по сырью увеличиться к 2005 г. на 6 %. У установки предварительного сброса воды № 3 имеется дополнительный резерв по наращиванию производительности - более 30% по жидкости.

Расчет дипломного проекта показал, что для этих целей не потребуется дополнительного технологического оборудования.

При этом сумма капитальных вложений на реконструкцию окупится за 1 год и 1,5 месяца.

СОДЕРЖАНИЕ

Перечень единиц, используемых в проекте, в системе Си

Введение

1. Литературный обзор

1.1. Образование эмульсий и их классификация

1.2. Физико-химические свойства нефтяных эмульсий

1.2.1. Дисперсность эмульсий

1.2.2. Вязкость эмульсии

1.2.3. Плотность эмульсии

1.2.4. Электрические свойства эмульсии

1.2.5. Температура эмульсии

1.3. Устойчивость нефтяных эмульсий и их «старение»

1.4. Теоретические основы обезвоживания нефти

1.4.1. Седиментация капель воды в нефти

1.4.2. Процессы укрупнения капель воды

1.5. Деэмульгаторы, применяемые для разрушения нефтяных эмульсий

1.6. Основные методы разрушения нефтяных эмульсий

1.7. Установки предварительного сброса воды.

2. Метод производства и его технико-экономическое обоснование

2.1. Оценка технического состояния установки предварительного сброса воды № 3

3. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов

4. Описание технологической схемы с автоматизацией. Спецификация КИП

5. Техническое обеспечение АСУ ТП

5.1. Объекты АСУ ТП

5.1.1. Структура контроля и управления технологическими объектами

5.2. Функции АСУ ТП

5.2.1. Функции АСУ ТП по уровням управления

5.3. Функции АСУ ТП по уровням управления технологическими объектами

5.4. Комплекс технических средств АСУ ТП

5.4.1. Комплекс датчиков, преобразователей, исполнительных механизмов

5.4.2. Управляющий вычислительный комплекс

5.4.3. Размещение и монтаж комплекса технических средств АСУ ТП

6. Технологический расчет

6.1. Технологические параметры УПСВ-3 НГДУ «Мамонтовнефть»

6.2. Поверочный расчёт оборудования

6.2.1. Расчёт I ступени сепарации

6.2.2.Расчёт отстойников

6.2.3. Расчёт II ступени сепарации

7. Материальный баланс установки предварительного сброса воды

7.1 . Материальный баланс базовой УПСВ-3 при максимальной пропускной способности борудования

7.2. Материальный баланс проектной УПСВ-3

8. Безопасность и экологичностъ проекта

8.1. Обеспечение безопасности работающих

8.1.1. Опасности и вредности установки

8.1.2. Характеристика условий труда

8.1.3. Электробезопасность и молниезащита

8.1.3.1. Электроснабжение

8.1.3.2. Молниезащита и заземление

8.1.3.3. Расчёт зоны защиты молниеотвода

8.2. Экологическая оценка проекта

8.2.1. Характеристика объекта в части выбросов загрязняющих веществ в атмосферу

8.2.1.1. Расчет максимальных и валовых выбросов вредных веществ от

источников загрязнений УПСВ-

8.2.2. Расчет платы за выбросы загрязняющих веществ в атмосфер

8.2.3. Размеры санитарно-защитной зоны с учетом розы ветров

8.2.4. Мероприятия по предотвращению и уменьшению аварийных

выбросов

8.2.5. Мероприятия по снижению шума

8.2.6. Оценка воздействия на поверхностные воды

8.2.6.1.Оценка возможных путей загрязнения поверхностных вод

8.2.6.2. Водоотведение

8.2.6.3. Характеристика возможных изменений водных объектов при эксплуатации УПСВ

8.2.7. Оценка воздействия на почвенно-растительный покров и грунты

8.2.7.1. Характеристика воздействия на почвенный покров и грунты

8.2.7.2. Характеристика нарушений рельефа

8.2.8. Оценка воздействия на недра и подземные воды

8.2.8.1. Анализ возможного воздействия на недра и подземные воды

8.3. Чрезвычайные ситуации

8.3.1. Аварийные ситуации

8.3.2. Противопожарные мероприятия

8.3.3. Определение поражающих факторов вероятных чрезвычайных ситуаций и их воздействия на элементы объекта

