Главная Коллекция "Otherreferats" Производство и технологии Нефтегазопромысловое оборудование

Нефтегазопромысловое оборудование

Рассмотрение инструментов для проведения спускоподъемных операций. Ознакомление с перечнем оборудования для поддержания пластового давления. Характеристика насосных установок. Исследование особенностей механизации работ при обслуживании нефтепромыслов.

Рубрика	Производство и технологии
Вид	курс лекций
Язык	русский
Дата добавления	06.05.2022
Размер файла	3,6 M

посмотреть текст работы

скачать работу можно здесь

полная информация о работе

весь список подобных работ

Отправить свою хорошую работу в базу знаний просто. Используйте форму, расположенную ниже

Студенты, аспиранты, молодые ученые, использующие базу знаний в своей учебе и работе, будут вам очень благодарны.

Страница:

Пример: Н = 2000 м; _р = 2 МПа; _n = 2300 кг/м³

Р_грп = 200023009,810^-6 + 247 МПа

При глубине скважины Н>10001200М можно определять Р_грп=(0,750,8)Р_г (Данные статистического анализа).

Минимальный расход закачки жидкости должен составлять не менее 2 м³/мин и может быть оценен при образовании вертикальной и горизонтальной трещин соответственно по формулам:

;

,

где Q_верт, Q_гор - минимальные расходы, л/с; h - толщина пласта, см; W_верт, W_гор - ширина вертикальной и горизонтальной трещины, см; m - вязкость жидкости, МПас; R_т - радиус горизонтальной трещины, см.

В частности для расчетов можно принять следующие значения параметров: h(520) м; W_верт (120) см; W_гор (120) см; m (50500) МПас; R_т (5080) м.

Общая продолжительность процесса ГРП

, час,

где V_р - объем жидкости разрыва, м³, V_р (510) м³; V_жп - объем жидкости песконосителя, м³; V_жп = Q_п/С_п, где Q_п - количество закачиваемого песка [Q (810) т на один гидроразрыв; С_п - концентрация песка в 1 м³ жидкости, кг/м³; [Сп = (180400) кг/м³ для вязкой жидкости и С_п= (4050) кг/м³ для воды]; - объем продавочной жидкости; d_вн - внутренний диаметр НКТ (и обвязки); l_с - длина НКТ (и обвязки); Q_ср - средний расход жидкости, м³/час.

Потребное число агрегатов устанавливают, исходя из подачи одного агрегата q_аг и максимального расхода Q_max жидкости в процессе ГРП с учетом одного резервного агрегата:

n = Q_max/q_аг + 1.

Давление гидроразрыва может доходить до 70100 МПа.

Пакеры и якори рассчитаны на перепад давления 3050 МПа, проходное сечение НКТ d_вн = 3672 мм.

3.2.3 Оборудование для кислотных обработок

Неингибированную соляную кислоту от химических заводов до кислотной базы перевозят в железнодорожных цистернах, гуммированных специальными сортами резины и эбонитами, а ингибированную - в обычных железнодорожных цистернах, покрытых химически стойкой эмалью или лаком. Уксусную кислоту транспортируют также в металлических гуммированных цистернах, а плавиковую доставляют в эбонитовых баллонах.

Концентрированные товарные кислоты хранят в металлических стационарных резервуарах, вместимостью 25, 50; 100 м³, защищенных кислотоупорной футеровкой (покрытие эмалями, лаками, гуммирование).

Для доставки кислоты с базы на скважины используют автоцистерны_кислотовозы, внутреннюю поверхность которых гуммируют или защищают многослойным покрытием химически стойкими эмалями или лаками.

Агрегат закачки кислоты в скважину АЗК-32 (рис. 52) предназначен для повышения эффективности использования скважин, увеличения объема добываемой нефти.

Агрегат позволяет производить, транспортировку и закачку кислотных растворов в нефтяные и нагнетательные скважины с целью воздействия на призабойную зону пласта в процессе их освоения и эксплуатации.

Рис. 52. Агрегат закачки АЗК-32

Главным преимуществом агрегата АЗК-32 является долговечность его цистерны, представляющей из себя две емкости, каждая из которых полностью выполнена из полиэтилена низкого давления (ПНД ГОСТ 16338-17), устойчивого к воздействию кислот.

Состав и основные характеристики АЗК- 32

База а/м УРАЛ-4320-0001912-30

Тип насоса плунжерный Н-200К50

Привод насоса от тягового двигателя автомобиля

через спец. трансмиссию

Давление нагнетания

максимальное, МПа 32,0

Производительность, м³/час (л/с) 32,4 (9,0)

Вместимость цистерны, м³ 4

Масса транспортируемой агрегатом

жидкости, кг, не более 5500

Закачиваемая жидкость раствор ингибированной соляной

кислоты, соляной в смеси с плавиковой

и уксусной кислотами, серной кислоты,

неагрессивные жидкости

Габаритные размеры, мм, не более 920025003200

3.2.4 Новое оборудование для воздействия на пласт

В настоящее время отечественными и зарубежными предприятиями и фирмами выпускается много нового оборудования для воздействия на пласт. Ниже приведены примеры новых разработок.

Оборудование для вибросейсмического воздействия на продуктивные пласты

АООТ «Юганскнефтегаз», СКБ прикладной геофизики СО РАН и АО «Элсиб» предлагают новую технологию и технические средства повышения нефтеотдачи пластов и интенсификации нефтедобычи - вибросейсмическое воздействие на продуктивные пласты с земной поверхности:

- имеет объемный характер воздействия на нефтяную залежь и предназначено для повышения нефтеотдачи и интенсификации нефтедобычи за счет снижения влияния зональной и послойной неоднородности на отдачу и приемистость продуктивных пластов, улучшения охвата разработкой, снижения обводненности добываемой жидкости и улучшения физико-химических свойств пластовой нефти;

- оказывает положительное влияние на разработку всех продуктивных пластов многопластовых месторождений с радиусом действия 35 км и более.

- не нарушает экологию и безопасно для инженерных сооружений и промыслового оборудования;

- апробирована на нескольких высокообводненных месторождениях с терригенными коллекторами и глубиной залегания продуктивных пластов до 2,53 км, при этом дополнительная добыча нефти обеспечивается в основном за счет снижения на 2040% обводненности добываемой продукции скважин при себестоимости в 34 раза меньшей, чем у известных химических методов повышения нефтеотдачи пластов;

- может применяться для интенсификации добычи и повышения нефтеотдачи неоднородных продуктивных пластов с карбонатными и терригенными коллекторами различной проницаемости на разных стадиях эксплуатации месторождений маловязких, вязких и высоковязких нефтей, а также нефтяных оторочек газонефтяных залежей, разрабатываемых как с поддержанием пластового давления, так и в режиме его падения.

