foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Уважаемые посетители, понимаю Ваше недовольство по поводу рекламы на ресурсе, но только так мы можем поддерживать развитие проекта. Спасибо за понимание!

Подготовка сточных пластовых вод

Рейтинг:   / 0
ПлохоОтлично 

Сточные воды, используемые в целях поддержания пластового давления состоят на 85 – 90 %  из добытой пластовой воды. В нефтедобывающей промышленности применяются как специально разработанные методы подготовки сточных пластовых вод, так и заимствованные из смежных отраслей, применяющих крупнотоннажные системы очистки воды.

         Наиболее часто применяют следующие методы:

·         отстаивание воды;

·         фильтрование воды через пористые или иные среды;

·         флотация;

·         коалесценция;

·         центробежное разделение;

·         диспергирование;

·         удаление примесей поглотителями;

·         озонирование.

В качестве технических средств для отстаивания воды используют  резервуары отстойники, нефтеловушки, пескоотделители и пруды-отстойники.

     

       Резервуары – отстойники обеспечивают очистку стойной воды по герме-тизированной схеме. В зависимости от производительности, качества сырья и 

 требований  к  очищенной  воде  применяют  резервуары различной вместимости

( от 200 до 5 000 м 3 )с разнообразной начинкой и обвязкой. Выбор и расчет резервуаров  проводится исходя из времени отстаивания воды в течение 8 – 16 часов. Процесс очистки может производится в циклическом или непрерывном режиме. Обвязка водоочистных резервуаров большей частью последовательная.

На рис. 14 приведена конструкция отстойника, разработанная на базе нефтяных стальных резервуаров объемом  1000, 2000 и 5000 м 3 .

Для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти и твердых механических примесей предназначен отстойник с патронными фильтрами ОПФ-3000.


                            

Рис. 14 Отстойник для очистки нефтепромысловых сточных вод

1 – корпус резервуара – отстойника; 2 – трубопровод подачи загрязненной воды; 3 – трубопровод отвода уловленной нефти; 4 – кольцевой короб сбора уловленной нефти; 5 - лучевой распределитель ввода загрязненной воды; 6 – сифонный регулятор для поддержания уровня раздела фаз «нефть-вода» и отвода очищенной воды; 7 – трубопровод подачи воды для размыва осадка; 8 – трубопровод отвода шлама.

 Отстойник с патронными фильтрами ОПФ-3000

           

Предназначен для глубокой очистки нефтепромысловых сточных вод от эмульгированной нефти и твердых механических примесей, Отстойник входит в состав комплекса оборудования для очистки сточныx вод, используемых в системе ППД (рис. 15 ).

Рис. 15 Отстойник с патронными фильтрами ОПФ – 3000

1 – емкость; 2 – фильтр – патрон; 3 – блок фильтр – патронов; 4 – отражательный лоток; 5 – сборник чистой воды; 6 – лестница; 7 – люк – лаз; 8 – поворотное устройство; 9 – труба входная.

Отстойники предназначены для эксплуатации в умеренном и холодном макроклиматических районах по ГОСТ 15150-69:        ОПФ-3000-01 - в макроклиматическом районе с умеренным климатом , со средней температурой – самой холодной пятидневки не ниже 233 К (400С). Минимальная Допустимая температура стенки отстойника, находящегося  под  давлением, 233 К (400С). Вид климатического исполнения – У1 по ГОСТ 15150 – 69.

ОПФ-3000-02 - в макроклиматическом районе с холодным климатом, со средней температурой самой холодной пятидневки от 232 до 213 К колеса (от -41 до -60°С). Минимальная допустимая температура находящегося под давлением, 213 К (-60°С).

Вид климатического исполнения - ХЛ1 по ГОСТ 15150-69.

