28

Размещено на http://www.allbest.ru/

28

1. Общая характеристика деятельности НГДУ

Производственный процесс в нефтяной промышленности охватывает такие виды деятельности, как геолого-поисковые и разведочные работы, бурение скважин, добыча нефти и газа, работа подсобных и вспомогательных предприятий. В соответствии с этим организуются геологоразведочные, буровые, нефтегазодобывающие предприятия, как правило, входящие в состав производственного объединения. В объединении сосредоточены те виды производственной и хозяйственной деятельности, которые имеют значение для всех, входящих в его состав, предприятий: развитие науки и техники, организация и проведение ремонтных работ, транспорт, снабжение.

В качестве предприятия в добыче нефти и газа выступает НГДУ. В зависимости от масштабов и технической оснащённости производства, горно-геологических условий разработки месторождений нефти и газа структура предприятия может меняться, однако всем предприятиям присущи общие черты системы управления.

НГДУ возглавляет начальник. Он организует производственно-хозяйственную деятельность предприятия, направленную на выполнение планов по добыче нефти и газа, бурению в соответствии с утверждёнными технико-экономическими показателями и несёт полную ответственность за их выполнение.

Первым замом является главный инженер. Он осуществляет техническое руководство производством и, также как и начальник, отвечает за работу предприятия, за состояние охраны труда, эффектное внедрение новой техники, работы по изобретательству и рационализаторству.

Главный геолог руководит деятельностью геологической службы предприятия, несёт ответственность за рациональную разработку нефтяных и газовых месторождений. Им осуществляется постоянный контроль за геологическими исследованиями, проходкой скважин и состояние разработки месторождений.

Зам начальника по экономическим вопросам - главный экономист разрабатывает мероприятия направленные на улучшение технико-экономических показателей работы предприятия, на повышение экономической эффективности производства, контролирует их выполнение.

Зам начальника по общим вопросам обеспечивает предприятие необходимым оборудованием и материалами, следит за правильным их хранением и использованием. Он также несёт ответственность за администротивно-хозяйственную работу, включая вопросы транспортного обслуживания дорожного строительства.

Для оперативного руководства работой в аппарате предприятия организуются функциональные отделы: производственный, технический, геологический, планово-экономический, ОК, отдел материально технического снабжения, финансовый, бухгалтерия, отдел главного механика, главного энергетика.

На каждом предприятии выделяется основное и подсобно-вспомогательное производство. К основному производству в нефтегазодобывающей промышленности относят процессы добычи нефти, т.е. извлечения её на дневную поверхность. Для выполнения этих процессов в НГДУ предусматриваются районные инженерно-технические службы (РИТС) или цеха добычи нефти и газа (ЦДНГ), в состав которых входит несколько групп по обслуживанию скважин. Главная их задача состоит в выполнении плана добычи в соответствии с утверждёнными технико-экономическими показателями с соблюдением установленных технологических режимов эксплуатации скважин. В аппарате ЦДНГ кроме начальника имеются зам по технологии, начальник смены, старшие инженер технолог, техник, мастера по группам обслуживания (группа добычи нефти, группа исследований); дежурная группа.

Подсобно-вспомогательное производство в добыче нефти и газа имеет следующие цехи: прокатно-ремонтный эксплуатационного оборудования, прокатно-ремонтный электрооборудования и капитального ремонта скважин, автоматизации производства. Подсобно- вспомогательные цехи объединены в базу производственного обслуживания БПО. БПО осуществляет весь цикл ремонтных и вспомогательных работ.

Оперативное руководство основным и вспомогательным производством осуществляет центральная инженерно-технологическая служба (ЦИТС), начальник которой подчиняется непосредственно начальнику НГДУ. Руководству НГДУ непосредсвенно подчинены также цехи подготовки и перекачки нефти, ППД, научно исследовательских и производственных работ, паро-водоснабжения, газокомпрессорный, СМУ.

Система сбора и подготовки продукции скважин находится в ведении ЦДНГ и ЦППНГ. Подготовкой воды к закачке её в пласт занимается ЦППД.

промысловый скважина нефтяной транспорт продукция

2. Стадии разработки нефтяного месторождения. Изменение состава и физико-химических свойств продукции скважин в процессе разработки

Теперь коротко остановимся на том, что представляет собой продукция скважин нефтяного месторождения, и как изменяется её состав и физико-химические свойства в процессе разработки месторождения.

