Сбор и подготовка нефти, воды и газа на месторождении. УПСВ Heater-Treater. Замерные установки асма-т, квант. Приборы контроля «микон», «сигма». Схемы и оборудование ДНС.

 

Процесс подготовки добываемой газо-водонефтяной эмульсии заключается в отделении от нефти и утилизации попутно добываемого нефтяного газа, подтоварной воды и получении нефти товарной кондиции в соответствии с требованиями ГОСТ № 9965-76. Подготовка, поступившей по нефтесбору жидкости, осуществляется в несколько технологических ступеней и зависит от содержания попутного нефтяного газа и стойкости газо-водонефтяной эмульсии к отделению подтоварной воды, физических свойств.

Поступившая на дожимную насосную станцию (ДНС), газо-водонефтяная эмульсия ступенчато сепарируется от попутного нефтяного газа и направляется на предварительное отделение воды на установки предварительного сброса воды (УПСВ), размещаемые или на площадке ДНС, или на отдельной площадке. В зависимости от проектных решений установки предварительного сброса воды оборудуются технологическими отстойниками, нагревателями, аппаратами, насосным оборудованием.

Схему и оборудование ДНС УПСВ рассмотрим на примере Савуйского месторождения.

На ДНС-1 УПСВ-1 осуществляется сепарация, обезвоживание продукции скважин и транспорт ее с остаточным содержанием газа 4-5 м³/т и воды до 10% на КСП-2 ЦППН.

На ДНС-1 УПСВ-1 осуществляется предварительный сброс пластовой воды из жидкости, подготовка пластовой воды и подача ее с очистных сооружений в систему низконапорных водоводов на прием КНС-1.

Газ после 1 ступени сепарации используется на КС-44, котельную, аппараты «Хитер-тритер», излишки газа подаются на факел. Газ со 2 ступени сбрасывается на факел.

Состав оборудования ДНС-1 УПСВ-1 Савуйского месторождения:

- С-1/1,2 - сепараторы I ступени сепарации ДНС типа НГС 1,6-3000-М2, У=100м³-2шт.;

- ТС-1,2,3 - трехфазные сепараторы «Хиттер-Триттер» фирмы «SIVALLS» - 3 шт.;

- С-2/1,2 - сепараторы II ступени сепарации ДНС (буфер-сепаратор), типа НГС 1,6 - 3000-М2, V=100m³-2iht.;

- Г-1 - газовый сепаратор, типа НГС 1,6-3000-М2, V=100m³ - 1 шт.;

- Г-2 - газовый сепаратор вертикальный для подготовки топливного газа для аппаратов «Хитер-Тритер» и нужд котельной типа СЦВ -500-2-2, V=0,5 м³ -1 шт.;

- К-1 - конденсатосборник, объемом 4 м³ - 1 шт.

- ЕМ - емкость метанола типа ЕМ 1-4-1,0-3 - 1 шт.

- ЕР - емкость ингибитора коррозии типа ЕЙ 1-25 -1 шт.

- Ф-1 - факел аварийного сжигания газа - 1 шт.

- К-2 - конденсатосборник типа ЕПП-2000-2-К V= 25м³ - 1 шт.

- РО-2, РО-1 - технологические резервуары подготовки пластовой воды типа РВС-5000;

- Р-1 - аварийный резервуар типа РВС-5000;

- Н-1,2,3 - насосная откачки нефти с насосами типа ЦНС 60-264 (3 шт.);

- БРХ - блок реагентного хозяйства типа БДР - «ОЗНА» НДУ 10/10 для подачи деэмульгатора с насосами NP-33«BRAN - LUEBBE»;

- ЕП-1,2,3.4 - аварийные дренажные емкости типа ЕПП-40-2400-2-2 - 4 шт. с погружными насосами типа НВ 50/50-4 шт.;

- Е-1,2 - емкости для сбора промливневых стоков типа ЕПП 40-2400-2-2, V=25 м³ с погружными насосами типа НВ 50/50-2 шт.;