8.3.3.1. Определение вероятных параметров ударной волны при взрыве газовоздушной или паровоздушной смеси

8.3.3.2. Расчёт взрыва резервуара вертикального стального ёмкостью 5000 м3 с нефтью

8.4. Оценка воздействия на окружающую среду от проектируемых сооружений

9. Сведения о местонахождении объекта

9.1. Характеристика местности, на которых размещается объект

9.2. Сведения о персонале

ПЕРЕЧЕНЬ СОКРАЩЕНИЙ ЕДИНИЦ В МЕЖДУНАРОДНОЙ СИСТЕМЕ (СИ), ИСПОЛЬЗУЕМЫХ В ПРОЕКТЕ

ВВЕДЕНИЕ

Установка предварительного сброса воды № 3 (УПСВ) ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть» ОАО Юганскнефтегаз НК «ЮКОС» расположена в Нефтеюганском районе, Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области. В 15 км к востоку от площадки УПСВ проходит магистральная автодорога Тюмень-Сургут.

УПСВ-3 ЦДНГ-9 НГДУ «Мамонтовнефть» проектной мощностью по сырью 30 000 м3 / сутки предназначена для:

- сбора водогазонефтяной эмульсии, поступающей с кустовых площадок и разведочных скважин;

- сепарации нефти;

- обезвоживания нефти;

- подготовки пластовых и других промысловых очистных сточных вод с последующей закачкой в пласт;

- внешнего транспорта нефти с месторождения на ЦПС.

- внешнего транспорта газа с месторождения на ГПЗ.

Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта.

На УПСВ происходит сепарация газа, часть которого поступает на компрессорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Остаточный газ поступает на факел низкого давления, где происходит его сжигание.

Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.

Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический метод с использованием деэмульгатора, отделять нефть с содержанием воды до 1%.

mirznanii.com

Установка предварительного сброса воды | Оборудование для сбора и подготовки нефти и газа

Установки предварительного сброса воды предназначены для дегазации нефти, отбора и очистки попутного газа, сброса пластовой воды под избыточным давлением.

Конструкция установок выполняется на базе нефтегазовых сепараторов со сбросом воды (НГСВ).

Установки представляют собой горизонтальные аппараты, снабженные технологическими штуцерами и штуцерами для КИПиА.

Внутри аппарата расположены: устройство ввода, успокоительная перегородка, секция коалесценции, струнный каплеотводник для очистки газа и секция сбора нефти.

Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входе НГСВ устанавливается депульсатор, обеспечивающий отвод, минуя аппарат, основного количества выделившегося газа, а также послойный ввод водонефтяной эмульсии и сбросной воды раздельными потоками в соответствии с их плотностью в среднюю и нижнюю отстойные зоны аппарата.

Газ из депульсатора подается в аппарат через штуцер ввода газа, проходит успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит дополнительное отделение капельной жидкости. Окончательная очистка газа производится струнным каплеотбойником.

Вода с незначительным содержанием нефти подается из депульсатора в нижнюю часть аппарата через штуцер входа воды. В нижней части аппарата вода окончательно отделяется от нефти, накапливается до перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды. Нефть с незначительным содержанием газа и воды подается в вводное устройство, где плавно распределяется по верхнему уровню жидкой фазы, не перемешивая поток с водой, проходит через успокоительную перегородку, секцию коалесценции, где происходит окончательное отделение остатков газа и воды, поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата. В зависимости от свойств нефтеводогазовой смеси допускается поставка установки УПСВ без депульсатора.

В составе УПС также используется вспомогательное оборудование:

- реагентный блок с дозировочными насосами производительностью до 10 л/час, - трубопроводная обвязка, - запорная арматура, - средства контроля и управления, - система безопасности,- кабельная продукция и т. д.

neftegaz.ru

Установки предварительного сброса сточных пластовых вод

В последние годы в нефтепромысловой практике нашли достаточно широкое применение установки предварительного сброса пластовой воды (УПСВ), которые вписываются в систему добычи нефти, с одной стороны, и в систему ППД  - с другой.