Основные технические данные

Производительность, м 3/сут, не более . . ......... ........... 3000

Рабочее давление, Мпа (кгс/см2), не более ……………0,6 (6)

Объем отстойника, м3 ………………………………………125

Количество фильтров, шт……………………………………16

Скорость фильтрации, м3/ч, не более ……………………10

Площадь фильтрации одного фильтра, м2……………….1

Рабочая среда …………………………..сточные воды установок подготовки

                                                                 нефти и объектов нефтесборного пар-

                                                                 ка , содержащие эмульгированную

                                                                 нефть, твердую примесь в виде частиц

                                                                 песка  и глины, сульфида и гидроокиси

                                                                 железа, углеводородные газы и серо-

                                                                водород

Температура рабочей среды, К …………………………… 283 – 333

Содержание примесей в воде, поступающей на очистку, мг/л, не более:

Эмульгированной нефти ……………………………………..2000

Твердых частиц ………………………………………………..100

Содержание примесей в очищенной воде, мг/л, не более:

Эмульгированной нефти ……………………………………..20

 Твердых частиц ………………………………………………..10

Содержание сероводорода в сточной воде,

Мг/м3, не более …………………………………………………10

Разность плотностей воды и нефти,

Мг/м3, не более …………………………………………………150

Отстойник ………………………………………………………..ремонтноспособный

Габаритные размеры отстойника

(длина х ширина х высота), мм………………………………19000 х 3000 х 3865

масса отстойника, кг …………………………………………...22000 

Описание конструкции и принцип действия

Отстойник ОПФ-3000 (рис. 15) представляет собой стандартную горизонтальную цилиндрическую емкость 1, внутри которой расположены 16 фильтр-патронов 2, объединенных в четыре блока фильтр-патронов 3, четыре отражательных опорных лотка 4, сборник чистой воды 5 и лестница 6.         Емкость устанавливается на две седловидные опоры имеет люк-лаз 7, монтажные люки, штуцеры для подсоединения технологических трубопроводов,  установки предохранительных клапанов и приборов КИПиА.

            Емкость оборудована поворотным устройством 8 для монтажа и демонтажа крышки  люка-лаза, грузоподъемными элементами и деталями для  крепления теплоизоляции.

      Принцип работы отстойника

Сточная вода установок подготовки нефти, прошедшая предварительно грубую очистку, поступает через распределитель-гребенку и входную трубу 9 во внутреннюю полость фильтров, откуда под действием напора фильтру­ется через пенополиуретан в полость отстойника. При фильтрации эмуль­сии через ППУ происходит укрупнение частиц эмульгированной тонкодис­персной нефти до пленочной, которая потоком жидкости отрывается от по­верхности фильтра и всплывает в верхнюю часть отстойника.

Очищенная сточная вода постоянно выводится через сборник чистой воды и подается в систему поддержания пластового давления (ППД).

Всплывшая нефть постоянно или периодически выводится из отстойника через штуцер нефти в емкость уловленной нефти. Выпадающая на дно ем­кости твердая примесь постоянно или периодически, в зависимости от ин­тенсивности накопления, дренируется с жидкостью в илонакопитель.

Ввод сточной воды в отстойник с двух противоположных сторон позволяет равномерно распределить жидкость в емкости и увеличить коэффициент ис­пользования объема отстойника. Расположение фильтров в верхней части отстойника сокращает высоту всплывания частиц нефти и, как следствие, про­должительность пребывания жидкости в отстойнике. Пенополиуретан рабо­тает в режиме самоочищения и не требует регенерации, что обеспечивает работу фильтров без замены не менее 12 месяцев.

Отстойник может работать в двух режимах: в автоматизированном и неав­томатизированном режиме "полного заполнения". Для работы в автоматизи­рованном режиме отстойник оснащается регуляторами с сигнализаторами уровня раздела фаз "нефть-вода", сигнализаторами верхнего и нижнего пре­дельного уровня жидкости, исполнительными механизмами и расходомером очищенной воды. В режиме "полного заполнения" уловленная нефть вместе с газом отводится постоянно с избытком (до 5-10% от производительности отстойника) сточной воды в емкость уловленной нефти, откуда газ утилизируется или отводится на факел, а уловленная нефть - на УПН. Для облегчения настройки отстойника на режим "полного заполнения" рекомендуется пре­дусмотреть в верхней зоне корпуса отстойника 3-4 пробоотборных крана, а на линии вывода очищенной воды и уловленной нефти - расходомеры.