- Н-6/1,Н-6/2 - насосная откачки подтоварной воды с насосами типа 1Д-315-71 - 1 шт. и насосы 630 1 Д90 (2шт);

1. Описание технологического процесса и технологической схемы установки

1.1. Технологическая схема УПСВ на ДНС-1 1.1.1. Описание потока сырья

Обводненная газонефтяная смесь от замерных установок поступает на узел дополнительных работ ДНС-1, далее по трубопроводу Ду-530 через электрозадвижку №1 поступает в сепараторы I ступени сепарации С - 1/1,2,где происходит первичная сепарация при Р=0,5-0,75 МПа и температуре t = 30-45°С.

Регулирование уровня в сепараторах С-1/1,2 происходит с помощью регулирующих клапанов № 8,12, поддерживающих уровень жидкости в сепараторах Н = 1,2-1,6 м.

Газ из сепараторов I ступени через открытые задвижки №113, №114 поступает в газосепаратор Г-1.

Разгазированная нефтяная эмульсия ДНС-1 после сепараторов С-1/1,2 через открытую задвижку № 16, поступает на УПСВ, задвижка № 18 на ДНС при этом должна быть закрыта.

Процесс предварительного обезвоживания осуществляется в трех параллельно работающих трехфазных аппаратах ТС - № 1,2,3 (HEATER-TREATER) производства фирмы СИВАЛС (США).

Нефтегазоводяная эмульсия поступает в трехфазные сепараторы ТС - № 1,2,3 через открытые задвижки 28, 30, 32 и через входные штуцеры Ду=250, расположенные наверху емкостей.

Жидкая фаза попадает во входной отсек установки на зонт-распределитель потока, где происходит первичное отделение газа и свободной воды от жидкости. Выделившийся газ поднимается наверх установки и через экстрактор влаги поступает к выпускному газовому патрубку. В экстракторе влаги вся жидкость в газе, соприкасаясь с металлической сеткой, коагулируется и сливается с жидкой фазой вниз емкости. Далее газ проходит через клапан обратного давления BPV, контролирующий рабочее давление газа в установке и выводится на нефтегазосепараторы НГС -2/1,2 через открытые задвижки № 9.1, 9.2, 9.3 в БУ, так же имеется возможность сбросить выделившийся из нефти газ на факел, для чего необходимо открыть задвижку № 151 и закрыть задвижку № 152.

Температура в жаровых трубах поддерживается путем сжигания попутного газа, выделившегося из потока входящей продукции. В случае отсутствия во входящем потоке достаточного объема газа для поддержания заданной температуры имеется альтернативный источник топливного газа. Регуляторы и приборы, обеспечивающие контроль за пламенем и температурой установлены в блоке управления.

Более стойкая эмульсия поднимается и нагревается вокруг жаровых труб, в процессе чего происходит дополнительное разрушение эмульсии, коагуляция капелек нефти и воды. Коагулированные капли воды оседают и соединяются со свободной водой в нижней части аппарата.

Нефть поднимается выше, коагулируясь в средней части аппарата, и перетекает через специальные перегородки, попадая на коалессирующие фильтры (коалессоры).

Коалессирующие фильтры состоят из пакета специальных полипропиленовых профилированных вертикальных пластин, расположенных друг над другом.

В ламинарном режиме потока капельки нефти поднимаются к верхнему слою пластин коалессора. Эти капли коагулируются и образуют нефтяную пленку на нижней поверхности полипропиленовых пластин. Применение рифленых пластин, расположенных рядом друг с другом, создает большую коагуляционную площадь, на которой собираются капельки нефти.

Эта секция способствует большему столкновению капель с образованием крупных глобул нефти.

Собравшаяся нефть поднимается наверх к нефтяной фазе, а вода за счет разности плотности, оседает в нижней части емкости. Обезвоженная нефть продолжает подниматься наверх и перетекает в сборную секцию аппаратов ТС - № 1, 2, 3, откуда через механический клапан-регулятор и через запорные клапаны № 74/1, 74, 73/1, 73, 72/1, 72 выводится из аппарата.

