Термин «ДНС. Установка предварительного сброса пластовой воды (упсв), дожимная насосная станция (днс) Дожимная насосная станция

Действующая система сбора, сепарации нефти

В настоящее время действующая система сбора, сепарации нефти отличается от проектной по количеству ДНС и по выполняемым функциям. В эксплуатации находятся ДНС: 1; 2; 3,3Р; 4; 5; 10 и ВПНН Икилорской площади. На ДНС - 2; 3,3Р; ДНС - 4 УПСВ; ДНС - 5 УПСВ, ДНС-10 УПСВ и ВПНН «Икилор» осуществляется I и II ступень сепарации нефти от газа, оперативный цеховой учёт добываемой продукции. Предварительный сброс пластовой воды осуществляется на УПСВ ДНС-1, ДНС-4, ДНС-5 с 2005г, ДНС-10 УПСВ с 2008г. Сброс воды осуществляется без дополнительного подогрева с применением деэмульсатора ХПД-002 (удельный расход 39 г/т нефти). Остаточная обводнённость нефти составляет 5%.

Попутный нефтяной газ (ПНГ) первой ступени сепарации в большей его части бескомпрессорным способом транспортируется по системе внутрипромысловых газопроводов на Когалымскую ГКС. Остальная часть газа используется на технологические топливные и нетопливные нужды. От Когалымской ГКС объединённый поток газа Южно-Ягунской, Тевлинской, Дружнинской группы месторождений транспортируется на ГПЗ УППНГ ТПП «Лангепаснефтегаз». Продукция скважин ЦДНГ-1 и 2, ДНС-3; 4 и 5 поступает на ЦПС, проходит двухступенчатую сепарацию и полную подготовку нефти в ЕТБ-1;2. Предварительный сброс воды продукции с ВППН «Икилор», ДНС-2 и ДНС-10 осуществляется на УПСВ ДНС-1, после чего поступает на ЦПС. ПНГ низких ступеней сепарации (II, III, IV ступень) от ЕТБ-1 и 2, УПСВ ДНС-1 подается на ВКС при ЦПС и транспортируется на Когалымскую ГКС.

Товарная нефть, прошедшая полную подготовку на ЦПС транспортируется через СИКГ-540 в магистральный трубопровод «Холмогоры - Западный Сургут».

Обводнённость продукции, поступающей на ДНС, составляет:

ДНС-1 УПСВ(ЦППН) - 74.7 %

ДНС-2 (ЦДНГ-2) - 80.6 %

ДНС-3 (ЦДНГ-3) - 84.9 %

ДНС-4 УПСВ (ЦДНГ-4) 93.9 %

ДНС-5 УПСВ (ЦДНГ-5) 93.6 %

ДНС-10 УПСВ - 93.3 %

Жидкость после первой ступени сепарации с ВПНН «Икилор» вместе с продукцией ДНС-2 транспортируется по трубопроводу Ш273мм на УПСВ ДНС-1 для предварительного обезвоживания. После предварительного сброса воды продукция ДНС-1 перекачивается на ЦПС для полной подготовки совместно с продукцией ДНС-3,4,5. Принципиальная схема Южно-Ягунского месторождения представлена на рисунке 1.

Рис. 1

Обводненная нефть с ЦДНГ-2 и ВПНН Икилор поступает на устройство предварительного отбора газа (УПОГ) ДНС-2. Устройство предварительного отбора газа предназначено для расслоения и усреднения потока газожидкостной смеси (ГЖС) за счет увеличения диаметра и уменьшения скорости движения потока. При этой скорости начинают происходить процессы расслоение ГЖС на нефть и воду и «сглаживаются» влияние пульсаций давления со сборных коллекторов промыслов. Выделившийся в УПОГ газ собирается вдоль верхней образующей УПОГ и отбирается через газоотводящее устройство.

Газонефтяная смесь поступает в сепараторы I, II ступени для отделения газа от жидкой продукции скважин.

Газ с УПОГ и сепаратора I ступени поступает в газосепаратор, для очистки от жидкости, откуда большая транспортируется на газокомпрессорную станцию. Остальная часть газа используется на технологические топливные и не топливные нужды.

Частично разгазированная продукция ДНС-2 с насосной внешней откачки через оперативный узел учета нефти транспортируется на ДНС-1 УПСВ для предварительного сброса воды.

В случае аварийной ситуации сырая нефть может быть подана в аварийный резервуар.

Принципиальная технологическая схема ДНС-2, ДНС-3 приведена на рисунке 2,3.

Рис. 2

Условные обозначения:

I - Продукция скважин; II - газ на КС; III - газ на котельную; IV - газ на факел/газ на ВКС; V - нефть на ДНС-1 УПСВ Южно-Ягунского месторождения

Рис. 3

Условные обозначения:

1 - УПОГ; 2 - сепаратор первой ступени; 3 - газосепаратор; 4 - сепаратор второй ступени; 5 -аварийный резервуар; 6 - насос откачки нефти; 7- оперативный узел учета нефти.

I - Продукция скважин; II - газ на КС; III - газ на факел; IV - нефть на ЦПС Южно-Ягунского месторождения

Предварительный сброс воды на УПСВ

Эффективное и более глубокое обезвоживание нефти на ДНС УПСВ возможно при сохранении баланса между поступающими объёмами добываемой жидкости и производительностью (пропускной способностью) установленного технологического оборудования по сепарации, обезвоживанию нефти и очистке воды.

Не менее важным фактором является наличие в самих аппаратах соответствующей оснастки для ведения эффективной сепарации и обезвоживания нефти. В таблице 1 дана сравнительная оценка фактической загрузки и пропускной способности установленного сепарационно-отстойного оборудования. Данные по фактической загрузке по жидкости взяты за март 2012г.

Обезвоживание нефти производится на УПСВ ДНС-1,4,5,10. На ДНС-2,3 не производится сброс пластовой воды. По состоянию технологической схемы подготовки и перекачки нефти на сегодняшний день производится повторное обезвоживание продукции ДНС-2,10,4,5. Это вызывает повышенный расход деэмульгатора и нерациональное использование оборудования, как сепарационного, так и насосного.