В начальной стадии разработки продукция скважины состоит практически из безводной нефти и газа. Затем количество воды постепенно увеличивается и на конечных стадиях разработки может достигать 90% и более. Вода в нефти появляется вследствие поступления к забою скважины подстилающей воды или воды, закачиваемой в пласт с целью поддержания пластового давления. При движении продукции по стволу скважины и далее по нефтесборным трубопроводам происходит взаимное перемешивание и диспергирование нефти и воды с образованием эмульсии. На глубине 2000 м и при давлении 20 МПа одна объёмная часть нефти способна растворить до 1000 объёмных частей газа. При подъёме продукции и падении давления газ выделяется с такой энергией, что её вполне достаточно для диспергирования капель пластовой воды в объеме нефти. Этот процесс особенно интенсивно протекает при штуцировании обводнённой нефти. Процессу эмульгирования способствует наличие в нефти поверхностно-активных соединений: смол, асфальтенов и т.п. Учитывая, что на поздних стадиях разработки добываются в основном трудно извлекаемые запасы нефти с более высоким содержанием асфальто-смолистых веществ, стойкость образующихся эмульсий может быть выше. В то же время по мере выработки месторождения падает газовый фактор и энергия, выделяющаяся при образовании газовых пузырьков, уменьшается. Процесс диспергирования в стволе затухает. Таким образом, физико-химические свойства поступающей на поверхность продукции скважин меняются в процессе разработки месторождений от безводной нефти, эмульсии типа вода в нефти и до практически разделённой, разрушенной эмульсии, когда продукция представлена двумя несмешивающимися фазами: нефтью и водой.

Необходимость разрушения эмульсий и отделения нефти от воды диктуется двумя основными причинами.

Первая - это высокая стоимость транспорта балласта - пластовой воды. Транспорт обводнённой нефти удорожается не только в результате перекачки дополнительных объёмов, но и вследствие более высокой вязкости эмульсии типа вода в нефти по сравнению с чистой нефтью. При увеличении содержания воды в нефти на 1% транспортные расходы возрастают на 3-5% при каждой перекачке. Кроме того, вода и мехпримеси являются причиной коррозии и загрязнения трубопроводов и аппаратов.

Вторая причина - отрицательное воздействие воды и содержащихся в ней солей на процессы переработки нефти и качество получаемых нефтепродуктов.

В нефти поступающей на переработку содержание воды не должно превышать 2%, а по I сорту - 0,5% и солей 5-10мг/л.

В начальный безводный период эксплуатации месторождений главные проблемы, возникающие при сборе и подготовке нефти связаны с решением вопросов сепарации нефти и газа, гашением пульсаций потоков при совместном транспортировании нефтегазовых смесей.

Переходный период, предшествующий повышению общей обводнённости продукции нефтяных скважин по всему месторождению, выдвигает на первый план решение технологических вопросов связанных с предотвращением образования стойких водонефтяных эмульсий, выбором и применением эффективных методов обезвоживания и обессоливания. При решении этих вопросов определяют и необходимые требования к технологии и технике подготовки нефти в течение всего периода разработки нефтяного месторождения.

Дальнейшее увеличение обводнённости приводит к повышению вязкости водонефтяных эмульсий, что на некоторых месторождениях вызывает серьёзные осложнения в системах сбора в связи с увеличением давлений перекачки. Этот период характеризуется также введением в эксплуатацию дополнительного оборудования для предварительного сброса воды и увеличением нагрузок на УПН.

На поздней стадии разработки, когда общая обводнённость превышает 50%, а количество нефтяного газа уменьшается, возникают проблемы нехватки газа для подачи сырых нефтей и перевода нагревателей с газообразного топлива на жидкое. Специфические проблемы возникают при содержании в продукции скважин сероводорода, углекислого газа, при добыче парафинистых высокозастывающих нефтей, при смешении продукции разных нефтеносных горизонтов.