Предварительно обезвоженная нефть, прошедшая через трехфазные аппараты через открытую задвижку № 35 поступает в сепараторы-буферы С-2/1,2, где происходит дальнейшее разгазирование нефти при давлении 0.1-0.6 МПа и температуре 30^15^оС. Уровень в сепараторах С-2/1,2 поддерживается с помощью клапана-регулятора №20. После сепараторов-буферов разгазированная нефтяная эмульсия направляется на прием насосов Н-1/1...3. На входе насосов установлены электрозадвижки: ЗД №16, 9, 5 на приеме, ЗД 17, 1, 3 на выходе. На узле учета нефти предусмотрены две рабочие замерные линии и контрольная линия с магнитно-индукционными турбинными счетчиками. После замера нефть через открытую электрозадвижку ЗД 78 транспортируется по напорному нефтепроводу на КСП-2 ЦППН.

В аварийном режиме предусмотрена подача нефти в аварийный резервуар Р-1
открытием задвижек №24,43. Откачка нефти из аварийного резервуара Р-1

производится одним из насосов Н-1/1...3 по самостоятельному трубопроводу.

При возникновении аварийных ситуаций установка переводится на резервную схему работы в режиме ДНС. При остановке аппаратов ТС-1,2,3 поток сырья, поступающий с кустовых площадок, проходит сепараторы I ступени и далее через открытые задвижки №18, 115, 19 и при закрытых задвижках №16, 17 поступает в сепараторы-буферы С-2/1,2. Далее жидкость подается на прием насосов внешней откачки через входные задвижки №23, 22, 20 и откачивается Н—1/1...3 через открытые выкидные задвижки в нефтяной насосный №17, 1,3, через узел учета на КСП-2.

Освобождение аппаратов, сбор дренажных стоков, утечек с сальников насосов осуществляется в дренажную емкость Е-6. При достижении в емкости максимального уровня автоматически включается насос НВ-50/50, который откачивает жидкость на прием насосов внешнего транспорта или на вход сепараторов С-2/1,2.

1.1.2. Отвод газа

Нефтяной попутный газ, выделившийся в сепараторах С-1/1,2 направляется через открытые задвижки № 113, 114 в газосепаратор Г-1 со встроенным каплеуловителем. Конденсат из газосепаратора по мере накопления сбрасывается через задвижки №167, 163 в дренажную емкость К-1. В газосепараторе установлен сигнализатор верхнего предельного уровня жидкости. Давление поддерживается с помощью клапана-регулятора №120/1, который поддерживает давление в Г-1 Р=0,75...0,65 МПа. После узла регулирования давления газ направляется на узел учета газа. Пройдя узел замера расхода, газ подается на КС-44. Давление в газопроводе Р=0,6 МПа, Газ, выделившийся в трехфазных аппаратах ТС-1, ТС-2 и ТС-3 через задвижки № 9.1,9.2, 9.3,152 поступает в сепараторы II ступени С-2/1,2. Газ из сепараторов-буферов С-2/1,2 направляется через открытую электрозадвижку ЗД130 на факел.

При этом давление в сепараторах-буферах поддерживается при помощи регулирующего клапана №131. Часть газа отбирается из газопровода после Г-1 и подается на площадку подготовки топливного газа. Подготовка газа осуществляется в центробежном газосепараторе Г-2. Конденсат, выделившийся в газосепараторе Г-2, собирается в емкость К-2, откуда по мере накопления через задвижку №204 откачивается на прием насосов внешней откачки. Газ, поступающий в качестве топлива на «Хитер-тритер» подается из вертикального газосепаратора Г-2 на площадке топливного газа через открытые задвижки №206, 207, 194, 193.Газ поступающий на газовую котельную в качестве топлива подается из сепаратора Г-2 через открытые задвижки №200, 119. Все аппараты С-1/1, С-1/2, С-2/1, С-2/2, Г-1, Г-2, ТС-1, ТС-2, ТС-3 снабжены предохранительными клапанами. При срабатывании предохранительных клапанов газ по системе трубопроводов подается на факел.

