foto1
foto1
foto1
foto1
foto1

Добыча нефти и газа

Изучаем тонкости нефтегазового дела ВМЕСТЕ!

Подготовка сточных пластовых вод

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

Статистика



Яндекс.Метрика