Механизм вибросейсмического воздействия на продуктивные пласты с земной поверхности определяет возможность его применения совместно с другими известными способами повышения нефтеотдачи для взаимного усиления эффективности.

Применение установок гибкой трубы (Hydra Rig, УПД-5М) [7].

Установки гибкой трубы могут применяться при газлифтной добыче, очистке скважины от песка, при цементировочных работах, бурении, резке НКТ, картонажных работах в горизонтальных скважинах, канатных работах, установке мостовых пробок, скважинных закачках со сдвоенными пакерами, кислотных обработках (рис. 53).

Рис. 53. Кислотная обработка гибкой трубой

4. Оборудование для механизации работ при обслуживании нефтепромыслов

В процессе эксплуатации и ремонта скважин требуется выполнение значительных объёмов работ, направленных на повышение добычи нефти и газа. Для механизации наиболее трудоёмких работ серийно выпускается комплекс агрегатов для эксплуатации, обслуживания и ремонта нефтепромыслового оборудования [7].

Агрегат для подготовительных работ при ремонте скважин типа 2 ПАРС (рис. 54) на базе трактора Т-130МГ-1 выполняет работы по планировке площадок для установки агрегатов ремонта скважин, нарезанию щелей под якоря оттяжек, демонтажу и монтажу устьевого оборудования, расчистке подъездных путей к скважинам и другим промысловым объектам.

Агрегат имеет бульдозерный отвал 1, гидравлический кран 5, механизм для разработки грунта, состоящий из редуктора 8, режущего органа 7 с механизмом его подъема 6, прицепного устройства 9, предохранительного клапана 4 и механизма управления 3.

Рис. 54. Агрегат 2ПАРС

Самопогрузчик промысловый ПС-2,5 предназначен для механизированной погрузки, перевозки и разгрузки нефтепромысловых грузов размерами не более 41,82,4 м в условиях умеренного микроклиматического района по ГОСТ 16350-80.

Рис. 55. Самопогрузчик промысловый ПС-2,5

Агрегат для перевозки штанг АПШ-1,5 (где АПШ - агрегат для перевозки штанг; 1,5 - грузоподъемность устройства в т). Агрегат предназначен для механизированной погрузки, перевозки и разгрузки длинномерного технологического нефтепромыслового оборудования (глубинно-насосных штанг, насосно-компрессорных труб и т.д.), а также для перевозки строительных и др. длинномерных материалов в условиях умеренного макроклиматического района по ГОСТ 16350-80 при температуре окружающего воздуха от минус 40°С до плюс 40°С по всем видам дорог, рассчитанных на пропуск автомобилей с осевой нагрузкой 60 кН.

В состав агрегата входят:

1. Седельный тягач на базе УРАЛ 44202 и шасси полуприцепа;

2. Грузоподъемное устройство типа МГА-65 для погрузочно-разгрузочных работ;

3. Комплект захватных устройств и принадлежности для погрузки штанг;

4. Грузоподъемность, кг - от 5494 до 8100;

5. Подъемное устройство:

а) максимальная грузоподъемность, кг - 1500;

б) вылет стрелы, м - не менее 7,1;

6. Габаритные, размеры, м, не более:

длина - 17,1;

ширина - 2,5;

высота - 3,8;

7. Масса агрегата, кг - полная 23286;

8. Погрузка и разгрузка - двусторонняя.

Агрегат 3 АРОК-П (АРК-П) (рис. 56) предназначен для ремонта и обслуживания станков-качалок в нефтяной промышленности в условиях умеренного макроклиматического района.

Рис. 56. Агрегат 3 АРОК-П (АРК-П)

Установка передвижная АНР-1М предназначена для ремонта и профилактического обслуживания устьевого и наземного нефтегазопромыслового оборудования в условиях умеренного и холодного климатических районов.

Монтажной базой установки является шасси автомобиля КрАЗ-255Б или КрАЗ-260 повышенной проходимости. Установка представляет собой самоходную полевую мастерскую (СПМ), укомплектованную грузоподъемным краном и отапливаемым кузовом с естественной и принудительной вентиляцией (для перевозки ремонтной бригады из 78 чел.).

Агрегат для перевозки установок ЭЦН АТЭ-6М (рис. 57) смонтированный на шасси автомобиля КрАЗ-260Г или КАМАЗ-43101, предназначен для механизированной погрузки, разгрузки и перевозки оборудования установок ЭЦН, состоящих из погружного насоса и электродвигателя, кабельного барабана, электротрансформатора и станции управления. Для погрузки и разгрузки оборудования на платформу агрегата установлен гидравлический кран. Погрузка барабана с кабелем производится с помощью лебедки путем накатывания его по откидным трапам на качающуюся раму. Крепление барабана при транспортировке осуществляется растяжками. пластовый нефтепромысел насосный

Рис. 57. Агрегат АТЭ-6М: 1 - шасси; 2 - стойка; 3 - лебедка; 4 - искрогаситель; 5 - гидравлический кран; 6 - рама агрегата; 7 _ качающаяся рама; 8 - откидные трапы

Разгрузка кабельного барабана осуществляется путем его скатывания под действием собственного веса по качающейся раме с откидным трапом при наклоне качающейся рамы с помощью гидроцилиндров двойного действия.

Агрегат АЗА-3 (рис. 58) предназначен для механизированной установки винтовых и вертикальных закладных анкеров в прочных грунтах. При этом агрегат, кроме работ по заглублению-завинчиванию винтовых анкеров, извлечению винтовых анкеров обратным вращением, выполняет и бурение шурфов под закладные анкеры. Агрегат смонтирован на шасси автомобиля 1 высокой проходимости ЗИЛ-131А, включает в себя коробку отбора мощности 2, коробку передач 3.

Рис. 58. Агрегат АЗА-3: 4 - карданные валы; 5 - платформа для инструмента; 6 - угловой редуктор; 7 - верхний редуктор; 8 - мачта; 10 - инструмент винтовых анкеров и шнековых буров; 9 - вращатель

Агрегат для обслуживания подъемных установок 2АОП на базе грузового автомобиля УРАЛ-4320П предназначен для технического обслуживания и текущего ремонта подъемных установок, используемых при текущем и капитальном ремонте нефтяных и газовых скважин.

