Эксплуатация скважин. Учебное пособие Эксплуатация. Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ

• Название: Томский политехнический университет экСплуатация магистральных газОнефтепроводов и хранилищ
• Анкор: Эксплуатация скважин
• Дата: 24.05.2022
• Размер: 2.57 Mb.
• Имя файла: Учебное пособие Эксплуатация.docx
• Тип: Документы; #546464
• страница: 3 из 20

2.5. Оценка состояния внутренней полости участка трубопровода
В процессе эксплуатации внутренняя полость МН постепенно засоряется водой, парафиновыми отложениями и механическими примесями. В некоторых случаях в повышенных участках могут скапливаться пары нефти. Наличие скоплений приводит к повышению гидравлического сопротивления и как следствие – к снижению экономичности работы МН. Кроме того, это отразится на точности прогнозных расчетов режима работы нефтепровода.

Оценка состояния внутренней полости производится по величине эффективного диаметра d_eили по величине коэффициента гидравлической эффективности участка МН Е. Эффективность работы является более информативной величиной, так как показывает не только наличие загрязнения, но и дает оценку их влияния на гидравлическое сопротивление участка.

Эффективный диаметр определяется из уравнения (2.16), (2.17):

. (2.49)

Эффективность работы оценивается соотношением теоретического и фактического гидравлических уклонов:

, (2.50)

где i – теоретическое значение гидравлического уклона:

; (2.51)

i_p – фактическое значение гидравлического уклона:

. (2.52)

Таким образом, для оценки состояния внутренней полости участка необходимо собрать следующие данные: длина участка, длины подучастков с различной толщиной стенок и с лупингами или резервными нитками, внутренние диаметры всех подучастков, разность геодезических отметок участка, производительность участка, давление в начале и в конце участка при данной производительности, температура нефти в начале и в конце участка, вязкость и плотность нефти, характеристика всех измерительных приборов.

Все собранные величины определены с определенной точностью, в соответствии с возможностью измерительных приборов или других объективных и субъективных причин, что влечет за собой ошибку определения эффективности работы участка:

, (2.53)

, (2.54)

, (2.55)

где E, i и т.д. – относительная ошибка измерения данного параметра.

Относительная ошибка определения Е при обработке одного режима работы участка обычно составляет от 3 до 10%, что соизмеримо с изменением эффективности работы участка в процессе эксплуатации. Для того чтобы сделать достоверный вывод о состоянии внутренней полости участка, необходимо определять Е с точностью – порядка (0,10,2)% . Такой точности можно добиться усреднением определенного количества режимов работы МН. Максимальное число режимов, обработка которых позволить получить среднее значение эффективности Е_ср с нужной точностью, определяется зависимостью

. (2.56)

При определении эффективности работы следует производить выбор режимов из промежутка времени стационарной работы МН, и в этом случае необходимое количество режимов будет в несколько раз меньше максимального. Как показали расчеты, при корректном выборе режимов достаточно усреднить результаты 1220 режимов. Абсолютная ошибка определения Е_ср при принятом количестве режимов п оценивается следующим образом:

, (2.57)

где  – среднее квадратическое отклонение nрезультатов:

. (2.58)

При известном значении коэффициента эффективности легко определяется эффективный диаметр

. (2.59)

Приняв, что отложения равномерно распределены по длине участка, можно в первом приближении оценить объем скоплений в нем V_ot:

, (2.60)

где V_тр – геометрический объем труб участка.
2.6. Парафинизация нефтепровода
Транспортируемая в настоящее время по МН Западной Сибири нефть содержит в своем составе от 2,5 до 5% парафина. При температурах 2535С и выше парафин растворен в нефти и не оказывает существенного влияния на ее транспорт. При более низких температурах, при температурах ниже температуры начала кристаллизации Т_нк парафин выделяется в виде кристаллов, которые при определенных условиях могут отложиться на стенках трубопровода. Плотность отложений зависит от состава нефти, скорости ее течения в трубопроводе и температуры нефти и грунта. Считается, что благоприятными условиями для образования парафиновых отложений являются малая вязкость нефти, меньше 0,2 Ст, и оптимальный диапазон изменения температуры в нефтепроводе – Т_нк > Т > Т₀. Большое влияние на процесс образования отложений оказывает скорость течения нефти. При отсутствии течения отложения практически не образуются или образуются рыхлые и непрочные, легко смываемые при начале движения нефти. По мере увеличения скорости возрастает интенсивность образования отложений, достигая максимума при скорости V_м. Дальнейшее увеличение скорости приводит к снижению интенсивности образования отложений и при скорости V₀ образование отложений прекращается.

