Дашевский А.В. Справочник по добыче нефти. Уфа
.pdfУГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
магистральный нефтепровод. С ЦТП нефть подается для окончательной переработки на нефтеперерабатывающий завод (НПЗ).
Для подготовки нефти используют следующее оборудование:
-сепарационные установки – двухфазные сепараторы-отделители газа от жидкости типа НГС, сепараторы 2 ступени. Для более глубокой сепарации нефти на УПСВ применяют двухступенчатую сепарацию – смесь последовательно проходит через два сепаратора. Отсепарированный газ направляется через счетчики в газопровод на ГПЗ и ГРЭС как товарный продукт;
-печи – ПТБ – 10 (печь трубная блочная) – предназначены для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания, для улучшения процесса разделения эмульсии на нефть и воду;
-блок нагрева БН - предназначен для подогрева нефтяных эмульсий перед блоками обезвоживания и обессоливания.
Кроме сепарации, процесс подготовки нефти включает очистку нефти от свободной воды, механических примесей и солей. Этот процесс осуществляется в отстойниках, аппаратах ОВД–200. Отстойники предназначены для отстоя нефтяных эмульсий с целью разделения ее на нефть и пластовую воду после нагрева и подачи реагента – деэмульгатора, способствующего облегчению разделения нефтяной эмульсии на нефть и воду.
Используются следующие деэмульгаторы: Дисольван 28/30, Дисольван 34/08, Сепарол WF-41, Сепарол ES-3344, Прошинор DN15, Дипроксамин, СНПХ. Деэмульгаторы – химические вещества, обладающие поверхностно-активными свойствами, уменьшающие поверхностное натяжение раздела фаз нефть-вода, тем самым способствующие расслоению эмульсии. Для глубокого обезвоживания и обессоливания на установках подготовки нефти применяются электродегидраторы ЭГ – 200 – 10 (объем 200 м3, рабочее давление 1,0 МПа.) Электродегидратор отличается от отстойника ОВД–200 наличием двух горизонтальных электродов, на которые подается напряжение до 44 КВ.
Справочник инженера по добыче нефти Стр.236
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
|
ВРБ |
|
|
|
|
АГЗУ |
|
|
|
|
ДНС |
|
|
|
|
АГЗ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
У |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
БКНС |
|
|
|
|
УПСВ |
|
|
|
|
|
Потребитель |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
или ГПЗ |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ЦППН
или
УПН
|
НПЗ |
|
|
|
|
ЦТП |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Магистральный |
|
|
||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
нефтепровод |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Нефтяные скважины Скважины ППД Нефтепровод
Газопровод
Рис. 9.1.1. - Схема сбора и подготовки продукции скважин
Водовод
Справочник инженера по добыче нефти Стр.237
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
9.2. Нормы качества товарной продукции нефтегазодобывающих предприятий
Качество нефти, поставляемое потребителю, нормируется двумя основными документами:
-«Нефть для транспортировки потребителям» по ТУ 39-1435-89, действия которых распространяется на нефть, сдаваемую организациям нефтепроводного транспорта, а также на нефти, сдаваемые и принимаемыми между управлениями магистральных нефтепроводов;
-«Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий» по ГОСТ 9965-76, действия которого распространяются на нефть, поставляемую нефтеперерабатывающим предприятиям и предназначенную для переработки.
Согласно указанным нормативным документам поставляемые нефти должны удовлетворять основным требованиям, которые приведены в табл. 9.2.1 и 9.2.2.
Таблица 9.2.1 Основные требования степени подготовки нефти по группам
Наименование показателя |
|
|
|
|
Норма для группы |
|||||||||||
|
IАI |
|
I |
|
|
II |
|
III |
||||||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||||
Концентрация хлористых солей, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
мг/л, не более |
|
|
|
|
40 |
|
|
100 |
|
|
300 |
|
400 |
|||
Массовое содержание воды, %, |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
не более |
|
|
|
|
|
0,50 |
|
0,50 |
|
|
1,00 |
|
1,00 |
|||
Массовое |
содержание механи- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||
ческих примесей, %, не более |
|
0,05 |
|
0,05 |
|
|
0,05 |
|
0,05 |
|||||||
Давление |
насыщенных |
паров |
|
66,7 |
|
66,7 |
|
|
66,7 |
|
66,7 |
|||||
нефти при температуре в пункте |
|
(500 мм |
|
(500 мм |
|
(500мм |
(500мм |
|||||||||
сдачи, кПа |
|
|
|
|
|
рт.ст.) |
|
рт.ст.) |
|
рт.ст.) |
рт.ст.) |
|||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
Таблица 9.2.2 |
|||
Требования к нефти, поставляемой на нефтеперерабатывающие |
||||||||||||||||
|
|
|
заводы |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
||||
Наименование показателя |
|
|
|
Норма для группы |
|
|
Метод |
|||||||||
|
|
|
I |
|
|
II |
|
|
|
III |
|
испытания |
||||
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|||||
Содержание воды, % масс., |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ |
|||
не более |
|
|
|
|
0,50 |
|
1,00 |
|
|
1,00 |
|
2477-65 |
||||
Содержание |
хлористых |
со- |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ |
|
лей, мг/л, не более |
|
|
100 |
|
300 |
|
1800 |
|
21534-76 |
|||||||
Содержание |
механических |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ |
||
примесей, %масс., не более |
|
0,05 |
|
0,05 |
|
|
0,05 |
|
21534-76 |
|||||||
Давление насыщенных паров |
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
ГОСТ |
|||
нефти, кПа |
|
|
|
|
66,7 |
|
66,7 |
|
66,7 |
|
1756-52 |
Справочник инженера по добыче нефти Стр.238
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
Требования к качеству природного и попутного нефтяного газа, поставляемого потребителю, подразделяются на группы:
-для газов, поступающих во внутри промысловые газопроводы, после их первичной обработки на промысле;
-для газов, подаваемых в магистральные газопроводы;
-для газов, предназначенных в качестве сырья и топлива в промышленном и коммунально-бытовом применении (включая газ как топливо для газобаллонных автомобилей);
-для чистых газообразных компонентов, получаемых из природных газов;
-для газовых смесей определенного состава, используемых для специальных целей
Газы, поступающие во внутри промысловые коммуникации и оборудование, не регламентируются специальными нормативными документами, поскольку требования к ним заложены в проектах разработки и обустройства месторождений, в технологических регламентах для установок промысловой подготовки газа.
Качество природного газа, поставляемого потребителям, регламентируется тремя стандартами:
-отраслевой стандарт на газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам по ОСТ 51.40-93 (табл. 9.2.3);
-государственный стандарт ГОСТ 5542-87 на газы природные для промышленного и коммунально-бытового назначения (табл. 9.2.4); государственный стандарт ГОСТ 27577-82 на газ природный
сжатый для газобаллонных автомобилей (табл. 9.2.5).
Таблица 9.2.3 Физико-химические показатели природных газов, поставляемых и транспортируемых по магистральным газопроводам по ОСТ 51.40-93
|
|
|
Значения для |
|
||
|
|
макроклиматических районов |
||||
Показатели |
умеренный |
холодный |
||||
01.05 |
01.10 |
01.05 |
01.10 |
|||
|
|
|||||
|
|
– |
– |
– |
– |
|
|
|
30.09 |
30.04 |
30.09 |
30.04 |
|
1 |
|
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Точка росы по влаге, 0С, не выше |
-3 |
-5 |
-10 |
-20 |
||
Точка росы по |
углеводородам, |
|
|
|
|
|
0С, не выше |
|
0 |
0 |
0 |
0 |
|
Концентрация |
сероводорода, |
|
|
|
|
|
г/м3, не более |
|
0,007 |
0,007 |
0,007 |
0,007 |
Справочник инженера по добыче нефти Стр.239
УГНТУ |
|
|
|
|
Нефтяная компания ЮКОС |
|||
|
|
|
|
|
Продолжение табл. 9.2.3 |
|||
|
|
1 |
|
2 |
3 |
4 |
5 |
|
Концентрация |
меркаптановой |
|
|
|
|
|
||
серы, г/м3, не более |
|
0,016 |
0,016 |
0,016 |
0,016 |
|||
Концентрация кислорода в газе, |
|
|
|
|
|
|||
% объем. |
|
|
|
0,5 |
0,5 |
1,0 |
1,0 |
|
Теплота |
сгорания, |
низшая, |
|
|
|
|
|
|
МДж/м3 |
|
|
|
32,5 |
32,5 |
32,5 |
32,5 |
|
Содержание |
механических при- |
Оговаривается |
отдельно |
в |
||||
месей и труднолетучих жидкостей |
соглашениях на поставку газа с |
|||||||
|
|
|
|
ПХГ, ГПЗ и промыслов |
|
|
Примечание. Климатические районы по ГОСТ 16350-80 «Климат, районирование и статистические параметры климатических факторов для технических целей». 2. Для газов, в которых содержание углеводородов С5+выс не превышает 1,0 г/м3, точка росы по углеводородам этим ГОСТ не нормируется. Допускается поставка в отдельные газопроводы с более высоким содержанием сероводорода и меркаптанов.
Таблица 9.2.4 Физико-химические показатели горючих природных газов для
промышленного и коммунально-бытового назначения по ГОСТ 5542-87
|
Показатели |
Норматив |
1. |
Теплота сгорания низшая, МДж/м3, не менее |
|
(при температуре 20 0С и давлении 0,1 МПа |
31,8 |
|
2. |
Область значений числа Воббе, высшего, |
|
МДж/м3 |
41,2 – 54,5 |
|
3. |
Допустимое отклонение числа Воббе от |
|
номинального значения, %, не более |
±5,0 |
|
4. |
Концентрация сероводорода, г/м3, не более |
0,020 |
5. |
Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не |
0,036 |
более |
|
|
6. |
Доля кислорода в газе, % объем., не более |
1,000 |
7. |
Масса механических примесей в 1 м3, г, не |
|
более |
0,001 |
|
8. |
Интенсивность запаха газа при объемной доле |
|
1,0%, балл, не менее |
3,0 |
Примечание. Пункты данного ГОСТ 2,3,8 действуют только на газ коммунально-бытового назначения. Для потребителей промышленного назначения по п. 8 производят согласование с потребителем. Номинальное значение числа Воббе устанавливают в пределах нормы показателя п. 2 по согласованию с потребителем для отдельных газораспределительных систем.
Справочник инженера по добыче нефти Стр.240
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
|||
|
|
|
Таблица 9.2.5 |
|
|
Требования и нормы на сжатый природный газ, применяемый как |
|||
|
топливо для двигателей внутреннего сгорания по ГОСТ 27577-87 |
|||
|
(при стандартных условиях) |
|
|
|
|
Показатели |
|
Значение |
|
1. |
Теплота сгорания, низшая, кДж/м3, не менее |
|
32600-36000 |
|
2. |
Относительная плотность (по воздуху), не менее |
0,560-0,620 |
|
|
3. |
Расчетное октановое число газа, не менее |
|
105 |
|
4. |
Концентрация сероводорода, г/м3, не более |
|
0,02 |
|
5. |
Концентрация меркаптановой серы, г/м3, не более |
0,036 |
|
|
6. |
Содержание механических примесей, мг/м3, не |
|
|
|
более |
|
1,0 |
|
|
7. |
Суммарная концентрация негорючих компо- |
|
|
|
нентов, включая кислород, % объем., не более |
|
7,0 |
|
|
8. |
Содержание воды, мг/м3, не более |
|
9,0 |
|
Контроль качества поставляемой продукции производится в соответствии со стандартами на природный газ периодически или непрерывно (табл. 9.2.3 – 9.2.5). Определение данных показателей осуществляют обычно на выходном коллекторе или на начальном участке магистрального газопровода с периодичностью, которая приведена в табл. 9.2.6.