3. Технологическая схема разработки месторождения и проект его обустройства

Для каждого вновь открытого месторождения, как правило, составляется проект разработки (технологическая схема) и проект обустройства месторождения. В проекте разработки на основе данных о

площади, конфигурации и мощности коллекторов продуктивных горизонтов

запасах нефти и нефтяного газа и их физико-химических свойствах

проницаемости и пористости коллекторов

характере залегания нефтяной залежи и наличии тектонических нарушений

минерализации пластовых вод и коррозионной характеристике

решаются следующие вопросы:

устанавливается режим работы месторождения рассчитывается коэффициент нефтеотдачи, определяются методы воздействия на пласт с целью увеличения этих коэффициентов

предусматривается система размещения скважин и темпы их разбуривания

намечается динамика изменения дебитов, пластового давления, газового фактора и степени обводнённости по годам

на основе технико-экономического сравнения нескольких вариантов выбирается оптимальный

В соответствии с проектом разработки месторождения разрабатывается проект обустройства, где намечается система сбора нефти, газа и пластовой воды на площади месторождения и рациональное размещение установок по подготовке нефти и газа к дальнейшему транспорту, а там, где по проекту предусматривается заводнение пластов - система подготовки воды, водораспределения и закачки воды в пласт

Основными задачами решаемыми в проектах обустройства являются:

обеспечение сбора и подготовки запланированного количества нефти и газа к дальнейшему транспорту

совместный сбор и транспорт по выкидным линиям нефти, газа и воды ГЗУ

замер нефти, газа и воды по каждой скважине в отдельности

совместный или раздельный транспорт обводнённой и необводнённой нефти по НСК от ГЗУ до УПН

подготовка нефти газа и воды до товарных кондиций

4. Система сбора и внутрипромыслового транспорта скважинной продукции

Продукция нефтяных скважин представляет собой сложную смесь из нефти, газа, воды, взвешенных веществ. Эта продукция, поднятая на поверхность через рассредоточенные по площади месторождения скважины, должна быть собрана и подготовлена к дальнейшему транспорту и переработке.

Под системой сбора нефти, газа и воды на нефтяных месторождениях понимают всё технологическое оборудование и систему трубопроводов, предназначенные для сбора продукции отдельных скважин, доставки её до центрального пункта подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).

Единой, универсальной системы сбора не существует, так как каждое месторождение имеет свои особенности: природно-климатические условия, сетку размещения скважин, способы и объём добычи нефти, газа и воды, физико-химические свойства пластовых жидкостей.

Основные факторами, учитываемыми при проектировании системы внутрипромыслового сбора с учётом динамики обводнения месторождения, являются:

начальное давление в системе сбора, группирование скважин

взаимодействие с системами воздействие на залежь

совместный раздельный сбор продукции скважин, выбор места сепарации газа, взаиморасположение узлов замера, сепарации, откачки

выбор места для центрального пункта сбора подготовки нефти, газа и воды, с учётом расположения месторождения в группе или нефтедобывающем районе

совмещение систем промыслового сбора и транспортирования с процессами подготовки нефти

Для обоснования и проектирования рациональной системы сбора и подготовки продукции нефтяных скважин, выбора оборудования необходимы следующие исходные данные:

состав и физико-химические свойства продукции скважин

состав и производительность существующих сооружений

план ввода новых нефтяных скважин и их дебит

действующий фонд нефтяных скважин

план добычи нефти, газа и воды по месторождению

план развития мощностей на прирост объёмов добычи нефти, газа и воды

расстояние от месторождений до центральных пунктов подготовки нефти, размеры месторождений, сетка скважин

характеристика рельефных условий местности

сумма геодезических подъёмов на 1 км трассы, природно-климатические условия и т.д.

Основные функции системы промыслового сбора:

измерение продукции каждой скважины или при необходимости группы скважин

транспортирование продукции скважин с использованием энергии нефтяного пласта или насосного оборудования при механическом способе добычи до пунктов подготовки, а при недостаточном давлении - с использованием ДНС

сепарация нефти и газа под давлением, обеспечивающим дальнейший бескомпрессорный транспорт

при добыче высокообводнённой нефти - отделение при сравнительно низких температурах основной массы воды с качеством пригодным для её закачки в пласт

раздельный сбор и транспортирование до центральных нефтесборных пунктов продукции отдельных скважин, смешивание которой нежелательно

устьевой и путевой подогрев продукции нафтяных скважин, если невозможен сбор и транспорт при обычных температурах

Все существующие системы сбора и транспорта продукции скважин подразделяются на негерметизированные самотёчные и герметизированные напорные.