Образующиеся на стенках труб отложения только на 4060% состоят из парафинов, оставшаяся часть представлена другими компонентами приблизительно пропорционально их содержанию в нефти. Прочность отложений зависит от состава парафинов в нефти, чем выше их температура плавления, тем больше прочность отложений. Отложения в нефтепроводах Западной Сибири представляют собой высоковязкую жидкость типа консистентных смазок.

В настоящее время, несмотря на достаточно большое количество исследований, механизм образования парафиновых отложений окончательно еще не выяснен. Существуют две гипотезы:

1) отложения образуются путем кристаллизации парафина на стенках труб;

2) отложения образуются за счет осаждения на стенках кристаллов парафина, образовавшихся в потоке нефти.

Вполне вероятно, что имеют место оба этих процесса и их соотношение зависит от конкретных условий работы трубопровода.

Учитывая все вышесказанное, можно представить процесс образования отложений следующим образом. При снижении температуры нефти в трубопроводе ниже Т_нк из нефти начинают выделяться кристаллы парафина. Часть из них тем или иным способом отлагаются на стенках, труб. В начале трубопровода снижение температуры нефти происходит быстро, и интенсивность выделения парафина превышает интенсивность его осаждения, что приводит к нарастанию количества кристаллов в потоке и к увеличению толщины отложений. При движении нефти по трубопроводу скорость снижения температуры уменьшается, и в определенной точке интенсивность выделения, и отложения парафина сравняются. Этой точке будет соответствовать максимальная толщина отложений. На остальной части трубопровода процесс отложения парафина будет преобладать над его выделением, и толщина отложений будет уменьшаться, стремясь к нулю. Описанный процесс можно представить следующим уравнением:

(2.61)

где V_П – объем парафиновых отложений, м³; V_п^ – объем кристаллов парафина, м³:

; (2.62)

у – интенсивность осаждения парафина, 1/м; R_Н, R – содержание (растворимость) парафина в нефти начальное и при температуре Т, % ; Q – производительность нефтепровода, м³/с; _н, _п – плотность нефти и парафина, кг/м³;  – время работы нефтепровода, с.

Растворимость парафинов в нефти описывается уравнением Пула:

, (2.63)

где А и К – постоянные коэффициенты для данной пары «Парафин-растворитель».

А и К можно определить, зная содержание парафина в нефти и температуру начала кристаллизации Т_нк:

, (2.64)

. (2.65)

Решив совместно (4.61), (4.62) и (4.81), получаем

, (2.66)

, (2.67)

где l – расстояние от места начала парафинизации до места, где определяется толщина отложений, м; V_п – объем отложений в участке длиной 1, м³.

Показатель интенсивности отложения парафина зависит от диаметра трубопровода, физических свойств нефти и скорости ее течения:

, (2.68)

где A_Y , b_П – постоянные для данной системы показатели,

. (2.69)

Для нефтей Тюменской области ориентировочные значения показателей следующие: , с/м; ; , м^-1.

Уравнения (2.67) и (2.68) позволяют определить место максимальных отложений в трубопроводе l_max и значение скорости течения нефти, при которой отложения парафина невозможны – V₀:

, (2.70)

. (2.71)

При эксплуатации МН показатель интенсивности осаждения парафина определяется по результатам исследования его работы из уравнения (2.67), (2.68) или (2.71).
2.7. Определение оптимальной периодичности очистки
Периодическая очистка увеличивает затраты на обслуживание МН и сокращает затраты электроэнергии на транспорт нефти. При плановой производительности нефтепровода, оптимальной периодичности пропуска очистных устройств будет соответствовать минимум суммы затрат на очистку труб и на транспорт нефти S₀:

, (2.72)

где A_е– годовые затраты электроэнергии на транспорт нефти, кВт час; C_е – стоимость электроэнергии, руб/(кВт час); С₀ – стоимость одной очистки, руб; п – количество очисток в году.