Эти установки могут работать по различным схемам. На рис. 20-22  приведены схемы, которые реализованы на ряде объектов месторождения Поволжья. По схеме «а» (см. рис. 20 ) продукция непосредственно через групповые замерные установки нефтяных скважин поступает на УПСВ двумя потоками. Первый представлен трехфазной (нефть, вода, газ) средой, подаваемой непосредственно с групповых замерных установок (ГЗУ) на трехфазный делитель фаз (ТДФ)-основной элемент УПСВ, в котором осуществляются сепарация газа и предварительный сброс воды. Ввод деэмульгатора осуществляется по возможности в начальных точках технологической цепочки, т.е. либо в трубопроводе ГЗУ УПСВ, либо на самой групповой замерной установки или в скважине. При вводе реагента в непосредственной близости от трехфазного делителя фаз дозатор снабжается дополнительным устройством для его диспергирования в потоке.

Рис.  20  Установка предварительного сброса воды УПСВ

(схема «а»): 1 – добывающая скважина; 2 – групповая замерная установка;

3 – дозатор; 4 – трехфазный делитель; 5 – аппарат-разделитель;

6 – влагоотделитель; 7 – накопитель нефти; 8 – нефтяной насос; 9 – сбросный резервуар; 10 – водяной насос; 11 – накопитель воды; 12 – дожимная насосная станция

Процессу равномерного распределения реагента и его эффективной «работе» в этом случае способствует и наличие газовой фазы в потоке.

Второй поток формируется из продукции скважин, который находится на значительном удалении от УПСВ. В этом случае на УПСВ подается двухфазный (нефть-вода) поток через дожимную насосную станцию (ДНС) . оба потока смешиваются перед подачей в аппарат-разделитель, который является вторым основным элементом УПСВ.

Попутный газ, отделенный в трубном делителе фаз направляется во влагоотделитель и далее в газовый коллектор к потребителю. Нефть с остаточным содержанием воды до 10% из аппарата-разделителя поступает в емкость-накопитель, а затем нефтяным насосом откачивается на установку подготовки нефти. 

Отделенная (сброшенная) в трубном делителе фаз и аппарате-отстойнике вода поступает в буферную емкость, из которой водяным насосом откачивается на дожимную насосную станцию системы ППД. К этому же потоку воды при необходимости присоединяется подошвенная вода из нефтяной ёмкости –накопителя.

Для нережимных и аварийных ситуаций в состав УПСВ включается дополнительный резервуар для воды и нефти вместимостью 1000 – 2000 м3 .

Схема «а» реализована на Собачинском месторождении, где объект обслуживания УПСВ состоит из двух взаимоудаленных площадей. Данная технология эффективна  на месторождениях-объектах воздействия газовых методов повышения нефтеотдачи, когда в продукции добывающих   скважин содержится большое количество газа. Это подтвердилось на Радаевском месторождении.

По схеме «б» (см. рис.21 ) продукция скважина на УПСВ сепарируется в два этапа: вначале отделяется газ, затем сбрасывается вода. Такая упрощенная схема может быть эффективной в случаях компактного расположения всех добывающих скважин. В частности УПСВ по схеме «б» используется на Южно-Ромашкинской площади Ромашкинского месторождения.

Рис. 21 Установка предварительного сброса воды – схема «б»

(обозначения см. рис. 20)

Схема «в» (см. рис.22 ) реализована на Кандызской площади, объединяющей добывающие скважины с суммарной производительностью по жидкости до 1000 м3 /сут.

Рис. 22  Установка предварительного сброса воды – схема «в»

(обозначения см. рис. 20)

Здесь помимо аппарата-разделителя в состав УПСВ в качестве основного элемента входит также резервуар отстойник 13, объемом 400 м3, в котором осуществляется улавливание нефти. Отстоявшаяся вода закачивается непосредственно в нагнетательные скважины 15 погружным насосом, установленным в специальной скважине-шахте 14.

