Добавил:
Upload Опубликованный материал нарушает ваши авторские права? Сообщите нам.
Вуз: Предмет: Файл:
Тпп шпоры на экзамен.doc
Скачиваний:
0
Добавлен:
22.04.2019
Размер:
5.23 Mб
Скачать

2.Этапы добычи нефти и газа.1) движение нефти и газа по пласту к СКВ.благодаря искусств.создав.р-ти давл.в пласте на забоях СКВ.,- РНГМ.2)движение нефти и газа от забоях СКВ.до их устьев на повер-ти,-эксплуатац.нефтяныхи газов. СКВ.3)Сбор прд-ии СКВ.и подг-ка нефти и газа к транспор-ию потреб-ля.Входе этого этапа нефть также справедл.ее покуп.нефти газа и вода собир-ся затем газ и вода отдел-ся от нефти после чего вода закч-ся обр-но в пласт для ППД а газ напр-ся потреб-ям.

Механиз.способ экспл-ии .Состоит из компресс.(газом) с помощью энерг.статич.газа ввод СКВ.и насосного т.е извлеч.нефти с помощью насосов.Компроссерн.-способ экспл.скв. при котором подъем жид-ти из пласта на пов-ть осущ-ся сжатием возд. Или газом нагнет.колонну побъемных труб(рис.3).При закачик газа в СКВ.нефть сначала пол-тью вытесн-ся подъемн.трубой 2 после этого в подъемн.трубу прон-ет закач.газ,он смешив-ся с нефтью в р-те чего плот-ть смеси в подъемн.трубе стан-ся меньше плотности нефти. Следствие этого,чтобы уровновесить давл.созд.стаб.нефти м/у труб.1 и 3 стаб.смеси в подъем труб.2 удлин-ся достиг.плот-ти земли и поступает и поступает выкипн.линии СКВ.В зав-ти от того какой газ ,от давл.закч-ся в СКВ.разл-ют 2 спсос.компрос.добычи нефти:газлифт(раб.агент-прир.газ) и эрлифт(раб.агент-воздух).примен.эрлифта менее распр-но,так как при кон-те нефть окисл-ся.Для зак-ки газы в СКВ.сооруж-ют спец-ые компр.станц-ии.Дост-ими компр.спос.явл-ся:отсутств.быстро изнаш-ся деталей(что позвол-ет экспл-ть СКВ. с выскосодерж.песка),дост-ть обор-ия для обслуж-ия и рем-та(поскольку все обор-я распол..на пов-ти земли),простота регулир.дебита СКВ.однако имеются нед-ки:выс.капит.вложение на строит-во компр-х стан-ий и разветвл.сетей газопровода,низкий кпд газлифт.подъемн-ка.При насосном способе экспл-ии подъем нефти из СКВ.на повер-ть осущ-ся штанг-ми и бесштанг.насосами.Штанг.насос плунж.насос(ПН) спец.констр-ии,привод кот.осущ.с повер-ти посред-ом штанг(рис.5)В нижн.части насоса устан-ет всасывающ.клапан 1 ПН,снабжен.нагнет.клапаном 2 .В врехн.часть штанги проп-ся ч/з сальник 5 и соед-ся с голов.балансира в станка-качалки.При помощи кривошипно-шатунн.мех-ма 7 головка 9 балансира придает возвратно-поступ.движение штанги 3 и прив-ся в движение элек.движ.8 ч/з сист.передает.При ходе плунжира вверх-вверх клапан 2 зактрыт,так как на него действует давл.вышелексощ.столба жид-ти ,выталкивая 4 на пов-ть,в это же время.Открыв-ся приемн.клапан 1 и жид-ть поступ-ет в цилиндр насоса.При ходе плунжира вниз нижн.клапан закр-ся,а врехн.открыв-ся и ч/з полн.плунжир жид-ть выдавл-ся из цилин-ра в насос.трубы 10.Недостатки:грамоз-ть,воз-ть обрыва штанг,огран-ть прим-ие в наклон-х и сильн-х обвод.скв-н.,недост.выс.подача.В связи с этим при экспл-и нас-х скв-н все больше начали прим-ть бесштанг.насосы(винтов.,погружн,центробежные и т.д)