Годовой расход электроэнергии во многом зависит от оптимальности регулирования работы МН. Максимальный эффект от очистки может быть получен при регулировании отключением насосов, переключением насосов с различными диаметрами рабочих колес и при работе с переменной производительностью. После очистки МН будет иметь максимальную пропускную способность, превышающую плановую производительность. В дальнейшем, по мере засорения пропускная способность постепенно снижается и может стать меньше плановой производительности. Отключением и переключением насосов необходимо добиться производительности МН, не намного превышающей плановую. Продолжительность работы при установленной схеме определяется из условия равенства средней производительности для данного периода плановой. Затем включением или переключением насосов вновь повышается производительность выше плановой и так далее. В результате такого регулирования будет обеспечена работа МН в межочистной период с плановой производительностью при максимальном кпд регулирования. Регулирование работы МН редуцированием может свести на нет эффект от очистки.

Необходимое количество насосов определяется из уравнения баланса напоров (2.18), при этом потери напора на трение определяются с учетом засорения участка:

, (2.73)

где Е_i – средняя эффективность работы участка в i-ом периоде,

, (2.74)

где Е_1i и Е_2i – эффективность работы участка в начале и в конце i-го периода, принимаемые на основании исследования изменения Е в межочистной период.

В общем случае, эффективность работы участка в процессе эксплуатации экспоненциально снижается от начальной Е₀ после очистки до минимального значения. Дальнейшее изменение Е зависит от причин засорения участка, температуры нефти (сезона) и производительности.

Если снижение эффективности связано со скоплениями воды, то с понижением температуры и повышением производительности будет происходить частичный вынос воды, и Е будет стремиться к новому, более высокому значению.

При запарафинивании участка повышение эффективности связано с повышением температуры, что приводит к повышению растворимости парафина в нефти и, как следствие, к отмыву части отложений.

Так как все процессы засорения участка идут медленно, возможно интерпретировать изменение Е линейной зависимостью

, (2.75)

где а – коэффициент, характеризующий скорость изменения Е, 1/час. Величину а можно определить, зная два значение Е:

, (2.76)

где Е – известное значение эффективности по прошествии  часов после пропуска очистного устройства.

В этом случае А_Е определяется зависимостью

, (2.77)

где N_i – мощность, потребляемая электродвигателем i-го насоса, КВт; _i – продолжительность i-го периода работы МН, час; r – количество работающих насосов на МН.

Мощность, потребляемая электродвигателем,

, (2.78)

где N_i – мощность, потребляемая электродвигателем, Вт; _н – к.п.д. насоса; _м – механический кпд; _ – к.п.д. электродвигателя.
2.8. Особенности последовательной перекачки нефтей

и нефтепродуктов
Применение последовательной перекачки нефтей и нефтепродуктов позволяет использовать трубопровод большого диаметра при меньшей себестоимости транспорта. Раздельное поступление нефтей на переработку приводит к значительному удешевлению их переработки, что позволяет компенсировать дополнительные затраты на организацию последовательной перекачки. Дополнительные затраты связаны с необходимостью увеличения резервуарных парков на ГНПС и в конечном пункте и с образованием смеси. Необходимый объем резервуарного парка зависит от периодичности смены нефтепродуктов в трубопроводе – от числа циклов Ц.

, (2.79)

где V_p – суммарный объем резервуарного парка в данном пункте; q_i – производительность трубопровода при работе на i-том продукте; Т – календарное время работы трубопровода в году; T_i – время работы трубопровода на i-том продукте.

Чем больше число циклов, тем меньше объем резервуарного парка. В соответствии с нормами технологического проектирования должно соблюдаться условие



Увеличение числа циклов приводит к пропорциональному увеличению числа контактов между нефтепродуктами и к увеличению объема смеси, что ведет к убыткам от пересортицы нефтепродуктов.

Исходя из вышесказанного, оптимальное число циклов определятся из условия минимума суммы затрат на строительство резервуарных парков и убытков от пересортицы.

При существующем резервуарном парке

, (2.80)

где Q_i – объем транспорта i-го продукта за год.

Объем смеси, образующейся при контакте нефтепродуктов, сильно зависит от гидравлического режима их течения. При ламинарном режиме объем смеси достигает 45 объемов трубопровода. При турбулентном режиме он составляет только 0,0050,01 объемов трубопровода. Исходя из этого, трубопроводы для последовательной перекачки нефтепродуктов работают при числах Рейнольдса более 10000.

Благодаря тому, что нефтепродукты выпускаются с запасом качества, имеется возможность часть смеси принять в резервуары для чистых продуктов и тем свести к минимуму объем не кондиционного продукта, а иногда и исключить его полностью. Для достижения минимального объема некондиционной смеси контактирующие пары нефтепродуктов в цикле подбирают с близкими потребительскими качествами.

