РАЗДЕЛ ОБЩЕГО ПРОЕКТИРОВАНИЯ
Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до нефтеперекачивающих станций товарно-транспортных организаций; для подачи сточных вод от УПВ до нагнетательных скважин.
Общая протяженность промысловых трубопроводов достигает сотен километров только по одному промыслу.
Классификация трубопроводов
— выкидные линии — транспортируют продукцию скважин от устья до ГЗУ;
— нефтегазосборные коллекторы — расположены от ГЗУ до ДНС;
— нефтесборные коллекторы — расположены от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС);
— газосборные коллекторы — транспортируют газ от пункта сепарации до компрессорной станции.
По величине напора:
— высоконапорные — выше 2,5 МПа;
— средненапорные — 1,6-2,5 МПа;
— низконапорные — до 1,6 МПа;
Самотечным называется трубопровод, перемещение жидкости в котором происходит только за счет сил тяжести. Если при этом нефть и газ движутся раздельно, то такой нефтепровод называют свободно- самотечным, а при отсутствии газовой фазы — напорно-самотечным.
По типу укладки:
По гидравлической схеме:
— простые, то есть не имеющие ответвлений;
— сложные, то есть имеющие ответвления или переменный по длине расход, или вставку другого диаметра, или параллельный участок, а также кольцевые.
По характеру заполнения сечения:
— трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью;
— трубопроводы с неполным заполнением сечения.
Полное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных трубопроводах, а неполное может быть как в напорных, так и в безнапорных трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующие товарную нефть, то есть без газа, и реже — выкидные линии. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, так как верхняя часть сечения коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.
Основные принципы проектирования трубопроводов
Проектирование трубопроводов на площади месторождения сводится к решению следующих основных задач:
— выбор трассы трубопроводов, исходя из расположения скважин на месторождении, их дебита и рельефа поверхности;
-выбор рациональных длин и диаметров трубопроводов, отвечающих минимальному расходу металла, минимуму затрат на строительство и эксплуатацию;
— гидравлический, тепловой и механический расчет трубопроводов.
Основные элементы системы сбора, транспорта и подготовки промысловой продукции
Технологическая модель современной системы сбора промысловой продукции, транспорта и подготовки нефти и воды состоит из девяти элементов.
Элемент 1. Участок от устья добывающих скважин до групповых замерных установок (ГЗУ), здесь продукция скважин в виде трехфазной смеси (нефть, газ, вода) по отдельным трубопроводам перекачивается до узла первичного замера и учета продукции.
Элемент 2. Включает участок от ГЗУ до дожимных насосных станций (ДНС), где продукция скважин разделяется на жидкую и газовую фазы (первая ступень сепарации). На данном участке возможно образование достаточно высокодисперсной водогазонефтяной эмульсии, стойкость которой будет зависеть от физико-химических характеристик конкретной нефти и воды.
Элемент 3. ДНС—газосборная сеть (ГСС). В этом элементе нефтяной газ из булитов (емкостей), являющихся первой ступенью сепарации, отбирается в газосборную сеть под давлением узла сепарации.
Элемент 4. ДНС — УКПН. Данный элемент включает участок от ДНС до установки комплексной подготовки нефти (УКПН). В некоторых нефтяных регионах такой узел называют «центральный пункт сбора продукции (ЦПС)».
Элемент 5. ДНС — установка предварительного сброса воды (УПСВ). Часто данный элемент бывает совмещенным с одновременным отделением газа первой ступени сепарации; затем вода проходит доочистку до нужного качества.
Элемент 6. УПСВ — КНС. Отделившаяся вода необходимого качества и количества из емкостей УПСВ (отстойные аппараты) силовыми насосами подается на кустовую насосную станцию (КНС) для нагнетания в пласт.
Элемент 7. УКПН — установка подготовки воды. Этот элемент также является совмещенным, т.к.одна из ступеней используется для отделения и очистки водной фазы, а вторая — для разделения и разрушения эмульсии промежуточного слоя, которая накапливается в резервуарах товарного парка.
Элемент 8. Установка подготовки воды — КНС. Вся водная фаза ( как сточная вода) с узла подготовки воды по отдельному трубопроводу транспортируется в этом элементе до кустовой насосной станции.