3.При насосном способе экспл-ии подъем нефти из СКВ.на повер-ть осущ-ся штанг-ми и бесштанг.насосами.Штанг.насос плунж.насос(ПН) спец.констр-ии,привод кот.осущ.с повер-ти посред-ом штанг(рис.5)В нижн.части насоса устан-ет всасывающ.клапан 1 ПН,снабжен.нагнет.клапаном 2 .В врехн.часть штанги проп-ся ч/з сальник 5 и соед-ся с голов.балансира в станка-качалки.При помощи кривошипно-шатунн.мех-ма 7 головка 9 балансира придает возвратно-поступ.движение штанги 3 и прив-ся в движение элек.движ.8 ч/з сист.передает.При ходе плунжира вверх-вверх клапан 2 зактрыт,так как на него действует давл.вышелексощ.столба жид-ти ,выталкивая 4 на пов-ть,в это же время.Открыв-ся приемн.клапан 1 и жид-ть поступ-ет в цилиндр насоса.При ходе плунжира вниз нижн.клапан закр-ся,а врехн.открыв-ся и ч/з полн.плунжир жид-ть выдавл-ся из цилин-ра в насос.трубы 10.Недостатки:грамоз-ть,воз-ть обрыва штанг,огран-ть прим-ие в наклон-х и сильн-х обвод.скв-н.,недост.выс.подача.В связи с этим при экспл-и нас-х скв-н все больше начали прим-ть бесштанг.насосы(винтов.,погружн,центробежные и т.д).

Принцип действия погружного ЭЦН токов(рис.6).Эл.ток из промысл.сети ч/з автотранс.и станцию упр-ия по брокир-му кабелю поступает к эл.двигателю 2.Вращая вал цетробежн.многоступенч.насоса 1.Эл.двигатель прив-т его в действие.Всасываемое насосом нефть прох-т ч/з фильтр и нагнет-ся по пдъемн.трубам 3 на повер-ть.В труб-х назыв.насос.смонтирован обратн.клапан 4,5-устьев.арматура.Сущ.недостатком ЭЦН явл-ся их низкая эфф-ть при работе

4.Приводы ШГН,СКН,цепной привод.СКН- это баласир.индив.мех.привод штанг.скв.насоса(рис.8).Осн.узлами явл-ся рама 13,стойка 3,балансир 2 повортн.головкой,травер 15.Редуктор 6 с 5 и противесами 14.Для обеспечения воз-ти изменение числа качаний СК компл-ся набором сменных шкивов 7 и 14. Редуктор же, в свою очередь, соединяется с балансиром через кривошипно-шатунный механизм. Этот механизм преобразует вращательное движение вала редуктора в возвратно-поступательное движение балансира. Стано́к-кача́лка — один из элементов эксплуатации нефтедобывающих скважин штанговым насосом. Редуктор предназначен для уменьшения частоты вращения, передаваемой от электродвигателя кривошипам станка-качалки.

