МИНИСТЕРСТВО НЕФТЯНОЙ ПРОМЫШЛЕННОСТИ

ВНИИСПТнефт*

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ВРЕМЕННАЯ ИНСТРУКЦИЯ ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА

ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ НЕФТЕЙ ПО НЕФТЕПРОВОДУ УСА - УХТА РД 39-30-675-82

1982

Министерство нефтяной промышленности

Всесоюзный научно-исследовательский институт по сбору, подготовке и транспорту нефти и нефтепродуктов (ВНИИСПТнефть)

УТВЕРВДЕН

начальником Технического управления МНП

Ю.Н.Байдиковым

13 января 1982 г.

РУКОВОДЯЩИЙ ДОКУМЕНТ

ВРЕМЕННАЯ ИНСТРУКЦИЯ

ПО БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИЙ ОБЪЕКТОВ МАГИСТРАЛЬНОГО ТРАНСПОРТА ПРИ ПЕРЕКАЧКЕ ГАЗОНАСЫЩЕННЫХ НЕФТЕЙ ПО НЕФТЕПРОВОДУ УСА - УХТА

РД 39-30-675-82

Уфа - 1982

II

проводу ф 720x6 направляется на прием подпорных насосов X и далее насосами 3 откачивается в магистральный трубопровод.

В нефтепровод может подкачиваться комцреосат, выпадающий в технологических установках ГДЗ.

Цри остановках перекачки по магистральному трубопроводу! перед подачей товарной нефти в резервуары 4 и 5, нефть проходит через сепараторы 6 при атмосферном давлении и температуре 40°®.

Газ, выделившийся ив нефти в буферных емкостях и сепараторах, поступает в газоотводную линию.

После пуска нефтепровода, по достижении установившегося режима в поток газонасыщенной нефти подкачивается дегазированная из резервуаров посредством насоса 2.

2.16. Характеристика насосного агрегата для откачки дегазированной нефти из резервуаров одновременно с перекачкой газона-сыщенкой нефти.

Марка насоса 8 ЦЦв-Ш, подана - 540 м^/ч, напор - 94 м, скорость вращения вала 1450 об/мин, допускаемая высота всасывания -4 м, мощность насоса - 178 квт., тип электродвигателя МА 36-61--4B3I, мощность - 195 квт. ЗУ 26-06-448-69.

2.19. Характеристика получаемой нефти.

По нефтепроводу перекачивается смесь нефтей Усинского и Возейского месторождений в соотношении около 1:1. Свойства нефтей обоих месторождений отличаются друг от друга незначительно.

По степени подготовки, за исключением значения давления насыщенных паров, транспортируемая нефть соответствует ГОСЯ^у 9965-76.

Состав г&зонасыщенной нефти, соответствующей режиму работы булитов ГДС (температура 40°С, избыточное давление 0_%Н МПа), приведен в табл.2,

12

Компонентный состав г&еонасьзцекной нефти

Компоненты:    /7g    !    СО^    ! СН^ » С^Г^Г^8 ^! ^4%

Содержание,

% массовое 0,00X29    0,0088    0,1056    С,4955 1,3260    0,3540

fi! I, - С5Н12 н -CgHj^ Cghr^    остаток

1,4384    0,6466 1,3680 2,3390    91,00

При данном составе газосодержание перекачиваемой нефти составляет 7+8 м^/м^.

Значения давлений насыщения нефти данного состава при различных температурах приведены в табл. 3.

Таблица 3

Давления насыщения газонасыщенной нефти

Температура, 1    40 I 30 I 20    ?    W    I    5

_С_!_I_!_!_I_

Давление насыщения (избыточное) МПа    0,4    0,30    0,26    0,21    0,16

Подкачиваемый в нефтепровод в зимний период компресса?, выпадающий в технологических установках ГПС, имеет давление насыщения при температуре 38°С и соотиовении паровой и жидкой фаз 0:1-1,G3 МПа.

Падкаяка комцрессата в нефть повывает ее давление насыщения щри температуре 40°С на 0,03*0,04 Ша.

По реологическому поведению при минимальных температурах на концевых участках нефтепровода, составляющих 4,5-5°С, нефть соответствует вясооласагаюй модели со значением предельного динамического напряжения сдвига %« 2,95 ц/Ы^ и пластической вязкости ^ * 0,0195 h.c/u*\

При температуре Ю°С нефть является ньютоновской с кинематической вязкостью 0,4 см^/с.