Элемент 9. КНС — нагнетательная скважина (пласт). На этом участке очищенная от мехпримесей и нефтепродуктов сточная вода силовыми насосами КНС закачивается в нагнетательную скважину и далее в пласт.
На основании обобщения передового опыта эксплуатации и научных исследований в отрасли разработаны унифицированные технологические схемы по сбору и подготовке нефти, газа и воды.
В основу этих схем положено совмещение в системе герметизированного нефтегазосбора процессов транспорта и подготовки продукции скважин для ее последующего разделения в специальном оборудовании при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке нефти, газа и воды на центральных нефтесборных пунктах (ЦНП). Это дает возможность автоматизировать промысловые объекты с наименьшими капитальными вложениями.
Существует несколько вариантов унифицированных технологических схем.
I ступень сепарации размещается на площадке ДНС, осуществляется предварительное обезвоживание нефти при давлении I ступени сепарации. Качество сбрасываемой пластовой воды должно удовлетворять требованиям к ее закачке в трещиновато-пористые коллекторы как наиболее распространенные.
На месторождении размещается сепарационная установка без сброса воды.
Нефть совместно с выделившимся из нее газом в нормальных условиях не может транспортироваться на большие расстояния, т.к. объем выделившегося газа в несколько десятков раз превышает объем жидкости и для совместного их транспорта необходимо было бы сооружать трубопроводы большого диаметра, что очень дорого. Поэтому на нефтяных месторождениях совместный сбор и транспорт нефти и нефтяного газа осуществляют только на экономически целесообразные расстояния (табл. 2), а затем нефть и выделившийся из нее газ транспортируют отдельно. Для этого предварительно разделяют нефтегазовый (нефтеводогазовый) поток на два — нефтяной (водонефтяной) и газовый.
Нефть, прошедшая установки подготовки, называется товарной.
Нефти различных месторождений отличаются по химическому составу и товарным свойствам. Из некоторых нефтей можно получить без дополнительной обработки высокооктановый бензин; другие, например, мангышлакская, содержат в большом количестве парафины, являющиеся ценным химическим сырьем.
Схема переработки нефти на заводе зависит от качества нефти. Например, при переработке сернистых нефтей в состав завода включаются установки по очистке продукции от серы, при переработке парафинистых нефтей — установки депарафинизации.
Но вводить раздельную перекачку нефтей в зависимости от их сортов нерационально, т.к. это усложнит нефтепромысловое хозяйство, увеличит размеры резервуарного парка, приведет к созданию сложной системы нефтепроводов.
Поэтому на практике нефти смешиваются в районах добычи и направляются на переработку в виде смеси.
По магистральному трубопроводу в пределах определенного региона перекачивается типовая нефть.
Смешиваются нефти после их исследования. Иначе может произойти обесценивание получаемой продукции. Например, если смешать сернистую и малосернистую нефти, то не удастся получить малосернистый кокс и т.д.
Нефть, Газ и Энергетика
Под системой сбора и транспорта продукции нефтяных скважин понимают систему оборудования и трубопроводов, построенных для сбора продукции скважин и доставки ее до центрального пункта подготовки нефти (ЦППН). Из пункта подготовки нефть направляется на нефтеперерабатывающий завод, газ – в основном на газоперерабатывающий завод, а пластовая вода, добытая вместе с нефтью, — к нагнетательным скважинам.
Наиболее типовые системы сбора и транспорта продукции нефтяных скважин: самотечная, Бороняня – Везирова, высоконапорная, Гипровостокнефти и лучевая.
Самотечная система (рис.1)
– движение продукции скважины происходит под влиянием гравитационных сил, т.е. геометрической разности высот начальных и конечных пунктов ее сбора.
Сущность самотечной системы заключается в следующем.
- Продукция скважины (нефть, газ, вода и механические примеси) по выкидной линии попадает в сепарационно-замерную установку СЗУ, где происходят сепарация газа и частично воды и механических примесей от нефти, а также замер их количества. Абсолютное давление в этой установке составляет 0,15 – 0,20 Мпа.