Приводы ШГН вып-ет осн.ф-ии:преобр-ие вращ.движ-ие вала двиг-ля в возвратно-поступ.движение точки подвеса штанг,снижение ем-ти вращ-я вала двиг-ля,пуск и остатка глубинных насос.и всех участков,регулирование режима откачки жид-ти за счет изменен.длины хода,распред.энергии,уравновеш.уст-ки,кон-ль раб-ты скв.сдинамогнетированием.Приводы ШГН классиф-ся:-по роду исп.энергии в передачи,-по числу обсл-х одним приводом скв-н,-по виду перв-ого двиг-ля.По роду исп-ой энегр:механич,гидравл,пневмат.В механ.привода ГН осн.ф-ию вып-ет мех.передчи в кач-ве перед.звена в гидравл.приводах прим-ся жид-ти,а в пневм-х-воздух.Распр.явл-ся мех-ие привода ШГН.В ме-х гидр-х насос.пневм.устр-во прим-ся как уровнев.система .Любой вид привода ШГН имеет перв.двиг-ль в кач-ве кот-ого прим-ся электр. И теплов.двиг-ли.Электр.двиг-ли пи-ся от промысл.электросети. Цепной привод.В состав цепной привод входят:корпус преобр.мех-ма1,электродвиг-ль 2,редуктор 3, звездочки 4 и 5 ,цепь 6,карета 7,тормоз 9,уровновеш.груз 8,канат 11,подвеска уст-ого штнага 10,клиновремен.передача 12,основ-ие 13 ,на ней размещ.станция управ.14.Передача крутящ.мом-та от эл.двиг-ля осущ-ся ременной передачи с возм-тью изменен.частоты качения путем замены шкивов.Привод работает сл.образом:Движение от эл.двиг-ля 2 ч/з ремен.передачу 12 редуктор 3 ведущ.зведочку 4 установл.на алу ред-ра перед-мя на цепь 6 .Цепь соед-ся с каретой 7 и грузом 8.В момент когда груз 8 нах-ся в нижн.положении,а подвестка устьевого штока в верхн.каретт.нах-ся в среднем положении.При вращ.звезд.каретта пермещ.вправо и одновремен-но вверх вместе с грузом 8,при этом подвестка устьевого штока перем-ся вниз.При достиж.кареткой гориз.оси,нижн.звезд-ки движ-ие каретки вправо прекр-ся и она дв-ся только вверх.При достиж-ии кареткой и грузом 8 гор.оси звезд-и каретка начин.премещ.влево,продолж.при этом движ-ие вверх.Это движение прдолж.до тех пор пока каретка не пройдет на противоположн.сторону звезд-ки.При этом направл.движен.уровн.-ся груза 8 и подвеска устьев.штока мен-ся на против-ое.Тем саамы обесп.возвратно-поступ.движ-ие в точке подвеска штанг.В последн.время начали прим-ть цепные приводы сква-х штанг-х насосов.Основные особ-ти цеп-х приводов:спокойные режимы откачки реализ.при применин.цеп-х приводов,спос-ть снижен.дин-х и гидродин-х нарг-к на шианги и привод,редукц.св-ва преоб-ого мех-ма позволяет без каких-либо допол-х устр-в,сокращение эконом-х затрат на объем прод-ии из скв-н.Отлич.особ-ти цеп-х приводов позвол-ет наиб.эфф-ти их примен.в след.случаях?экспл.скв-н с выс.вяз-тью привода,мех-е экспл.глуб-х насосов,экспл.выскодебит-х скв(рис.9)

5.С.система предназначена для разделения сбора нефти,газа в основном примен.на м/р

Принцип работы:СКВ и насос.скв. в месте с водой по выкидным линиям направляясь к распред.батер.5,затем сеператор 1-ой ступени1 расположен.на территории ГЗУ ,из кот.-го перепускается сеператор.Газ выводится в сеператор 1 регулятор давления до себя 7 направляется в общ.кольцевую или лучевую газосторн.сеть до промыслов.компр.станции 6 отсюда сжатый газ подается на завод 8,где из него получаем газ.

Недостатки:-работает за счет напора созд.разностью обмоток в начале и конце.;-необх.глубокое сеператон Н и Г для предотвращ.воз-ого образов.нефтепрводов газовых мешков которые снижают пропускн.спос-ть нефтепрвода.;-скор-ть потока жид-ти невелика,потому происх. Отложение механ.примесей.;-для сторительства самостоят.системы большие затрат матер. для кажд.скв. от испарения достиг.2-3% от общ.ддобычи нефти.