Негерметизированные самотёчные системы продолжают эксплуатироваться на старых месторождениях. Движение жидкости в них осуществляется за счёт разности геодезических отметок положения начала и конца трубопровода. Продукция скважин замеряется в индивидуальных (ИЗУ) или групповых (ГЗУ) замерных установках.

ИЗУ располагается вблизи устья скважины. Нефть и вода, отделённые от газа поступают в самотёчные выкидные линии, а затем - в участковые негерметизированные резервуары сборного пункта (СП). Из них нефть забирается центробежными насосами и подаётся по сборному коллектору в сырьевые резервуары УПН. Отстоявшаяся вода утилизируется или транспортируется в виде эмульсии до сырьевых резервуаров. Газ под собственным давлением попадает на ГПЗ или на компрессорную станцию.

ГЗУ в отличие от ИЗУ располагается вдали от скважин. На неё поступает продукция нескольких скважин. Измерение дебита индивидуальных скважин по жидкости производят переключением задвижек на распределительной батарее в замерном трапе или мернике, а газа - при помощи диафрагмы и самопишущего прибора ДП-430

Отличительными особенностями самотёчных негерметизированных систем являются следующие:

работа под напором, создаваемым разностью геодезических отметок в начале и конце трубопровода, поэтому мерник должен быть поднят, а в гористой местности необходимо изыскивать такую трассу, чтобы обеспечить нужный напор и пропускную способность

при этой системе необходима глубокая сепарация нефти от газа для предотвращения образования газовых мешков, могущих существенно снизить пропускную способность нефтепроводов

самотёчные выкидные линии не могут быть приспособлены к возможному увеличению дебитов скважин или к сезонным изменениям вязкости нефти и эмульсий в связи с их ограниченной пропускной способностью

в самотёчных системах скорость потока жидкости низкая, поэтому происходит отложение механических примесей, солей, парафина и уменьшается пропускная способность

потери нефти за счёт испарения лёгких фракций достигают 3% от общей добычи. Основными источниками потерь являются негерметизированные мерники и резервуары

системы трудно поддаются автоматизации

требует большого количества обслуживающего персонала

Учитывая недостатки самотёчных систем было принято решение о переходе к герметичным напорным системам сбора и внутрипромыслового транспорта продукции скважин. Существуют различные вариации герметичных систем: Бароянца - Везирова, Грозненского нефтяного института, Гипровостокнефти и др. В настоящее время выделено 9 обобщающих вариантов схем.

С учётом этих принципов могут быть выделены три основные схемы обустройства месторождений:

однотрубное транспортирование продукции скважин

бескомпрессорное транспортирование газа и перекачка газонасыщенной нефти после предварительного сброса воды

бескомпрессорное транспортирование газа и перекачка газонасыщенной обводнённой нефти

При однотрубном транспортировании рекомендуется держать давление на устье скважин:

- фонтанно-механизированный способ эксплуатации - 1,5МПа

- механизированный - до 2,5Мпа

На начальной стадии разработки целесообразно применять раздельный сбор обводнённой и безводной продукции, т.к. отпадает необходимость деэмульсации всего добываемого объёма нефти. Раздельный сбор применяют и в случае нежелательности смешивания нефтей разных горизонтов с различным содержанием агрессивных компонентов.

Внутритрубная деэмульсация сокращает затраты на подготовку нефти за счёт не только предварительного сброса воды, но и применения технологии путевого обессоливания малообводнённой нефти.

Самотечные системы

Самотечная система сбора нефти и газа:

1 - скважина; 2 - трап, 3 - групповая трапная установка, 4 - мерник, 5 - резервуар промежуточного сборного пункта, 6 - компрессор, 7 - насос, 8 - резервуары промыслового парка, 9 - батарея задвижек

Система сбора Бароянна - Везирова(1946г.).

Система сбора Барояна - Везирова:

1 - скважина; 2 - сепаратор высокого давления, 3 - групповая замерная установка, 4 - батарея задвижек, 5 - нефтегазовый сепаратор, 6 - газоосушитель, 7 - отстойник, , 8 - компрессор, 9 - газовый сепаратор, 10 - сборные резервуары для нефти, 11 - сырьевые резервуары, 12 - насос

Предусматривает однотрубный сбор с использованием энергии пласта до ГЗУ и далее по общему коллектору до участковых пунктов сбора где сепарируют нефть в две ступени и предварительно обезвоживают.

