1.4. Физ-хим механика разгазир (2). Лекция Физикохимическая механика процессов сбора и подготовки продукции скважин нефтяных месторождений Учебные вопросы

• Название: Лекция Физикохимическая механика процессов сбора и подготовки продукции скважин нефтяных месторождений Учебные вопросы
• Дата: 28.12.2021
• Размер: 1.46 Mb.
• Имя файла: 1.4. Физ-хим механика разгазир (2).ppt
• Тип: Лекция; #321209

В.В. Ершов, доцент кафедры НДиС, к.в.н., доцент.


Лекция 1.4. Физико-химическая механика процессов сбора и подготовки продукции скважин нефтяных месторождений
Учебные вопросы:
Разгазирование пластовой нефти в добывающих скважинах, трубопроводах системы сбора и нефтепромысловом оборудовании.
Аналитические зависимости расчета разгазирования пластовой нефти в системе сбора и подготовки нефти.
3. Изменение физико-химических свойств нефти в системе промыслового обустройства нефтяных месторождений.
4. Качественные закономерности разгазирования пластовой нефти на примере ее двухкомпонентного аналога (метан + декан).

Отличия в составе нефти

Пластовая нефть в залежах и товарная нефть отличаются друг от друга фазовым и компонентным составом.
Пластовая нефть представляет собой многокомпонентное природное образование в составе нефтяной залежи, которое при пластовом давлении и температуре является жидким (жидкая фаза) и, как правило, может характеризоваться как молекулярный раствор. Давление насыщения пластовой нефти газом ps меньше или равно пластовому давлению рр1.
Товарная нефть представляет собой часть многофазной скважинной продукции нефтяного месторождения, включая часть пластовой нефти после ее промысловой подготовки. Давление насыщенного пара (ДНП) товарной нефти при 37,8 °С в бомбе Рейда не превышает 66,7 кПа. То есть в товарной нефти практически не остается растворенного газа, который был первоначально растворен в пластовой нефти и, в первом приближении, максимальное количество его можно характеризовать газовым фактором пластовой нефти G. При разгазировании пластовой нефти в процессе ее подъема на поверхность в добывающих скважинах, системе сбора и промысловой подготовки до товарных кондиций (по ГОСТ Р 51858—2002) часть нефти испаряется в нефтяной газ.

Отличия в составе нефти

Следующее принципиальное отличие товарной нефти от пластовой заключается в том, что товарная нефть представляет собой коллоидный раствор, проявляющий неньютоновские свойства в изменяющихся термобарических условиях при промысловом сборе, подготовке и транспорте. И, наконец, товарная нефть содержит в качестве балласта остатки капельной воды (не более 1% масс., в зависимости от ее группы качества) и, в общем случае, мех. примеси (не более 0,05% масс.).
Такое отличие обусловлено с одной стороны природными факторами:
в пластовой нефти растворены:

смесь газов и твердые вещества (парафины и церезины);
из продуктивного коллектора в скважины и в систему сбора добываемой нефти поступает смесь нефти и воды, дисперсный состав которой характеризуется широким диапазоном размеров: от единиц до сотен микрометров.

с другой стороны человеческим фактором, который определяет технику и технологию реализуемой системы сбора и промысловой подготовки извлекаемой из недр нефти до товарных кондиций.

1. Разгазирование пластовой нефти

Так как давление на устье скважины, в сборном коллекторе, других объектах промыслового обустройства, как правило, меньше давления насыщения пластовой нефти газом ps, то безводная часть продукции нефтедобывающих добывающих скважин нефтяных месторождений qpl (qn,) представляет собой газонефтяную смесь:
qпл,=q'(p,T)+q"(p,T) или nпл=n'p,T)+n"(p,T),
где q'(p,T), {n'(p,T)} - жидкая фаза безводной части продукции скважин при давлении р и температуре Т, (другими словами — промысловая нефть), т/сут., {моль/с};
q"(p,T), {n"(p,T)} — газообразная фаза безводной продукции скважин при тех же термобарических условиях (другими словами — нефтяной газ), т/сут. {моль/с.}.
Компонентный состав и свойства сосуществующих фаз (жидкой, q'(p,T) и газообразной, q"(p,T)) зависят, в общем случае, от:
компонентного состава пластовой нефти (смеси фаз);
термобарических условий сосуществования фаз;
вязкости нефти, дисперсности фаз, относительных скоростей фаз, а также других факторов, проявляющих себя на поверхности раздела фаз (при неравновесных условиях тепло-массообмена).

