Напорный нефтепровод
Cтраница 3
 |
Схема оборудования СОЖГФ-200. [31] |
Очищенную таким образом сточную воду отводят в систему ППД, поддерживая гидрозатвором 5 поверхность раздела нефть-вода в будите. Самообновление жидкостного гидрофобного фильтра ( ЖГФ) достигается непрерывным отводом уловленной нефти с гидрофобными твердыми взвешенными частицами ( ТВЧ) из булита по коллектору 4 в накопительную емкость для последующей откачки в напорный нефтепровод. [32]
Работа НББ при перекачивании газожидкостной смеси осуществляется следующим образом: при движении поршня ( всасывающий ход) через всасывающий клапан ( или впускной для воды) и впускной для газа под давлением подпора в освобожденный поршнем объем поступает соответственно вода ( расход воды определяется в зависимости от осуществляемой технологии и составляет не менее 5 % от фактической подачи насоса) и нефтегазовая смесь. К концу хода поршня ( нагнетательный ход) давление в рабочей полости повышается до давления нагнетания, после незначительного превышения над которым открывается нагнетательный клапан и газожидкостная смесь вытесняется в кольцевой канал и дальше в напорный нефтепровод. [33]
Нефть от групповых установок поступает в буферные емкости ДНС. В буферных емкостях поддерживается давление 0 6 МПа, обеспечивающее необходимый при перекачке газированной нефти подпор на приеме перекачивающих насосов. Нефть подается насосами по напорному нефтепроводу в пункт назначения. В блочных помещениях размещаются также насосы для откачки нефти, появляющейся при утечках через сальники насосов и предохранительные клапаны. Отсепарированный газ после буферной емкости направляется в газосборную систему. Технологический процесс перекачки нефти автоматизирован. [34]
С 1997 г. АНК Башнефть начинает осваивать нефтяные месторождения Западной Сибири. В 1998 г. было создано НГДУ Вашсибнефть ( десятый филиал компании) в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского АО Тюменской области. В 2001 г. был построен напорный нефтепровод, связывающий НГДУ Башсибнефть с резервуарным парком АК Транснефть. НГДУ Башсибнефть продолжает осваивать новые продуктовые объекты. [35]
С 1997 г. АНК Башнефть начинает осваивать нефтяные месторождения Западной Сибири. В 1998 г. было создано НГДУ Башсибнефть ( десятый филиал компании) в Нижневартовском районе Ханты-Мансийского АО Тюменской области. В 2001 г. был построен напорный нефтепровод, связывающий НГДУ Башсибнефть с резервуарным парком АК Транснефть. НГДУ Башсибнефть продолжает осваивать новые продуктовые объекты. [36]
Анализ отказов напорных нефтепроводов системы нефтесбора в НГДУ Иркеннефть показывает, что 27 % от всех отказов приходится на внутреннюю коррозию. Дня защиты нефтепроводов от внутренней коррозии в НГДУ Иркеннефть широко применяются реагенты типа Амфикор и Реапон. Показано, что одним из путей повышения эффективности применяемых реагентов является применение устройств для ввода реагентов, где ввод осуществляется под воздействием акустических колебаний, которые обеспечивают высокую степень дисперсности вводимого реагента и равномерное распределение их в объеме перекачиваемой жидкости, тем самым обеспечивая высокую степень защиты напорных нефтепроводов от внутренней коррозии. [37]
Последнее можно объяснить пульсирующим характером транспорта добываемой продукции. При изменении условий добычи нефти, связанном со снижением дебита скважин, возрастает коррозионная активность во-донефтяной эмульсии, в том числе за счет редуцирования серы сульфатвосстанавли-вающими бактериями. При этом может резко возрасти скорость канавочлой коррозии с соответствующим увеличением количества порывов нефтепроводов. На рис. 3 приведено распределение отказов межпромыслового напорного нефтепровода за период 2000 г. - начало 2001 г. Как видно из приведенного графика, количество порывов существенно увеличилось в 2001 г., что может быть объяснено вышеизложенным. Следует отметить, что срок эксплуатации ряда труб составил менее года. [38]
 |
Принципиальная технологическая схема установки БН. [39] |
Малый отсек / технологической емкости отделен от основного отсека / / перегородками. Малый отсек служит для задержания механических примесей, пены. В нем поддерживается также некоторый уровень жидкости, куда погружается нижний патрубок гидроциклонного сепаратора. Большой отсек технологической емкости служит основным буфером перед насосами. Нефть из этого отсека через приемный патрубок насосами 7 откачивается в напорный нефтепровод. Для замера производительности установки по газу в коллекторе выхода газа устанавливается камерная диафрагма. [40]
Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется. Затем нефть подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением до 0 6 МПа через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. Количество перекачиваемой нефти замеряется камерной диафрагмой. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией. [41]
Страницы: 1 2 3