13

Ори температуре 15°С и выше вязкость нефти принята 0,3 см^/о.

3. гвдравшесш ХАРАШРИОТШ НЕФТЕПРОВОДА

З.Х. Минимальные и максимальные годовые температуры нефтепровода по фактическому состоянию в 1д79-80г приведены в табл. 4.

Таблица 4

Температурный режим нефтепровода

Расстояние по трассе, {Максимальная _п    I    Минимальная ₀

км    1 температура, С    5    температура, С

•0	40	40
174	17	9
406	13	5

Соответствующие расчетные температуры по нефтеперекачивающим станциям нефтепровода и значения давлений насыщения газонасыщенной нефти приведены в табл. 5.

Таблица 5

Давление насыщения нефти на НОС

Максималь-1Минимадь- {Давление! Давление кая тем- 1ная тем- (насыще- (насыщения пература, 1пература,1ния при {при мини-ос    1    о_г    {макси- (мальной

^v    f    ^v    {мальной 1темпера-

I    (темпера-(туре Ша

I    «туре Mat

(    I(избыток!

1I!иое) i

Уса	0	40	40	0,40	0,40
Сыня	106	25	15	0,28	0,23
Чикаино	212	16	8	0,23	0,21'
Зеленоборск	286	15	5	0,23	0,20
Ухта	406	15	5	0,23	0,20

14

3-2. Вь избежание разгазирования нефти в лилейной части нефтепровода^ узлах дросселирования, местных сопротивлениях, в технологических объектах перекачивающих станций, за исключением булитов ГПС и линии приема подпорных насосов, при нормальных рабочих режимах давление должно поддерживаться не менее чем на 0,5 МПа выше давления насыщения нефти при фактической ее температуре.

3.3.    Минимальное давление в линейной части нефтепровода на входе нефтеперекачивающих станций составляет 0,8 МПа.

3.4.    Гидравлические характеристики нефтепровода определяются При максимальных годовых температурах. Давления на выходе нефтеперекачивающих станций приведены в табл. 6. Приведенные давления являются расчетными и при обеспечении минимально допустимого давления на входе НДС 0,8 МПа*могут изменяться в' соответствии с фактическими вязкостными характеристиками нефти, по условиям прочности, но не должны превышать при этом 5,35 Ша.

Таблица 5

Гидравлические режимы нефтепровода при перекачке газонасыщенной нефти

НДС Т Давление в нефтепроводе на выходе НДС (Ша) ! при производительности (мдн.т/год)

{ w-iwwwww    >ими» — I — — ——ми к—»—— —

I 12 I 13 1    14    I    15    I    16    I    17

Уса	3,31	3,65	4,02	4,41	4,82	5,26
Сына	2,97	3,31	3,72	4, IX	4,58	5,06
Чикшино	3,22	3,41	3,76	4,04	4,37	4,7
Зедепоборск	3,22	3,63	4,04	4,48	4,94	5,41

3*5» При остановках перекачки давление в нефтепроводе поддерживается не менее, чем на 0,5 Ш& выше давления насыщения нефти при фактической ее температуре соответственно ^ линейной части нефтепровода и технологических объектах.

35

В линейной части нефтепровода минимально допустимое давление при остановках перекачки составляет 0,6 Ша.

3.6. Уставка датчика минимально допустимого давления на входе в магистральные насосы настраивается на велггаину 0,5 МПа.

4. ТШОДОгаЧЕСКАЯ СХЕМА ПЕРШЧКЙ

И УПРАВДтК ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМИ РШМШ

4.Х. Перекачка газонасыщенной нефти на ГНС Уса производится через булиты, подпорную и магистральную насосные.

4.2.    На промежуточных ШС перекачка нефти осуществляется по системе из "насоса в насос".

4.3. ' Приемо-сдаточные операции в голове нефтепровода производятся по безрезервуарному способу с замером количества перекачиваемой нефти расходомерами.

4.4.    В Ухте нефть сепарируется на концевой сепарационной установке. Отсепарированная нефть принимается в резервуары ГНС

Ухта •

4.5.    В процессе перекачки производится периодический контроль за газосодержанием и давлением насыщения. Эти данные и фактические температуры перекачки фиксируются в диспетчерских доку* ментах.