В аварийных случаях при сбросе газа с газосепаратора Г-1 на факел, подачагаза в газосепаратор Г-2 производится с газопровода на КС-44.

1.1.3. Сбро с пластовой воды

Вода, выделившаяся в установке из эмульсии вблизи жаровых труб и в коалессоре, оседает на дно емкости и соединяется со свободной водой. Далее вода движется по дну к концу аппарата и выходит из него через два механических клапана-регулятора сброса пластовой воды.

Далее через открытые задвижки №74, 73/1, 73, 72/1, 72 по трубопроводу Ду426 неочищенная пластовая вода поступает в резервуары РО -2,3 V=5000m3 через задвижки №68, 70, 71 67, 65, где осуществляется подготовка до необходимых величин. Так же в эти резервуары поступают ливневые стоки из емкости Е-5 через задвижку №168.

После динамического отстоя очищенная пластовая вода из резервуаров подготовки пластовой воды РВС-5000 №2,3 через задвижки № 55, 57, 54 самотеком поступает на прием насосов откачки подтоварной воды Н-6/1,2,3 и далее через узел учета пластовой воды в систему низконапорных водоводов на КНС-1.

Уловленная нефть с уровня Н=8,6 м или 9,6 м по трубопроводу Ду219 через задвижки из РО-1,2 № 77, 49, 56, 69, 52 поступает самотеком на прием насоса Н-3/1 (ЦНС-60-264) и откачивается на ЦППН. Предусмотрен безнапорный вариант подачи уловленной нефти в аварийный РВС-5000 Р-1 через задвижки № 52, 56, 50, 66 при этом задвижка № 49 должна быть закрыта.

Для работы резервуаров в последовательном режиме проектом предусмотрен трубопровод перетока с задвижками № 59, 51. При закрытии задвижек № 57, 68, 71 и открытии задвижек № 59, 51, 54 вода поступает из одного резервуара в другой последовательно.

Для зачистки резервуара отвод шлама из РО-2, РО-1 производить через дренажные штуцера путем открытия задвижек № 58, 53 промливневую канализацию, а затем в емкость для сбора промливневых стоков Е-5 V=25 м³

Жидкость из аппаратов ТС № 1, 2, 3 при регламентных работах, а также в аварийных случаях поступает в заглубленную емкость V-40 м Е-1, далее откачивается на очистные сооружения, в аварийный Р-1 или на прием насосов откачки нефти с ДНС-1.

1.1.4. Подача реагентов

Для эффективного расслоения жидкости, поступающей на ДНС-1 УПСВ-1, в трубопровод входа подается деэмульгатор. Все реагенты-деэмульгаторы дозируются в виде нефтеводореагентной эмульсии. Содержание деэмульгатора в эмульсии 1...2% весовых.

Деэмульгатор готовится по следующей технологии. В смеситель реагентного блока БДР «ОЗНА-ДОЗАТОР-25» подается через открытую задвижку №281 частично обезвоженная (с содержанием воды до 10%) нефть с насосов внешней откачки и концентрированный реагент дозировочными насосами.

Доза концентрированного деэмульгатора, количество нефти на приготовление раствора деэмульгатора подается из расчета объема поступающей на площадку жидкости.

Технологическая схема обвязки оборудования блока БДР «ОЗНА-ДОЗАТОР-25» позволяет подавать в систему концентрированный реагент.

Раствор деэмульгатора вводится через открытые задвижки № 98, 97 и обратный клапан во входной трубопровод жидкости перед первой ступенью сепарации при работе ДНС в режиме УПСВ.

Все реагенты-деэмульгаторы являются пожароопасными, взрывоопасными и токсичными веществами, требующие особых мер предосторожности при получении, перевозке и заправке емкостей реагентов.

При выводе одного из аппаратов «Хиттер-Триттер» на профилактический ремонт, обводненность выпускаемой нефти повышаться и поэтому в это время блоком БДР закачивается в нефтепровод внешнего транспорта деэмульгатор через задвижку № 88/1.