Согласно таблице 1 загрузка сепарационного блока ДНС-3 превышает проектную и составляет 135%. ДНС-2 по сепарационно-насосному блоку загружен на 111%. Согласно рекомендуемому варианту разработки месторождения, в районе ДНС-2,3 ожидается поддержание уровня добычи продукции за счет вновь вводимых кустов скважин. Кроме того проведено сравнение загруженности оборудования на перспективу до 2021г. Результаты анализа в динамике даны на рисунке 4,5.

Рис. 4

Рис. 5

По рисунку 4 динамика добычи жидкости ДНС-2 превышает проектную мощность ДНС на весь период до 2021г. Необходимо предусмотреть комплекс мероприятий для наращивания мощности ДНС-2.

Согласно таблице 1 и рисунку 5 загруженность сепарационного блока ДНС-3 превышает проектную мощность в настоящее время и сохраняется в перспективе развития разработки месторождения в районе нефтесбора ДНС. Здесь предусматривается наращивание фонда добывающих и нагнетательных скважин, обустройство новых кустовых площадок, строительство новых и реконструкция эксплуатируемых нефтесборных трубопроводов для увеличения пропускной способности.

Согласно расчётной динамике добычи жидкости на 2011-2021г эксплуатируемый напорный нефтепровод Ш273мм по своей максимальной производительности 2.4 млн. м3/год не обеспечит совместную транспортировку на ДНС-1 УПСВ ожидаемых объёмов добычи продукции 3 млн. м3/год с ВПНН «Икилор» и ДНС-2.

Согласно рисунку 5, в связи с сохранением объемов добычи продукции в районе нефтесбора ДНС-3, необходима её реконструкция: строительство УПСВ. При выполнении данных рекомендаций ликвидируется необходимость обратной подачи подтоварной воды с ЦПС на КНС-3 (ДНС-3), снизится потребление электроэнергии на транспортировку воды с ЦПС. Потребность воды для закачки в пласты с целью поддержания пластового давления обеспечивается сбрасываемой водой на ДНС-3, подачей попутной воды с ДНС-4УПСВ и добычей сеноманской воды.

Согласно динамике добычи жидкости в районе нефтесбора двух ДНС совместная транспортировка продукции с ВПНН «Икилор» и ДНС-2 требует увеличения напоров и производительности насосов внешней перекачки ДНС-2 и ВПНН «Икилор». Пропускная способность эксплуатируемого напорного нефтепровода тоже ограничена. В тоже время подача продукции с высокой (85%) обводнённостью на ДНС-1 УПСВ, с возвращением подтоварной воды на кусты скважин ДНС-2 является нерациональной. Данный способ обеспечения водой вызывает повышенный расход электроэнергии на транспортировку обводнённой нефти и балластной воды. Кроме того, пропускная способность эксплуатируемого напорного нефтепровода ДНС-2 - ДНС-1 УПСВ не беспредельна.

Требуется укладка дополнительного трубопровода или замена существующего новым трубопроводом Ш426мм с годовой производительностью 4.4млн.т/г. Таким образом, альтернативным вариантом является реконструкция ДНС-2 со строительством УПСВ для совместного предварительного обезвоживания нефти, поступающей от ВПНН «Икилор» и ДНС-2.

Реконструкция ДНС-2,3

Перед блоком сепарации необходимо построить площадку УПСВ, где от продукции скважин, поступающей с устройства предварительного отбора газа, будет отделена вода и направлена в буферную емкость блочной кустовой насосной станции (БКНС), откуда насосами откачки воды будет подаваться на кусты скважин ДНС-2 для поддержания пластового давления. УПОГ может входить в состав КДФТ (концевой делитель фаз трубный), но может изготавливаться и поставляться отдельно.

Первая ступень сепарации будет производиться непосредственно на УПСВ, далее, после низких ступеней сепарации частично обезвоженная и разгазированная нефть будет транспортироваться на ЦПС.

Принципиальная технологическая схема ДНС-2,3 после реконструкции показана на рис.6,7.

Рис. 6

Условные обозначения:

I - нефть со скважин; II - газ на КС; III - газ на котельную; IV - газ на факел/газ на ВКС; V - нефть на ЦПС; VI - вода на БКНС-2.

Рис. 7

Условные обозначения:

1 - УПОГ; 2 - площадка УПСВ; 3 - сепаратор второй ступени; 4 - газосепаратор; 5 - сепаратор третьей ступени; 6 -аварийный резервуар; 7 - насос откачки нефти; 8- оперативный узел учета нефти.

I - нефть со скважин; II - газ на КС; III - газ на факел; IV - нефть на ЦПС; V - вода на БКНС-3.

При сооружении УПСВ ДНС-2 значительно уменьшится объем жидкости, перекачиваемый на ЦПС. При действующей схеме подготовки и перекачки нефти транспортируется 8429 м3/сут. жидкости, при сооружении УПСВ и отделении на ДНС-2 пластовой воды объем перекачки продукции скважин составит 1650м3/сут. Предусмотрена замена агрегатов насосной внешней откачки ДНС-2 для оптимизации расходов на электроэнергию для транспортировки нефти для её подготовки на ЦПС. Из представленного гидравлического расчета напорного нефтепровода ДНС-2 - ЦППН «Я» следует, что для перекачки 1650 м3/сут. жидкости необходимое давление составит 0,76 МПа в начальной точке. Для обеспечения соответствующих объемов перекачки жидкости необходимо установить 2 насоса (1 в работе, 1 в резерве) ЦНС105/147 с электродвигателями 75 КВт, взамен использующихся. В настоящее время на ДНС-2 используется 4 насоса (2 в работе, 2 в резерве): 1. ЦНС 180/340 с электродвигателем 290 КВт;

2. ЦНС 180/340 с электродвигателем 360 КВт;

3. ЦНС 180/297 с электродвигателем 250 КВт;

4. ЦНС 180/340 с электродвигателем 250 КВт.