Высконапорные однтрубн.система(1946г).Основные особенности:-ГЗУ обслуживает несколько СКВ. С разл.спсос.экспл-ии;-перед замером прод-ию СКВ.раздел на газ и жидкость котр.после замера вновь направл.в 1 сборн.коллектор.Прод-ию люб.скв.поступает на замер.установку.Недостатки:сложность осущ.больш.кол-ва сборных пункто УПС необход.сторит-ва на площпди Н/м большого числа мелких УПС,очистки сооружения паркво резервуаров насосной и компрос.станции.Обозначени:1-фонтан.скв.2-сепер-р выс.давления.3-станок качлка с коммп-ом,4-компресс-р СКВ.5-ГЗУ,6-замерный трап,7-сеператор газа,8-отстойник,9-сборник нефти,10-насос,11-сырьев.резервуары,12-ваакумн.компр-ры,13-компр-р,14-маслоотделитель.

Основ.элементы систем нефти и газа сбора :1-добыв-ие,нагнетаниеи др.виды СКВ.2-компр-ры,предназ.для отбора газа и затруб.простр-ва СКВ.,утилиз.тов.прод-ии и улучш.услов.охр.окр.среды.3-ГЗУ,4-дозад-ые устройства в соот-ии с задан.режим.вводит в прод.скв.реагенты-деэлементы для разрушения эмульсии. 5-путев.нагреватели.6-сеператоры газа.7-ДНС,мультиф-ые насосы.7-УГН обеспечив.обезвожив.нефти,снижен.содержание механ-х примесей до допустим.ур-ня.9-очистные сооружения необ-х аппар-в(отстойники,рез-ры,КДФ,фильтры)осущ.очистки воды до установ.норм.10-резерв.парки.11-компроц.станции.12-линии электростанции 13-сист.ППД.Очистн.сооружения,водозаборы,насосн.станции и системы трубопроводов.14-резерв.парки,магистр.трубопроводы,насосн.станции.15-установки для переработкинефти ,извлечения нефти,воды и ТВ.смесей из нефтесодер-х.

6. Высконапорные однтрубн.система(1946г).Основные особенности:-ГЗУ обслуживает несколько СКВ. С разл.спсос.экспл-ии;-перед замером прод-ию СКВ.раздел на газ и жидкость котр.после замера вновь направл.в 1 сборн.коллектор.Прод-ию люб.скв.поступает на замер.установку.Недостатки:сложность осущ.больш.кол-ва сборных пункто УПС необход.сторит-ва на площпди Н/м большого числа мелких УПС,очистки сооружения паркво резервуаров насосной и компрос.станции.Обозначени:1-фонтан.скв.2-сепер-р выс.давления.3-станок качлка с коммп-ом,4-компресс-р СКВ.5-ГЗУ,6-замерный трап,7-сеператор газа,8-отстойник,9-сборник нефти,10-насос,11-сырьев.резервуары,12-ваакумн.компр-ры,13-компр-р,14-маслоотделитель.

Основ.элементы систем нефти и газа сбора :1-добыв-ие,нагнетаниеи др.виды СКВ.2-компр-ры,предназ.для отбора газа и затруб.простр-ва СКВ.,утилиз.тов.прод-ии и улучш.услов.охр.окр.среды.3-ГЗУ,4-дозад-ые устройства в соот-ии с задан.режим.вводит в прод.скв.реагенты-деэлементы для разрушения эмульсии. 5-путев.нагреватели.6-сеператоры газа.7-ДНС,мультиф-ые насосы.7-УГН обеспечив.обезвожив.нефти,снижен.содержание механ-х примесей до допустим.ур-ня.9-очистные сооружения необ-х аппар-в(отстойники,рез-ры,КДФ,фильтры)осущ.очистки воды до установ.норм.10-резерв.парки.11-компроц.станции.12-линии электростанции 13-сист.ППД.Очистн.сооружения,водозаборы,насосн.станции и системы трубопроводов.14-резерв.парки,магистр.трубопроводы,насосн.станции.15-установки для переработкинефти ,извлечения нефти,воды и ТВ.смесей из нефтесодер-х.

