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