- Затем газ под собственным давлением через общую газосборную систему поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ или на компрессорную станцию КС, а отсюда — ГПЗ, а нефть – на нефтесборный пункт НСП, а отсюда на установку подготовки нефти УПН, где происходят стабилизация, обезвоживания и обессоливание ее.
- На нефтесборном пункте устанавливают несколько резервуаров.
Система Ф.Г. Бороняна – С. А. Везирова (рис.2)
Предусматривает совместный сбор продукции нефтяных скважин независимо от способа эксплуатации ( фонтанный, насосный, компрессорный) до нефтесборного пункта под давлением на устье 0,5 –0,6 Мпа, которая затем направляется по выкидным линиям в общие сборные коллекторы.
- Эта система относится линиям в общие сборные коллекторы. Эта система относится к однотрубной напорной.
- Напорной называется система, при которой перемещение нефти осуществляется под действием напора, создаваемого насосом или пластовой энергией.
- В данном случае продукция фонтанных скважин транспортируется под воздействием напора пластовой энергии, компрессорных – под действием повышения давления в компрессорных и насосных – под воздействием увеличения нагрузки и насосы.
Высоконапорная система с централизованной многоступенчатой сепарацией (грозненская).
Отличительная особенность этой системы заключается в совместном сборе и транспорте продукции скважин на несколько десятков километров под давлением 6-7 Мпа.
При этой системе продукция скважины под действием устьевого давления через групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ (при необходимости)
направляется в сборный коллектор, а затем попадает на централизованную сепарационную установку ЦСУ, расположенную на одной территории с установкой подготовки нефти УПН, товарным парком ТП и в отдельных случаях газоперерабатывающим заводом ГПЗ. Все эти объекты представляют нефтегазовый комплекс НГК. На ЦСУ происходят трех или четырехступенчатая сепарация при давлениях в Мпа: I ступень — 5,5; II ступень – 4; III ступень – 1,6 и IV ступень – 0,1.
Газ из сепараторов I ступени после охлаждения направляется в газопровод и до мест потребления транспортируется под воздействием собственного давления, а газ последующих ступеней поступает на газоперерабатывающий завод ГПЗ. В зависимости от конкретных условий предусматривают различное число групповых сепарационно-замерных установок ГСЗУ.
Применяют также высоконапорную систему с централизованной одноступенчатой сепарацией на отдельных месторождениях при окончательной сепарации на нефтегазовом комплексе НГК (рис.3.1). По этой схеме продукция скважины под действием устьевого давления поступает на ГСЗУ (в случае необходимости) и дальше по сборному коллектору на центральную сепарационную установку ЦСУ. Здесь происходит одноступенчатая сепарация высокого давления до 6 Мпа. Отделившийся в сепараторе газ направляется в газопровод для реализации, а остальная продукция под давлением сепарации транспортируется на нефтегазовый комплекс НГК, обслуживающий несколько месторождений.
Здесь на концевой централизованной установке происходит окончательная многоступенчатая сепарация нефти и газа. Газ после I , II , III , IV
ступеней сепарации подается на ГПЗ, а нефть после установки подготовки нефти УПН – в товарный парк ТП- и далее – на НПЗ.
Система Гипровостокнефти
предусматривает однотрубный транспорт продукции скважины до участковых сепарационных установок, расположенных на расстоянии до 7км от скважин, и транспорт нефтегазовой смеси до центрального нефтесборного пункта ЦНСП на расстояние до 100 км и более (рис.4)
Сущность этой системы состоит в следующем:
- Продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповые сепарационно-замерные установки ГСЗУ, где периодически замеряют дебиты нефти и газа, а затем по общему сборному трубопроводу – на участковые сепарационные установки УСУ.
- На этих установках в газосепараторах первой ступени Г при абсолютном давлении 0,6 Мпа газ отделяется от нефти и направляется на газоперерабатывающий завод
ГПЗ или к другим потребителям, а нефть с оставшимся в ней растворенным газом транспортируется до центрального нефтесборного пункта ЦНСП, где осуществляется окончательная двухступенчатая сепарация газа.