Напорная система сбора .Преимущества: полная гермит.с-ма сбора СКВ.В рез-те транспорта нефти после 1 тсупени сеперации вместе с раствор.с ней газом значительно снижается ее вязкость след-но затраты энергии уменьш-ся потреб.насосами.Газ и сепер-ры 2 ступени сепер-ии нах-ся на терр-ии УКПН,котор.обслуж.несколкьо площ.н/м.Недостатки:возможностьобр-ия стойких нефтяных эмульсий в связи с большими расс-ими совм-ого транс-та нефти и пластов.воды,отсутствие предвар-ого сборса пластов.воды.Большой расход энергии и труб на сооружение ситсемы воды,отстутств.системы УЛФ в резервуарах.

7.Совмещенная технолог.схема сбора и подготовки прод-ии СКВ.

Преим-ва:полн.гермит-ия сист.сбора прод-ии СКВ.В рез-те транс-та нефти после 1 ступ-ни сепер-ии вместе с раств-ом в ней газом знач-но сниж.ее вяз-ть,след-но уменьш-ся затр-ты энергии потребл.насосами.Гах из сеп-р 2 ступ-ни сепер.нах-ся на терр-ии укпн .котор.обслуж-ет несколько площад. н/м собир.в компр.станц.и отправ.на ugp Воз-ть бескомпр-ого тран-та газа на Гпз под давл. 1 ступ-ни сепер-ии.,Нед-ки: возм-ть образ.стойких нефт-х эмульсий в связ.с большим расс-ми совм-ого тран-та Н,Г и В.,отсутств.пластов.воды,большой расход энергии и труб на сооруж.сист для обр-ого трн-та пластов.воды.Осн.отличие технолог-ми и т.элементы явл-ся:-подача деэмульгаторов 2 на нач-х участок сборных трубопроводов разряжение эмульсий на 70-80 % путем увел-ие техн-ого врем-ни,-монтаж системы УЛФ в рез-х 6,9,19,-примен-ие каплеобр-ей 8,11 перед отстойниками 9,12,15,-возврат дренаж.воды после апп-та 12 на прием УПЗ перед КДФ 5,-использ.рез-ва 9,17 в кач-ве гидрофильн-х и гидрофир-х фильтров путем мон-жа соотв-х внутр-х устр-в.юпримен-ие рег-ра сист.14 для ППД.Внедерение разн-х элементов в сист позвол-ет:-повыс-ть кач-в тов.нефти в 2-3 раза.-увел-ть производ.отстойных аппр.в 1,5-2 раза.-повыс-ть произв.сепр-ов в 1,5-2 раза.-искл-ть при подгот.девонск.нефти с примен.сист.УПФ.

8.Промысл.подготв.нефти.Дегазация явл-ся целью отдельн.газа от нефти.Апп-т в ктор.это происходит-сепер-р.,а процесс-сепер-ия.Сепарация осущ-ся в несколько ступеней,чем больше ступен.сепер-ии, тем больше выход дегазир.нефти из одного и того же кол-ва пластов.нефти.Сепрараторы:вертикальные,гориз.гидрациклонные,турбосепар-ры.В нефтяных сепер-х любого типа разл-ют 4 секции:1) основ.секция,служащ.для отд.нефти от газа.2)осадит., в котор.происх.дополн.выдел.пуз-ов газа.3)секц.сбора нефти,предназ-ся как для сборов,так и для сепер-ии нефти.4)каплеуловит.секция,располож.в верхн.части сепр-ра.Работа сепер-ра хар-ся 3 показ-ми:степенью разгазир-ия нефти,степенью очистки газа ,степенью очистки нефти от пузырьков газа.

Гориз.газонефт.сеп-р состоит из технолог.ем-ти 1,внутри котор расположен 2 наклонн.пол-ки 2 носит-ль 3,влагоотд-ль 5,устр-во для предотвращения образов.воронки при дренаж.нефти 7.Техн.ем-ть снабжена патрубком 10 для нефтегазов.сеси,штуцер выхода газа 4 и нефти 6.Вместе ввода с газонефт.смеси смантир.устр-во 9.Газонефт.смесь ч/з 10 устр-во 9 поступ-ет на 2 по ним стекает нижн.часть техн.ем-ти.Стека-ет по наклон.нефть осв-ся от пуз-ов газа.

Вертик.сеп-р пред-ет собой вертик.установ.цилиндр с полусферн.днищами снабж.патрубками для ввода газожидк.смеси и вывода жид-ти и газов.фаз,спец.устр-ми обеспич.раздел жид-ти и газа.Газонефт.смесь под давлением поступает в спер-р по патрубк.1 а колл-р 2 со щелев.вых.Рег-ом давл.3 в сеп-ре подд-ся опред.давл.котор.ниже нач.давл.газожидк.смеси за счет уменьш.давл.из смеси в сепр-ре выдел-ся раствор.газ.Поскольку этот процесс не явл-сямгнов.время прибыв.смеси в сепр-ре стремит-ся увел-ть за счет устан-ки напл-х палок 6 по ктор она стекает в нижн.часть аппар-та.Выдел-ся газ подним-ся вверх,здесь он проходит ч/з желюзийный каплеуловитель 4 служащ.для отдельных капель нефти газ направл-ся в газопровод.Достоинства:относит.простота рег-ра ур-ня жид-ти,очитски от парафина и мех-х примесей(отложение), занимает относит небольш.площ-дь.Недостатки:меньш.произв-ть по ср-ию с гориз.сеп-ом при одном и том же диам.апп-та меньш.эфф-ть сепер-ии.

9.Процесс обезвоживания.При извлечении из пласта ,движ. По нкт промысл.трубам смеси нефти и воды образ--ся водонефт.эмульсия-мех.смесь нераствор-х друг в друге и наход-ся мелкодисперсном состоянии жидкости.Процесс обессоливания.-обеслов.нефти осущ.смешив.с пресн.водой после чего р-т вновь обезвоживают.Так последоват-ть техн-х операций объясн-ся тем,что даже обезв.нефти остан.некот.кол.воды котор.раствор.соли.при смешив.с пресн.водой соли распред-ся по всему объему след-но их сред.концентр-ия в воде уменьшается. Существуют 2 типа эмульсий :нефть в воде и вода в нефти Методы разрушения эмульсий:1-термохимч.возд.-заключ.в сочетании термич.возд. и внутритруб.деэмульс-ии,2-внутритруб.деэмульс-ия за счет поддачи искусств.пав.3-электрич.воздействие произв-ся в апп-х котор.назыв-ся электрогедраторами(анод и катод) и под действием электр.поля на противополож.концах капель воды появл-ся электр.заряды,в рез-те капельки слив-ся,затем оседают на дно емк-ти.4-гравитхолодн.разделен.нефти и воды прим-ся при выс.содерж.воды в пластов.ж-ти отстаив.произв.в отстойный период и непрерыв-го действия.5-ГидрОФОРБ.И ГИДРОфильт.ф-ры примин.для разруш.нестйких эмульсий.6-техн.возд.-заключ.в том что нефть подверг-ся обезвож.перед отстаив.нагрева.При нагрев-ии уменьш-ся вяз-ть нефти и это увелич-т скор-ть разделения эмульсии нагрев-ют эмульсию в ПТБ,теплообмен-х,резервуарах.7-центорфунгирование

11 Укпн

Процессы обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти осущ-ся на устан-х комп подгот нефти.

Принцип схема УКПН

Холодное «сырая» нефть I из резер-в насосом 1 через теплообменник 2 под-ся в отстойник 3 непр-го действия. Здесь больш часть минерализ. Воды оседает на дно аппарата и отводит-ся для закачки в пласт III. Далее в поток вводится пресная вода , чтобы уменьшить концентрацию солей в остав-ся минерализованной воде. В электродегитр-ра 4 пр-ся окончатель-е отдел воды и нефти и обезвоженная нефть через теплообменник 5 пост-т в стаб. колонну 6.