Гидравлический расчет находящегося в эксплуатации трубопровода ДНС-2 - ДНС-1 Ш273мм, при действующей схеме подготовки и перекачки нефти

Гидравлический расчет трубопровода УПСВ ДНС-2 - ЦПС Ш273мм, при реконструкции

Реконструкция ДНС-3 с сооружением УПСВ обеспечит уменьшение обводненности и объема нефти, транспортируемой на ЦПС для полной подготовки. Объем жидкости, доставляемой с ДНС-3 при реконструкции, уменьшится до 2050 м3/сут. Рекомендуется замена насосного оборудования ДНС-3, для рационализации расходов на электроэнергию. Для обеспечения соответствующих объемов перекачки жидкости необходимо установить 2 насоса (1 в работе, 1 в резерве) ЦНС105/147 с электродвигателями 75 КВт, взамен использующихся. В настоящее время на ДНС-2 используется 4 насоса (2 в работе, 2 в резерве):

1. ЦНС 300/240 с электродвигателем 315 КВт;

2. ЦНС 300/240 с электродвигателем 315 КВт;

3. ЦНС 300/120 с электродвигателем 200 КВт;

4. ЦНС 300/120 с электродвигателем 200 КВт.

Гидравлический расчет находящегося в эксплуатации трубопровода ДНС-3 - ЦПС Ш426мм, при действующей схеме подготовки и перекачки нефти

Гидравлический расчет трубопровода УПСВ ДНС-3 - ЦПС Ш426мм, при реконструкции

Баланс и распределение воды на Южно-Ягунском месторождении. Капитальный ремонт БКНС-2.

Необходимым условием для строительства УПСВ ДНС-2 является проведение после консервации капитального ремонта БКНС-2, для сброса подтоварной воды с УПСВ. Для вывода из консервации БКНС-2 необходимо сооружение высоконапорных и низконапорных водоводов для организации закачки в кусты и транспортировки воды от водозаборных скважин до блока сепарации.

В связи с проведением после консервации капитального ремонта БКНС-2 Южно-Ягунского месторождения и запуском его в работу необходимо сооружение водоводов с целью увеличения пропускной способности и организации закачки на нагнетательные скважины действующих кустов от БКНС-2, согласно рисунку №8.

нефтяной месторождение гидравлический трубопровод

Рис. 8

При сооружении УПСВ на ДНС-3 сброс пластовой воды будет осуществляться на КНС-3, исключая возвращение подтоварной воды с ЦПС.

Система ППД на Икилорской площади обеспечивается водой сеноманских скважин по действующей схеме.

Система сбора, сепарации нефти после реконструкции

При запуске УПСВ на ДНС-2,3 появится возможность исключения ДНС-1 из технологической схемы Южно-Ягунского месторождения. Консервация невозможна при действующей схеме по причине высокой загруженности ЕТБ ЦПС по жидкости (4,5млн.мі/год - проектная мощность, 5,5 млн.мі/год - нагрузка в настоящее время) . При сооружении УПСВ на ДНС-3 будет разгружен ЕТБ-2 ЦПС, вследствие чего появится необходимый запас мощности ЕТБ на случай аварийной ситуации, остановки УПСВ на ДНС. Для вывода из технологического режима УПСВ ДНС-1 потребуется сооружения пункта нефтеналива на ЦПС, взамен используемого на ДНС-1 и реконструкция блока ЧРП. Продукция с ДНС-2,10 с низким уровнем обводненности будет транспортироваться на ЦПС, минуя ДНС-1. Значительно уменьшится нагрузка на существующий нефтепровод. Принципиальная технологическая схема Южно-Ягунского месторождения после реконструкции ДНС-2 и консервации УПСВ ДНС-1 представлена на рисунке 9.

Рис. 9 - Принципиальная технологическая схема Южно-Ягунского месторождения после реконструкции ДНС-2 и консервации УПСВ ДНС-1

Установка предварительного сброса воды УПСВ (рис.1) предназначена для отделения от нефти воды и попутного газа. УПСВ состоит из следующих комплексов оборудования:

· Узел сепарации.

· Резервуарный парк.

· Насосный блок (УПСВ может быть оборудовано несколькими насосными блоками).

Узел сепарации может иметь несколько ступеней сепарации с применением различного типа оборудования (НГС, ГС, УБС, ОГ, РК, УСТН).

Резервуарный парк состоит из одного или нескольких резервуаров, вместимостью от нескольких сотен до десятков тысяч м3 жидкости. В основном употребляются вертикальные стальные резервуары РВС. Для предотвращения разлива жидкости из РВС они должны быть обвалованы.

Насосный блок может содержать как нефтяные, так и водяные насосы разных типов (плунжерные, центробежные, шестеренчатые и т.д.). Наибольшее распространение получили центробежные насосы типа ЦНС. При сравнительно небольших габаритах они обеспечивают высокую производительность и напор жидкости, а при необходимости параметры работы регулируются за счет уменьшения или увеличения рабочих колес.

Рассмотрим принцип работы УПСВ на стандартной схеме.

Продукция скважин нефть, газ и вода с кустовых замерных установок АГЗУ типа "Спутник" поступает на узел сепарации газа в нефтегазовый сепаратор НГС. На вход НГС подается демульгатор посредством дозировочного насоса, расположенного в блоке реагентного хозяйства БРХ. Расход химреагента производится согласно утвержденных норм.

В НГС осуществляется сепарация нефти от газа. Затем отсепарированный газ с НГС поступает в газосепаратор ГС, а жидкость, через расширительную камеру РК поступает в УСТН для окончательного отделения от газа.

Уровень в НГС контролируется прибором РУПШ и регулируется с помощью регулировочного клапана УЭРВ, установленного на выходе с НГС. Управление УЭРВ осуществляется в ручном или автоматическом режиме с помощью блока управления, выведенного на щит КИПиА в операторной УПСВ.

Для предотвращения превышения давления в НГС, ГС, УСТН свыше допустимого они оборудованы предохранительными клапанами СППК.

В ГС происходит первичная осушка газа, после чего он проходит через установки окончательной осушки ГСВ и поступает потребителю или на ГКС. Для предотвращения замерзания газопроводов на выход из ГС дозировочным насосом подается метанол. Расход метанола производится согласно утвержденных норм.