Компонентный состав пластовой нефти

В составе пластовой нефти в уникально малом диапазоне изменения молярной массы дегазированной нефти (180—300 г/моль) выделено более 1000 индивидуальных компонентов (соединений).
Из объемных характеристик пластовой нефти можно отметить, что молярный объем типичной дегазированной нефти несколько больше вместимости обычного стакана (250—350 см3/моль).
Основными химическими элементами пластовой нефти являются углерод (82—87% масс.) и водород (12—13% масс.), то на долю остальных элементов, входящих в состав пластовой нефти, приходится обычно (1-5% масс.). Если в составе растворенных в пластовой нефти газов содержится большое количество азота, диоксида углерода, сероводорода, а газовый фактор пластовой нефти значительный, то содержание серы, кислорода и азота в ней может быть существенно больше.
Основные компоненты пластовой нефти — углеводороды трех гомологических рядов: парафиновые, нафтеновые и ароматические.


Парафиновые нефти со следующими характерными закономерностями:
ЧЕМ БОЛЬШЕ В НЕФТИ ПАРАФИНОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ, ТЕМ МЕНЬШЕ В НЕЙ СОДЕРЖАНИЕ СМОЛ И АСФАЛЬТЕНОВ;
ЧЕМ БОЛЬШЕ ГЕОЛОГИЧЕСКИЙ ВОЗРАСТ НЕФТИ, ТЕМ БОЛЬШЕ В ЕЕ СОСТАВЕ ПАРАФИНОВЫХ СОЕДИНЕНИЙ.
Обычно содержание парафиновых углеводородов в нефти колеблется от 20 до 50% масс. Парафиновые углеводороды характеризуются наименьшими значениями плотности в жидком состоянии по сравнению с углеводородами других рядов.
Поэтому плотность парафиновых нефтей наименьшая. При одинаковых числах атомов углерода в молекулах температура кипения парафиновых углеводородов ниже температур кипения соответствующих углеводородов других рядов и, как следствие, при разгонке по Энглеру выход фракций у парафиновых углеводородов больше.


Нафтеновые нефти, которые характеризуются:
высоким содержанием циклоалканов во всех фракциях и малым содержанием алканов;
количество смол и асфальтенов в составе нафтеновых нефтей невелико.
Обычно содержание нафтеновых углеводородов в нефти колеблется от 30 до 50% масс., однако в мало парафиновых нефтях их содержание возрастает и может достигать 80% масс.
Нафтеновые углеводороды характеризуются промежуточными значениями плотности между плотностями парафиновых и ароматических углеводородов с тем же числом атомов углерода в молекуле.


Ароматические нефти — характерной закономерностью для них являются повышенные плотность и динамическая вязкость нефти. Ароматических углеводородов в дегазированных нефтях может содержаться до 35% масс., обычно же их гораздо меньше, (15—20% масс.).
Отдельную группу соединений в нефти составляют смешанные углеводороды. Молекулы таких углеводородов содержат ароматические и нафтеновые кольца и парафиновые цепи. Наличие парафиновых цепей в углеводороде уменьшает его нафтеновый или ароматический признак.
На каждую единицу массы серы (S), кислорода (О) и азота (N) (не углеводородов) приходится 15—20 единиц массы углеводородных радикалов; как следствие, на долю непосредственно углеводородной части нефти приходится только 40—50% общей массы нефти.


Алканы (метановые углеводороды), характеризующиеся содержанием атомов углерода в молекулах обобщенной формулы СnН2n+2, где n — число атомов углерода в молекуле):
С1 — С4 — газы;
С5 - С15 — жидкости;
С16 и выше — твердые вещества.
Общее содержание алканов в нефтях 25—30% об., не учитывая растворенных газов.
С учетом содержания растворенных газов в пластовых нефтях доля алканов возрастает до 40—50% об., а иногда до 50—70% об.
Такое большое содержание низкомолекулярных алканов в пластовых нефтях обуславливает их свойства, которые характерны для молекулярных растворов.