За счет прокачки нефти из низа колонны через печь 10 насосом 11 темп-ра нефти доводиться до 240 0С. При этом ПФН исп-ся подним-ся в верх-ю часть колонны и далее пост-т в конд-р холодильный 7. Здесь пропан-бутановые и пентановые фракции конд-ся обр-ся широкую фракции, а не конд-ся компоненты отвод-ся для исп-ся в качестве топлива.

Широкая фракция откач-ся насосом 9 на фракцион-е и и часть исп для орошения в колонне 6.

Стаб нефть Х из низа колонны насосом 12 откач-ся в товар-е резер-ы. На этом пути горячая стаб-я нефть отд-т часть своего тепла сырой нефти в теплооб-к 2 и5.

На УКПН произв-ся все три технол процесса- обезв, обесс, стаб-я. При чем для обезвож исп-ся подогрев, отстаивание и эл возд-е.

13 Автоматизированная установка по измерению количества и качества нефти «Рубин – 2м»

Рис. 8. Автоматизированная установка «Рубин-2м» для измерения в потоке качества и количества товарной нефти

1- герметизированные резервуары, 2- насос, 3-влагомер, 4-солемер, 5, 6-отсекатели, 7-линия возврата. 8-гпдропривод, 9-фильтр, 10-плотномер, 11-расходомер, 12-термометр. Установка «Рубин-2м» (рис. 8), работает следующим образом.

Из установки подготовки нефти (УПН) нефть подается в герметизированные резервуары 1, из которых забирается подпорным насосом 2 и прогоняется по автоматическому влагомеру 3 и солемеру 4. Если содержание воды и солей в нефти выше нормы, то зонд влагомера 3 выдает аварийный

сигнал в блок местной автоматики БМА, и при помощи гидропривода 8 отсекатель 5 перекрывает линию товарной нефти; одновременно отсекатель 6 открывает линию некондиционной нефти, которая возвращается по линии 7 на

повторную подготовку в УПН. При прекращении поступления аварийного сигнала с влагомера 3 или солемера 4 отсекатель 5 открывается, а отсекатель 6 закрывается.

Поток товарной нефти проходит фильтр 9, затем радиоизотопный плотномер 10, откуда поступает в турбинный расходомер 11, в котором вращается турбинка с угловой скоростью, пропорциональной линейной скорости потока. Вращение турбинки преобразуется в электрические импульсы, поступающие в БМА — счетное устройство объемного количества товарной нефти. Затем величины объемов товарной нефти автоматически умножаются на показания плотномера 10 с учетом температурной поправки, выдаваемой автоматическим термометром 12, и фиксируются на расходомере 11, установленном на лицевой панели блока.

14.Резервуары низкого давления служат для хранения воды, нефти и нефтепродуктов. В зависимости от положения в пространстве цилиндрические резервуары делят на : резервуары вертикальные резервуары горизонтальные

Вертикальные цилиндрические резервуары имеют днище, стенку, крышу, эксплуатационное оборудование. В них хранятся нефтепродукты при малой их оборачиваемости (10-12 раз в год). При большей оборачиваемости нефтепродуктов применяются резервуары с плавающей крышей и понтоном . Вертикальные резервуары применяют для хранения легковоспламеняющихся жидкостей (например, бензина) при объемах до 20000 м3; для хранения горючих жидкостей — до 50000 м3.

15. Насосные станции для перекачки нефти:  Блочная насосная станция перекачки нефти (НПН) предназначена для перекачивания нефти в системах сбора и подготовки нефти. В насосной станции установлены:- насосные агрегаты ЦНСнА;- приемный и нагнетательный коллекторы с запорной арматурой;- трубопроводы слива утечек; - приборы КИП и А.

Блочная кустовая насосная станция БКНС предназначена:для поддержания пластового давления в продуктивных пластах нефтяных месторождений методом закачивания пресной, пластовой и сточной воды (полимеров) в пласт;для перекачивания нефтепродуктов (после газовой сепарации);для перекачивания жидкостей (загрязненной воды, нефтяных эмульсий и др.)

Тут вы можете оставить комментарий к выбранному абзацу или сообщить об ошибке.

Оставленные комментарии видны всем.