Пуск и установку блочной установки дозирования реагентов БРХ необходимо проводить согласно технического описания и инструкции по эксплуатации на блок дозирования реагентов БДР - «ОЗНА-Дозатор» ПДРК 062841.003 ТО завода-изготовителя.

1.1.5. Система подачи топливного газа на газовые форсунки секции нагрева
трехфазных аппаратов ТС-1, 2, 3

Газ для горелок может подаваться из установки (выделившийся из нефти попутный газ), либо от отдельного источника сепаратора Г-2. Газ от отдельного источника подается с площадки подготовки топливного газа ДНС - 1 через задвижки № 206, 207, 194, 193 и задвижки 152,157,158 которые находятся у скрубберной емкости.

Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала капельная жидкость (нефть, конденсат), газ проходит сначала через скруббер топливного газа. Скруббер оснащен датчиком предельного уровня конденсата, который отсекает подачу топливного газа при наполнении скруббера жидкостью. Скруббер также оснащен выносной уровнемернои колонкой и дренажными клапанами, для периодического слива собирающейся жидкости.

Из скруббера газ поступает на две главные горелки через клапан-регулятор давления PR2, который снижает давление в системе до 0,25 МПа. Подача топливного газа в главные горелки в топке осуществляется через два параллельных отсекающих клапана XSV2, клапаны регуляторы температуры ТС 1 и ручные отсекающие клапана.

Клапаны регуляторы температуры ТС 1 управляются чувствительным элементом, который установлен около жаровых труб в установке. Контрольные клапаны открываются и закрываются в зависимости от увеличения или понижения температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки.

Каждая установка оснащена двумя горелками и каждая из них контролируется одним регулятором температуры ТС 1 и соответствующей топкой. Топливный газ на пилотные горелки проходит через регулятор давления газа PR1, который снижает давление до 0,11 Мпа. Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан XSV1 и ручные отсекающие клапана, которые осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом. 1.1.6. Освобождение аппаратов от продуктов и установка заглушек

Освобождение нефтегазосепараторов первой и второй ступеней НГС 1/1,2, НГС2/1,2, газосепараторов Г-1,2 осуществляется в подземную емкость Е-1,Е-2,К-2 по дренажным трубопроводам, соединенным в единую дренажную систему.

Дренаж с фильтров нефтяных насосов и узла учета нефти, освобождение насосов от жидкости для проведения ремонтных работ, а также дренаж; с трехфазного сепаратора «Хиттер-Триттер» производится в подземную дренажную емкость Е-5, Е-6(закрытый слив).

Дренаж сальниковых утечек с нефтяных насосов ЦНС 60-264 осуществляется в подземную дренажную емкость Е-1.

Откачка жидкости с подземных дренажных емкостей Е-1,2,5,6,К-2 производится установленными насосами НВ 50/50 на прием насосов внешней откачки.

Установка стандартных заглушек на нефтегазосепараторах, газосепараторах, трехфазных сепараторах «Хиттер-Триттер», резервуарах, насосах, после освобождения от продукта, осуществляется на фланцах приемо-раздаточных патрубков аппаратов.

Схема дренажных трубопроводов с нумерацией запорной арматуры, установленной на них, входит в состав технологической схемы УПСВ на ДНС-1 Савуйского месторождения. 3.1.7 Описание работы факельной системы

Газ в аварийном режиме и с предохранительных клапанов подается на факел аварийного сжигания газа Ф-1. В качестве факела применена факельная установка УФМГ 300-«ХЛ» с системой автоматического дистанционного розжига.

На факельной линии установлена расширительная камера Ду-700 мм для выделения из факельного газопровода капельной жидкости, унесенной вместе с газом из сепараторов ДНС. Уловленная жидкость из расширительной камеры собирается в подземную емкость К-2, откуда при достижении максимального уровня откачивается погружным насосом НВ 50/50 на прием насосов внешнего транспорта. В факельную систему газ направляется в следующих случаях: - при ремонте КС-44 - при порыве газопровода от ДНС (в этом случае сбрасывается газ 1 ступени
сепарации открытием электрозадвижки № 134)

- при срабатывании предохранительных клапанов аппаратов.