Циклоалканы (нафтены) — содержание их в дегазированной нефти составляет от 25 до 75% масс. На современном уровне знаний оценка их объемного содержания слишком приблизительна.
Арены (ароматические углеводороды) — содержание их в дегазированной нефти составляет от 10 до 20% масс.
Гетероатомные соединения товарной нефти — содержание их в дегазированной нефти составляет:
Серы — 0.02—7% масс., соответственно 0,2—70% масс, сернистых соединений.
Кислорода — 0.05—3.6% масс., соответственно 0,5-40% масс, кислородосодержащих соединений.
Азота — не более 1,7% масс.
К настоящему времени в составе нефтей идентифицировано более 40 различных химических элементов.


В большей части выявленных к настоящему времени мировых запасов нефти содержатся серосодержащие соединения, то есть нефть в основном является сернистой или высокосернистой. В составе нефтей идентифицировано уже более 250 серосодержащих соединений.
Азотсодержащие соединения в нефти выделяются в основном в смолах и асфальтенах.
Порфирины — индивидуальные соединения в нефтях, в молекулах которых присутствуют атомы металлов: ванадий, никель и др.
Содержание в товарных нефтях высокомолекулярных соединений (ВМС), включающих N, S, О и металлы колеблется от долей процентов до 10—50% масс. Такие нефти характеризуются как «молодые» нефти.


Минеральными компонентами нефти являются:
Соли, образованные металлами и кислотами (порфирины);
Металлические комплексы;
Коллоидно-диспергированные минеральные вещества.
Общее содержание минеральных компонентов в нефти невелико — 0,02—0,03% масс.
Действующим стандартом отрасли не предусмотрено выделять в составе нефти циклические углеводороды, а углеводороды с молярной массой более пентана объединяются в условные компоненты:
УК гексаны,
УК гептаны,
УК остаток.


Условные компоненты нефти в отличие от индивидуальных веществ представляют собой многокомпонентные смеси (части дегазированной нефти — фракции), которые характеризуются сравнительно узким диапазоном температур кипения (10—25 °С) от начала кипения до температуры полного ее выкипания. Существует известный произвол в выделении условных компонентов нефти.
При расчете технологических параметров разработки и эксплуатации нефтяных месторождений, обосновании подбора оборудования без знания физико-химических свойств пластовой нефти в широком диапазоне термобарических свойств, характерных для нефтепромысловой практики, невозможно добиться удовлетворительных результатов проектирования и анализа технологической эффективности значительной части применяемых геолого-технических мероприятий.

Расчет процессов разгазирования пластовой нефти

При количественном описании закономерностей разгазирования пластовой нефти необходимо исходить из того, что сосуществующие нефтяной газ и промысловая нефть находятся в условиях фазового равновесия'.
Для упрощения при расчете процессов разгазирования в промысловой системе сбора и подготовки продукции скважин пластовая нефть рассматривается как:
многокомпонентная (УСЛОВНО восемь УЗКИХ фракций — условных компонентов) жидкость с растворенным в ней
многокомпонентным (условно восемь) газом, представляющим собой, в общем случае, смесь индивидуальных компонентов:
неуглеводородных (три — N2, С02, H2S) и
углеводородных (пять — СН4, С2Н6, C3H8, iС4Н10, nС4Н10).

Нефтенасосные станции

Нефтенасосные станции в зависимости от своего назначения предусматриваются:
для технологических перекачек на установках подготовки нефти;
для внутрирезервуарных перекачек продукции;
для перекачек товарной нефти с установок подготовки нефти.
Выбор типа и числа насосов производится в зависимости от физико-химических свойств жидкости и параметров перекачки (расчетного рабочего давления, производительности и режима перекачки).
Производительность рабочих насосных агрегатов определяется по максимальному количеству жидкости, поступающей на насосную станцию. Суммарная производительность насосов должна приниматься из расчета их работы в течение 23 часов в сутки.

Нефтенасосные станции

В нефтенасосных станциях внутрирезервуарной перекачки товарной нефти количество рабочих насосов определяется в зависимости от их производительности:

до 1000 м3/сут — 1 агрегат;
от 1001 м3/сут и выше — не менее 2-х агрегатов.

Производительность рабочих насосов для перекачки некондиционной нефти следует принимать равной 25% от суточного объема, поступающего в сырьевые резервуары УПН.
Определение рабочих параметров насосов (давления, производительности) должно производиться на основании графика совместной работы насосов и трубопровода.