Для избежания образования дополнительной смеси следует избегать остановок трубопровода при замещении одного нефтепродукта другим.

В целях сокращения объема смеси находят применение разделители нефтепродуктов. Используются разделители твердые (шаровые), гелеобразные (водный раствор полиакриламида) и жидкие (промежуточный нефтепродукт или смесь контактирующих нефтепродуктов).

При контроле за последовательной перекачкой, помимо обычных для нефтепровода измерений Q, P, t производится определение вида проходящего через данное сечение трубопровода продукта. Для идентификации продукта и определения концентрации продукта в смеси используется измерение плотности, диэлектрической постоянной, вязкости, скорости распространения нефтепродукта и других констант. В настоящее время наиболее распространенным является метод измерения плотности. Перспективным считается метод измерения скорости распространения ультразвука.

2.9. Особенности перекачки высоковязких

и высокозастывающих нефтей
Условно к высоковязким нефтям можно отнести нефти с вязкостью более 2 Ст, а к высокозастывающим с температурой застывания t_з > 0°С. Эти их особенности и предполагают использование специальных технологий для трубопроводного транспорта. В настоящее время для транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей используют следующие методы:

• 
  Транспорт с разбавителями (нефть маловязкая, конденсат, нефтепродукты);
  
• 
  Транспорт с использованием присадок;
  
• 
  Транспорт термообработанных нефтей;
  
• 
  Транспорт подогретых нефтей.
  

Разбавители используются для транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей при наличии маловязких углеводородов вблизи добычи аномальных нефтей или при прохождении трубопровода с аномальными нефтями вблизи от нефтепровода с маловязкой нефтью.

В настоящее время при транспорте аномальных нефтей используется два вида присадок: ламинизаторы потока и регуляторы процесса кристаллизации парафина в нефти. Второй вид присадок используется только в случае высокозастывающих и, как правило, высокопарафинистых нефтей. В этом случае присадки адсорбируясь на поверхности кристаллов парафина снижают эффективную вязкость нефти и улучшают другие реологические характеристики. В качестве присадок ламинизирующих поток используются высокомолекулярные соединения с длинными цепочками. В потоке молекулы, вытягиваясь вдоль потока, гасят пульсирующую составляющую скорости и тем снижают гидравлическое сопротивление движению нефти. Этот вид присадок имеет перспективу использования при транспорте даже маловязких нефтей и нефтепродуктов, так как позволяет на 40% снизить потери напора на трение. Присадки добавляются в количествах не превышающих 0,2% по отношению к транспортируемой нефти.

Процесс термообработки нефти заключается в разогреве ее до температуры выше температуры начала кристаллизации парафина и последующим охлаждении с темпом исключающим перенасыщение нефти парафином. В результате вырастают крупные и рыхлые кристаллы парафина, легко разрушающиеся в потоке, и нефть приобретает свойства позволяющие транспортировать ее как маловязкую. В процессе движения по трубопроводу нефть восстанавливает свои свойства. По этой причине транспорт термообработанных нефтей используется на расстоянии в несколько десятков километров.

Основным методом транспорта высоковязких и высокозастывающих нефтей является транспорт нефти с подогревом – «горячая» перекачка нефти. При этом нефть может подогреваться на специальных тепловых станциях (ТС) расположенные через определенные расстояния по трассе «горячего» нефтепровода или постоянно (попутно) при движении по трубопроводу. Для попутного подогрева используются специальные ленточные подогреватели, наносимые на поверхность трубопровода и разогрев поверхности труб вихревыми токами (скин-эффект). Для снижения тепловых потерь трубы могут быть теплоизолированны.

Особенностью работы «горячего» нефтепровода является переменная температура по длине участка между ТС. Температура нефти в трубе меняется вследствие теплообмена с окружающей средой и попутным подогревом за счет тепла трения потока и скрытой теплоты кристаллизации потока

, (2.81)

где t – температура нефти на расстоянии x от начала участка, °С; t₀– температура грунта, °С; b – температура трения, °С; t₁ – температура в начале участка, °С; а – показатель крутизны падения температуры, 1/м;

; (2.82)

; (2.83)

k – полный коэффициент теплопередачи, Вт/м²град, k= l2Bт/м²гpaд; С*_ – удельная эффективная массовая теплоемкость нефти, Дж/кгград,

; (2.84)

С_м – удельная теплоемкость нефти;  – доля выпадающего парафина при снижении температуры до t; x – скрытая теплота кристаллизации парафина, Дж/кг; t_нп – температура начала кристаллизации парафина, °С; t – температура, для которой известно .