   

      Автоматизация и контроль

Давление в отстойнике изме­ряется и контролируется визу­ально с помощью манометра ВЗ-16рб. При повышении давления выше заданного манометр ВЗ-16рб выдает сигнал на щит уп­равления и контроля отстойни­ком.

Для проверки показаний это­го манометра на отстойник уста­навливается манометр общего назначения ОБМ-1,5-160 ГОСТ 8625-77.

Производительность отстой­ника определяется расходомера­ми типа "Турбоквант" (ВНР), "Норд" (Россия) или другими расходомерами с верхним пре­делом измерения до 150 мУч с точностью измерения ±0,5%. Расходомеры должны быть уста­новлены за отстойником.

Регулирование производи­тельности отстойника в зависи­мости от качества очистки про­изводится задвижкой на линии вывода очищенной воды.

Строительная часть

Под отстойник подготавлива­ется площадка согласно проек­ту привязки.

Отстойник устанавливается на фундаментные плиты или опоры и крепится анкерными болтами.

Конструкция фундаментов и опор, их расположение, марка бе­тона, глубина заложения их по­дошв определяются проектом привязки.

Проверяется горизонтальность установки отстойника в двух вза­имно перпендикулярных направ­лениях.

Отстойник поставляется в полностью собранном виде, с установленны­ми внутренними устройствами, не требующими разборки при монтаже. Ответные фланцы поставляются прикрепленными к штуцерам отстойника с рабочими прокладками и крепежными деталями.

Отстойник поставляется с приваренными деталями для крепления изоляции, строповки, без запасных частей к сборочным узлам или деталям.

Ниже дана таблица (таб. 1.4 ) люков, штуцеров, муфт. Изготовитель: ПО "Салаватнефтемаш", г. Салават .

Таблица 1.4

Обозначение

наименование

Кол-во

Проход

усл. Ду

мм

Давление условн.

МПа

Кгс/см2

А1-4

Ввод сточной воды

4

100

1,6

16

Б1

Ввод очищенной

Воды

1

250

1,0

10

В1,2

Ввод уловленной воды

2

100

1,6

16

Г1,2

Вывод газа

2

100

1,6

16

Д1,2

Дренаж

2

100

1,6

16

Е1

Люк – лаз

1

500

1,0

10

Ж1,2

Для КиА

2

25

1,0

10

З1 - 4

Люк монтажный

4

500

1,0

10

И1,2

Для манометра

2

10

1,0

10

К

Для предохр.

Клапана

1

100

1,6

16

П

Для пропарки

Опрессов.

1

50

1,0

10

       Содержание эмульгированной нефти в очищенной воде составляет 10 – 30 мг / л, взвешенных  твердых  частиц  -  15 – 40 мг / л. Отделение эмульгированной нефти  и гидрофобных твердых частиц от промысловой сточной воды проводится  в результате ее пропуска через нефтяной слой толщиной около 1 м. При этом ввод сточной воды осуществляется  через распределитель, установленный в центре резервуара непосредственно в нефтяном слое.

        Резервуар с жидкостной гидрофобной фильтрацией оснащен гидрозатвором для отвода очищенной воды и поддержания на заданной высоте уровня раздела нефть – вода.

        Для повышения эффективности водоочистных резервуаров-отстойников, предназначенных для очистки сточных вод с высоким содержанием «обычных» механических примесей и тяжелых компонентов типа сульфида железа может быть рекомендована установка конусной ловушки ( рис. 16  ).