В зависимости от направления использования нефтяного газа и условий его транспорта до потребителей следует применять следующие способы подготовки газа:

осушку газа от влаги абсорбционным способом;
извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от влаги способом низкотемпературной конденсации (НТК).

При бескомпрессорном транспорте смеси нефтяных газов первой и концевых ступеней сепарации технологическая схема их подготовки должна предусматривать:

при транспорте газа в двухфазном состоянии и в условиях, приводящих к образованию кристаллогидратов, - компримирование газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации и совместную осушку газов первой и концевых ступеней сепарации от влаги абсорбционным способом;
при транспорте газа в однофазном состоянии — компримирование газов концевых ступеней сепарации до давления первой ступени сепарации, его осушку от влаги или извлечение из газа первой ступени или смеси газов первой и концевых ступеней сепарации тяжелых углеводородов способом НТК с впрыском гликоля.

Извлечение тяжелых углеводородов способом НТК из газов первой ступени или из смеси газов первой и концевых ступеней сепарации следует предусматривать лишь в тех случаях, когда подготовка газа другими способами не обеспечивает возможность транспорта газа в однофазном состоянии и подтверждается технико-экономическими расчетами.
Целесообразность осушки газа от влаги определяется в каждом конкретном случае по результатам технико-экономических расчетов.
При компрессорном транспорте смеси газов первой и концевых ступеней сепарации в однофазном состоянии подготовку их следует предусматривать по схеме НТК с впрыском гликоля, а в двухфазном состоянии — только осушку от влаги.
Выделившийся при подготовке газа углеводородный конденсат следует направлять или в товарную нефть, если это не приводит к увеличению давления насыщенных паров нефти сверх нормативного, установленного ГОСТ Р 51858-2002, или в нефть перед первой ступенью сепарации.
Возможность подачи в нефть перед первой ступенью сепарации углеводородного конденсата, полученного в процессе подготовки газа при его компрессорном транспорте, должна в каждом конкретном случае определяться технико-экономическими расчетами.
Состав основных сооружений установок подготовки газа определяется условиями транспорта и направлением его использования.


При проектировании установок подготовки нефтяного газа необходимо руководствоваться следующими основными положениям:

установки осушки газа должны, как правило, быть в блочно-комплектном исполнении или комплектоваться из технологических узлов в блочном исполнении;
при привязке блочно-комплектных установок осушки газа должны быть выполнены поверочные, технологические расчеты процессов абсорбции и десорбции газа, расчет теплового баланса абсорбционных и десорбционных аппаратов, расчет колонной, теплообменной и другой аппаратуры.

Расчетами должны быть уточнены расходные показатели для конкретных условий привязки установки и определена возможность использования принятого в проекте оборудования.
Если температура газа, направляемого на осушку абсорбционным способом, ниже 288 К (15 °С), необходимо предусматривать подогрев газа.
Потери осушителя (гликоля) не должны превышать 0,02 кг (20 г) на 1000 м3 нефтяного газа. Температура регенерации осушителя должна поддерживаться в соответствии с рекомендациями, указанными в паспорте осушителя (абсорбента).

Технологические трубопроводы

Трубопроводы, предназначенные для транспорта нефти, нефтяного газа, жидких углеводородов, щелочей, химреагентов и других веществ в пределах площадки ЦПС и площадок, необходимых для ведения технологического процесса, следует относить к технологическим.
Технологические трубопроводы должны проектироваться с учетом общих планировочных решений генплана ЦПС и взаимной увязки сетей.
Технологические трубопроводы, транспортирующие насыщенные растворы моноэтаноламина (МЭА), щелочи и метанола, должны проектироваться как трубопроводы первой категории.
За рабочие параметры транспортируемого вещества следует принимать:

рабочее давление - давление, равное избыточному максимальному давлению, развиваемому источником давления (насосом, компрессором и т.п.), или давление, на которое отрегулированы предохранительные устройства;
рабочую температуру - температуру, равную максимальной положительной или минимальной отрицательной температуре транспортируемого вещества, установленной технологическим регламентом (схемой).