4.6.    При перекачке газонасыщекной нефти лупикги _s резервные нитки» емкости и другие технологические объекты» не используемые для обеспечения данного технологического процесса и подключение которых к нефтепроводу не вызвано необходимостью» от нефтепровода отключаются.

4.7.    Нормальным состоянием резервуаров на ГПС Уса в период перекачки газонасыщекной нефти является опорожнение до минимальных уровней вэлива.

16

4.8. В булитах ГДС Уса нефть должна поддерживаться вблизи среднего уровня. Нормально в работе задействуются все шесть булитов. На период производства ремонтных работ допускается использование четырех-пяти булитов. Предельно допустимые уровни нефти в булитах для различных производительностей нефтепровода приведены в таблице 7.

Таблица 7

Предельные уровни нефти в булитах

Производитель-? Предельные уровни нефти в булитах, см

кость кефте- ! —---------------,———————— -----

провода,    !лри работу 4-х. булитов 1при работе 5 и б булитов

млн.т/год    !-----—«-———-------——————-————

_1 мин_1 макс. 1 пин. I макс.

II-I3	56	304	50	310
13-15	60	300	55	305
J5-I7	64	296	58	302

4*9. Регулирование режимов перекачки осуществляется автоматическими регуляторами давления* Используются регуляторы давления типа "до себя¹* с регулированием давления на выходе НДС в зависимости от его изменения на входе в НПС. Давление на выходе ГОС Уса регулируется также в зависимости от понижения уровня нефти в булитах.

5. ПЕРЕВОД НШ1ЕПР0В0ДА НА ТРАНСПОРТИРОВКУ ГАЗОНАСЫЩЕННОЙ НЕШ

5.1.    К началу перевода нефтепровода на транспортировку гаяо-касыщенной нефти резервуары ШС Уса должны быть опорожнены до минимальных уровней вслива.

5.2.    Перекачка нефти по нефтепроводу прекращается.

5.3.    Будиты ГОС Уса заполняются дегазированной нефтью до достижения давления 0,4 Ша.

17

5.4.    Производится переключение приема насосов йа булиты. Ком^мгкации, подающие дегазированную нефть из резервуаров, перекрываются.

5.5.    3 булиты подается газонаскщенн&я нефть и производится запуск насосов нефтепровода при обеспечении минимально допустимых давлений в нефтепроводе в соответствии с табл, б Пуск насосов нефтепровода в ©том случае производится в обычном порядке, предусмотренном для перекачки дегазированной нефти.

5.6.    На головной НДС запуск подпорного и основного насосных агрегатов осуществляется при открытой задвижке на линии перецуска и закрытой задвижке на линии нагнетания.

Сигнал на открытие выкидной задвижки подается после выхода насоса на номинальные обороты. Закрытие задвижки на линии перепуска производится после начала движения жидкости в трубопроводе и выхода насоса на заданный режим.

5.7.    Запуск насосных агрегатов при работающей ГНС на промежуточных НПО производится на приоткрытую выкидную задвижку.

Сигнал на включение насосного агрегата подастся через 30-40 сек. после подачи сигнала на открытие выкидной задвижки.

5.8.    Перед зацуоком насосных агрегатов необходимо проконтролировать давление на входе в насос» величина которого должна превышать давление насыщения перекачиваемой нефти не менее» чем на

О»05 МПа для подпорных насосов й на 0,5 МПа для основных агрегатов*

5.9.    Газовая пробка из полости насоса при его заливке перекачиваемой нефтью стравливается через вентиль, в крышке корпуса насоса в емкость сбора утечек. Прохождение газовой фазы контролируется периодическим открытием вентиля на сигнальной трубке«. .

5.10.    Концевые сооружения нефтепровода должны быть переключены на прием газонасыщенной нефти не позже» чем череез т часов с начала закачки газонасыщенной нефти в нефтепровод.

IS

б.II. Дудинги заполняются газонасыщенной нефтью с предварительной их надреосовкой до давлений, обеспечивающих предотвращение разгазироеания нефти. Эти давления выбираются по соответствующим им значениям для основной магистрали (табл* б).

6, осоеашсш ЭКСПЛУАТАЦИИ ШШРОВОДА ПРИ осдошшиях

e«It При остановках церек&чки нефти по нефтепроводу газона-оыщенная нефть с установок подготовки направляется на сепараторную установку и далее а резервуарный парк.