Агрегат АТЭ-95 предназначен для ремонта и технического обслуживания подъемного оборудования в нефтяной промышленности. Шасси - автомобиль «КАМАЗ-4310».

Агрегат маслозаправочный АМЗ-6.6-4310 предназначен для транспортирования топлива, жидких масел и проведения операций по опорожневанию и заправки маслом редукторов станков-качалок и другого оборудования.

Агрегат сервисного обслуживания электротехнического оборудования АСЭ-1 предназначен для комплексного обслуживания электротехнического оборудования на объектах нефтегазовой отрасли.

Агрегат со всеми сборочными единицами, деталями и принадлежностями монтируется на шасси автомобиля «КАМАЗ-43101».

Агрегат для обслуживания промысловых электроустановок АОЭ-01 создан на базе автомобиля УРАЛ-43103 для технического обслуживания и текущего ремонта промысловых электроустановок и сетей до 6 кВ.

Машина обслуживания электроцехов МОЭЦ-1 предназначена для обслуживания электроцехов в условиях умеренного микроклиматического района.

Трубовоз механизированный ТВМ (рис. 59) предназначен для длинномерных (до 12 м) грузов (труб, турбобуров и другого длинного сортимента) с механизированной погрузкой в условиях умеренного макроклиматического района по ГОСТ 16350-80 при температуре окружающего воздуха от -40°С до +40°С по всей сети дорог, рассчитанных на пропуск автомобилей с осевой нагрузкой 6 т, а также местности.

Рис. 59. Трубовоз ТВМ

Установки для перевозки и перемотки кабеля УНРКТ-2М и УПК-2000. Установка для намотки и размотки кабеля при спуске и подъеме УЭЦН на нефтяных скважинах УНРКТ-2М смонтирована на раме и имеет меньшие размеры и массу по сравнению с УПК-2000.

Предназначена для: намотки кабеля на барабан; размотки кабеля с барабана при спуско-подъемных операциях на эксплуатационной скважине.

Агрегат для ремонта водоводов АНРВ-1 предназначен для аварийного и планово-предупредительного ремонтов нефтепромысловых водоводов систем поддержания пластового давления и технического водоснабжения в полевых условиях.

Агрегат представляет собой самоходную мастерскую на автомобильном шасси КрАЗ-255Б, укомплектованную гидроприводным грузоподъемным краном, отапливаемым кузовом, автономной электроэнергетической установкой, электросварочным преобразователем, комплектом баллонов, аппаратуры и инструмента для газопламенной обработки.

Агрегат для обслуживания замерных установок АЗУ предназначен для технического обслуживания и текущего ремонта групповых замерных установок и дожимных насосных станций, а также другие подобных технологических установок.

5. Оборудование для сбора и подготовки нефти

Унифицированная схема нефтегазосбора приведена в приложении.

5.1 Трубопроводы

Трубы при добыче применяются для крепления стволов скважин и для образования каналов внутри скважин, подвески оборудования в скважине, прокладки трубопроводов по территории промысла.

Основные группы труб: 1 - насосно-компрессорные (НКТ); 2 - обсадные; 3 _ бурильные; 4 - для нефтепромысловых коммуникаций.

Насосно-компрессорные трубы. При всех способах эксплуатации скважин подъем жидкости и газа на поверхность происходит обычно по НКТ, которые применительно к способам эксплуатации еще называют фонтанными, компрессорными, насосными, подъемными или лифтовыми.

Насосно-компрессорные трубы используются также для различных технологических процессов (например, для солянокислых обработок пластов, разбуривания цементных пробок и т.д.).

В табл. 17 представлены основные размеры НКТ, предусмотренные существующими стандартами.

Таблица 17

Условный диаметр трубы, мм	27	33	42	48	60	73	89	102	114
Толщина стенки, мм	3	3,5	3,5	4,0	5,0	6,57,0	8,0	6,5	7,0

Отечественная промышленность выпускает НКТ диаметром 60, 73, 89, 114 мм и муфты к ним из стали группы прочности Д, К и Е, механические свойства которых приведены в табл. 18.

Таблица 18

Показатели	Группа прочности стали
	Д	К	Е
Временное сопротивление _в, МПа	655	687	699
Предел текучести _т, МПа: не менее	379	491	552
не более	552	-	758
Относительное удлинение, , % не менее	14,3	12,0	13,0

Обсадные трубы служат для крепления ствола скважины. По ГОСТ 632-80 отечественные обсадные трубы выпускаются следующих диаметров и толщины (см. табл. 19).

Таблица 19

, мм	114	127	140	146	168	178	194	219	245
, мм	5,210,2	5,610,2	6,210,5	6,59,5	7,312,2	5,915,0	5,210,2	7,615,1	7,915,9

273	299	324	340	351	377	406	426	473	508
7,116,5	8,514,8	8,514,8	8,415,4	9,012,0	9,012,0	9,516,7	10,0 12,0	11,1 16,1	11,1 16,1

Группа прочности стали Д, К, Е, Л, М, Т. Трубы маркируются клеймением и краской. При спуске в скважину обсадные трубы шаблонируют.

Обсадные трубы могут применяться вместо НКТ, например, при отборе 50007000 м³/сут. воды из скважин большого диаметра. Иногда для этого используют бурильные трубы.

Бурильные трубы приспособлены к длительному свинчиванию-раэвинчиванию. Промышленность выпускает бурильные трубы длиной 6±0,6; 8±0,6; 11,5±0,9 м, наружным диаметром 60, 73, 89, 102 мм. Трубы диаметром 114, 127, 140 и 168 мм выпускают длиной 11,5±0,9 м.

Бурильные трубы изготавливаются из той же стали, что и обсадные. Для уменьшения веса бурильной колонны применяют алюминиевые бурильные трубы (АБТ), изготавливаемые из сплава Д16. Применяются колонны гибких труб с наружным диаметром 2⁷/8” для бурения забойными двигателями.

Для нефтепромысловых коммуникаций используются электросварные, горячекатанные стальные трубы, пригодные по прочности и гидравлическому сопротивлению:

трубы стальные бесшовные, горячедеформированные - ГОСТ 8732-78, наружным диаметром от 20 до 550 мм, с толщиной стенок от 2,5 мм и более сталь 10; 10Г 2; 20, 12ХН 2А и др.);

трубы стальные сварные для магистральных газонефтепроводов - ГОСТ 20295_85, диаметром от 159 до 820 мм (сталь К34, К50, К60 и др.);

отремонтированные трубы нефтяного сортамента (НКТ, обсадные, бурильные);

для выкидных линий могут применяться гибкие непрерывные колонны труб диаметром до 2⁷/8”.