Прокладку технологических трубопроводов, транспортирующих вредные и взрывоопасные вещества, горючие газы, в том числе сжиженные, легковоспламеняющиеся и горючие жидкости, следует предусматривать надземной, на несгораемых опорах и эстакадах.
Для транспортировки указанных веществ применение труб из стекла и других хрупких материалов, а также сгораемых и трудносгораемых материалов (фторпласта, полиэтилена, винипласта и др.) не допускается.
На вводах трубопроводов с горючими, взрыво- и пожароопасными веществами перед ЦПС, УПН, УПГ, КС следует предусматривать отключающую арматуру.
Диаметры трубопроводов должны определяться с учетом конкретных условий их работы (производительности технологических установок, вязкости и плотности транспортируемого продукта, напора и т.д.).

Скорости движения продуктов по трубам при определении диаметров технологических трубопроводов

Наименование продукта	Скорость, м/с
1. Газ на всасывании и нагнетании поршневого компрессора	до 10,0
2. Газ на всасывании центробежного компрессора	до 15,0
3. Газ на нагнетании центробежного компрессора	до 18,0
4. Углеводородный конденсат, отводимый самотеком	0,15-0,3
5. Сжиженные газы: на всасывании насоса на нагнетании насоса	до 1,2 до 3,0
Нефть, эмульсия, масло смазочное, реагенты: на всасывании насоса на нагнетания насоса самотеком (между аппаратами)	до 1,0 до 3,0 0,2-0,5
7. Топливный газ к печам	до 30,0
8. Пар (насыщенный водяной)	до 30,0
9. Воздух при давлении до 1,2 МПа (12 кгс/см )	до 40,0

Выполнение гидравлического расчета технологических трубопроводов обязательно:

при определении диаметров всасывающих и нагнетательных трубопроводов и межступенчатых коммуникаций компрессоров, газовых приемных и нагнетательных коллекторов компрессорных станций (установок);
при проектировании межплощадочных коммуникаций технологических трубопроводов;
при проектировании гидравлических систем с замкнутым контуром циркуляции.

Для трубопроводов, транспортирующих высоковязкие и застывающие среды, величина уклона, обеспечивающая их опорожнение, должна определяться в проекте исходя из конкретных свойств среды и условий прокладки трубопроводов.
Тепловая изоляция трубопроводов, обеспечивающих технологический процесс, предусматривается для сохранения температуры транспортируемого продукта, предотвращения его застывания, конденсации, испарения, образования гидратных пробок, отложений парафина, смол и т.д.
Если тепловая изоляция не обеспечивает указанных требований, трубопроводы должны предусматриваться с теплоспутниками в общей изоляции.
Теплоспутники должны предусматриваться для обогрева наружных трубопроводов, которыми обеспечивается периодическая подача конденсирующихся или замерзающих продуктов, а также для всех трубопроводов, транспортирующих застывающие среды, независимо от режима их подачи и места расположения трубопровода.
При использовании пара для продувки трубопроводов или горячей воды для их промывки температурная деформация должна определяться с учетом температуры пара или горячей воды.


Фланцевые соединения на трубопроводах для кислот и щелочей должны быть закрыты съемными защитными кожухами.
Условные давления и соответствующие им наибольшие рабочие давления по арматуре и деталям трубопроводов в зависимости от марки стали и рабочей температуры транспортируемой среды должны определяться по ГОСТ 356-80 «Давления условные, пробные и рабочие».
Материал трубопроводов, параметры работы которых превышают величины, установленные соответствующими нормативными документами, должен приниматься по заключениям и рекомендациям научно-исследовательских организаций по металловедению и сварке и согласовываться с Ростехнадзором.
Стальная арматура, устанавливаемая на открытых площадках в местностях со средней температурой наиболее холодной пятидневки ниже минус 40°С, должна иметь соответствующее материальное исполнение или должны быть обеспечены условия ее эксплуатации.

Факельная система ЦПС

Факельная система ЦПС предусматривается для следующих видов сбросов горючих газов и паров:
постоянных — от установок регенерации сорбентов, стабилизации (выветривания) углеводородных конденсатов и др.;
периодических — при освобождении установок перед их пропаркой, продувкой, ремонтом, при пусконаладочных работах;
аварийных — при сбросе от предохранительных клапанов или других устройств аварийного сброса.