6.2.    При остановках перекачки, не связанных с авариями, на линейной части в нефтепроводе поднимается давление не менее 2 МПа, после, чего перерываются линейные задвижки. Остановка нефтепровода производится последовательным отключением по одному насосу на каждой перекачивающей станции, начиная с головной,

По мере отключения насосов производится прикрытие концевой линейной задвижки во избежание понижения давлений в нефтепровода не ниже 0,8 МПа.

После того, как на каздой станции останется по одному работающему насосу, концевая линейная задвижка перекрывается, и после стабилизации давления производится выключение насосов на промежуточных НПО. Последним отключается насос ГОС» предварительно перекрывается входная линейная задвижка нефтепровода.

6.3.    фи аварийном отключении одной иЛи нескольких из промежуточных перекачивающих стащий допускается перекачка нефти на пониженных расходах при обеспечении ооответствущих 'минимально допустимых давлений на входе в работающие НПС 0,8 МПа (табл.б}.

6.4.    фи отключении ГОС Уса перекачка нефтц немедленно прекращается, перекрывается входная задвижка, НПС останавливайся, а с конца нефтепровода производится его напрессовка до давления

19

не мекее 2 Ш1а, после чего перерываются концевые задвижки.

6.5.    При авариях линейной части перекачивающие станции немедленно останавливаются, а аварийный участок отсекается задвижками. На неповрежденных участках давление поднимается до давления не менее 2 МПа. Напрессовка со стороны Ухты производится за счет реверса перекачки.

6.6.    При авариях нефтепровода на участке Зелеиоборск-Ухта допускается не производить нацрессовку конечного участка яефгепрог вода после места аварии*

6.7.    При понижении производительности нефтепровода и повышении уровня нефти в булитах до максимально допустимого открывается задвижка подачи нефти на сепарационцую установку ШС, откуда нефть направляется в резервуарный парк.

6.8..£сли при периодическом контроле эа давлением насыщения газокасыщенной нефти установлено превышение значения давления ней сыщекия 0,4 Ша, то перекачка нефти допускается при условии соответствующего повышения минимально допустимого давления нефтепровода -в пределах полного использования несущей способности трубы по давлению.

6.9.    По окончании ликвидации аварий, ни вызвавших разгазиро-вание нефти в линейной части нефтепровода, пуск нефтепровода осуществляется последовательным включением насосов по одному агрегату на станциях, начиная с ГОС* (си.пункты 5.6 и 5,7).

6.10.    При-пуске насосов во избежание разогрева нефти и ухудшения пусковых характеристик насоса й привода недопустима длительная работа насосов на закрытую задвижку. Сигнал на открытие выкидных задвижек должен подаваться одновременно С включением насосов»

При повышении температуры нефти до значений, соответствующих условиям вцделенния ларов при минимальных давлениях в насосах,

20

производился их остановка, удаление газа и заполнение нефтью.

6. IX. При возобновлениях перекачки нефти после ликвидации аварий, связанных с выделением газовой фазы, в линейной части нефтепровода с целью ускоренного растворения газовой фазы в нефтепровод в максимально возможном количестве подкачивается накопленная раэгазированная нефть. При этом давление в нефтепроводе поддерживается з соответствии с табл. 6.

При авариях на участках, примыкающих к входу в ШС, перед возобновлением перекачки производится напрессовка участка до максимально допустимого давления по условиям прочности трубы. Участок при этом давлении выдерживается не менее часа. После этого производится цуок нефтепровода последовательным включением всех н&сооов перекачивающих станций. Выдержка и напраесовка участка не производится, если расстояние от лего до входа ШС более ХО км.

Настоящая инструкция разработана в качеству руководства при эксплуатации магибтрапьного нефтепровода "Уса-Ухта* на период перекачки по нему в порядке промышленного эксперимента газонасыщенной нефти Инструкция регламентирует режимы перекачки нефти.обеспечивающие безопасную технопогичесую эксплуатацию нефтепровода.В ней рассмотрены характеристики нефтепровода и перекачиваемой нефти,состав соору-жений.необходимый для обеспечения нормального технологического режима перекачки нефти в газонасыщенном состоянии,определены порядок перевода нефтепровода на транспортировку нефти в газонасыщенном состоянии и особенности его эксплуатации при осложнениях.