Трубопроводы системы сбора и подготовки нефти и газа предназначены для транспортировки продукции скважин от их устья до сдачи товарно-транспортным организациям, а также для перемещения ее в технологических установках, а трубопроводы системы ППД - для подачи сточных вод от УПВ до нагнетательных скважин. Выкидные линии, нефте- и газосборные коллекторы являются частью общей системы сбора и их общая протяженность достигает сотен километров только лишь по одному промыслу.

Трубопроводы классифицируются по следующим признакам.

По назначению: а) выкидные линии, транспортирующие продукцию скважины от ее устья до групповой замерной установки; б) нефтегазосборные коллекторы, расположенные от АГЗУ до ДНС; в) нефтесборные коллекторы, расположенные от ДНС до центрального пункта сбора (ЦПС); г) газосборные коллекторы, транспортирующие газ от пункта сепарации до компрессорной станции, обычно расположенной рядом с ЦПС.

По величине напора: а) высоконапорные (до 6,27 МПа); б) средненапорные (до 1,55 МПа); в) низконапорные (до 0,588 МПа) и г) безнапорные (самотечные).

По типу укладки: а) подземные; б) наземные; в) подвесные; г) подводные.

По гидравлической схеме: а) простые, не имеющие ответвлений; б) сложные, имеющие ответвления, к которым относятся также замкнутые (кольцевые) трубопроводы.

По характеру заполнения сечения: а) трубопроводы с полным заполнением сечения трубы жидкостью и б) трубопроводы с неполным заполнением сечения.

Полное заполнение сечения трубы жидкостью обычно бывает в напорных трубопроводах, а неполное заполнение может быть как в напорных, так и в безнапорных трубопроводах. С полным заполнением сечения жидкостью чаще бывают нефтепроводы, транспортирующих товарную нефть, т.е. без газа, и реже - выкидные линии, где имеет место высокое давление. Нефтесборные коллекторы обычно работают с неполным заполнением сечения трубы нефтью, т.е. верхняя часть сечения коллектора занята газом, выделившимся в процессе движения нефти.

Трубопроводы, по которым подается вода в нагнетательные скважины с целью поддержания пластового давления, подразделяются на следующие категории: подводящие, прокладываемые от УПВ до кустовых насосных станций (КНС); разводящие, прокладываемые от КНС до нагнетательных скважин.

Для нефтепромысловых коммуникаций используются трубы: стальные (сварные, горячекатанные, прерывные и на барабанах), комбинированные (футерованные, металло-пластмассовые), полимерные (стеклопластиковые и др.).

Диаметры всех трубопроводов определяются гидравлическими расчетами.

Трубопроводы проектируются и изготавливаются в соответствии с правилами, установленными Госгортехнадзором. Исключение составляют трубопроводы для пара, эксплуатируемые с Р_абс < 0,2 МПа, для воды с температурой до 120°С, временно устанавливаемые трубопроводы со сроком действия до 1 года и некоторые другие.

Расчет трубопроводов для системы сбора на механическую прочность сводится к определению толщины стенки, которая была бы минимальной, но в тоже время не допускала разрушения труб при эксплуатации.

Минимальная толщина стенки трубы рассчитывается по формуле:

, мм,

где Р_и - давление, при котором производится опрессовка труб, МПа; D_вн _ номинальный внутренний диаметр трубы, мм; _доп - допускаемое напряжение, принимаемое равным 0,9* (* - нормативное напряжение растяжения материала трубы, принимаемое по минимальному значению предела текучести); - коэффициент, учитывающий двухосное напряженное состояние труб, определяемый по формуле [6]

,

где - абсолютное значение напряжений определяемых по расчетным нагрузкам и воздействиям.

Для прямолинейных и упруго-изогнутых участков подземных и наземных трубопроводов при отсутствии продольных и поперечных перемещений, просадок и пучения грунта напряжения от воздействия температуры и внутреннего давления Р_вн.

,

- коэффициент линейного расширения ( = 1210^-6 1/°C);

E - модуль упругости металла, равный 2,110^-5 МПа;

t - температурный перепад, принимаемый положительным при нагревании.

Толщину труб следует принимать не менее 1/140 величины наружного диаметра труб и не менее 4 мм. Расчетная толщина стенки округляется в большую сторону до ближайшей в сортаменте труб.

5.2 Оборудование для замера продукции скважин

Для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины но наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважины или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций применяют блочные автоматизированные групповые замерные установки, в основном двух типов: «Спутник А» и «Спутник Б».

Примеры модификации установок первого типа: «Спутник А-16-14/400», «Спутник А- 25 -10/1500», «Спутник А-40-14/400».

В указанных шифрах первая цифра обозначает рабочее давление в кгс/см², на которое рассчитана установка, вторая - число подключенных к групповой установке скважин, третья - наибольший измеряемый дебит в м³/сут.

«Спутник А» состоит из двух блоков: замерно-переключающего блока, КИП и автоматики.

Принципиальная схема установки «Спутник А» приведена на рис. 60.

Рис. 60. Принципиальная схема автоматизированной групповой замерной установки «Спутник А»

Продукция скважин по выкидным линиям 1, последовательно проходя обратный клапан КО и задвижку ЗД, поступает в переключатель скважин типа ПСМ_1М, после которого по общему коллектору 2 через отсекатель ОКГ-4 попадает в сборный коллектор 3, подключенный к системе сбора.

В переключателе ПСМ-1М продукция одной из скважин через замерный отвод 4 с отсекателем ОКГ-3 направляется в двухъемкостный замерный гидроциклонный сепаратор ГС, где газ отделяется от жидкости. Газ по трубопроводу 5 проходит через поворотный затвор ЗП, смешивается с замеренной жидкостью и по трубопроводу 6 поступает в общий сборный коллектор 3.

Отделившаяся в верхней части газосепаратора ГС жидкость поступает в нижнюю емкость и накапливается в ней. По мере повышения уровня нефти поплавок П поднимается и по достижении верхнего заданного уровня воздействует на поворотный затвор, перекрывая газовую линию 5. Давление в сепараторе повышается и жидкость из сепаратора начинает вытесняться через счетчик расхода ТОР-1. При достижении жидкостью нижнего уровня ЗП открывает газовую линию, давление в сепараторе падает, и начинается новый цикл накопления жидкости в нижней емкости.

Измеряемый дебит скважины (в м³) фиксируется электромагнитным счетчиком блока управления. Сигналы на этот блок поступают от счетчика ТОР-1 [8].