Газ I ступени отделяется при давлении 0,4-0,5МПа и транспортируется к потребителю за счёт давления в сепараторах или при помощи компрессоров.

Газ II ступени отделяется при давлении 0,1МПа; его отбирают вакуумными насосами, осушают и закачивают в напорный газопровод.

Деэмульгатор дозируют на устье, либо на ГЗУ, либо перед I ступенью сепарации. В сырьевые резервуары УПС поступает дегазированная обводнённая, обработанная деэмульгатором нефть; отстаивается и подаётся на УПН.

Ограничивает область применения необходимость строительства большого числа мелких пунктов сбора с резервуарным парком, НС и КС.

Высоконапорная Грозненская система сбора предусматривает транспортирование всей продукции под устьевым давлением 6-7МПа на большие расстояния, чем система Бароянна - Везирова.

На каждой площади стоится лишь одна центральная сепарационная установка с одноступенчатой сепарацией под давлением до 5 Мпа. Отделившийся газ направляется в холодильную установку, для максимального отделения конденсата, а затем под собственным давлением - на ГПЗ.

Эмульсионную нефть с оставшимся растворённым газом и газоконденсатом по одному трубопроводу под собственным давлением транспортируют на ЦППН

Внедрение системы сдерживается из-за пульсаций давлений, приводящих к вибрации трубопроводов, возможным прорывам по сварным соединениям.

Напорная система сбора Гиировостокнефти.

Напорная система сбора Гипровостокнефти:

1 - скважина; 2 - батарея задвижек, 3 - групповая замерная установка, 4 - сепаратор I ступени, 5 - сепаратор II ступени, 6 - сепаратор III ступени, 7 - сырьевые резервуары,

Основные отличительные особенности:

ступенчатая сепарация нефти, причём I ступень проходит на групповых или участковых сепарационных установках при давлениях, достаточных для безкомпрессорного транспортирования газа до ГПЗ

возможность транспортирования нефти с частью растворённого газа от сепараторов до ЦППУ за счёт давления сепараторов или,при больших расстояниях при помощи ДНС

Расчётное определение уровня давления в системе сбора с учётом давления сепарации исходя из условий оптимального использования пластовой энергии как для добычи, так и для сбора

II и III ступень сепарации как правило осуществляется на ЦППН

Укрупнение пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды вплоть до одного ЦППН, обслуживающего группу промыслов, расположенных в радиусе 50-100км

Недостаток системы - большие эксплуатационные расходы на совместное транспортирование нефти и воды с месторождений до ЦППН и большой расход энергии и материалов на обратное транспортирование очищенной пластовой воды до месторождений для систем ППД

Рис. Системы сбора на месторождениях Западной Сибири.

Система нефтегазосбора Западно-Сургутского месторождения для безводной (а) и обводненной нефти (б):

1 - скважина; 2 - групповая замерная установка, 3 - устройство предварительного отбора газа, 4 - сепаратор I ступени, 5 - каплеуловитель, 6, 10, 15 - дожимной насос, 7 - сепаратор II ступени, 8 - сепаратор III ступени 9 - сырьевой резервуар, 11 - нагреватель, 12 - устройство для разрушения эмульсий, 13 - отстойник, 14 - резервуар, 16 - линия рециркуляции дренажной воды, 17 - линия рециркуляции нефти, 18 - насос повторной рециркуляции дренажной воды; I II III - газ после сепарации, iv - реагент, V - дренажная вода, VI - товарная нефть, VII - конденсат.

Рис. Система сбора Самотлорского месторождения с подготовкой нефти в газонасыщенном состоянии:

1 - скважина; 2 -замерная установка, 3 - устройство предварительного отбора газа, 4 - сепаратор I ступени, 5 - каплеуловитель, 6 - аппарат для предварительного сброса воды, 7 - печь, 8 - промежуточный сепаратор, 9 - электродегидратор, 10 - дожимной насос, 11 - концевой сепаратор, 12 - насос товарной нефти, 13 - насос дренажной воды; I II III - газ после сепарации, iv - реагент, V - дренажная вода, VI - товарная нефть, VII - конденсат. Специфика всех систем сбора в З.С. определяется кустовым способом разбуривания скважин. Сепарация в 2-3 ступени: I - при давлении 0,4-0,8МПа перед ДНС или на комплексных сборных пунктах (КСП). Газ после I стадии может транспортироваться на 100км и далее.