После УСТН отделенная от газа жидкость поступает в резервуар РВС, где происходит отделение нефти от подтоварной воды. Подтоварная вода под давлением столба жидкости с РВС поступает через узел учета воды в водонасосную или на БКНС. Уровень жидкости в РВС контролируется прибором ВК-1200 и регулируется УЭРВ. Блоки управления, световой и звуковой сигнализации УЭРВ и ВК-1200 выведены на щит КИПиА.

Нефть с РВС под давлением столба жидкости поступает на прием нефтяных насосов ЦНС. На приеме ЦНС установлены сетчатые фильтры, предотвращающие попадание в насосы различных мех. примесей.

Для контроля за работой насосов ЦНС они оборудуются следующими приборами:

· датчиками температуры подшипников;

· электроконтактными манометрами ЭКМ для контроля за давлением на приеме и выкиде насосов;

· приборами контроля за состоянием газо-воздушной смеси в помещении с включением принудительной вентиляции, звуковой и световой сигнализации на щите КИПиА в операторной УПСВ при превышении ПДК.

Показания всех приборов выводятся на щит КИПиА. Для удобства обслуживания УПСВ контроль за работой насосов можно осуществлять как в помещении нефтенасосной, так и в операторной УПСВ. Параметры работы насосов могут регулироваться как в ручном, так и в автоматическом режиме.

Для предотвращения движения жидкости через насосы в обратную сторону на выкиде насосов установлены обратные клапана КОП и задвижки с электроприводом. В случае отклонения параметров работы насосов от режимных происходит автоматическое отключение насосов, срабатывает звуковая и световая сигнализация, и электроприводные задвижки на выкиде закрываются.

Электродвигатели насосов также снабжены датчиками температуры подшипников.

Запуск насосов после аварийной остановки производится только после снятия блокировки на щите КИПиА.

С выкидной линии насосов нефть через фильтры поступает на узел учета нефти. Для учета откачиваемой жидкости узел учета нефти оборудуется счетчиками " Норд ". Датчики показаний “Норд” выведены на щит КИПиА. После узла учета нефть по напорному нефтепроводу поступает на ЦППН.

Характеристика реагентов

На УПСВ применяются следующие реагенты: ингибиторы коррозии, реагенты-деэмульгаторы. Для предотвращения образования гидратных пробок в сборный газопровод подается метанол. Ингибиторы коррозии, подаваемые в систему сбора нефти для защиты трубопроводов от коррозии, не должны ухудшать реологических свойств, как исходных эмульсий, так и эмульсий, обработанных деэмульгаторами, а также не должны отрицательно влиять на процесс подготовки нефти. То есть ингибиторы должны быть совместимы с применяемыми деэмульгаторами. На установке применяются ингибиторы коррозии типа “Коррексит” 1106А и 6350, “Сипакор”. Для улудшения процесса предварительного обезвоживания нефти применяются деэмульгаторы “Сепарол”WF - 41, “Сепарол” ES – 3344, “Диссолван” 2830, 3408 и другие, аналогичные по характеристикам.

Дожимные насосные станции

Дожимные насосные станции (ДНС) Рис.1. применяются в тех случаях, если на месторождениях (группе месторождений) пластовой энергии недостаточно для транспортировки нефтегазовой смеси до УПСВ или ЦППН. Обычно ДНС применяются на отдаленных месторождениях.

Дожимные насосные станции предназначены для сепарации нефти от газа, очистки газа от капельной жидкости, дальнейшего отдельного транспортирования нефти центробежными насосами, а газа под давлением сепарации. В зависимости от пропускной способности по жидкости существует несколько типов ДНС.

Дожимная насосная станция состоит из следующих блоков:

· буферной емкости;

· сбора и откачки утечек нефти;

· насосного блока;

· свечи аварийного сброса газа.

Жидкость

УРД Узел регулировки давления

Все блоки ДНС унифицированы. В качестве буферной емкости применяются горизонтальные нефтегазовые сепараторы (НГС) объемом 50 м 3 и более. ДНС имеет резервную буферную емкость и насосный агрегат. Технологической схемой ДНС буферные емкости предназначены для:

· приема нефти в целях обеспечения равномерного поступления нефти к приему перекачивающих насосов;

· сепарации нефти от газа;

· поддержания постоянного подпора порядка 0,3 - 0,6 МПа на приеме насосов.

Для создания спокойного зеркала жидкости внутренняя плоскость буферной емкости оборудуется решетчатыми поперечными перегородками. Газ из буферных емкостей отводится в газосборный коллектор.

Насосный блок включает в себя несколько насосов, систему вентиляции, систему сбора утечек жидкости, систему контроля технологических параметров и систему отопления. Каждый насос имеет электродвигатель. Система контроля технологических параметров оборудуется вторичными датчиками, с выводом показаний приборов на пульт управления в операторной ДНС. В насосном блоке предусмотрено несколько систем защит при отклонении параметров работы насосов от режимных:

1. Автоматическое отключение насосов при аварийном снижении или увеличении давления в нагнетательной линии. Контроль осуществляется с помощью электроконтактных манометров.

2. Автоматическое отключение насосов при аварийном увеличении температуры подшипников насосов или электродвигателей. Контроль осуществляется с помощью датчиков температуры.

3. Автоматическое перекрытие задвижек на выкиде насосов в случае их отключения.

4. Автоматическое включение вытяжной вентиляции при превышении предельно допустимой концентрации газа в насосном помещении, при этом насосы должны автоматически отключаться.

Блок сбора и откачки утечек состоит из дренажной емкости объемом 4 – 12 м 3 , оборудованной насосом НВ 50/50 с электродвигателем. Этот блок служит для сбора утечек от сальников насосов и от предохранительных клапанов буферных емкостей. Откачка жидкости из дренажной емкости осуществляется на прием основных технологических насосов. Уровень в емкости контролируется с помощью поплавковых датчиков, в зависимости от заданного верхнего и нижнего уровней.

Принцип работы ДНС

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. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уравнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уравнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

Общие положения

Установка предварительного сброса воды (УПСВ) предназначена для отделения и сброса пластовой воды и очистки её от нефти и механических примесей до требуемых значений на кустовых площадках, установках подготовки нефти и площадках ДНС.