Переключение скважин на замер осуществляется блоком управления периодически. Длительность замера определяется установкой реле времени. При срабатывании реле времени включается электродвигатель гидропривода ГП-1, и в системе гидравлического управления повышается давление. Гидроцилиндр переключателя ПСМ-1 под воздействием давления гидропривода ГП-1 перемещает поворотный патрубок переключателя, и на замер подключается следующая скважина.

Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий - дебита скважины, способов добычи, состояния разработки месторождения.

В установке «Спутник А» турбинный счетчик расхода одновременно служит сигнализатором периодического контроля подачи скважины. При отсутствии подачи скважины, поставленной на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики об отсутствии за определенный период сигналов от счетчиков ТОР-1.

Аварийная блокировка скважин в установке происходит при давлении в общем коллекторе выше допустимого. В этом случае датчик давления ДД, установленный на общем коллекторе, воздействует на клапан КСП-4, давление в системе гидравлического управления отсекателей ОКГ-З и ОКГ-4 падает, и они перекрывают трубопроводы 2 и 4.

Срабатывание отсекателей приводит к повышению давления в переключателе ПСМ-1 и выкидных линиях и к остановке скважин: фонтанных - за счет отсекателей, установленных на выкиде; механизированных - за счет отключения электропривода.

На установках типа «Спутник Б» принцип измерения продукции скважин тот же. Примеры обозначения их модификаций: «Спутник Б-40-14/400», «Спутник Б_40_24/400». Первая модификация рассчитана на подключение 14 скважин, вторая - 24.

В отличие от «Спутника А» в «Спутнике Б» предусмотрены: возможность раздельного сбора обводненной и не обводненной продукции скважин, определение содержания воды в ней, измерение количества газа, а также дозирование химических реагентов в поток нефти и прием резиновых шаров, запускаемых на скважинах для депарафинизации выкидных линий.

Для измерения количества продукции малодебитных скважин находят применение: установки типа БИУС-40; «Спутник АМК-40-8-7,5; АСМА; АСМА_СП_40-8-20; АСМА-Т; Микрон» и др.

Установки типа БИУС-40 (рис. 61) разработаны в четырех модификациях БИУС-40-50, БИУС-40-2-100, БИУС-40-3-100 и БИУС-40-4-100 для подключения собственно одной, двух, трех и четырех скважин.

Установка БИУС-40 состоит из технологического блока и блока управления.

Газожидкостная смесь по выкидному коллектору скважин и трубопроводу 11 поступает в сепарационную ёмкость 1, где происходит отделение газа от жидкости. Газ отводится в выходной трубопровод 9 и смешивается с жидкостью. Расход газа для замера газового фактора, определяется переносным дифманометром по диафрагме 4. При определенном уровне накопленной в сепараторе жидкости поплавок через систему рычагов перекрывает заслонку 3 на газовой линии и давление в сепараторе повышается. При достижении перепада давления между сепаратором и выходным трубопроводом, установленного регулятором расхода 15, клапан последнего открывается и жидкость под избыточным давлением продавливается через счетчик ТОР-1-150 16 в выходной трубопровод.

Рис. 61. Принципиальная схема установки БИУС-40

Регулятор расхода, независимо от дебита подключенной скважины, обеспечивает циклическое прохождение жидкости через счетчик с расходами, указанными в документации счетчика. При определенном нижнем уровне поплавок через систему рычагов открывает заслонку, давление в сепараторе снижается, клапан регулятора расхода перекрывает нефтяную линию и цикл повторяется. Счетчик ТОР-1-50 интегратором суммирует замеренные сливаемые порции жидкости и преобразовывает их объёмы в электрический сигнал, регистрируемый в счетчике блока управления. При повышении или понижении допустимого давления на установке электро-контактный манометр 14 с блоком управления формирует аварийный сигнал, загорается лампочка в блоке управления, и при наличии КП телемеханики сигнал может передаваться в диспетчерский пульт. Предохранительный клапан 2 не допускает превышение рабочего давления внутри емкости. Обогреватель 8 и вентилятор 10 обеспечивают в зимнее время нормальную работу установки. Перегородка 5 и сетка 17 защищает турбинку счетчика от инородных тел. Инородные тела и парафин, накопленные в грязевом отсеке, периодически сбрасываются через задвижку 6 в выходной трубопровод. Решетка 18 служит для очистки газа от капельной жидкости. При необходимости отключения установки продукция скважины направляется по байпасу закрытием задвижек 13 и 7 и открытием задвижки 12.

В настоящее время выпускается более 10 модификаций замерных установок типа «Спутник».

5.3 Оборудование для отделения нефти от газа и свободной воды

В процессе подъема жидкости из скважин и транспорта ее до центрального пункта сбора и подготовки нефти, газа и воды постепенно снижается давление и из нефти выделяется газ. Объем выделившегося газа по мере снижения давления в системе увеличивается и обычно в несколько десятков раз превышает объем жидкости. Поэтому при низких давлениях их совместное хранение, а иногда и сбор становятся нецелесообразными. Приходиться осуществлять их раздельный сбор и хранение.

Процесс отделения газа от нефти называется сепарацией. Аппарат, в котором происходит отделение газа от продукции нефтяных скважин, называют газосепаратором.

В современных системах сбора нефти и газа газосепараторами оснащаются все блочные автоматизированные групповые замерные установки (за исключением установок, оснащенных массовыми расходомерами), дожимные насосные станции и центральные пункты сбора и подготовки нефти, газа и воды.

На блочных автоматизированных замерных установках отделение газа от нефти осуществляется только с целью раздельного измерения дебита скважин по жидкости и газу. После измерения нефть и газ снова смешиваются и подаются в общий нефтегазовый коллектор.

Часто отвод свободного газа от нефти осуществляется в нескольких местах. Каждый пункт вывода отсепарированного газа называется ступенью сепарации газа.

Многоступенчатая сепарация применяется для постепенного отвода свободного газа по мере снижения давления. Она применяется при высоких давлениях на устье скважин.

Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в газосепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа. Этот газ может транспортироваться на большие расстояния под собственным давлением.

Из сепаратора высокого давления нефть поступает в сепаратор среднего и низкого давления для окончательного отделения от газа.

Сепарация газа от нефти может происходить под влиянием гравитационных, инерционных сил и за счет селективной смачиваемости нефти. В зависимости от этого и различают гравитационную, инерционную и пленочную сепарации, а газосепараторы - гравитационные, гидроциклонные и жалюзийные.