Авторы разработки Пиядин М.Н.,Рахматуллин Ш.й.,Корнилов Г.Г.Сковородников Ю.А.,Пелевин В.В.Дуйко П.В*,Арменский Е.А.,Антипьев В.Н.

СОДЕРЖАЩУЮ

1.    Общие положения

2.    Характеристика нефтепровода и перекачиваемой нефти

3.    Гидравлические Характеристики нефтепровода

4.    Технологическая схема перекачки и управление технологическими режимами

б. Перевод нефтепровода на транспортировку газонасыщенной нефти

6. Особенности вкспдуатадии нефтепровода при осложнениях

ШОШДЙЩИЙ ДОКУМЕНТ

Временная инструкция по безопасной эксплуатации объектов магистрального транспорта при перека» ке газонасыщенных нефтей по нефтепроводу Уса-Ухта

Вводится впервые

Приказом Управления северными магистральными нефтепроводами от    №

Срок введения установлен с _

Срок действия до_

I. ОБЩЕ ПОЛОЖЕНИЯ

1.1.    Настоящая "Временная инструкция..разработана во ..исполнение "Программы промышленного эксперимента по перекачке нефти в газонасыщенном состоянии по нефтепроводу Уса-Ухта и подаче газов Д-й ступени сепарации нефтей северных месторождений Коми АССР на Ухтинский ГПЗ", утвержденной главным инженером Глевтрансцефти В.Х.Галюком 3 августа 1979 года.

1.2.    В настоящей "Временной инструкции..рассматриваются и регламентируются порядок эксплуатации и Технологические режимы работы нефтепровода Уса-Ухта в период проведения промышленного эксперимента по перекачке гаэонасыщенной нефти, обеспечивающие безопасную технологическую эксплуатацию нефтепровода.

В инструкции рассматриваются только доиолнительные особенности эксплуатации нефтепровода, связанные с изменением свойств гаэонасыщенной нефти по сравнению с обычной товарной нефтью,

соответствующей ГОСТу 9965-76. При этом в качестве основного

•

документа, регламентирующего условия работы нефтепровода, необходимо руководствоваться "Правилами технической эксплуатации

4

магистральных нефтепроводов" (РД 39-30^114-78),

1.3. В целях обеспечения охраны труда и безопасного вышин нения работ при обслуживании нефтепровода необходимо руководствоваться:

а)    Правилами безопасности при эксплуатации магистральных нефтепроводов (РД 39-30-93-^78).

б)    Правилами безопасности в нефтегазодобывающей промш» ленности. Йзд. "Недра", М., 1968, с,168,

в)    Правилами безопасности при эксплуатации конденсате» проводов и магистральных трубопроводов для сжиженных газов ,

М., 1978, с.202.

*1.4. Под газонасыщенной нефтью понимается нефть о растворенными в ней компонентами природного газа, для поддержания однофазного состояния которой требуется давление, превышающее атмосферное.

По остальным показателям нефть должна соответствовать ГОСТу 9965-76 "Нефть. Степень подготовки для нефтеперерабатывающих предприятий. Технические условия".

1.5.    Под гаэосодержанием понимается отношение объема газа, приведенного к стандартным условиям (760 мм.рт.ст., 293°Ю¹ к объему дегазированной нефти, из которой этот газ выделился.

1.6.    Основным показателем, определяющим условия транспорта гаэонасыщьнной нефти по магистральному нефтепроводу, является сохранение одкофазности транспортируемой системы во всех технологических объектах, нефтепровода при нормальных технологических режимах.

2. ШШЕРШШ НЕШПРОВОДА И ШШкШЬША НЕФТИ

2.1.    Магистральный нефтепровод Уса-Ухта длиной <06 им, диаметром 720 ш предназначен для подачи в Ухту нефтей северных месторождений Коми АССР. Нефтепровод введен в эксплуатации в 1974 г.

Профиль трассы нефтепровода приведен на рис. 1.

Б состав нефтепровода входят:

а)    линейная часть;

б)    головная нефтеперекачивающая станция Уса ;

в)    промежуточные перекачивающие станции С&ня, Чиксило, Зеленоборск.

2.2.    Размещение нефтеперекачивающих станций (НПО по трассе

I

нефтепровода приведено в табл. I.