Рассмотренные технологии помимо указанных объектов находят применение в различных регионах.

Получили развитие и некоторые другие схемы предварительного сброса сточной пластовой воды. На рис. 23 и 24 приведены схемы, внедряемые на промыслах  объединений Башнефть и Татнефть.

Рис. 23 Совмещенная технологическая схема сепарации и предварительного сброса воды

1-узел распределения; 2-успокоительный коллектор; 3-узел предварительного распределения; 4-газоводоотделитель; 5-газовый сепаратор; 6-отстойник воды; 7-буферная емкость для нефти; 8-ДНС; 9-11 – узлы замеров газа; нефти и воды соответственно; 12-насосная станция для воды; 13-блок нагрева; 14-буферная емкость для воды; 15-дренажная емкость; 16-блок для реагента;  н-нефть; в – вода; г – газ: д – дренаж; т – теплоноситель; у – уравнительная линия газа; РУ – регулятор межфазного уровня

Параметры технологической схемы рис. 23

Производительность (м3/сут) на базе аппаратов

Объемом, м3                                                                                 

       200                                                                                        < 16000

       100                                                                                        < 8000

Рабочее давление, Мпа                                                              1,6

Содержание воды в продукции                                           не лимитируется

Содержание примесей в суточной воде

         после очистки, мг/л                                                             < 100

Содержание остаточной воды в нефти

          на выходе из установки  мг/л                                             < 10

Технологическая схема, приведенная на рис. 24 , по данным института ТатНИПИнефть обеспечивает степень очистки до 15-60 мг/л по механическим примесям.

Рис. 24 Технологическая схема сброса и очистки пластовой воды без подогрева на дюжимной насосной станции:

1-добывающие скважины; 2-ГЗУ; 3-ввод деэмульгаторов; 4-трубный турбулизатор; 5-концевой делитель фаз; 6-газосепаратор; 7-газопровод; 8-трехфазный сепаратор; 9,12-буферные емкости; 10-насос для нефти; 11-насос для воды; 13-отвод уловленной нефти; 14-водоотстойник; 15-каплеобразователь

students-library.com

Установка предварительного сброса воды — Википедия РУ

УПСВ строятся обычно в местах устройства дожимных насосных станций ДНС. Используются и дорабатываются имеющиеся узлы дожимной станции, перерабатывается технологическая схема. Объект на месторождении нефти получает название ДНС с УПСВ.

На УПСВ жидкость проходит последовательно две или более ступени сепарации, одну ступень или более деэмульсации. На разных этапах подготовки ДНС с УПСВ в жидкость подаются реагенты — деэмульгаторы, ингибиторы гидратообразования, ингибиторы солеотложения, ингибиторы коррозии. Попутный газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю (печи ПТБ, ПП, котельные и др.) или на газоперерабатывающий завод ГПЗ, под собственным давлением или с помощью газового компрессора.

Разгазированная жидкость нагревается в печах подогрева нефти (ПТБ или ПП) до 70 градусов по Цельсию, затем поступает в деэмульсатор (чаще отстойник ОГ), где происходит разрушение водонефтяной эмульсии, гравитационный отстой нефти и раздельный вывод воды и нефти. Нефть поступает на концевую ступень сепарации.

Жидкость с конечной ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит дальнейшее отделение механических примесей и предварительный сброс воды с подачей её в систему поддержания пластового давления ППД. Для поддержания давления в пласту используют блочную кустовую насосную станцию БКНС или модульную кустовую насосную станцию МКНС для закачки рабочего агента в пласт. В качестве рабочего агента может использоваться как отделённая пластовая вода на УПСВ, так и пресная из озёр и рек, сточная вода, отходы, специальные хим реагенты. На ДНС с УПСВ производится подготовка пластовой воды и учёт расхода воды подающейся в систему ППД. Вода с насосных станций ППД поступает на водораспределительные батареи, а от туда подается в нагнетательные скважины под высоким давлением.