Нефтеловушки обеспечивают отделение значительной части углеводород-ных компонентов и механических примесей. Размеры нефтеловушки проектируются исходя из скорости движения потока  5 – 10 мм/с  и длительности пребывания воды в ней  около 2 ч. Нефтеловушки выполняются из железобето- на с двумя-четырьмя параллельными секциями, каждая из которых имеет ширину 3 – 6 м, длину 18 – 36 м и высоту 2,6 –3,6 м  при толщине слоя воды 1,2 – 2 м. Для выравнивания потока секции разделяют щелевой перегородкой. В состав оборудования входят  входные, распределительные и выходные трубопроводы, нефтесборный трубопровод с перемещающимся механизмом, сборный лоток, устройство для принудительного перемещения нефти, система для смыва и

удаления механических отложений. Нефтеловушки могут оснащаться системой подогрева улавливаемой нефти и другими механизмами.


                                             

Рис. 16 Схема размещения конусной ловушки в водоочистном резервуаре

 Размер удерживаемых глобул нефти – более 80 мкм. Эксплуатация данной ловушки весьма сложна. Поэтому в настоящее время отмечается их постепенное вытеснение из технологических схем  и замена другими средствами.

      

       Пескоотделители обеспечивают отделение крупной фракции механических примесей с размерами свыше 250 мкм. В составе сточных пластовых вод доля этой фракции, как правило, невелика и в большинстве реализованных проектов подготовки сточных вод пескоотделители не включены. Их применяют в редких случаях, когда общее содержание механических примесей составляет 500 мг / л и  свыше, при доле крупных фракций  более 0,2.

         Пруды-отстойники ( шламосборники, аварийные амбары) предназначены для отделения углеводородных компонентов и механических примесей. Расчетное время отстаивания составляет около 2 сут. Пруд – отстойник представляет собой земляное сооружение длиной до 200 м , шириной по зеркалу воды до 40 м и глубиной 1,5 – 2,5 м и обычно состоит из двух последовательно соединенных секций. Гидроизоляция  и предотвращение загрязнения подземных вод обеспечиваются различными способами ( табл. 1.5 ).

Параметры гидроизоляции прудов-отстойников

Таблица 1.5                                                                       

Наименование слоя

Толщина

Слоя, мм

Тип гидроизоляции

Глинис-

тый экран

Гидро-

изол.

и битум

Гидро-

изол.

Полиэти-

лен

1.    железобетонная

плита

100

+

+

+

+

2.щебень

100

+

-

-

-

3. песчаный грунт

500

+

-

-

-

4. глинистый грунт

    (экран)

750

(+)

-

-

-

5. стяжка  цементная

20

-

+

+

-

6.три слоя гидро-

изола (экран)

- - -

-

(+)

(+)

-

7.цементный

 раствор

20

-

+

+

-

8.    бетонная подго-

товка

100

-

+

+

-

9.    щебень с битумной пропиткой

     (экран)

100

-

(+)

-

-

10. грунт с битумной

обработкой (экран)

200

-

(+)

-

-

11. утрамбованный грунт

- - -

-

+

+

-

12. утрамбованный щебень

100

-

-

+

-

13.песчпный грунт

200

-

-

-

+

14. полеэтил. Плен-

ка (экран)

0,2

-

-

-

(+)

15. стерилизован-

ный утрамбован-

ный грунт

- - -

-

-

-

+

16. число слоев гидроизоляции

-

4

8

7

4

Суммарная толщина гидроизоляции

-

1,45

0,54

0,34

0,3

    

       Необходимость отвода больших площадей, трудность отбора нефти с зеркал пруда – отстойника, старение  улавливаемой нефти, загазирование окружающей среды углеводородами приводит, с одной стороны, к необходимости модернизации сооруженных объектов, с другой, - к постепенному вытеснению их из нефтепромысловой практики. Вариантом может быть строительство «быстрых»  прудов – отстойников и нефтеловушек.  На рис. 17 приведен один из вариантов такого отстойника, который обычно применяется для очистки опрессовочной воды, но может быть использован и для отстоя и очистки сточной пластовой воды.


                                        

Рис. 17  Система очистки опрессовочной воды

(а-разрез; б-схема потоков)

1-фильтры; 2,3-котлованы для отстоя; 4-откачка собранной нефти; 5-сброс очищенной воды

        Ускорение процесса подготовки сточной воды  здесь достигается за счет пропускания ее через гидрофобную среду, т.е. за счет совмещения процесса отстоя с процессом фильтрации. В качестве такой среды рекомендуется  использовать гидрофобный вспученный перлит.