Комплектация УПСВ определяется на основании технического задания на разработку и поставку оборудования.

Установки УПСВ могут эксплуатироваться в районах со средней температурой самой холодной пятидневки до минус 60 °С.

Оборудование выполняется в климатическом исполнении УХЛ, ХЛ, категория размещения 1 по ГОСТ 15150 – 69.

Основные показатели назначения работы станции УПСВ

Качество подготовки продукции на выходе

Состав оборудования

В зависимости от требований, предъявляемых заказчиком к качеству нефти и воды на выходе из УПСВ, комплект оборудования может включать следующее оборудование:

• сепаратор нефтегазовый со сбросом воды типа НГСВ V=25…200 м 3 ;
• сепаратор нефтегазовый V=12,5 м 3 …100 м 3 ;
• отстойник воды V=50…200 м 3 ;
• узел учета газа и нефти;
• депульсатор;
• подогреватели нефти;
• насосная станция перекачки нефти;
• блок дозирования реагента;
• факельная установка;
• емкость дренажная;
• комплект трубной обвязки, площадки обслуживания;
• комплект запорно-регулирующей арматуры и КИП;
• блок НКУ;
• блок управления.

Описание работы (см. технологическую схему)

На входе УПСВ предусмотрен байпасный трубопровод, в случае отключения электроэнергии на установке обеспечивающий отвод поступающей газожидкостной смеси на выход с установки. На входе байпасного трубопровода и входном трубопроводе УПСВ предусмотрены задвижки с электроприводом и устройством бесперебойного питания, обеспечивающим их открытие в случае отключения электроэнергии. После задвижки на входном трубопроводе предусмотрен узел подключения установки подачи реагента-деэмульгатора.

Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в нефтегазовый сепаратор (НГС), в котором происходит сепарация газожидкостной смеси от газа при давлении ~ 1,6 МПа и сброс газа в трубопровод выхода ГЖС с УПСВ на УПН. Давление в аппарате поддерживается регулятором давления «до себя» РД1, уровень жидкости в НГС поддерживается регулятором уровня РР1. Также, НГС оснащен блоком предохранительных клапанов СППК с ПУ.

Частично разгазированная ГЖС из НГС по трубопроводу поступает в нефтегазовый сепаратор со сбросом воды (НГСВ). В НГСВ при давлении в аппарате ~ 1,0 МПа, поддерживаемом регулятором давления «до себя» РД2, происходит дальнейшая дегазация ГЖС и отделение пластовой воды от нефти.

Уровень жидкости в аппарате поддерживается регулятором уровня РР2. Отделенная пластовая вода из НГСВ поступает на узел учета воды и далее подается на выход установки. На линии выхода воды из НГСВ предусмотрен регулятор уровня РР3.

Отделенная нефть поступает на выход с УПСВ на УПН.

Газ из НГСВ сбрасывается в трубопровод выхода ГЖС с УПСВ на УПН, после точки сброса газа с НГС.

На трубопроводе выхода ГЖС с УПСВ после линии сброса газа с НГСВ предусмотрен обратный клапан КОП.

Сепараторы НГС и НГСВ в комплекте с верхними площадками обслуживания, трубной обвязкой, запорной арматурой и приборами КИПиА располагаются на скидах (рамах-основаниях) на открытом воздухе. Узел учета воды размещается на раме-основании (скиде) на открытом воздухе, либо в блоке-укрытии. Блок управления и блок НКУ располагаются в блоках-укрытиях. После учета потоков газа и газового конденсата происходит объединение их в один трубопровод.

Для улучшения разделения нефтегазовой смеси на входе в НГСВ предусмотрен успокоительный коллектор. Газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в нефтегазовый сепаратор (НГСВ), в котором происходит сепарация газожидкостной смеси от газа и предварительное разделение жидкостной смеси на нефть и воду. Вода накапливается в нижней части аппарата до перегородки секции сбора нефти и отводится через штуцер выхода воды в отстойник воды (ОВ). Нефть с остаточным содержанием газа и воды поступает в секцию сбора нефти и оттуда выводится из аппарата в трубопровод выхода газа из НГСВ и далее поступает на установку подготовки нефти. Давление в НГСВ поддерживается регулятором давления, уровень нефти и воды поддерживается регуляторами уровня.

Вода из НГСВ поступает в напорный отстойник воды, в котором происходит окончательное отделение воды от нефти. Нефть скапливается в верхней части аппарата и поступает из НГСВ в трубопровод выхода газа. Уровень нефти в верхней части ОВ поддерживается регулятором уровня. Отделенная пластовая вода из ОВ через узел фильтрации поступает на узел учета воды и далее подается на выход установки. При необходимости полного опорожнения аппаратов предусмотрен сброс жидкости в закрытую дренажную систему площадки УПСВ.

Принципиальная технологическая схема установки предварительного сброса воды

Электротехническая часть

Энергоснабжение УПСВ осуществляется от внешнего источника.

В составе электрооборудования УПСВ предусматриваются посты ручного местного управления системами вентиляции, электрообогрева и освещения. УПСВ оборудована полным комплектом кабельных конструкций и кабельной продукцией.

Автоматизация технологического процесса

Технологическое оборудование УПСВ комплектуется местными контрольно-измерительными приборами, первичными и вторичными преобразователями для автоматического контроля всех технологических параметров: давление, температура, уровень в сепараторах, расход воды.

В блоке управления располагается система автоматического управления на базе контроллера Direct Logic или Siemens с программным обеспечением для контроля и управления УПСВ.

Описание конструкции блоков

Конструкция блоков-укрытий представляет собой раму, сваренную из стального замкнутого профиля, обшитую трехслойными сэндвич-панелями с негорючим утеплителем. Основание блока-укрытия – сварной металлический каркас из стального горячекатаного профиля, покрытый листовым металлом и теплоизолированный базальтовым утеплителем.

Отопление в аппаратурном блоке и блоке управления осуществляется электрическими обогревателями общепромышленного исполнения. Температура внутри помещений обеспечивается не ниже плюс 18°С.