1.2. Описание системы автоматизации УПСВ на ДНС-1

Система автоматизации ДНС-1 УПСВ предполагает постоянное присутствие дежурного персонала. Это вызвано тем, что вывод на рабочий режим и необходимые изменения параметров работы производятся оператором. Контроль и управление технологическим процессом объектов УПСВ на ДНС-1 осуществляется с панели щита оператора, расположенного в помещении операторной ДНС. Принятая степень автоматизации осуществляется с помощью серийно выпускаемых приборов и средств автоматизации. Комплектная компьютерная система позволяет осуществлять полный контроль работы установок «Хиттер-Триттер». При описании средств автоматики установок «Хиттер-Триттер» использовался чертеж Е 1141900R.

1.2.1. Установка трехфазного сепаратора «Хиттер-Триттер»

Установка трехфазного сепаратора «Хитер-Тритер» оснащена механическими контрольными клапанами, контролирующими уровень и расположенными на линии выхода нефти (CV2) и на линии выхода воды (CV1). Эти клапаны открываются и закрываются регуляторами уровня воды и нефти (поплавками). При повышении уровня нефти поднимается поплавок уровня нефти (LC2) и механически открывает нефтяной контрольный клапан. При повышении уровня воды поднимается поплавок уровня воды (LC1) и механически открывает водяной контрольный клапан. Для пропускания больших объемов воды установка оснащена двумя регуляторами уровня воды и двумя клапанами. Давление в емкости поддерживается контрольным клапаном обратного давления (BPV1), установленным на газовой выкидной линии.

Для того чтобы в систему подачи топливного газа не попала жидкость, топливный газ сначала проходит через скруббер топливного газа (SCRUB 1). Скруббер оснащен датчиком высокого уровня конденсата (LSH2), который отсекает подачу топливного газа, если скруббер наполнился жидкостью. Скруббер также оснащен ручным дренажным клапаном (HV6), позволяющим оператору периодически сливать собравшуюся жидкость.

Из скруббера топливного газа топливный газ из главной горелки проходит через регулятор топливного газа (PR2), который снижает давление в системе до 2,5 кг/см². Подача топливного газа в главные горелки в топке осуществляется через два параллельных отсекающих клапана (XSV2), контрольные клапаны (ТС1) и ручной отсекающий клапан (HCV3). Контрольные клапаны (ТС1) управляются регуляторами температуры (ТС1), чувствительный элемент которых установлен около жаровых труб в установке. Контрольные клапаны (ТС1) открываются и закрываются в зависимости от увеличения или понижения температуры в этой секции и тем самым контролируют подачу топливного газа в горелки топки. Топливный газ проходит через регулятор газа (PR1), который снижает давление до 1,1 кг/см². Затем топливный газ на каждый пилот проходит через отсекающий клапан (XSV1) и ручной отсекающий клапан (HV1), которые осуществляют контроль за подачей газа в горелки. Каждая горелка оснащена одним пилотом.

Контроль за пилотными горелками в обеих жаровых трубах осуществляется ультрафиолетовыми детекторами на контрольной панелигорелки (BURNER). При неисправности горелки соленоидные клапаны (XVS1 и XVS2) закрываются.

Для последующей продувки и зажигания необходимо сбросить аварийный сигнал на контрольной панели горелки.