        При адаптации  данного способа к условиям очистки сточных пластовых вод надо иметь ввиду следующее:

·         фильтр для очистки опрессовочной воды рассчитан на разовое использование;

·         метод сбора и вывода нефти с поверхности воды нетехнологичен;

·         требуется наличие котлованов  или амбаров;

·         не решен вопрос утилизации насыщенного нефтью фильтра, по крайней мере его сжигание, видимо, неприемлемо;

·         нет технологии регенерации фильтра.

Достоинство такого метода очистки опрессовочной воды – высокая нефтепоглощающая способность фильтров на основе вспученного перлита.

   Центробежное отделение примесей – метод, обеспечивающий более низкую металлоемкость. На рис.  приведена схема гидроциклона. Исходная дисперсная  система  - сточная  вода с  высоким  содержанием  механических 

      примесей – по тангенциальному вводу под     необходимым напором подается

     в цилин дрический корпус. Под  действием центробежных сил твердые части 

     цы отбрасываются  к периферии и, двигаясь по спирали,

       поступают вниз к патрубку отвода сгущен-

                           ной смеси и далее в цилиндрическую каме-

                         ру. Мелкие частицы с жидкостью, образуя

                        восходящий поток, выводятся через слив-

                 ной патрубок. Вблизи корпуса вследствие

        высокой скорости жидкости происходит раз-

        рыв потока с одновременным формирова-

         нием воздушного ядра с пониженным (ни-

        же атмосферного) давлением. Это способ- 

       ствует  отстаиванию фугата, полученного в

               результате отжима осадка в  цилиндричес- 

                кой камере  из полости герметичного кожу-

                 ха в выходящий поток через трубку. Концен-

           трация   фугата  не  выше  концентрации                   

            сырья, а количество – не более 10 % его

                    объема. Поэтому подпитка выходящей про-

                     дукции фугатом не снижает качество очист-

                      ки сточной воды.

           Рис. 18   Схема гидроциклона

1-цилиндрический корпус; 2-тангенциальный патрубок для подачи суспензии;

3-сливной патрубок; 4-конфузор; 5-трубка; 6-патрубок для отвода сгущенной

фракции ; 7-электро –привод; 8-шнек; 9-герметический кожух; 10-цилиндри -

ческая камера

Флотация сточных пластовых вод это метод, позволяющий проводить доочистку сточной воды до содержания примесей 4-30 мг/л. 

Безнапорный флотатор конструкции Гипровостокнефть сооружен на основе вертикального стального нефтяного резервуара (рис. 19 ).  Объем флотационной камеры рассчитывается на 20 мин пребывания воды в ней, а отстойной камеры-на 3 ч.

Все способы и технические средства подготовки и очистки сточных пластовых вод реализуются в различных технологических схемах. Наибольшее распространение получили:

1)    установки предварительного сброса воды;

2)    системы очистки сточной воды в составе комплексной установки по подготовке промысловой продукции;

3)    установки по очистке пластовой воды в системе восстановления (увеличения) приемистости нагнетательных скважин;

4)    комплексные установки по очистке сточных промысловых вод.

Рис.  19     Схема флотатора для очистки сточных пластовых вод

1 – ввод сырья; 2 – вывод уловленной нефти; 3 – стальной вертикальный резервуар; 4 – отвод пены с флотированным материалом; 5 – кольцевой поток флотатора; 6 – флотационная камера; 7 – вывод очищенной сточной воды; 8 – вывод грязевых остатков; 9 – дегазатор на 10 л/м3 газа; 10 – штуцер на перепад давления 0,5 – 1,0 Мпа.

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

Почему могут спускать колеса авто смотрите тут kamael.com.ua
Как снять комнату в коммунальной квартире здесь
Дренажная система водоотвода вокруг фундамента - stroidom-shop.ru

Oilloot - Рекомендует

Статистика



Яндекс.Метрика