Вентиляция в аппаратурном блоке и блоке управления приточно-вытяжная с естественным побуждением. Естественная приточная вентиляция - из верхней зоны, рассчитанная на однократный воздухообмен и вытяжная, рассчитанная на удаление из нижней зоны 2,5 кратного объема воздуха по полному объему помещения.

Конструкция блоков обеспечивает возможность транспортирования их железнодорожным, водным и автомобильным транспортом.

Монтаж, демонтаж и эксплуатация УПСВ производятся в соответствии с требованиями проекта, выполненного специализированной проектной организацией, руководства по эксплуатации УПСВ, а также «Правил безопасности в нефтяной и газовой промышленности» и «Правил технической эксплуатации электроустановок потребителей и правил техники безопасности при эксплуатации электроустановок потребителей», утвержденных Госгортехнадзором и Госэнергонадзором соответственно.

Производство и приемка работ по монтажу технологического оборудования и технологических трубопроводов производятся в соответствии с требованиями СНиП 3.05.05-84.

При нормальном технологическом режиме и при кратковременных нарушениях работы оборудование УПСВ не должно загрязнять выбросами вредных веществ окружающую среду (воздух, воду, почву) выше норм, установленных в стандартах и санитарных нормах:

ГОСТ 17.2.3.02-78 «Охрана природы. Атмосфера. Правила установки допустимых выбросов вредных веществ промышленными предприятиями».

ГОСТ 17.1.3.05-82 «Охрана природы. Гидросфера. Общие требования к охране поверхностных и подземных вод от загрязнения нефтью и нефтепродуктами».

Принципиальная технологическая схема

Принципиальная технологическая схема установки

Принцип работы ДНС.

Нефть от групповых замерных установок поступает в буферные емкости, сепарируется, затем подается на прием рабочих насосов и далее в нефтепровод. Отсепарированный газ под давлением через узел регулировки давления поступает в промысловый газосборный коллектор. По газосборному коллектору газ поступает на газокомпрессорную станцию или на установку компримирования природного газа (УКПГ). Расход газа замеряется камерной диафрагмой, устанавливаемой на общей газовой линии. Уровень нефти в буферных емкостях поддерживается при помощи поплавкового уровнемера и электроприводной задвижки, расположенной на напорном нефтепроводе. При превышении максимально допустимого уровня жидкости в НГС датчик уровнемера передает сигнал на устройство управления электроприводной задвижки, она открывается, и уровень в НГС снижается. При снижении уровня ниже минимально допустимого электроприводная задвижка закрывается, обеспечивая тем самым увеличение уровня жидкости в НГС. Для равномерного распределения нефти и давления буферные емкости соединены между собой перепускной линией.

На каждой ДНС должны находиться технологическая схема и регламент работы, утвержденные техническим руководителем предприятия. Согласно этим нормативным документам производится контроль над режимом работы ДНС.

предварительного сброса воды (УПСВ)

Установка предварительного сброса воды напоминает упрощенную схему установки подготовки нефти. Принципиальное различие состоит в отсутствии оборудования для окончательного обезвоживания нефти до соответствия ГОСТ 51858-2002.

На УПСВ осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на конечную сепарационную установку (КСУ), где производится отбор газа при более низком давлении, и затем направляется на УПН или ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа и окончательной дегазацией;

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды.

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосных.

На рис. 10 приведён один из вариантов принципиальной технологической схемы установки УПСВ.

Рис. 10. Принципиальная технологическая схема установки

предварительного сброса воды (УПСВ):

Потоки: I – пластовая нефть; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – уловленная нефть из отстойника воды; VII – механические примеси, шлам; VIII – очищенная от механических примесей и нефти пластовая вода; IX – нефть на ЦППН; X – газ на факел; XI – вода на кустовую насосную станцию;

Оборудование: 1 – сепаратор первой ступени сепарации; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 – каплеуловитель (газосепаратор); 4 – трубчая печь; 5 – сепаратор; 6 – отстойник для обезвоживания нефти; 7 – буферная ёмкость; 8 – отстойник пластовой воды; 9 – дегазатор; 10, 11 – насосы; 12 – узел учёта попутного нефтяного газа; 13 – узел учёта нефти; 14 – узел учёта пластовой воды

Нефть на УПСВ поступает с автоматизированной групповой замерной установки (АГЗУ), смешивается с деэмульгатором и поступает в сепаратор 1, где производится первая ступень сепарации нефти. Как правило, на первой ступени устанавливается сепаратор с предварительным отбором газа, он имеет компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель (газосепаратор) 3.

Далее нефть поступает сразу в отстойник 6 для обезвоживания. Для тяжёлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неё) в сепараторе 5. При необходимости перед печью 4 может быть установлен насос (на схеме не показан). В отстойнике 6 производится обезвоживание нефти. Нефть из отстойника 6 поступает в буферную ёмкость 7 насоса 10, который через узел учёта нефти 13 подаёт её на ЦППН.

Если отделившаяся в отстойнике 6 пластовая вода не удовлетворяет требованиям для закачки её в пласт, воду подвергают очистке. Для этого сначала в отстойнике 8 пластовая вода освобождается от механических примесей, шлама и от унесённых капелек нефти. Уловленная нефть из отстойника 8 смешивается с основным потоком нефти перед ёмкостью 7.

Далее пластовая вода поступает в дегазатор 9 для удаления сероводорода и остатков углеводородных газов, которые сбрасываются на факел. Подготовленная пластовая вода далее насосом 11 подаётся через узел учёта воды 14 на кустовую насосную станцию (КНС) для закачки в пласт.

При высокой производительности установки УПСВ может быть предусмотрена очистка воды в резервуарах типа РВС. В некоторых случаях дегазатор размещают в составе КНС.

В схеме УПСВ могут использоваться аппараты типа НГВРП, Heater-Treater фирмы Sivalls (США) и др.

дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ)

Технологический комплекс сооружений ДНС с УПСВ включает в себя:

1) первую ступень сепарации нефти;

2) предварительный сброс воды;

3) нагрев продукции скважин;

4) транспортирование газонасыщенной нефти на ЦПС;

5) бескомпрессорный транспорт нефтяного газа на УКПГ;

6) транспортирование подготовленной пластовой воды в систему ППД;

7) закачку химреагентов (ингибиторов, реагентов - деэмульгаторов) по рекомендациям научно-исследовательских организаций.

Объекты предварительного разделения продукции скважин должны рассматриваться как составная часть единого технологического комплекса сооружений по сбору, транспорту, подготовке нефти, газа и воды.

На ДНС с УПСВ (см. рис. 11)осуществляется сепарация нефти и предварительный сброс воды. Попутный нефтяной газ месторождения используется для нужд котельных и подается на УКПГ.

Как уже указывалось, жидкость, добываемая на месторождении, проходит предварительное обезвоживание на УПСВ с ДНС. После сепараторов она поступает в параллельно работающие отстойники, где происходит расслоение эмульсии. Затем частично обезвоженная нефть поступает на УПН и ЦПС для окончательной подготовки нефти. Подготовленная вода направляется на кустовую насосную станцию, где закачивается в пласт для поддержания пластового давления.

Технологическая схема процесса должна обеспечивать:

а) подготовку нефтяной эмульсии к расслоению перед поступлением в "отстойные" аппараты;

б) сепарацию газа от жидкости с предварительным отбором газа;

в) предварительное обезвоживание нефти до содержания в ней воды не более 5 – 10% (масс.).

Для подготовки нефтяной эмульсии к расслоению должна предусматриваться подача реагента - деэмульгатора на концевых участках нефтегазосбора (перед первой ступенью сепарации нефти), а при наличии соответствующих рекомендаций научно-исследовательских организаций - подача воды, возвращаемой с блоков подготовки нефти.

Рис. 11. Принципиальная схема дожимной насосной станции с установкой предварительного сброса воды (ДНС с УПСВ).

Оборудование: С-1; С-2 – нефтегазосепараторы (НГС), ГС – газосепараторы; ОГ – отстойник горизонтальный; Н-1,Н-2 – центробежные насосы.

Потоки: ГВД на УКПГ – газ высокого давления на установку комплексной подготовки газа; ГНД – газ низкого давления

Процесс предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться при обводненности поступающей продукции скважин не менее 15-20% и осуществляться, как правило, без дополнительного нагрева продукции скважин с применением деэмульгаторов, высокоэффективных при умеренных и низких температурах процесса предварительного обезвоживания нефти.

Предварительное обезвоживание нефти должно преимущественно осуществляться в аппаратах для совместной подготовки нефти и воды. При этом сбрасываемые пластовые воды должны иметь качество, как правило, обеспечивающее их закачку в продуктивные горизонты без дополнительной очистки (предусматривается только дегазация воды).

Сброс пластовых вод с аппаратов предварительного обезвоживания нефти должен предусматриваться под остаточным давлением, обеспечивающим подачу их на прием насосных станций системы заводнения или, при необходимости, на очистные сооружения без установки дополнительных насосов.

Установка подготовки нефти предназначена для обезвоживания и дегазации нефти до параметров, удовлетворяющих требованиям ГОСТ Р 51858-2002.

Установку подготовки нефти размещают на ЦППН. В зависимости от физико-химических свойств нефти, обводнённости нефти, удалённости ЦППН от месторождений, наличия или отсутствия предварительной подготовки на ДНС, схемы УПН могут существенно отличаться друг от друга. Так, если нефть не подвергалась предварительному обезвоживанию на ДНС и её обводнённость составляет не менее 20…30%, то в схеме УПН необходимо предусматривать блок предварительного обезвоживания.

На рис. 12 приведена принципиальная схема установки УПН, включающая в себя разные возможные варианты подготовки.

Рассмотрим вариант схемы УПН с блоком предварительного обезвоживания (верхний ряд аппаратов).

Блок предварительного обезвоживания. Нефть смешивается с деэмульгатором, ингибитором коррозии и поступает в сепаратор 1 первой ступени сепарации с предварительным отбором газа, имеющим компенсатор-депульсатор 2 и выносной каплеуловитель (газосепаратор) 3. При высокой засолённости в нефть перед сепаратором 1 может подаваться вода из аппаратов 12, 13 или 14 для промывки нефти и растворения кристаллов солей. Далее нефть поступает в отстойник 6 для предварительного обезвоживания. Для тяжёлых и вязких парафинистых нефтей перед отстойником 6 может быть предусмотрен нагрев в печи 4 с дополнительной сепарацией (или без неё) в сепараторе 5.

Рис.12. Принципиальная схема установки подготовки нефти (УПН):

Потоки: I – нефть с ДНС или с АГЗУ; II – деэмульгатор; III – попутный нефтяной газ; IV – нефть после первой ступени сепарации; V – пластовая вода; VI – нефть с блока предварительного обезвоживания; VII – вода со второй ступени электродегидратации; VIII – товарная нефть;

Оборудование: 1 – сепаратор; 2 – компенсатор-депульсатор; 3 – выносной каплеуловитель (газосепаратор); 4,10 – трубчатые печи; 5,11,15 – сепараторы; 6,7,12 – отстойники; 8 – буферная ёмкость; 9,17 – насосы; 13,14 – электродегидраторы; 16 – резервуар; 18 – узел учёта количества и качества нефти

Высокообводнённые (с содержанием воды 70% и выше) тяжёлые и высоковязкие нефти должны проходить предварительное обезвоживание в две ступени – в отстойниках 6 и 7. При этом первую ступень обезвоживания в отстойнике 6 лучше производить при естественной температуре без нагрева, чтобы сбросить основную массу воды. На второй ступени обезвоживания в отстойнике 7 возможно использование подогрева в печи (на схеме не показано) или применение вместо отстойника аппаратов типа НГВРП или Heater-Treater. Вместо отстойников 6 и 7 для тяжёлых нефтей можно использовать также резервуары типа РВС.

Качество сбрасываемой воды из отстойников 6 и 7 должно соответствовать требованиям для закачки в пласт.