Гравитационная сепарация осуществляется вследствие разности плотностей жидкости и газа, т.е. под действием их силы тяжести. Газосепараторы, работающие на этом принципе, называются гравитационными.

Инерционная сепарация происходит при резких поворотах газонефтяного потока. В результате этого жидкость, как более инерционная, продолжает двигаться по прямой, а газ меняет свое направление. В результате происходит их разделение. На этом принципе построена работа гидроциклонного газосепаратора, осуществляемая подачей газонефтяной смеси в циклонную головку, в которой жидкость отбрасывается к внутренней поверхности и затем стекает вниз в нефтяное пространство газосепаратора, а газ двигается по центру циклона.

Пленочная сепарация основана на явлении селективного смачивания жидкости на металлической поверхности. При прохождении потока газа с некоторым содержанием нефти через жалюзийные насадки (каплеуловители) капли нефти, соприкасаясь с металлической поверхностью, смачивают ее и образуют на ней сплошную жидкостную пленку. Жидкость на этой пленке держится достаточно хорошо и при достижении определенной толщины начинает непрерывно стекать вниз. Это явление называется эффектом пленочной сепарации. Жалюзийные сепараторы работают на этом принципе.

Наибольшее распространение на нефтяных месторождениях получили горизонтальные сепараторы, характеризующие повышенной пропускной способностью при одном и том же объеме аппарата, лучшим качеством сепарации, простотой обслуживания и осмотра по сравнению с вертикальными.

В настоящее время выпускаются двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и типа УБС. Наряду с двухфазными организовано производство трехфазных сепараторов, которые, помимо отделения газа от нефти, служат также для отделения и сброса свободной воды. К трехфазным сепараторам относятся установки типа УПС. Перечисленные сепарационные установки служат в качестве технологического оборудования центральных пунктов сбора и подготовки нефти, газа и воды (ЦППН).

В тех случаях, когда на месторождении или группе месторождений пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до ЦППН, применяются сепарационные установки с насосной откачкой или дожимные насосные станции (ДНС).

Сепараторы типа НГС предназначены для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующей ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени.

Выпускается нормальный ряд сепараторов НГС с пропускной способностью по жидкости 200030000 т/сут.

В табл. 20. приведены основные технические данные сепарационных установок типа НГС.

Сепаратор типа НГС (рис.62) состоит из горизонтальной емкости 1, оснащенной патрубками для входа продукции 2, для выхода нефти 10 и газа 7. Внутри емкости непосредственно у патрубка для входа нефтегазовой смеси смонтированы распределительное устройство 3 и наклонные желоба (дефлекторы) 4 и 5. Возле патрубка, через который осуществляется выход газа, установлены горизонтальный 8 и вертикальный 6 сетчатые отбойники. Кроме того, аппарат снабжен штуцерами и муфтами для монтажа приборов сигнализации и автоматического регулирования режима работы.

Газонефтяная смесь поступает в аппарат через входной патрубок 3, изменяет свое направление на 90°, и при помощи распределительного устройства нефть вместе с остаточным газом направляется сначала в верхние наклонные желоба 4, а затем в нижние 5. Отделившийся из нефти газ проходит сначала вертикальный каплеотбойник 6, а затем горизонтальный 8. Эти каплеотбойники осуществляют тонкую очистку газа от капельной жидкости (эффективность свыше 99%), что позволяет отказаться от установки дополнительного сепаратора газа. Выделившийся в сепараторе газ через патрубок 7, задвижку и регулирующий клапан (на рис.62 не показаны) поступает в газосборную сеть.

Таблица 20

Установка	Наибольшая пропускная способность по нефти, т/сут	Наибольшая пропускная способность по газу, тыс. м³/сут
НГС6-1400 НГС16-1400 НГС25-1400 НГС40-1400 НГС64-1400	2000	150 260 330 420 560
НГС6-1600 НГС16-1600 НГС25-1600 НГС40-1600 НГС64-1600	5000	340 590 750 960 1260
НГС6-2200 НГС16-2200 НГС25-2200 НГС40-2200 НГС64-2200	10000	600 1000 1300 1700 2200
НГС6-2600 НГС16-2600 НГС25-2600 НГС40-2600	20000	1000 1800 2300 3000
НГС6-3000 НГС16-3000 НГС25-3000 НГС40-3000	30000	1500 2700 3400 4400

В указанных цифрах первая цифра обозначает рабочее давление, вторая цифра - диаметр сепаратора (в мм).

Рис. 62. Нефтегазовый сепаратор типа НГС

Отсепарированная нефть, скопившаяся в нижней секции сбора жидкости сепаратора, через выходной патрубок 10 направляется на следующую ступень сепарации или, в случае использования аппарата на последней ступени, в резервуар. Для устранения возможности воронкообразования и попадания газа в выкидную линию над патрубком выхода нефти устанавливается диск 9.

Комплекс приборов и средств автоматизации обеспечивает:

автоматическое регулирование рабочего уровня нефтегазовой смеси в сепараторе;

автоматическую защиту установки (прекращения подачи нефтегазовой смеси в сепаратор) при:

а) аварийном повышении давления в сепараторе;

б) аварийно-высоком уровне жидкости в сепараторе;

сигнализацию в блок управления об аварийных режимах работы установки.

Сепаратор нефтегазовый НГС по ГП 805 предназначен для сепарации газонефтяной смеси на первой, промежуточной и концевой ступенях в системах сборов и установках подготовки нефти.

Техническая характеристика

Объем аппарата, м³ 6,3; 12,3; 25; 50; 100; 150

Производительность по нефти, м³/сут,

не более 20000

Рабочее давление, МПа 0,4; 0,8; 1,4; 2,2; 3,6

Содержание капельной жидкости

в потоке газа на выходе, г/м³ не более 0,1

Содержание свободного газа в

нефти на выходе, % об. 1

Масса, кг, не более 93000

Сепаратор НГС по ГП 805 разработан взамен НГС по ГП 496 и имеет следующие преимущества (на примере аппарата V = 100 м³):

Таблица 21

Показатели

НГС по ГП 496

НГС по ГП 805

Производительность по нефти, м³/сут

Объем аппарата, м³

Производительность по газу, м³/сут, Р=0,7 МПа

Содержание капельной жидкости в потоке газа на выходе, г/м³

10000

100 1000000

12000

100 1500000

0,1

Сепараторы центробежные вертикальные СЦВ-500М, СЦВ-1000М (А.С. 787065, 986461) предназначены для окончательной очистки газа от капельной жидкости после газонефтяных сепараторов.