Далее нефть поступает на последующие стадии подготовки и переработки нефти, такие как установка подготовки нефти УПН, затем на пункт сдачи нефти ПСН или нефтеперерабатывающий завод НПЗ.

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, КСУ, ОБС, УБС, ОГ, РК, УСТН).

Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров РВС или РГС, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч кубических метров жидкости. В основном применяются вертикальные стальные резервуары РВС. Для предотвращения разлива жидкости из РВС они должны быть обвалованы — иметь каре которое вместит в себя двойной объём жидкости резервуара в случае его разгерметизации.

Насосный блок может содержать насосы разных типов как однофазные так и мультифазные (поршневые НБ, центробежные ЦНС или КМ, вихревые и т. д.). Больше всего применяются центробежные насосы секционного типа ЦНС. При сравнительно небольших габаритах они обеспечивают высокую производительность и напор жидкости, а при необходимости параметры работы регулируются за счет байпаса, уменьшения или увеличения площади сечения прохода жидкости, а также изменения количества рабочих колес насоса.

УПСВ с отстаиванием резервуарного типа

Данный тип технологической схемы УПСВ использовался раньше в подготовке, представляет собой подготовку нефти путём гравитационного отстоя.

Из скважин нефтегазоводосодержащая жидкость с автоматизированных замерных установок АГЗУ поступает на первую ступень сепарации газа в нефтегазосепаратор НГС. До НГС в эмульсию подается деэмульгатор посредством блока дозировки хим. реагента БДРХ, состоящего из дозировочного насоса НД и ёмкости с реагентом. Расход химреагента производится согласно эффективным, рассчитанным и утвержденным главным инженером предприятия нормам расхода деэмульгатора.

В НГС осуществляется разделение нефти и газа, а также раздельный их вывод. Отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а нефтесодержащая жидкость, через расширительную камеру поступает на вторую ступень сепарации — установку трубную наклонную УСТН для стабилизации — окончательного разгазирования.

Уровень в НГС контролируется вторичным прибором индикации ГАММА, берущего информацию с поплавкового уровнемера и регулируемым с пульта оператора с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе жидкости и/или газа с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления электроприводом БУЭП, выведенного на пульт в операторной УПСВ.

Для предотвращения превышения давления в сосудах работающих под давлением (СРД), таких как аппараты НГС, ГС, УСТН, КСУ свыше допустимого давления — они оборудованы предохранительными клапанами СППК (стальной пружинный предохранительный клапан), для защиты оборудования от разрушения. При увеличении давления в аппарате свыше максимально допустимого, предохранительные клапаны срабатывают, снижая давление в сосуде путём отвода рабочей среды по системе трубопроводов на факел или аварийную ёмкость.

В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки — сепаратор циклонный вертикальный СЦВ и поступает потребителю (печи ПТБ, ПП) или на газокомпрессорную станцию ГКС, для дальнейшей транспортировки. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается ингибитор гидратообразования на основе метанола — сонгид, флэк и др.. Расход реагента производится согласно утвержденным нормам.

После УСТН отсепарированная эмульсия поступает в резервуар вертикальной стальной РВС, где происходит подрезка нефти и отделение нефти от пластовой воды. Подтоварная вода под гидростатическим давлением с РВС поступает через узел учёта расхода воды в на БКНС или МКНС, для закачки в пласт и повышения пластового давления. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором поплавковым уровнемером ВК-1200 и регулируется подачей с УПСВ и расходом с БКНС подтоварной воды с помощью УЭРВ(Устройство электро-регулирующее взрывозащищённое). Блоки индикации, управления и сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на пульт(АРМ) оператора.

Нефть с РВС под давлением столба жидкости поступает на прием нефтяных насосов ЦНС. На приеме центробежных насосов секционных (ЦНС) установлены ёмкости с сетчатыми фильтрами МИГ, предотвращающие попадание в насосы различных крупных фракций и примесей.

УПСВ c аппаратным обезвоживанием

Данный вид технологической схемы УПСВ используется сейчас и может по разному модулироваться, используются термохимические методы обезвоживания.