Если ЦНСП расположен на значительном расстоянии от УСУ или рельефные условия неблагоприятные, перекачка нефтегазовой смеси от участковых сепарационных установок до ЦНСП осуществляется при помощи дожимных насосно- компрессорных станций, расположенных около УСУ.
Таким образом, буферное давление будет использовано только частично для подачи продукции от скважины до дожимной станции.
Лучевая система (рис.5)
Сущность ее заключается в следующем (рис.5). Продукция сважины по выкидным линиям направляется на групповую сепарационно-замерную установку ГСЗУ, которая рассчитана на обслуживание до ста скважин.
На этой установке замеряют компоненты продукции скважины и происходит первичная сепарация. Здесь же расположено насосное хозяйство для дальнейшего транспорта газонасыщной нефти на центральный нефтесборный
пункт и установку подготовки нефти. При этом замер, и первичная сепарация нефти осуществляется раздельно (для обводненной и необводненной нефти). С этой целью прокладывают два коллектора. Газ после первичной сепарации поступает в газосборный коллектор.
Эта система наиболее полно отвечает условиям месторождений Западной Сибири. Недостаток ее – наличие линейных сборных нефтепроводов и газопровода.
Таким образом, основными технологическими узлами всех перечисленных систем являются:
1. сепарационно-замерные установки для замера дебита нефти, газа и воды по каждой скважине;
2. сепарационные установки для разделения компонентов продукции скважины;
3. насосные станции для перекачки нефти внутри участка, месторождения и за их пределы;
4. компрессорные станции для перекачки газа до газоперерабатывающих заводов или к другим потребителям;
5. резервуарные парки для хранения нефти;
6. установки подготовки нефти для доведения ее до товарной продукции.
Все эти узлы соединены трубопроводами для транспортирования нефти и газа.
Способы защиты трубопроводов от наружной коррозии подразделяются на пассивные и активные.
Пассивные способы защиты предусматривают изоляцию наружной поверхности трубы от контакта с грунтовыми водами и от блуждающих электрических токов, которая осуществляется с помощью противокоррозионных диэлектрических покрытий, обладающих водонепроницаемостью, прочным сцеплением с металлом, механической прочностью. Для изоляции промысловых трубопроводов применяют покрытие на битумной основе и на основе полимеров.
Битумная мастика для покрытий содержит минеральный наполнитель или резиновую крошку для повышения ее вязкости в горячем состоянии и увеличения механической прочности покрытия.
Для повышения прочности и долговечности битумных покрытий используют бризол и стекловолокнистые материалы.
Покрытия на основе полимеров представляют собой полиэтиленовые и полихлорвиниловые пленки с применением клея. Ленту пленки наматывают на очищенный и загрунтованный трубопровод.
При длительной эксплуатации трубопроводов, защищенных только изоляционным покрытием, возникают сквозные коррозионные повреждения уже через 5-8 лет после укладки трубопроводов в грунт вследствие почвенной коррозии, так как изоляция со временем теряет прочностные свойства и ее трещинах начинаются интенсивные процессы наружной коррозии.
Способы предупреждения внутренней коррозии трубопроводов подразделяют на механические, химические и технологические.
К механическим способам относится покрытия внутренней поверхности трубопроводов различными лаками, эпоксидными смолами, цинко-силикатными покрытиями.
Химический способ – применение ингибиторов коррозии. Наиболее эффективные ингибиторы коррозии И-1-А и ИКСГ –1. Эффективность их защитного действия составляет 92-98%. В южных районах используют ингибитор корозиии ИКНС – АзНИПИнефть. Его эффективность составляет 95-98%. В промысловых условиях скорость коррозии определяют по образцам, вводимым в поток газоводонефтяной смеси. Расход ингибитора коррозии зависит от скорости коррозии.
Скорость коррозии, мм/год ….. До 0,55 0,55 – 1,1 1,1
Расход ингибитора, г/м 3 ….. 50-70 80-100 120-150
Кроме того, используют ингибиторы коррозии ОЭДФ, ПАФ, ИСБ-1.
Реагент ОЭДФ представляет собой фосфорорганическое соединение; это паста белого цвета, с содержание воды до 5%. Реагент не летуч, хорошо растворим в воде, спирте и других полярных растворителях, нерастворим в неполярных органических соединениях (бензин, керосин, солярка). При нагревании до 150 0 С реагент разлагается.
Реагент ПАФ – это вводный раствор темно- коричневого цвета, с содержанием основного вещества не менее 22%. Хорошо растворим в воде, нерастворим в органических растворителях и нефти. Оптимальная концентрация реагента в попутно добываемой пластовой воде 10-15 мг/л, в зависимости от интенсивности отложения солей. Ингибитор не взрывоопасен, негорюч, температура застывления ниже – 150С, его применяют для предупреждения отложения сульфата и карбоната кальция.
Реагент ИСБ-1 – бесцветный кристаллический порошок, хорошо растворим в воде, кислотах, щелочах, нерастворим в органических растворителях и нефти. Предупреждение отложений сульфата и карбоната кальция достигается при добавлении 1-5 мг/л ИСБ-1
Блочные автоматизированные установки для приготовления и дозировки деэмульгаторов и ингибиторов коррозии типа БР-2,5, БР-10, ИБР-25 могут быть использованы в любой точке трубопровода промысловой системы сбора и подготовки нефти на участке от скважин до установки комплексной подготовки нефти.
Дозировочным насосам непрерывно подают реагент в технологический трубопровод. Размер дозы регулируют вручную поворотом лимба регулировочного механизма. Установки оснащены центробежным вентилятором и шибером для обеспечения приточно-вытяжной вентиляции. Аппаратура системы контроля, управления и аварийной защиты установки смонтирована в отсеке системы контроля и управления.
СИСТЕМА СБОРА и ПОДГОТОВКИ НЕФТИ и ГАЗА
На нефтяных месторождениях в основном применяются однотрубные системы сбора, при которых продукция скважин по выкидным линиям поступает на групповую замерную установку (ГЗУ), где проводится измерение дебитов (производительность) отдельных скважин, затем по трубопроводу нефть в газонасыщенном состоянии (без отделения нефти) направляется на ЦПС.
Помимо однотрубных систем сбора применяются и двухтрубные, когда после ГЗУ нефть поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где осуществляется первая ступень сепарации нефти (отделение основного количества газа от нефти). После ДНС нефть насосами откачивается на ЦПС, а газ по отдельному газопроводу за счет давления в сепараторе ДНС (обычно 0,6-0,8 Мпа) направляется также на ЦПС, где производится его подготовка к дальнейшему транспорту. Двухтрубные системы сбора продукции скважин применяются на больших по площади месторождениях нефти, когда давление скважин недостаточно для транспортировки продукции скважин до ЦПС.
На некоторых месторождениях осуществляется раздельный сбор продукции безводных и обводненных скважин. В этом случае продукция безводных скважин, не смешиваясь с продукцией обводненных скважин, поступает на ЦПС. Также раздельно собирают продукцию скважин, если нежелательно смешение нефтей разных горизонтов, например не содержащих и содержащих сероводород. Продукция обводненных скважин и продукция, которую нежелательно смешивать, по отдельным выкидным линиям и нефтегазосборным коллекторам транспортируется до ЦПС
СИСТЕМА СБОРА И ПОДГОТОВКИ НЕФТИ И ГАЗА
Поступающая из нефтяных и газовых скважин продукция не представляет собой соответственно чистые нефть и газ. Из скважин вместе с нефтью поступают пластовая вода, попутный (нефтяной) газ, твердые частицы механических примесей (горных пород, затвердевшего цемента). Для получения товарной нефти ее необходимо подвергнуть специальной подготовке, а газ перед поступлением к потребителю проходит сепарацию и осушку. Ввиду того, что пластовая вода и различные мех.примеси вызывают износ трубопроводов и оборудования, нефть отделяют от воды, газа и мех.примесей до подачи в магистральный трубопровод.
Система сбора и подготовки нефти включает комплекс промысловых технических средств и установок, соединенных трубопроводами. Обычно на месторождениях применяется напорная герметизированная система сбора и подготовки продукции скважин, почти полностью исключающая потери углеводородов. На рис.1 изображена типовая схема сбора и подготовки нефти,
Со скважин жидкость (нефть, газ и вода) поступает на замерные установки, где производится учет количества нефти и газа с каждой скважины. С АГЗУ жидкость поступает на дожимные насосные станции (ДНС) или установки предварительного сброса воды (УПСВ). На ДНС осуществляется первая ступень сепарации, газ отводится по отдельному коллектору потребителю или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Частично дегазированная жидкость подается центробежными насосами ЦНС на УПСВ или центральный пункт сбора (ЦПС).