Факельная система ЦПС

На ЦПС предусматриваются следующие факельные системы:
низкого давлении — для принятия сбросов из аппаратов и оборудования, работающих под давлением не более 0,2 МПа;
высокого давления — для принятия сбросов из аппаратов и оборудования, работающих под давлением более 0,2 МПа.
Потери давления в факельной системе низкого давления должны составлять не более 0,015 МПа, высокого давления — не более 0,02 МПа в границах технологических сооружений (установок) и 0,08 МПа — от границы технологических сооружений до выхода из оголовка факель­ного ствола.
Если факельная система предусматривается для отдельной установки (сооружения), потеря давления не ограничивается и определяется условием безопасной работы подключаемых к ней аппаратов и оборудования.

Факельная система ЦПС

В состав факельной системы, как правило, входят:
общий факельный коллектор;
газопроводы от отдельных сооружений и объектов ЦПС до общего факельного коллектора;
сепараторы;
конденсатосборники;
факельный ствол.

Факельная система ЦПС

При расчете факельных газопроводов их производительность должна приниматься равной:
для газопроводов от отдельных технологических объектов до общего факельного коллектора — аварийному сбросу от одного или группы аппаратов е наибольшим сбросом;
для общего факельного коллектора — аварийному сбросу с объекта ЦПС, на котором этот сброс окажется наибольшим по сравнению с другими, с коэффициентом 1,2.
Количество факельных стволов должно соответствовать количеству факельных систем.
Высота и место установки факельных стволов должны выбираться в зависимости от топографии площадки, расположения окружающих сельскохозяйственных земель и жилых поселков, интенсивности пре­обладающего направления ветров, учета требований противопожарных норм и результатов расчетов по теплонапряжению у основания факела и рассеиванию в атмосфере вредных веществ, содержащихся в продуктах сгорания.
Минимальная высота факельных стволов должна приниматься равной 20 м, если сбросы не содержат сероводород.
При наличии в сбросных газах сероводорода высота факела должна быть на менее 30 м.

Факельная система ЦПС

Максимальные тепловые напряжения от пламени факела не должны превышать:
у основания факельного ствола (при условии, что персонал может покинуть опасную зону в течение 20 с) — 4,8 кВт/м2 (17 МДж/(м2ч));
в местах пребывания персонала для обслуживания и ремонта оборудования в течение неограниченного времени— 1,4 кВт/м2 (5 МДж/(м2 ч)).
Для сжигания газа с содержанием сероводорода более 6% масс, должна предусматриваться специальная факельная система.
Скорость газа в устье факельного ствола должна приниматься с учетом исключения возможности отрыва пламени, но не более 80 м/с.
Факельные стволы должны быть оборудованы:
системой дистанционного зажигания факела;
горелками постоянного горения (дежурная горелка);
лабиринтным уплотнителем (газостатическим затвором) при диаметре факела 100 мм и более.

Факельная система ЦПС

Подвод газа для горелок постоянного горения и лабиринтного уплотнителя должен предусматриваться от линии топливного газа, в которой газ должен находиться постоянно под давлением, вне зависимости от работ технологических установок.
Количество дежурных горелок следует принимать исходя из диаметра ствола факела:
от 100 до 250 мм — 1 горелка;
от 300 до 550 мм — 2 горелки;
от 600 до 1000 мм — 3 горелки;
от 1100 до 1600 мм — 4 горелки;
более 1600 мм — 5 горелок.
Допускается предусматривать местный контроль следующих параметров:
давление топливного газа и воздуха в системе зажигания и до регулирующих клапанов или вентилей;
уровень жидкости в конденсатосборнике.

Факельная система ЦПС

Прокладку факельных газопроводов следует проектировать по возможности с минимальным числом поворотов с прокладкой их на низких опорах (тумбах) и стойках и с односторонним уклоном не менее 0,002 в сторону сепаратора или конденсатосборника.
Для отделения выпадающей в трубопроводе жидкости следует предусматривать сепаратор. Установка сепаратора — наземная.
Для сбора выпавшего в трубах и сепараторе конденсата должен предусматриваться конденсатосборник.
При прокладке факельного газопровода на низких опорах предусматривается подземная установка конденсатосборника, а в случае прокладки факельных газопроводов на стойках — только наземная. Жидкость из конденсатосборника может откачиваться насосом или передавливаться топливным газом. При этом расчетное давление конденсатосборника должно быть выбрано с учетом максимально возможного давления газа передавливания.


Благодарю за внимание