Добытая с помощью ШГН или ЭЦН нефть, газ и вода с АГЗУ поступает на первую ступень сепарации в нефтегазовый сепаратор НГС. На выход со скважины или на вход НГС подается деэмульгатор посредством дозировочного насоса НД, расположенного в блоке реагента БДРХ. Расход реагента производится согласно рассчитанным и утвержденным нормам.

В НГС осуществляется дегазация нефти. Затем отделённый газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость после НГС подогретая в печах(печь трубчатая блочная ПТБ, путевой подогреватель ПП), поступает в отстойник ОГ для разделения эмульсии, сепарации и сброса воды. Подогрев осуществляется для уменьшения вязкости эмульсии, увеличения разницы плотностей фаз, для улучшения и ускорения процесса разделения эмульсий. Подогрев осуществляется за счёт сжигания попутного газа.

В ГС происходит осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки СЦВ, СЩВ или ГСВ и поступает потребителю или на компрессор, излишки газа сжигаются на факеле высокого давления ФВД. Для предотвращения замерзания газопроводов туда дозировочным насосом НД подается ингибитор гидратообразования. Расход ингибитора производится согласно рассчитанным и утвержденным нормам.

Уровень жидкости в ОГ контролируется уровнемером и регулируется УЭРВ. Блоки управления, индикации и сигнализации выведены на щит операторной.

В отстойнике горизонтальном ОГ, происходит отделение нефти от пластовой воды, так же в зависимости от конструкции ОГ возможна сепарация газа и отдельный выход влажного газа, тогда этот аппарат является дополнительной ступенью сепарации. Подтоварная вода под избыточным давлением в сосуде поступает с ОГ через узел учёта воды на кустовую насосную станцию (БКНС или МКНС).

Нефть с ОГ поступает в концевую сепарационную установку КСУ для окончательного отделения от газа, и сброса избыточного давления до атмосферного. Газ отсепарированный поступает на факел низкого давления ФНД для утилизации или на потребителя.

Нефть с КСУ под давлением столба жидкости на прямую или через резервуар РВС, поступает на прием нефтяных ЦНС. На приеме ЦНС установлены сетчатые фильтры, предотвращающие попадание в насосы крупных мех. примесей.

УПСВ с комбинированным обезвоживанием

Последовательное использование аппаратной и резервуарной деэмульсации. Возможно также применение дополнительного обессоливания путём добавления пресной воды. При транспортирование нефти после УПСВ на дальние расстояния применяют подогрев нефти после выхода с насосной станции — печи ПТБ и/или ПП, для уменьшения вязкости жидкости и сокращения потерь работы насосных агрегатов.

Контроль за насосами ЦНС

Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

  • датчиками температуры подшипников, подающие сигнализацию и автоматически отключающие насосные агрегаты при достижение критической температуры на подшипниках;
  • электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкидной линии насосов, сигнализации на пульте оператора и автоматического отключения при превышении допустимых параметров;
  • газоанализаторами — приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в насосной с включением вентиляции насосной и сигнализации на пульте в операторной УПСВ при превышении предельно допустимой концентрации ПДК.
  • датчиками пожарной сигнализации — приборами контролирующими отсутствие огня, задымления и резкого повышения температур, сигнализирующими и автоматически выключающими насосы, приточно-вытяжную вентиляцию, а также включающие первичные средства пожаротушения (БУРАН, ЛАВИНА).

Показания всех приборов выводятся на АРМ оператора. Для удобства обслуживания УПСВ контроль за работой насосов можно осуществлять как в помещении нефтенасосной, так и в операторной УПСВ. Параметры работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Для предотвращения движения жидкости через насосы(вращение вала в другую сторону) в обратную сторону на выходе с насосов до секущей задвижки(ручные или с электроприводом) установлены обратные клапана КОП. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает сигнализация, и электроприводные задвижки закрываются.

Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.

Запуск насосов после аварийной остановки производится только после снятия блокировки на щите КИПиА.