Сравнительная характеристика сепараторов СЦВ-1000/16 и НГС при использовании его в качестве газосепаратора.

Таблица 22

Показатели

НГС-1-16-3000 по ГП 496

СЦВ-1000/16

Производительность по газу, млн. м³/сут

Рабочее давление, МПа

Объем аппарата, м³

Масса, кг

Степень очистки газа, г/м³

2,5

1,6

100 31000

0,5

2,5

1,6

3 2500

0,05

Установки блочные сепарационные УБС-3000/6; УБС-1500/6; УБС-1500/14; УБС-6300/6; УБС-6300/14; УБС-16000/6; УБС-10000/6 обычно состоят из технологической емкости, каплеотбойника, депульсатора, технологической обвязки трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры и системы автоматизации (рис. 63, табл. 23).

Таблица 23

Шифр установки	Условный проход, мм
	Д_у1	Д_у2	Д_у3	Д_у4	Д_у5	Д_у6	Д_у7	Д_у8
УБС-1500/6 УБС-1500/14 УБС-6300/6 УБС-6300/14 УБС-10000/6 УБС-10000/ 14 УБС-16000/6 УБС-16000/14	500 500 500 500 600 600 600 600	500 500 500 500 700 700 700 700	125 125 200 200 300 300 300 300	150 150 250 250 300 300 300 300	50 50 80 100 100 150 100 150	150 150 250 250 300 300 300 300	250 250 400 400 400 400 500 500	80 80 150 150 150 150 150 150

Рис. 63. Принципиальная схема сепарационной блочной установки: 1 - нефтегазовая смесь; 2 - газ; 3 - нефть; 4 - дренаж; 5 - пар; - депульсатор; - каплеотбойник; - технологическая емкость

Технологическая емкость, депульсатор, каплеотбойник с устройством предварительного отбора газа системой обвязки трубопроводами и запорно-регулирующей арматуры объединены в сепарационный блок. Для обслуживания установки предусмотрена площадка.

Работа установки основана на предварительном отборе газа из газонефтяной смеси в депульсаторе I, окончательном разгазировании в технологической емкости III и окончательной очистке газа от капельной жидкости в каплеотбойнике II. Газонефтяная смесь от скважин поступает в депульсатор I, где происходит разделение расслоившихся в подводящем трубопроводе нефти и газа. Отделившийся газ отводится в каплеотбойник II, а нефть поступает в технологическую емкость III. В каплеотбойнике газ проходит через струнные отбойники, очищается от капельной нефти и через регулятор давления направляется в газопровод. Собранная в каплеотбойнике жидкость стекает по патрубкам в технологическую емкость. Из последней нефть проходит через две перегородки из просечно-вытяжных листов, способствующих вытеснению промежуточного слоя между пузырьками газа, их коалесценции и отделению остаточного газа от нефти. Окончательно отсепарированная нефть направляется через выходной патрубок и регулятор уровня жидкости в нефтепровод.

При необходимости подачи газа из депульсатора в каплеотбойник через газовое пространство технологической емкости на газовой линии между каплеотбойником и депульсатором предусмотрена задвижка, а между депульсатором и технологической емкостью - газопровод.

Технологический процесс на установке полностью автоматизирован и обеспечивает:

- автоматическое регулирование давления и уровня нефти в технологической емкости;

- сигнализацию предельных значений давления верхнего и нижнего уровней нефти в технологической емкости;

- местный контроль уровня температуры нефти и давления в технологической емкости;

- выдачу сигнала на автоматическое закрытие приемной линии установки при достижении верхнего предельного уровня нефти;

- формирование общего аварийного сигнала на диспетчерский пункт.

Сепарационные установки с предварительным сбросом воды типа УПС предназначены для отделения газа от обводненной нефти и сброса свободной пластовой воды с одновременным учетом количества обезвоженной нефти и воды, выходящих из аппарата. Выпускаются установки типа УПС на рабочее давление 0,6 МПа следующих модификаций: УПС-3000/6М, УПС-А-3000/6, УПС-6300/6М и УПС-10000/6М. Одновременно разработаны все модификации УПС и на рабочее давление 1,6 МПа.

В шифре установок приняты следующие обозначения: УПС - установка с предварительным сбросом воды; А - в антикоррозионном исполнении; первая цифра после букв - пропускная способность по жидкости (м³/сут); вторая цифра - допустимое рабочее давление; М - модернизированная.

Автоматизированные установки выполнены в моноблоке и состоят из следующих основных частей: блока сепарации и сброса воды, запорно-регулирующей арматуры, системы контроля и управления (рис. 64).

Блок сепарации и сброса воды глухой сферической перегородкой разделен на два отсека - сепарационный А и отстойный Б. Каждый отсек имеет люк-лаз, предохранительный клапан и дренажные штуцеры.

В сепарационном отсеке для более полной сепарации и предотвращения пенообразования предусмотрена нефтеразливная полка 2. Для равномерного потока в параллельно работающих установках в сепарационных и отстойных отсеках имеются штуцеры для сообщения их по жидкости (в нижней части) и газу (в верхней части).

Рис. 64. Принципиальная схема установок типа УПС-8000 и УПС-6300

В отстойном отсеке для более полного использования объема емкости имеются распределитель 3 жидкости на входе, перфорированная труба со штуцером для вывода воды 8 и два штуцера 5 и 6 для вывода нефти. Расположение штуцеров для вывода нефти позволяет осуществлять, работу установок в режимах полного и неполного заполнения. На установке УПС-6300 применяется выносной каплеотбойник 4, устанавливаемый над отстойной секцией.

Работа установки происходит следующим образом. Продукция скважин поступает в сепарационный отсек А по соплу 1 и нефтеразливной полке 2, где происходит отделение газа от жидкостной фазы. Отделившийся нефтяной газ через регулятор уровня, отводится в отсек Б, откуда через каплеотбойник 4 и регулятор давления - в газовый коллектор.

В случае применения установки на I ступени сепарации предусматривается узел предварительного отбора газа (депульсатор). При использовании установки на II ступени сепарации монтаж узла предварительного отбора газа не требуется.

Водонефтяная эмульсия из отсека А передавливается в отсек Б под действием давления газа. Допустимый перепад давления между отсеками Б и А не более 0,2 МПа (в зависимости от длины каплеобразователя между отсеками).