Процесс предварительного обезвоживания нефти предназначен для существенного снижения энергозатрат при нагреве пластовой воды в блоке подготовки нефти (в печи 10).

Блок подготовки нефти. В этот блок (нижний ряд аппаратов) нефть может поступать либо из блока предварительного обезвоживания нефти, либо с УПСВ, либо непосредственно с АГЗУ (при низкой обводнённости).

Подготовка нефти может производиться в двух вариантах: с сырьевым насосом и без него. Если давление нефти на входе в блок составляет не менее 0,6 МПа, то насос 9 можно не устанавливать (и буферную ёмкость 8 тоже). Без насоса 9 давление насыщенных паров (ДНП) товарной нефти всегда ниже, чем в схеме с насосом, но в этом случае в составе попутного нефтяного газа будет больше тяжёлых углеводородов (от пропана и выше).

Нефть насосом 9 (или под собственным давлением) поступает для нагрева в печь 10, затем в сепаратор 11, отстойник 12, электродегидратор 13 (или два электродегидратора 13 и 14) и конечный сепаратор 15 (КСУ). Затем товарная нефть поступает в резервуар 16, откуда она насосом 17 подаётся в узел учёта количества и качества нефти 18.

Если электрообезвоживание производится в одну ступень в электродегидраторе 13, то перед ним необходимо подавать деаэрированную воду для промывки нефти в количестве 3…5% на нефть и при необходимости деэмульгатор (на схеме не показано). Если применяется две ступени электрообезвоживания, то воду со второй ступени (из аппарата 14) необходимо подавать для промывки нефти перед первой ступенью (перед аппаратом 13). Если нефть слабо минерализована, то пресную воду можно не применять.

Для слабоминерализованных пластовых вод и низкоэмульсионных нефтей в блоке подготовки нефти может быть реализован один из четырёх вариантов минимального набора аппаратов схемы:

1) печь 10 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

2) печь 10 – сепаратор 11 – отстойник 12 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

3) печь 10 – сепаратор 11 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17;

4) печь 10 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17.

Для высокоэмульсионных нефтей средней и высокой плотности необходимы следующая последовательность аппаратов: печь 10 – отстойник 12 – электродегидратор 13 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17. Первая ступень обезвоживания в этом случае должна быть термохимической, вторая – электрической.

Для тяжёлых и очень тяжёлых нефтей подготовка должна происходить в две электрических ступени: печь 10 – электродегидратор 13 – электродегидратор 14 – сепаратор 15 – резервуар 16 – насос 17.

Данный вид установок системы сбора и подготовки является конечной стадией в пути добываемой продукции от скважины до подготовленной и очищенной нефти, предназначенной для дальнейшей переработки.

Интенсификация процессов разделения водонефтяных эмульсий и очистки пластовой воды от диспергированной нефти и механических примесей.

Общий вид

Характеристики

Аппараты, установленные на объектах подготовки нефти в начальный период разработки месторождений, со временем перестают отвечать в полной мере изменившимся условиям эксплуатации, а показатели их работы ухудшаются вследствие изменения свойств поступающей на ДНС, УПН, УПСВ продукции скважин (температура, обводненность, газовый фактор и т.п.).

Компанией накоплен значительный опыт по интенсификации процессов разделения водонефтяных эмульсий, очистки пластовой воды от диспергированной нефти и механических примесей путем проведения реконструкции оборудования на действующих объектах. Последовательность действий заключается в проведении нескольких этапов работ:

• обследование работы аппаратов и диагностические исследования их состояния
• изучение свойств продукции скважин, условий ее сбора, определение физических параметров (давление, температура, газовый фактор, вязкость, плотность, обводненность эмульсии) и подбор наиболее эффективного реагента-деэмульгатора.
• выбор конструкции внутренних устройств на основе полученных данных по свойствам продукции скважин
• разработка конструкторской документации
• изготовление и монтаж новых внутренних устройств
• пуск и вывод на режим реконструированных аппаратов.

Реконструкция могут подвергаться двух- и трехфазные сепараторы, отстойники нефти и отстойники воды, газовые сепараторы и другое оборудование.

Двухфазные сепараторы модернизируются за счет замены входного узла распределения газожидкостной смеси для более эффективно отделения газа, установки пеногасящей насадки и внутреннего каплеотбойного устройства на выходе газа из аппарата.

В трехфазных сепараторах изменяется конструкция входного узла в зависимости от свойств продукции скважин для более равномерно- го распределения газожидкостной смеси и быстрого отвода свободной воды, конструкция узла перелива нефти в нефтяной отсек для предотвращения образования промежуточного слоя. В аппарат установливают пакет коалесцирующих элементов, служащих для повышения степени обезвоживания нефти и улучшения качества отводимой из аппарата воды (содержание воды в нефти 0,5-5%, нефтепродуктов и механических примесей в сбрасываемой воде не более 30 мг/л).

Отстойники нефти, модернизированные путем переоборудования внутренних устройств, отличаются от серийных аппаратов особой конструкцией входного узла, позволяющего добиться лучшего распределения эмульсии, наличием успокоительной перегородки из просечно-вытяжного листа, пакета коалесцирующих пластин для достижения высокой глубины обезвоживания нефти и хорошего качества сбрасываемой из аппарата воды. Образование промежуточных слоев практически исключено. Содержание воды в нефти на выходе не превышает 0,3-0,5%, нефтепродуктов в воде 30-40 мг/л.

Модернизированные отстойники воды, вы-полненные переоборудованием существующего оборудования, предназначены для глубокой очистки пластовой воды от нефтепродуктов и механических примесей. Отличаются наличием внутренних осадительных устройств для улавливания следов нефтепродуктов и устройства сбора уловленной нефти (колпак на верхней образующей аппарата), что позволяет периодически сбрасывать собранную нефть без остановки процесса подготовки воды. Качество воды на выходе из аппарата составляет 30-40 мг/л по нефти, 20-30 мг/л по механическим примесям при исходном содержании нефти в очищаемой воде до 1000 мг/л.

В 2007-2009 г.г. было переоборудовано более 50 аппаратов в АНК Лукойл, Роснефть, ТНК ВР и др.