Таблица 9.2.6 Периодичность проведения исследований газа, поступающего в
магистральный газопровод
Показатели |
Сроки проведения испытаний на газы |
|||
|
|
не содержащие |
содержащие |
|
|
|
соединений |
сероводород |
сероводород |
|
|
серы |
|
и меркаптаны |
Содержание |
парообраз- |
Не реже 1 раза |
Не реже 1 |
Не реже 1 |
ной влаги |
|
в сутки |
раза в сутки |
раза в сутки |
Температура |
конденса- |
Не реже 1 раза |
Не реже 1 |
Не реже 1 |
ции углеводородов |
в неделю |
раза в неделю |
раза в неделю |
|
Содержание |
|
|
1 раз в |
2 раза в |
сероводорода |
1 раз в год |
неделю |
неделю |
|
Содержание |
|
Не реже 1 раза |
По |
Не реже 1 |
меркаптановой серы |
в неделю |
требованию |
раза в неделю |
|
Содержание механичес- |
По |
По |
По |
|
ких примесей |
|
требованию |
требованию |
требованию |
Содержание кислорода |
По |
По |
По |
|
|
|
требованию |
требованию |
требованию |
Компонентный состав |
Не реже 1 раза |
Не реже 1 |
Не реже 1 |
|
|
|
в месяц |
раза в месяц |
раза в месяц |
Справочник инженера по добыче нефти Стр.241
УГНТУ |
|
Нефтяная компания ЮКОС |
|
9.3. Установки системы сбора нефти |
|
|
|
Блочные |
автоматизированные |
замерные |
установки |
предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважин по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.
Наиболее распространены автоматизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник Б». «Спутник А» - конструкция серии. Существуют три модификации этой серии: «Спутник а-16-14-400», «Спутник АМ-25-10-1500» и «Спутник АМ-40- 14-400». Технические характеристики этих модификаций приведены в табл. 9.3.1.
Таблица 9.3.1 Технические характеристики установок серии «Спутник А»
|
|
Показатели |
|
«Спутник А» |
|||
|
|
|
|
|
А-16- |
АМ-25- |
АМ-40- |
|
|
|
|
|
14-400 |
10-1500 |
14-400 |
Число подключаемых скважин |
|
14 |
10 |
14 |
|||
Рабочее давление, МПа, не более |
1,6 |
2,5 |
4,0 |
||||
Диапазон |
|
измерения |
расхода |
|
10- |
|
|
жидкости, м3/сут |
|
|
10-400 |
1500 |
10-400 |
||
Общая |
пропускная |
способность |
|
|
|
||
установки, м3сут: |
- по жидкости |
4000 |
10000 |
4000 |
|||
|
|
|
-по газу |
200000 |
200000 |
20000 |
|
Погрешность измерения, % |
|
±2 |
±2,5 |
±2,5 |
|||
Суммарная |
|
установленная мощность |
|
|
|
||
электроприемников, кВт, не более |
4 |
4 |
4 |
||||
Напряжение |
электрических |
цепей |
380/220 |
380/220 |
380/220 |
||
электроприемников, В |
|
|
|||||
Температура |
воздуха |
в |
щитовом |
|
|
|
|
помещении, 0С |
|
|
5-50 |
5-50 |
5-50 |
||
Габаритные размеры, мм: |
|
|
|
|
|||
замерно-переключающего блока: |
|
|
|
||||
|
|
|
|
- длина |
6400 |
8350 |
6350 |
|
|
|
|
- ширина |
3200 |
3200 |
3200 |
|
|
|
|
- высота |
2780 |
2710 |
2650 |
щитового помещения: |
|
- длина |
3080 |
3080 |
3080 |
||
|
|
|
|
- ширина |
2200 |
2180 |
2180 |
|
|
|
|
- высота |
|
|
|
|
|
|
|
2680 |
2430 |
2430 |
Справочник инженера по добыче нефти Стр.242
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
|||
Масса, кг: |
|
|
|
|
- замерно-переключающего блока |
8000 |
10000 |
7100 |
|
- щитового помещения |
1600 |
1600 |
1600 |
|
Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими
характеристиками:
- вязкость нефти, мПа.с, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80 - массовая доля воды в нефти, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,95 - массовая доля парафина, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,07 - содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды,
вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м2.ч) . . . . . . . . . . . не допускается Блочная установка типа «Спутник Б-40-14-400» предназначена для автоматического измерения количества нефти и газа, контроля за
работой скважин по подаче жидкости, раздельного сбора обводненной и необводненной нефти, подачи реагента в поток и блокировки скважин при аварийном состоянии или по команде с диспетчерского пункта. Техническая характеристика «Спутника б-40-14-400» приведена в табл. 9.3.2.
|
|
Таблица 9.3.2 |
||
Техническая характеристика «Спутника Б-40-14-400» |
||||
Характеристика |
|
|
Параметр |
|
Число подключаемых скважин |
|
|
14 |
|
Рабочее давление, МПа, не более |
|
|
4 |
|
Диапазон измерения расхода жидкости, м3/сут |
|
|
5-400 |
|
Пределы измерения по газу, м3/ч |
|
|
до 500 |
|
Относительная погрешность измерения, %: |
|
|
|
|
- по водонефтяной смеси |
|
|
±2,5 |
|
- по нефти |
|
|
|
|
|
|
±4 |
|
|
- по газу |
|
|
|
|
|
|
±6 |
|
|
|
|
|
|
|
Пропускная способность установки, м3/сут |
|
|
4000 |
|
Суммарная установленная мощность электроприемников, кВт, |
|
10 |
|
|
не более |
|
|
|
|
Напряжение электрических цепей электроприемников, В |
|
380/220 |
|
|
Температура воздуха в щитовом помещении, 0С |
|
|
5-50 |
|
Габаритные размеры, мм: замерно-переключающего блока: |
|
|
|
|
|
- длина |
|
8350 |
|
|
- ширина |
|
3200 |
|
|
- высота |
|
2710 |
|
блока управления: |
длина |
|
|
|
|
- ширина |
|
3100 |
|
|
- высота |
|
2200 |
|
|
|
|
2500 |
|
Масса, кг: |
|
|
|
|
- замерно-переключающего блока |
|
|
10000 |
|
- блока управления |
|
|
2000 |
|
Справочник инженера по добыче нефти Стр.243
УГНТУ |
Нефтяная компания ЮКОС |
Установки позволяют измерять дебит нефти со следующими
характеристиками:
- вязкость нефти, мПа.с, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .80 - массовая доля воды в нефти, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . ..0,60 - массовая доля парафина, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . .0,07 - массовая доля серы, не более . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . . 0,035 - содержание сероводорода и агрессивной пластовой воды, вызывающей коррозию свыше 0,3 г/(м2.ч) . . . . . . . . . . . не допускается
9.4. Установки системы подготовки нефти
Нефтегазовые сепараторы
Нефтегазовые сепараторы служат для отделения газа от жидкой продукции скважин. На нефтяных месторождениях наиболее распространены горизонтальные сепараторы, которые имеют ряд преимуществ, по сравнению с вертикальными (повышенная пропускная способность, лучшее качество сепарации, простота обслуживания и осмотра). Выпускают двухфазные горизонтальные сепараторы типа НГС и блочные сепарационные установки типа УБС.
Сепараторы типа НГС применяются при обустройстве нефтяных месторождений и предназначены для отделения газа от продукции нефтяных скважин на первой и последующих ступенях сепарации нефти, включая горячую сепарацию на последней ступени. Выпускают нормальный ряд сепараторов НГС с пропускной способностью по жидкости 2000 – 30000 т/сут. В табл. 9.4.1 приведены основные технические данные сепарационных установок типа НГС.
Таблица 9.4.1 Основные технические данные сепарационных установок типа НГС
|
Qmax |
Qmax |
|
Qmax |
Qmax |
|
|
|
по |
||||
|
по |
по газу, |
|
по газу, |
||
|
|
жидкос |
||||
Тип |
жидкости, |
тыс. |
Тип |
тыс. |
||
ти, |
||||||
|
т/сут |
м3/сут |
|
м3/сут |
||
|
|
|
|
т/сут |
|
|
1 |
22 |
3 |
4 |
5 |
6 |
|
НГС6-1400 |
2000 |
150 |
НГС6-2600 |
20000 |
1000 |
|
НГС16-1400 |
|
260 |
НГС16-2600 |
|
1800 |
|
НГС25-1400 |
|
330 |
НГС25-2600 |
|
2300 |
|
НГС40-1400 |
|
420 |
НГС40-2600 |
|
3000 |
|
НГС641400 |
|
560 |
НГС6-3000 |
30000 |
1500 |
|
НГС6-1600 |
5000 |
340 |
НГС16-3000 |
|
2700 |
|
НГС16-1600 |
|
590 |
НГС25-3000 |
|
3400 |
|
НГС25-1600 |
|
750 |
НГС40-3000 |
|
4400 |
|
НГС40-1600 |
|
960 |
|
|
|
|
НГС64-1600 |
|
1260 |
|
|
|
Справочник инженера по добыче нефти Стр.244
УГНТУ |
|
|
Нефтяная компания ЮКОС |
НГС6-2200 |
10000 |
600 |
|
НГС16-2200 |
|
1000 |
|
НГС25-2200 |
|
1300 |
|
НГС40-2200 |
|
1700 |
|
НГС64-2200 |
|
2200 |
|
Сепарационные установки с предварительным отбором газа УБС существуют следующих типоразмеров: УБС-1500/6; УБС-1500/16; УБС3000/6; УБС-3000/16; УБС-6300/6; УБС-6300/16; УБС-10000/6; УБС10000/16; УБС-16000/6 и УБС-16000/16. Технические характеристики некоторых из перечисленных установок приведены в табл. 9.4.2.
Таблица 9.4.2 Основные технические характеристики сепарационных
установок типа УБС
|
|
|
Характеристика |
|
|
|
-УБС16000/6 |
-УБС10000/6 |
УБС-6300/6 |
УБС-3000/6 |
УБС-1500/6 |
Показатели |
|
|
|
|
Пропускная способность по |
16000 |
10000 6300 3000 |
1500 |
|
сырью, м3/сут |
|
|
|
|
Давление рабочее, МПа |
|
0,6 и 1,6 |
|
|
Газовый фактор, м3/т |
|
120 |
|
|
Рабочая среда |
|
нефтегазовая среда, допускается |
||
|
|
содержание сероводорода |
||
Температура |
окружающего |
|
|
|
воздуха, 0С |
|
|
от –40 до +40 |
|
Габаритные размеры, мм: |
|
|
|
|
- длина |
|
20500 |
19800 |
18450 |
- ширина |
|
6300 |
5400 |
3800 |
- высота |
|
5760 |
4890 |
3450 |
Условный |
диаметр |
|
|
|
штуцеров, мм: |
|
|
|
|
- входа продукции А |
500 |
350 |
200 |
|
- выхода продукции В |
400 |
200 |
200 |
|
- выхода газа Г |
200 |
150 |
150 |
|
Масса, кг |
|
35200 |
21000 |
10500 |
Справочник инженера по добыче нефти Стр.245