Водоняфтяная эмульсия поступает в отстойный отсек Б через входной распределитель 3. При этом основная часть струй, вытекающих из распределителя, движется радиально, а меньшая часть - в направлении ближайшего эллиптического днища аппарата. Доходя до стенок аппарата, и теряя кинетическую энергию, струи эмульсии отражаться и принимают горизонтальное направление вдоль аппарата. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод 8. Предварительно обезвоженная нефть выводится через штуцеры 5 и 6, связанные с перфорированной трубой 7, расположенной в верхней части емкости.

Система контроля и у правления должна осуществлять:

- регулировавшие уровня «нефть-газ» на уровне 2400 мм;

- регулирование уровня «нефть-вода» на уровне 900 мм;

- регулирование давления в технологической емкости;

- измерение количества предварительно обезвоженной нефти;

- измерение количества сбрасываемой воды;

- измерение количества оборотной воды;

- сигнализацию достижения заданных значений давления и предельного уровня нефти в емкости;

- аварийную отсечку по входу продукта при достижении уровня нефти в аппарате 2600 мм и заданном давлении;

- измерение давления и температуры.

При работе в режиме полного заполнения не осуществляется регулирования уровня «нефть-газ» и сигнализация аварийного уровня, предварительно обезвоженная нефть отводится через верхний щтуцер 5, связанный с перфорированной трубой, а штуцер 6 закрывается.

Сепарационные блочные установки с насосной откачкой предназначены для сепарации нефти от газа и подачи от сепарированной нефти под напором насосов на объекты подготовки нефти в системах герметизированного сбора и подготовки нефти, газа и воды.

Установки в основном состоят из сепарационного блока, блока коллектора, блока измерения и регулирования, комплекса системы автоматизации, межблочной обвязки коммуникаций, укрытия и площадок обслуживания. В качестве сепараторов приняты сепараторы соответствующей производительности и рабочих давлений. Работа установки основана на предварительном отборе газа из газонефтяной смеси в депульсаторе, окончательном разгазировании в технологической емкости и подаче нефти под напором насосов на объекты подготовки нефти.

В табл. 24 приведены основные технические данные трех типов сепарационных установок. Первые два типа установок включают два насосных блока и третий тип - три насосных блока. Отделившийся газ отводится в каплеотбойник, где разделяется на два потока и, проходя через два сетчатых отбойника, очищается от капельной нефти и направляется в газопровод.

Дожимные насосные станции КДНС-1000БТ и ДНС-5000БТ предназначены для герметизированного сбора и сепарации продукции скважин, частичного обезвоживания нефти и транспортировки ее до установок подготовки нефти, очистки воды и закачки ее в пласт.

Новые ДНС позволяют использовать малолюдную технологию на вновь осваиваемых месторождениях; в несколько раз снизить площади застройки, занимаемые ДНС; снизить энергоемкость и металлоемкость при добыче одной тонны нефти.

Система автоматического управления новых ДНС с использованием микропроцессорной техники позволяет вести сбор, обработку, отображение, регистрацию технологических параметров, выдачу команд управления исполнительным органам оборудования, автоматическое включение резервного питания, оптимизацию технологических режимов, обмен информацией и принятие команд с верхнего иерархического уровня.

Таблица 24 Технические характеристики сепарационных блочных установок типа УБСН

Показатели	УБСН-400-1,6/4	УБСН-1600-1,6/4	УБСН-6300-1,6/4
Температура окружающей среды, К (С)	233313 (-40+40)
Максимальная производительность по сырью, м³/с (м³/сут)	0,0092 (800)	0,018 (1600)	0,036 (3150)
Максимальное рабочее давление нагнетания, МПа	4,0
Рабочая среда:	сырая нефть
максимальная температура, К (С)	323 (50)
кинетическая вязкость, м²/с (сСт)	0,00015 (150)
плотность, кг/м³	750900
Максимальное содержание в рабочей среде (объемных), %: сероводорода углекислого газа	0,01 1
Максимальный газовый фактор при нормальных условиях, м³/м³	200
Максимальный унос свободного газа нефтью (объемных), %	2
Максимальный унос капельной нефти газом, м³/м³	0,110^-6
Максимальная потребляемая мощность силовым электрооборудованием, кВт	132	200	315
Режим работы	непрерывный
Объем технологической емкости, м³	10	40	40
Габариты, мм	1609013510 4748	2176514450 6148	2201015106 6880
Масса, кг, не более	26600	44500	61000

Кустовая дожимная насосная станция КДНС-1000БТ, номинальной производительностью 1000 м³/сутки по жидкости, предназначена для размещения непосредственно на кусте нефтяных скважин, либо на отдельных небольших нефтяных месторождениях.

Дожимная насосная станция ДНС-5000БТ, номинальной производительностью 5000 м³/сутки по жидкости, предназначена для размещения в системе сбора крупных и средних месторождений.

Технологический процесс и оборудование в схеме ДНС-5000БТ разработаны на основе эксплуатации и проектирования ДНС на месторождениях Урало-Поволжья и Западной Сибири.

Таблица 25 Технические характеристики КДНС-1000БТ и ДНС-5000БТ

№	Параметры	Единицы измерения	Величина
			КДНС-1000БТ	ДНС-5000БТ
1.	Производительность: по жидкости по газу по закачке воды	м³/сут. тыс. м³/сут. м³/сут.	1000 250 1800	5000 1000 10800
2.	Содержание на выходе: воды в нефти не более мехпримесей и нефти в воде, не более капельной жидкости в газе, не более	% мг/л г/м³	10 30 0,1	10 30 0,1
3.	Давление на выходе не более	МПа	1,4	1,4

Таблица 26 Состав основного оборудования КДНС-1000БТ и ДНС-5000БТ

№

КДНС-1000БТ

№

ДНС-5000БТ

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7. Сепаратор-депульсатор вертикальный объемом 6,3 м³

Аппарат совместной подготовки нефти и воды объемом 40 м³

Насосы погружные центробежные для откачки нефти:

УЭЦН-6-1000-750

для откачки воды:

УЭЦН-16-2000-1400

Узлы учета нефти, газа и воды

Буферная емкость объемом 6,3 м³

Дренажная емкость

Регулирующая и запорная арматура

Система автоматического управления

1.

2.

3.

4.

5.

6.

7.

8.

9.

10.

11.

12.

Нефтегазовый сепаратор НГСВ объемом 100 м³

Сепаратор-каплеуловитель СДВ-1000/16

Гидроциклоны «Буран»

Отстойник очистки воды ОВ-0,6-100

Насосы нефтяные ЦНС-300-240 3шт.

Насосы водяные ЦНС-180-1900 4 шт.

Узел учета нефти, газа, воды