На УПСВ жидкость проходит последовательно две ступени сепарации. Перед первой ступенью сепарации в жидкость подается реагент – деэмульгатор. Газ с обеих ступеней сепарации подается на узел осушки газа, а затем потребителю или на ГПЗ. Жидкость со второй ступени сепарации поступает в резервуарный парк, где происходит частичное отделение мех.примесей и предварительный сброс воды с подачей ее на блочную кустовую насосную станцию (БКНС) для закачки в пласт. На БКНС производится подготовка, учет и закачка воды по направлениям на водораспределительные батареи (ВРБ). С ВРБ вода подается на нагнетательные скважины.
После ДНС или УПСВ нефть поступает на подготовку.
Технологические процессы подготовки нефти проводятся на установке подготовки нефти (УПН) или центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), и включают в себя следующие процессы:
— сепарация (1,2 ступень) и разделение фаз;
На УПН (ЦППН) жидкость поступает на узел сепарации. После сепарации жидкость направляется в печи для подогрева эмульсии с реагентом. Нагревается до 50 о и поступает в отстойники, где происходит разделение эмульсии на нефть и воду. Вода сбрасывается в очистные резервуары, где происходит гравитационный отстой остаточных нефтепродуктов, содержащихся в воде, и далее направляется на БКНС. Нефть из отстойников направляется в технологические резервуары, где происходит дальнейшее отделение нефти от воды.
Нефть с содержанием воды > 10% с установок предварительного сброса воды насосами ЦНС подается на установки подготовки нефти (УПН – 1, 2) в печи-нагреватели ПТБ-10 . В поток нефти, на прием насосов подается дозируемый расход реагента — деэмульгатора в количестве > 20 г/т. Нагрев в печах производится до 45-50 о С, после чего нефть поступает в электродегидраторы, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти. Нефть, с содержанием воды до 1% и температурой 44-49 о С поступает в сепараторы “горячей сепарации” для дальнейшего разгазирования (стабилизации), оттуда следует в товарные резервуары РВС. Нефтяные резервуары представляют собой емкости, предназначенные для накопления, кратковременного хранения и учета сырой и товарной нефти. Резервуары типа РВС (резервуар вертикальный стальной). Товарная нефть проходит проверку качества с помощью лабораторных методов и подается насосами ЦНС через узел учета нефти (УУН) на центральный товарный парк (ЦТП) или в магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).
Для подготовки нефти используют следующее оборудование:
— сепарационные установки – двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2 ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт;
— печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду;
— блок нагрева БН — предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания;
Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах ОВД – 200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду.
Используются следующие деэмульгаторы: Дисольван 28/30, Дисольван 34/08, Сепарол WF-41, Сепарол ES-3344, Прошинор DN-15, Дипроксамин, СНПХ. Деэмульгаторы – химические вещества, обладающие поверхностно-активными свойствами, уменьшающие поверхностное натяжение раздела фаз нефть-вода, тем самым способствующие расслоению эмульсии. Для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти применяются электродегидраторы ЭГ – 200 – 10 (объем 200 м 3 , рабочее давление 10 атм.) Электродегидратор отличается от отстойника ОВД – 200 наличием двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 Кв.
Контроль над качеством товарной нефти и учет ее ведется на объединенном коммерческом узле учета нефти. Подготовленная нефть проходит через автоматическую систему “СМИТ”, обеспечивающую точность учета до 0,1 %. Качество товарной нефти регламентируется ГОСТом 9965-76.
Источник https://studbooks.net/1412582/tovarovedenie/razdel_obschego_proektirovaniya
Источник https://www.tehnik.top/2020/11/blog-post_384.html
Источник https://studopedia.ru/14_22223_sistema-sbora-i-podgotovki-nefti-i-gaza.html