Вспомогательные средства автоматики включают следующие приборы:

Смотровые CTemia(LGl и LG2) для наблюдения за уровнем нефти в установке и определения уровня раздела фаз между нефтью и водой;

Рабочие манометры (РН и PI2);

Манометры для измерения давления дымовых газов (РИ);

Датчики высокого и низкого уровня (LSH1 и LSL2);

Термометры (ТИ);

Температурные датчики на входе в установку и в установке (ТТ1 и ТТ2);

Датчик давления (РТ);

Датчик расхода газа (FT);

Нефтяной и газовый турбинные счетчики (FM1 и FM2);

Монитор содержания остатков воды в нефтяной выкидной линии (AT);

В средства безопасности входят следующие приборы:

Предохранительные клапаны (PSV1 и PSV2);

Защитный диск (SH1);

Датчики высокой температуры в установке (TSH1);

Датчики высокой температуры дымовых газов (TSH2);

Датчики высокого и низкого давления топливного газа (PSH1 и PSL);

Датчик высокого уровня конденсата в скруббере (LSH2);

Система зажигания с аварийным отключением в случае неисправности горелки.

На контрольной панели горелки находится следующее:

Переключатель ON/OF (Вкл./Выкл.), который отсекает входящее на панель напряжение;

Кнопка RESET (Сброс);

Кнопка BURNER START (Запуск Горелки);

Кнопка BURNER STOP (Остановка горелки);

Два последовательных контакта SPST для «Проверки состояния обеих горелок»;

Два последовательных контакта SPST для «Отключения из-за неисправности горелок»;

Контакт SPST для входа сигнала с компьютера на отключение.

Жаровые трубы оснащены огнепреградителями, в которых находятся главные и пилотные горелки. На вытяжных трубах установлены молниеотвод и защитный колпак

от дождя. Регулятор обратного давления (BPV1) и мерная трубка (FE), необходимые для правильной работы установки, смонтированы на газовой выкидной линии.

В блоке управления находятся светильники, обогреватели, вытяжной вентилятор, датчик загазованности и термодетектор на случай пожара. Датчик температуры воздуха в блоке управления замеряет температуру в блоке. Управление обогревателями осуществляется датчиком, который поддерживает температуру в диапазоне от 0°С до 1,7°С. Вытяжной вентилятор управляется датчиком загазованности. Он запускается при концентрации горючих смесей в воздухе 20% и выше от нижнего порога взрываемости. На дне емкости установлены аноды, предохраняющие стальные поверхности аппарата от коррозии.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Нефте-промысловое оборудование. Справочник Е.И. Бухаленко, В.В.Вершковой, Ш.Т. Джафаров, Э.С.Ибрагимов, А.А. Каштанов, Н.Г. Курбанов, О.И. Эфендиев.

2. Акульшин А.И., Бойко B.C., Зарубин Ю.А., Дорошенко В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин - М.: Недра, 1989.

3. Атипаев А.О. Справочник для мастеров по добыче нефти и ремонту скважин -Сургут:Нефть Приобья, 1999.

4. Бойко B.C. Разработка и эксплуатация нефтяных месторождений - М.: Недра, 1990.

5. Бухаленко Е.И., Абдуллаев Ю.Г. Монтаж, обслуживание и ремонт нефтепромыслового оборудования - М.: Недра, 1985.

6. Методы борьбы с асфальто-смолопарафиновыми отложениями в скважинах и нефтепромысловом оборудовании - ВНИИОЭНГ: Роснефть,2003.

7. Правила ведения ремонтных работ в скважинах. РД 153-39-023-97.

8. Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности. ПБ 08-624-03-Санкт-Петербург: ООО «БиС»,2003.

9. Середа Н.Г., Сахаров В.А., Тимашев А.Н. Спутник нефтяника и газовика - М.: Недра, 1986.

10. Технологические инструкции по ведению работ при добыче нефти, повышении нефтегазоотдачи пластов и производительности скважин, исследовании скважин.

11. Условия по обеспечению безопасности работ при текущем, капитальном ремонте и освоении скважин после бурения.

12. Матвеев С.Н.. Теория и практика добычи нефти.- СУРГУТ. Рекламно-издательский центр «Нефть Приобья» ОАО «Сургутнефтегаз»; 2003.

13. Скважинная добычи нефти И.Т. Мищенко 2003.

⇐ Предыдущая123456

Поделиться:

Воспользуйтесь поиском по сайту: