Для контроля за разработкой месторождений на каждой скважине необходимо замерять дебиты жидкости. Кроме того, следует знать количество механических примесей в продукции скважин. Эти данные дают возможность контролировать режим эксплуатации скважин и месторождения в целом, что позволяет принимать нужные меры по ликвидации возможных отклонений.
Для измерения дебита применяют сепарационно-замерные установки. Для измерения количества каждого компонента продукции скважины сначала следует отделить их друг от друга, т.е. необходим процесс сепарации. На практике используют индивидуальные и групповые сепарационно-замерные установки.
В современных напорных герметизированных системах сбора и транспорта продукции скважины используют АГЗУ.
АГЗУ «Спутник – А» (см.схему) предназначена для автоматического замера дебита скважин, контроля за их работой, а также автоматической блокировки коллекторов при аварийном состоянии технологического процесса. Расчетное давление контроля и блокировки составляет 1,6 и 4,0 Мпа.
Установка состоит из двух блоков: замерно- переключающего и блока управления (БМА).
Замерно-переключающий блок содержит:
- многоходовый переключатель скважин (ПСМ);
- гидравлический привод ГП-1;
- замерной гидроциклонный сепаратор с системой регулирования уровня;
- турбинный счетчик ТОР;
- соединительные трубопроводы и запорную арматуру.
В блоке управления (БМА) монтируется блок контроллер системы телемеханики, блок питания и электрические нагреватели.
Процесс работы установок заключается в следующем.
Продукция скважин по выкидным линиям подается в ПСМ, который действует как вручную, так и автоматически. Каждому положению этого переключателя соответствует подача на замер продукции одной скважины. Продукция замеряемой скважины направляется в газосепаратор, состоящий из верхней и нижней емкостей. Продукция остальных скважин, минуя газосепаратор, направляется в сборный коллектор.
Нефть из верхней емкости газосепаратора перетекает в нижнюю, здесь ее уровень повышается, и при определенном положении поплавка закрывается заслонка на газовой линии газосепаратора. Давление в газосепараторе повышается, и нефть начинает поступать через ТОР-1 в сборный коллектор. После этого уровень жидкости в нижней емкости снижается, поплавок опускается с открытием заслонки газовой линии, после чего процесс повторяется. Продолжительность этого цикла зависит от дебита скважины.
В БМА регистрируются накапливаемые объемы жидкости, прошедшей через счетчик – расходомер.
При повышении или понижении давления в выкидном коллекторе при помощи электроконтактного манометра (ЭКМ)по системе телемеханики на диспетчерский пункт выдается сигнал аварии.
В ОАО «СН-ННГ» наиболее часто применяются установки типа «Спутник»- АМ-40-10 (8,14)-400, где:
- 40- максимальное рабочее давление в кгс/см2;
- 10 (или8, или 14) – количество подключаемых скважин;
- 400 – максимальная производительность по жидкости, м3/сут.
Применяются также индивидуальные блочные замерные установки типа БИУС с аналогичным принципом действия, предназначенные для замера дебитов одиночных скважин.
Кроме установки «Спутник–А», применяются установки «Спутник–Б» и «Спутник-В». В некоторых из этих установок используются автоматические влагомеры непрерывного действия для определения содержания воды в продукции скважины, а также для автоматического измерения количества газа. Пробу нефти отбирают из выкидной линии через краники или вентили.
59.Меры безопасности при проведении замеров дебитов скважин в помещении АГЗУ
Обслуживание АГЗУ "Спутник" должно осуществляться специально обученным персоналом, прошедшим обучение, по специальности оператор по добыче нефти и газа.
Ремонт АГЗУ "Спутник" проводится слесарями-ремонтниками нефтепромыслового оборудования, прошедшими обучение и сдавшими экзамены по основной профессии. Допуск персонала к ремонту на АГЗУ "Спутник" производится по наряду на производство газоопасных работ.
К безопасному ведению работ в АГЗУ "Спутник" допускается квалифицированный персонал, прошедший обучение правилам обслуживания установок и сдавшие экзамены на право их обслуживания.
АГЗУ "Спутник" относится к классу помещений В-1А с допускаемой взрывоопасной смесью, щитовое помещение к помещениям с нормальной средой.
В установках имеются следующие взрывозащищенные приборы и оборудование:
-Вентилятор центробежный: взрывозащищенность электродвигателя обеспечивается его конструкцией.
-Датчик положения переключателя ПСМ.
-Электродвигатель привода ГП-1М.
-Электродвигатель насоса-дозатора НДУ 10/10
-Счетчик ТОР 1-50
-Манометр ВЭ16-РБ-электроконтактный.
-Светильники ВЗГ-200 АМС.
-Датчик магнитоиндукционный, счетчик газа АГАТ-П.
-Обогреватель электрический ОЭВ-4.
Характеристика опасных и вредных производственных факторов воздействующих на работника:
а) Физические опасные и вредные производственные факторы:
-повышенная запыленность и загазованность воздуха рабочей зоны;
-повышенное значение напряжения в электрической цепи, замыкание которой может произойти через тело человека;
-повышенная напряженность электрического поля;
-отсутствия и ли недостаток естественного света;
-расположение рабочего места на значительной высоте относительно поверхности земли (пола);
б) Химические опасные и вредные производственные факторы:
-токсические;
-по пути проникновения в организм человека через органы дыхания.
При работе на установках необходимо выполнять общие требования правил техники безопасности, действующие на объектах нефтедобычи.
1. Устранение загазованности в технологических помещениях обеспечивается вентиляцией с забором из нижней зоны помещения. Перед входом в АГЗУ "Спутник" включить вентилятор не менее чем на 15 минут и только после этого входить в помещение.
При отсутствии эл. вентилятора перед входом в помещение на 15-20 минут открыть обе двери, проветрить помещение.
2. Запрещается хранить обтирочные и легковоспламеняющиеся материалы в помещениях установок АГЗУ.
3. Открытие шаровых кранов, задвижек, во избежание гидроудара, производить медленно, до выравнивания давления в емкости сепарационной и трубопроводах.
4. Все шаровые краны (задвижки) на трубопроводах тех скважин, которые не работают, должны быть в закрытом положении при всех режимах работы.
5. Hа АГЗУ "Спутник" красной краской должны быть выполнены надписи: " ГАЗ-ОСТОРОЖНО ", класс взрываем ости "В-1А".
6. Категорически запрещается опрессовка АГЗУ "Спутник" пневмоиспытанием.
7. Электропроводка в помещении АГЗУ "Спутник" выполнена кабелем согласно ПУЭ-76 гл.УП-3 во взрывоопасных установках (в помещении и наружных).
Эксплуатация и ремонт замерных установок:
1. При пуске групповой замерной установки в эксплуатацию производить промывку системы путем подключения всех скважин сначала к общему трубопроводу, затем через переключатель скважинный механический (ПСМ),причем самая высокодебитная скважина должна работать через сепаратор. Промывку необходимо
производить не менее 48 часов. Перед подключением скважин к сепаратору после кап. ремонта и сварочных работ на выкидных трубопроводах, следует производить промывку по байпасу в течение 24 часов.
2. Для замера дебита необходимо при помощи ПСМ продукцию одной из скважин направлять в сепаратор, а продукцию остальных скважин в общий трубопровод. В случае отказа системы автоматики, влекущего за собой нарушение технологического режима, оператор обязан перевести работу куста на ручное управление. При отказе в управлении ПСМ поток следует перевести на байпас.
3. Пропарку трубопроводов от скважин до ГЗУ следует производить при работающей скважине, чтобы температура образовавшейся среды была не более 100 градусов. Hа время пропарки ТОР-1-50 следует заменить катушкой.
4. Работы, связанные с разгерметизацией оборудования АГЗУ, необходимо производить в соответствии инструкций по выполнению газоопасных работ.
5. По окончании работ по ручному замеру дебитов скважин снять рукоятку ПСМ.
6. При длительном пребывании внутри помещения двери ГЗУ должны быть открытыми.
7. В зимний период скважины переводят на байпас. Жидкость из сепаратора и технологических линий АГЗУ спускается в дренажную емкость.
Установка может работать в трех режимах:
1.Через сепаратор на ручном управлении;
2.Через сепаратор на автоматическом управлении;
3.Через обводной трубопровод (байпасную линию).
Перед пуском установки на любой из трех режимов необходимо закрыть задвижки грязевых и пропарочных линий. Открыть задвижки ЗКС под электроконтактный и показывающий манометры, закрыть задвижку ЗКС для сброса давления в трубопровод после предохранительного клапана.
Пуск установки и ее эксплуатацию производить согласно, паспорта и соответствующих разделов сопроводительной технической документации на комплектующие изделия, смонтированные в установке.
Для удаления нефти, разлив шившейся через не плотности (сальники, фланцевые соединения и др.) в основании АГЗУ "Спутник" имеются патрубки. Сброс нефти произвести в дренажную емкость или колодец, предусматриваемые проектом на установку.
Переключение скважин с замерного на обводной трубопровод и обратно во избежание порыва трубопроводов, производить в последовательности, приведенной в паспорте раздел 12 "Установки, автоматизированные групповые типа "Спутник".
При обслуживании и ремонте электроустановок и приборов необходимо соблюдать "Правила технической эксплуатации и безопасности обслуживания электроустановок промышленных предприятий".
Пуск в работу замерного узла после монтажа, а также после длительной остановки при температуре внутри АГЗУ и стенки сепарационной емкости ниже минус 30 градусов не разрешается.
37. Трубопровод.
Трубопроводы на промысле классифицируются:
- по виду перекачиваемого продукта – нефте-, газо-, нефтегазо-, водо- и паропроводы, а также канализационные трубы;
- по назначению – самотечные, напорные и смешанные;
- по рабочему давлению – низкого(до 0,6 МПа), среднего(до 1,6 МПа), высокого(свыше 1,6МПа) давления;
- по способу прокладки – подземные, надземные и подводные;
- по функции – выкидные(от устьев скважин до АГЗУ), сборные коллекторы(принимающие продукцию от нескольких трубопроводов) и товарные(транспортирующие товарную продукцию);
- по способу изготовления – сварные и сборные;
- по форме расположения – линейные (сборный коллектор представляет собой одну линию), кольцевые (сборный коллектор представляет собой замкнутую кольцевую линию) и лучевые (сборные коллекторы сходятся лучами к одному пункту).
На месторождениях наиболее распространены трубопроводы диаметром от 114 до500 мм.
При монтаже некоторых узлов применяют фланцевые соединения.
Все промысловые трубопроводы подразделяются на 4 категории в зависимости от назначения, рабочего давления, газового фактора, скорости коррозии.
Трубопроводы 1,2,3 категории относятся к ответственным трубопроводам, поэтому с началом эксплуатации осуществляется визуальный и измерительный контроль за их состоянием с ведением паспорта трубопровода. В паспорт вносятся результаты осмотра и ревизии, замеров толщины стенок, описание работ по ремонту ликвидаций аварий или отказов.
На каждый отказ (порыв) трубопровода оформляется акт технического расследования, который утверждается главным инженером ТПДН.
Трубопроводы от скважины до АГЗУ относятся к трубам 3 категории, а от АГЗУ – к 1 и 2 категориям.
38. Трубопроводная арматура
разделяется на три группы: запорная, регулирующая, предохранительная.
Назначение запорной арматуры – разобщение участков трубопроводов и отключение от трубопроводов разных технологических установок. Она устанавливается в начале и конце каждого трубопровода, а также в местах соединения со сборными коллекторами.
К запорной арматуре относятся задвижки, краны, вентили, обратные клапаны.
Задвижка - запорное устройство, предназначенное для перекрытия потока жидкости, газа в трубопроводах, проходное сечение которого открывается и закрывается поднятием шибера (клин или плашки).
Классификация задвижек:
1) По способу присоединения:
- фланцевая;
- резьбовая;
- раструбная;
- сварная (приварная).
2) По прочности:
- стальные (на высокое давление);
- чугунные (на низкое давления).
3) По конструкции:
- параллельные (имеющие параллельные плоскости затвора (плашки)).
Прямоточные задвижки
Задвижки типа ЗМ – 65х21 с ручным приводом состоит из следующих составных частей:
корпуса, шлицевой гайки, шпинделя, крышки подшипников, ходовой гайки, маховика, упорных шароподшипников, сальникового узла, шибера, седел, тарельчатых пружин и нагнетательного клапана.
Первоначальная герметичность затвора осуществляется за счет создания необходимого удельного давления поверхности шибера и седел с помощью тарельчатых пружин. Герметичность соединения корпуса с крышкой обеспечивается металлической прокладкой посредством затяжки шлицевой гайки; регулировка соосности проходных отверстий шибера и корпуса осуществляется при помощи регулировочных гаек, завинчиваемых в верхний кожух.
Для облегчения управления задвижкой ходовая гайка опирается на упорные шарикоподшипники, резьба шпинделя и ходовой гайки вынесена из зоны контакта с средой, что улучшает условия ее работы. Уплотнение шпинделя осуществляется при помощи сальникового узла, в который для повышения его надежности предусмотрено нагнетание уплотнительной смазки.
В процессе сборки подшипниковый узел заполняется солидолом, а при эксплуатации подачи солидола в узел производится через масленку; в верхнем кожухе задвижки имеются прорези, позволяющие определить положение затвора (открыто-закрыто). В задвижке предусмотрена возможность подачи защитной смазки в корпус через нагнетательный клапан, что предохраняет его от загрязнений и коррозии.
Принцип работы задвижки состоит в том, что при вращении маховика возвратно-поступательное движение через шпиндель передается однопластинчатому шиберу, который открывает или закрывает проходное отверстие задвижки. Во избежание эрозионного и коррозионнного износа не допускается работа задвижки в полуоткрытом положении затвора.
Техническая характеристика:
Условный проход, мм…………………………….65
Рабочее давление, МПа (кгс/см2)………………..21 (210)
Управление……………………………………………...ручное
Макроклиматический район по ГОСТ 16350-80…….умеренный и холодный
Скважинная среда………………………………………нефть, газ, конденсат, вода техническая, сточная нефтепромысловая
Температура скважинной среды, К(0С), не более…….393(120)
Габаритные размеры, мм……………………………….350х320х650
Масса, кг;
В собранном виде………………………………………64
Полного комплекта…………………………………….66
Изготовитель: Бакинский завод нефтепромыслового машиностроения, г. Баку.
Задвижки типов ЗМС и ЗМС1 с ручным приводом
Задвижки типов ЗМС и ЗМС1 с ручным приводом диаметром условного прохода 65, 80, 100 и 150 мм на давление 21 и 35 МПа (210 и 350 кгс/см2), условного прохода 50 и 100 мм на давление 70 МПа (700 кгс/см2) состоят из корпуса, входного седла, шпинделя, маховика, ходовой гайки, крышки подшипников, нажимной гайки, нажимного кольца, манжет, пружины сальника, крышки, тарельчатых пружин, нагнетательного клапана, выходного седла и шибера.
Герметичность затвора обеспечивается созданием необходимого удельного давления на уплотняющих поверхностях шибера и седел. Предварительное удельное давление создается тарельчатыми пружинами. Герметичности затвора способствует уплотнительная смазка ЛЗ-162 (ТУ 38-1-01-315-77) или «Арматол-238» (ТУ 38-101-812-80), подаваемая через нагнетательный клапан.
Регулирование соосности проходных отверстий шибера и корпуса производится регулировочными винтами.
Для облегчения управления задвижкой опоры ходовой гайки установлены на упорные шарикоподшипники, а задвижки условным проходом 80, 100 и 150 мм оснащены уравновешивающим штоком.
Резьба шпинделя и ходовой гайки вынесены из зоны контакта со средой, что улучшает условия работы. В узел подается уплотнительная смазка. Уплотнение шпинделя осуществляется манжетами из материала АНГ. Для защиты корпуса задвижки от загрязнения и коррозии в него через нагнетательный клапан подается защитная смазка. Предусмотрена также подача смазки в узел уплотнения шпинделя и штока. На задвижке имеется указатель положения открытия-закрытия (верхняя и нижняя риски на кожухе);
клиновые (имеющие в качестве затвора клиновидные поверхности, состоящие из 2-х половин или одного сплошного клина).
Задвижки клиновые стальные фланцевые ЗКС-40, ЗКС-50
Задвижка клиновая стальная фланцевая выполнена из легированных и нержавеющих сталей, предназначена для установки в качестве запорного механизма на трубопроводах с бескислотной жидкой или газообразной средой (водой, паром, маслом, нефтью, нефтепродуктами). В своей конструкции задвижка имеет монолитный клин, выдвижной шпиндель и маховик для управления вручную. Предусмотрено верхнее уплотнение в крышке, позволяющее производить замену сальниковой набивки в процессе работы задвижки. С трубопроводом задвижка присоединяется посредством фланцев.
Закрыть задвижку необходимо поворотом маховика вправо, открыть – поворотом маховика влево.
При эксплуатации шпиндель и гайку периодически смазывать, а задвижку проверять на плавность хода. В случае пропуска сальника надо его подтянуть, причем высота подтяжки не должна превышать 30% от высоты камеры.
По расположения шпинделя (при открытии и закрытии):
с выдвижным шпинделем;
с неподвижным шпинделем.
Кран – запорное устройство, проходное сечение которого открывается и закрывается при повороте пробки вокруг своей оси.
Классификация кранов:
По форме пробки:
цилиндрическая;
шаровая;
коническая.
Кран шаровой ДУ 50
Техническая характеристика:
Проводимая среда…………………………………….нефть, газ, конденсат
Рабочее давление, МПа……………………………….21,8
Условный проход, мм…………………………………50
Температура окружающей среды, 0С ……………….-30..+ 40
Масса, кг………………………………………………20, 15, 7
Изготовитель: ЦКБ «Титан», г. Волгоград (1,5).
Краны шаровые ДУ 50/80-40 МПа
Условия эксплуатации
Рабочая среда – продукция нефтяных скважин с содержанием:
парафина, % (объемных), не более…………………..7
серы, % (объемных), не более………………………..7
сероводорода, % (объемных), не более ……………..0,3
воды, %………………………………………………..100
Температура окружающей среды, С0 ……………….от +5 до +70
Изготовитель: АО «ОЗНА», г Октябрьский
Трехходовой кран
Габаритные размеры запорного устройства, мм
длина (с ручкой) ……………………………………192
ширина ……………………………………………….60
высота (с ручкой)……………………………………76
Изготовитель: АО «завод элементов трубопроводов»,
р.п. Исток Свердловской области
Запорная арматура АО «Тяжпромарматура»
Конусные краны
Техническая характеристика
Диаметр условного прохода Ду, мм……………….50, 80, 100, 150, 200, 300
Условное давление Ру, МПа (кгс/см2) …………….6,4 (64)
Привод……………………………………………….ручной, пневматический
Рабочая среда………………………………………..природный газ
Температура среды, 0С ……………………………от –40 до +80
Масса, кг……………………………………………от 29 до 1050
Краны шаровые
Краны шаровые нового поколения с центральны разъемом наиболее полно отвечают требованиям народного хозяйства, обладают высокими технико-экономическими характеристиками и эксплуатационными показателями. Применяются в качестве запорного устройства на трубопроводах, транспортирующих природный газ. В конструкции кранов использован ряд оригинальных решений; корпус крана состоит из двух штампованных полукорпусов, наличие одного разъема уменьшает вероятность разгерметизации узла крана относительно внешней среды; конструкция запорного органа, выполненная по схеме «пробка в опорах» с самосмазывающимися подшипниками скольжения из металлофтороплпстовой ленты, облегчает управление краном и уменьшает крутящий момент, необходимый для поворота пробки.
Уплотнение затвора из эластомерного материала, обладающего высокой износо – и эрозонностойкостью, обеспечивает надежную герметичность затвора во всех диапазонах транспортируемой среды.
Герметичность затвора крана обеспечивается постоянно прижатыми давлением транспортируемой среды к пробке уплотнительным кольцами для Ду 50, 80,100- на входе, для Ду – как на входе, так и на выходе.
По конструкции:
натяжные (уплотняющая поверхность пробки прижимается к корпусу крана натяжением гайки, расположенной на нижнем наружном конце пробки);
сальниковые (уплотнение поверхности пробки и корпуса при затягивании сальника);
смазочные (уплотнение достигается путем заливки масла на уплотняющие поверхности).
Вентиль – запорное устройство, в котором при повороте шпинделя клапан, насаженный на нем, перемещается вдоль оси седла.
Вентиль игольчатый
Широкое применение в нете– и газопромысловом оборудовании при измерении давления, отборе проб и в качестве запорного устройства получили игольчатые вентиля. Вентиль игольчатый рассчитан на рабочее давление до 16 МПа и имеет условный проход 15 мм.
Вентиль игольчатый состоит из корпуса и шпинделя с наконечником. Шпиндель имеет резьбу, а на его верхний конец крепится маховик. При вращении маховика поступательное движение шпинделя обеспечивает открытие или закрытие проходного отверстия вентиля. Закрытие вентиля осуществляется вращением маховика по часовой стрелке.
Изготовитель: Нефтяная машиностроительная компания, г.Екатеринбург.
В конце трубопроводов, подключенных к групповым установкам или сборным коллекторам, устанавливают обратные клапаны, которые предназначены для отключения трубопровода в случае изменения направления движения жидкости.
Назначение регулирующей арматуры трубопроводов (регуляторов давления) – поддержание пластового давления в трубопроводе до регулятора или после него. Она устанавливается, как правило, на газопроводах для обеспечения постоянного давления на приеме компрессоров или в конечных точках газопроводов.
Назначение предохранительной арматуры – предохранение трубопроводов или аппаратов от разрывов при повышении давления. К предохранительной арматуре относятся предохранительные клапаны различных конструкций (пружинные, рычажные и др.).
42.Назначение ДНС. Краткая характеристика и принцип работы
После автоматического измерения продукции по каждой скважине смесь жидкости и газа направляется по нефтесборному трубопроводу на дожимную насосную станцию.
Дожимная насосная станция (ДНС) предназначена для осуществления первой ступени сепарации, для дальнейшей транспортировки жидкости с помощью центробежных насосов до ЦППН, а газа под давлением сепарации до газоперерабатывающего завода, а также замера жидкости и газа проходящих через нее.
 |
 |
|
На ДНС газоводонефтяная эмульсия поступает в сепараторы первой ступени сепарации НГС, предварительно отобрав отделившийся свободный газ в УПОГ и отделив воду от нефти в УПСВ, где сепарируется от попутного нефтяного газа, затем в сепараторы – буферы БЕ. Из сепараторов – буферов жидкость откачивается насосами внешней откачки НБ на ЦППН. В случае невозможности внешней откачки (авария на напорном нефтепроводе, неисправность насосов ВО и т.п.) предусмотрено поступление нефти в аварийный РВС.
Газ, выделившийся из газонефтяной эмульсии в сепараторах первой ступени, через ГС и УУГ под давлением газосепарации направляется на ГПЗ.
На УПСВ разгазированная водонефтяная эмульсия поступает на печи трубчатые для нагрева и далее в отстойники, где происходит разделение эмульсии. Для ускорения процесса в нефть дозировочными насосами на вход установки подается деэмульгатор. Нефть с отстойников направляется в НГС. Выделившаяся в отстойниках из эмульсии подтоварная вода откачивается в систему ППД. Очищенная вода с содержанием нефтепродуктов до 40 мг/л подается на вход КНС.
Основные объекты и сооружения.
- узел предварительного отбора газа (УПОГ);
- сепараторы первой ступени (НГС);
- газовый сепаратор (ГС);
- установка предварительного сброса воды (УПСВ);
- технологические трубопроводы;
- напорный нефтепровод;
- насосный блок (НБ);
- узел учета газа (УУГ);
- узел учета нефти (УУН);
- узел учета воды (УУВ);
- газопровод;
- факельная система;
- дренажная система;
- резервуар вертикальный стальной (РВС);
- компрессорная;
- дизельная;
- операторная.
Вспомогательные помещения.
- административные помещения;
- слесарная мастерская;
- склады;
- столовая;
- котельная.
Выпускаются ДНС блочного исполнения.
НБ на заводе собираются и доставляются в сборе. На месте производится установка, обвязка, наладка.
Освещение ДНС естественное и от сети 220 В, а также аварийное от сети 12 В. Все осветительные приборы во взрывозащищенном исполнении.
Насосы и электродвигатели устанавливаются на рамах, которые можно выкатывать на специальную площадку.
В НБ также устанавливаются:
- вентиляционный блок;
- система дренажных коллекторов;
- датчики нагрева подшипников;
- ЭКМы;
- запорная арматура;
- датчики контроля загазованности;
- пост местного управления насосными агрегатами;
Для перекачки жидкости применяют различные ЦНС (реже НК):производительностью от 38 м3/ч. до 300 м3/ч. и давлением нагнетания (напором) до 60 кгс/см2.
УУН, УУВ.
Узел учета предназначен для определения количества проходящей жидкости (суммарный дебит всех скважин).
Узел учета состоит из нескольких турбинных расходомеров типа «Норд» (рабочих и контрольного). Показания счетчиков выходят на пульт управления в операторной ДНС.
Характеристика ЦНС 300*240.
Центробежный насос секционный; Q = 300 м3/час, Н = 240 м.вод.ст.(24 кгс/см2), частота вращения 3000 об/мин.
Состоит из вала с рабочими колесами, направляющих аппаратов, корпусов направляющих аппаратов, узла разгрузки (гидропяты), концевых роликовых или шариковых подшипников.
Вал насоса через муфту соединен с валов электродвигателя.
С увеличением числа секций увеличивается напор (без увеличения производительности).
На ЦППН происходит дальнейшее отделение газа от нефти в нефтегазосепараторах второй, а по необходимости и третьей ступени сепарации, обезвоживание и обессоливание нефти. Для обезвоживания и обессоливания нефти применяются установки подготовки нефти УПН. Подготовленная нефть до товарной кондиции накапливается в резервуарах товарного парка и откачивается насосами в магистральный нефтепровод потребителю. Отделившаяся от нефти вода проходит дополнительную подготовку на установке подготовки воды и закачивается через КНС обратно в продуктивные пласты. Газ, отделившись от нефти, с помощью компрессоров компрессорной станции КС по газопроводу доставляется на ГПЗ
При герметизированнойсхеме нефтесбора достигается высокая степень централизации технологических объектов, их количество на месторождении сводится к минимуму, нефть нигде не контактирует с воздухом и потери от испарения сведены к минимуму (0,2%).