Таблица I

Размещение HQG на нефтепроводе

"== I    Г

Уса		89,0
Сыня	106	108,0
Чикшино	312	63,4
Зеленоборск	286	140,0
Ухта	406	113,5

2.3.    Максимальное допустимое давление в линейной части нефтепровода составляет 5,35 МПа.

2.4.    Основное технологическое оборудование НОС.

Технологическая схема головной нефтеперекачивающей станции (ИЮ) Уса приведена на рис.2.

ПЗС включает подпорную и магистральную насосные, резервуарный парк, буферные емкости, аварийную сепарационную установку.

9

воде) - 3 м, к.п.д. насоса (на воде) - 72%, мощность насоса (при работе на нефти) - 602 квт. Тил электродвигателя ДС-118/44-6, модность 800. квт, скорость вращения вала - 1000 об/мин, напряжение - 6С00 в.

2.5*2, Магистральный насосный агрегат. Марка насоса НМ

о

2500-230, подача - 2500 м°/ч, напор - 230 м, скорость вращения вала - 3000 об/мин, допускаемый кавитационный запас (на воде) -32 м., к.п.д. насоса (на воде) - 86%, мощность насоса (при работе на нефти) - 1570 квт. Тип электродвигателя ЯД 2000-2, мощность - 2000 квт, скорость вращения вала - 3000 об/мин, напряжение - 6000 в,

2.7. Магистральные насосы должны быть оборудованы двойными торцовыми уплотнениями с автономной системой прокачки дегазированной жидкости через камеру торцового уплотнения.

На период опытно-промышленной эксплуатации нефтепровода в порядке эксперимента может быть допущена работа насосов с серийно поставленными торцовыми уплотнениями. При этом слив жидкости из камер торцовых уплотнений при работе одним агрегатом осуществляется одним из двух нижеследующих вариантов:

а)    в сборник разгрузки с врезкой свечи и отвода газа на факел;

б)    подачей жидкости с линии нагнетания в камеру торцовых уплотнений обратным током жидкости с врезкой байпасной линии между линией нагнетания и камерой разгрузки,

Цри работе двух и более агрегатов слив жидкости из камер торцовых уплотнений осуществляется на вход первого агрегата,

Максимально допустимое давление в камере разгрузки — 5 МПа.

2,6, Резервуарный парк РЛС общим объемом 120000 м^ состоит из четырех резервуаров P3C-IGGQQ и четырех резервуаров - РВС-20000,-

2.9. Площадка буферных емкостей включает емкости объемом

10

о

200 &г каждая в количестве шести штук на опорах высотой 7,04м,

2.10* В буферных емкостях Ыулитах) поддерживается избыточное давление 0,35-0,4 МПа, температура составляет 40°С.

2.11,    Схема обвязки булитов должна обеспечивать перекачку нефти через булиты, а также использовать их в качестве подключенных резервуаров.

2.12.    Схема обвязки булитов должна исключать их неравномерное заполнение и различные условия сепарации. Соединение отводов нефти к булитам с коллектором выполняется сбоку*

2*13. Площадка сепараторов включает четыре сепаратора

о

объемом 56 иг каждый на постаменте высотой 15,1 м.

2*14* При неустойчивой работе подпбркых насосов на их приеме преду сматривается установка двух сепараторов, связанных с газовой полостью булитов*

2.15. Для сбора утечек, слива нефти при опорожнении насоса и приема газожидкостной смеси, вытесняемой из насоса при его заполнении перекачиваемой нефтью предусмотрены 2 заглубленные герметичные емкости, объемом по 25 м®, снабженные сигнализатором предельного уровня налива и средствами откачки нефти. Газ из емкостей отводится на свечу.-

2*16. Конструкция приемных патрубков подпорных булитов должна обеспечивать прием нефти под уровень жидкости в булнте.

2.17. Комплекс сооружений ГПС Уса работает по следующей схеме.

Обессоленная газонасыщенная нефть с установок подготовки нефти (УШ-1 и УШ-2) по трубопроводу j*72Qx8 поступает в буферные емкости, в которых при температуре 40°С и давлении 0,254-0,4 МПа (избыточное давление) производится отделение от нефти гЯэа, выделившегося в подводящих коммуникациях.

Далее нефть из буферных емкостей через сепараторы по трубо-

1

Если при давлении перекачки нефть недонасьпцена газом, но при атмосферном давлении выделяет свободный газ в объеме (исключая процесс испарения), то она считается газонасыщенной