С выкидной линии насосов нефть через фильтры поступает на узел учёта нефти УУН или СИКНС (система измерения качества и количества сырой нефти). Для учёта откачиваемой жидкости узел учёта нефти оборудуется счетчиками «НОРД» или «ТОР». Датчики показаний которых выведены на пульт оператора. После узла учёта нефть по напорному нефтепроводу поступает на УПН (установку подготовки нефти), далее на ПСН (пункт сдачи нефти) или НПЗ (нефтеперерабатывающий завод).

http-wikipediya.ru

Установка предварительного сброса воды

Установка предварительного сброса воды УПСВ (рис.1) предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН).Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м3 жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС. Для предотвращения разлива жидкости из РВС они должны быть обвалованы.Насосный блок может содержать как нефтяные, так и водяные насосы разных типов (плунжерные, центробежные, шестеренчатые и т.д.). Наибольшее распространение получили центробежные насосы типа ЦНС. При сравнительно небольших габаритах они обеспечивают высокую производительность и напор жидкости, а при необходимости параметры работы регулируются за счет уменьшения или увеличения рабочих колес.Рассмотрим принцип работы УПСВ на стандартной схеме.Продукция скважин нефть, газ и вода с кустовых замерных установок АГЗУ типа "Спутник" поступает на узел сепарации газа в нефтегазовый сепаратор НГС. На вход НГС подается демульгатор посредством дозировочного насоса, расположенного в блоке реагентного хозяйства БРХ. Расход химреагента производится согласно утвержденным нормам.В НГС осуществляется сепарация нефти от газа. Затем отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость, через расширительную камеру РК поступает в УСТН для окончательного отделения от газа. Уровень в НГС контролируется прибором РУПШ и регулируется с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления, выведенного на щит КИПиА в операторной УПСВ. Для предотвращения превышения давления в НГС, ГС, УСТН свыше допустимого они оборудованы предохранительными клапанами СППК.В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки ГСВ и поступает потребителю или на ГКС. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается метанол. Расход метанола производится согласно утвержденным нормам.После УСТН отделенная от газа жидкость поступает в резервуар РВС, где происходит отделение нефти от подтоварной воды. Подтоварная вода под давлением столба жидкости с РВС поступает через узел учета воды в водонасосную или на БКНС. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором ВК-1200 и регулируется УЭРВ. Блоки управления, световой и звуковой сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на щит КИПиА.Нефть с РВС под давлением столба жидкости поступает на прием нефтяных насосов ЦНС. На приеме ЦНС установлены сетчатые фильтры, предотвращающие попадание в насосы различных мех. примесей. Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

· датчиками температуры подшипников;

· электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкиде насосов;

· приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в помещении с включением принудительной вентиляции, звуковой и световой сигнализации на щите КИПиА в операторной УПСВ при превышении ПДК.

Показания всех приборов выводятся на щит КИПиА. Для удобства обслуживания УПСВ контроль за работой насосов можно осуществлять как в помещении нефтенасосной, так и в операторной УПСВ. Параметры работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме. Для предотвращения движения жидкости через насосы в обратную сторону на выкиде насосов установлены обратные клапана КОП и задвижки с электроприводом. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает звуковая и световая сигнализация, и электроприводные задвижки на выкиде закрываются.Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.Запуск насосов после аварийной остановки производится только после снятия блокировки на щите КИПиА.С выкидной линии насосов нефть через фильтры поступает на узел учета нефти. Для учета откачиваемой жидкости узел учета нефти оборудуется счетчиками " Норд ". Датчики показаний “Норд” выведены на щит КИПиА. После узла учета нефть по напорному нефтепроводу поступает на ЦППН.

Дата добавления: 2015-07-21; просмотров: 166 | Нарушение авторских прав

Основные положения пуска и остановки установки при нормальных условиях Нормальная остановка установки | Пуск установки. Основные положения | Пожар на установке | Прекращение подачи электроэнергии | Периодические испытания трубопроводов | Назначение и основные характеристики | Устройство и принцип работы | Требования безопасности при аварийной остановке печи ПТБ - 10 | Электродегидраторы | Требования безопасности при остановках электродегидраторов |mybiblioteka.su - 2015-2018 год. (0.01 сек.)

mybiblioteka.su