В зависимости от того, какие процессы идут на КСП системы сбора на месторождениях Западной Сибири классифицируют в 2 группы:

I группа - системы сбора, где всю собранную нефть окончательно подготавливают на ЦППН. В этом случае I ступень сепарации осуществляется на КСП, ввод деэмульгатора - перед сепараторами. Обезвоживание частичное, без подогрева.Частично обезвоженную нефть перекачивают на ЦППН, где находятся II и III ступени сепарации при давлениях 0,25 и 0,105МПа и происходит окончательное термохимическое обезвоживание

II группа - системы сбора, где на КСП проводят полное обезвоживание нефти и I ступень сепарации. На НКТ имеются аппараты (напорные) предварительного сброса, блочные или стационарные нагреватели и отстойники (электродегидраторы) для глубокого обезвоживания

В этих схемах горячую воду и деэмульгатор подают в трубопровод перед I ступенью сепарации. Частично обезвоженная нефть под давлением сепарации проходит блок нагрева, трубопровод каплеобразователь и окончательно обезвоживается в отстойниках. Затем потоки газонасыщенной обезвоженной нефти сливаются и подаются на ЦППН насосами. Здесь происходит сепарация II и III ступени и нефть подаётся в магистральные трубопроводы. Газ либо используется на собственные нужды, либо подаётся на ГПЗ.

Унифицированные технологические схемы сбора и подготовки РД 39-1-159-72.

Разработаны Гиировостокнефтью и ВНИИСПТнефть на основании анализа и обобщения последних достижений и научных исследований в этой области.

В основе - совмещение в системе сбора гидродинамических и физико-химических процессов для подготовки продукции скважин, для её разделения в специальном оборудовании повышенной производительности при максимальном концентрировании основного оборудования по подготовке на ЦНСП. Это даёт возможность реализации мероприятий по комплексной автоматизации нефтепромысловых объектов с наименьшими капиталовложениями и эксплуатационными расходами.

Существует 2 варианта унифицированных систем сбора:

По 1 варианту I стадия сепарации и дожимная станция с предварительным обезвоживанием располагается на месторождении. Процесс предварительного обезвоживания проводится при давлении сепарации. Качество сбрасываемой воды необходимо обеспечить таким, чтобы оно удовлетворяло требованиям по закачке её в пласт, трещиновато-пористые коллекторы.

По 2 варианту на месторождении нет сброса воды, располагается лишь сепарационная установка с насосной откачкой.

При выборе варианта схемы учитываются следующие показатели:

энергетические возможности месторождения в основной период разработки

способ эксплуатации скважин

физико-химические свойства нефти и нефтяной эмульсии

рельеф местности, который характеризуется суммой геодезических подъёмов (параметр h)

Унифицированная технологическая схема комплексного сбора и подготовки нефти газа и воды нефтедобывающего района

5. Принципиальная схема получения товарной нефти в НГДУ

Продукция скважин по выкидным линиям поступает на замерную установку для определения дебита каждой отдельной скважины, далее на промежуточный сборный пункт или дожимную насосную станцию, откуда направляется на центральный пункт сбора и подготовки нефти, газа и воды. Товарная нефть перекачивается в товарные резервуары нефтепроводных управлений для дополнительного транспорта. Газ после соответствующей подготовки поступает потребителю или обратно на месторождение для подачи на газлифтные скважины. Отделившаяся вода после подготовки по водопроводу закачивается в продуктивные пласты или поглощающие горизонты.

При разработке залежи, работающей на естественном режиме продукцию фонтанных скважин, имеющих на устье давление 0,6Мпа, предварительно пропускают через сепараторы высокого и среднего или только среднего давления откуда жидкость поступает на ГЗУ, а газ - на ГПЗ.

При разработке залежи механическим способом с поддержанием пластового давления отделившаяся вода закачивается в продуктивные горизонты, а выделившийся затрубный газ при помощи подвесных компрессоров подаётся в выкидные линии или его сбор осуществляется вакуум-компрессором.

Принципиальная схема получения товарной нефти в НГДУ при различных режимах разработки.

сепаратор высокого давления

фонтанная

головка

на ГПЗ

трубная

головка

нефтепровод

механический способ добычи

насосные скважины

компрессорня скважина

нагнетательная скважина

Размещено на Allbest.ru