В соответствии с (2.81) температура нефти стремится по экспоненте к (t+b). Величина температуры трения b увеличивается в увеличением D и Q и с уменьшением k. Так при D = 1,2м и производительности 10000м³/час b= 27°С при k= 2 Bт/м²гpaд и b = 54°С при k= 1 Вт/м²град. Следовательно, тепло трения замедляет снижение температуры и в определенных условиях может привести к разогреву нефти. Наличие парафина еще больше замедляет процесс охлаждения нефти.

При транспорте высокозастывающих нефтей температура в любой точке трубопровода должна превышать температуру застывания на 25°С. Температура в начале участка t₁, ограничивается температурой кипения нефти и опасностью пригорания на горячих поверхностях подогревателей.

При транспорте высоковязких нефтей температура определяется из условия максимума прибыли.

Снижение температуры по длине нефтепровода приводит к снижению вязкости нефти и увеличению гидравлического уклона. В этих условиях расчет нефтепровода как «изотермического» ограничено относительно небольшой длиной, увеличивающейся к концу участка между ТС. Общие потери напора определяются как сумма потерь на отдельных участках. Чем выше заданная точность расчета, тем на большее число подучастков должен быть «разбит» участок между ТС.

Существует методика расчета участка между ТС целиком. В этом случае

, (2.85)

где h₀ – потери напора в участке при начальной температуре нефти (режим изотермический); r – поправка на неизотермичность в радиальном направлении; l – поправка на неизотермичность по длине участка.

При турбулентном режиме течения нефти r= 1. Поправка на неизотермичность по длине участка и на неизотермичность в радиальном направлении рассчитываются по специальным формулам.
2.10.Определение условий выноса газа и воды из магистральных

нефтепроводов (МН)
В процессе эксплуатации нефтепроводов приходится решать проблемы выпадения воды в пониженных и скопления «газовых шапок» в повышенных участках трассы МН. Проблема их стравливания через дренажные вентили, вантузы и определение мест их расположения на трассе МН связана с определенными технологическими трудностями. Для предотвращения выделения воды в свободном виде или газа технологией перекачки предусмотрено поддержание определенного режима по минимально допустимому давлению, а также подготовка нефти к транспорту(обезвоживание, дегазация, стабилизация). Однако, эти меры не предотвращают попадание в МН воды, которая затем расслаивается в силу разности плотностей и скапливается в пониженных по рельефу участках. А в повышенных участках накапливаются пузырьки воздуха или легких углеводородов, содержащиеся в нефти в растворенном или окклюдированном состоянии и выделяющиеся при повышенных температурах или снижении давления перекачки. Вынос и скопление газа и воды происходит при фактических скоростях перекачки, превышающих критические значения, соответствующие условиям их выноса. Скопления воды или газов сужают живое сечение МН, создавая большое гидравлическое сопротивление и увеличивают затраты энергии на перекачку продукта. Удаление воздуха и воды из МН (кроме использования дренажных устройств и вантузов) осуществляют путем создания определенной скорости перекачки или пропуском очистных устройств.

Определение вероятных мест скопления газовоздушных или водяных пробок может быть выполнено по расчётным формулам в соответствии со свойствами продукта и рельефом местности, определенном по сжатому профилю трассы через соотношение длин катетов на отдельных участках, соответствующих подъёмам или спускам (т.е. по тангенсу угла наклона).

Основные расчётные формулы представлены работами И.А. Чарного, А.К. Галлямова и др.

Вынос воды осуществляется при фактической скорости перекачки ( ), превышающей критическую ( ).

, (2.90)

где ; (2.91)

– угол наклона восходящего участка к горизонту; – коэффициенты кинематической вязкости, соответственно, нефти и воды; – плотности, соответственно, воды и нефти; Д – диаметр трубопровода; – коэффициент гидравлического сопротивления при движении жидкости полным сечением

, (2.92)

где – эквивалентная шероховатость труб; – число Рейнольдса

, (2.93)

где Q – объёмная секундная производительность нефтепровода.

Критическую скорость выноса газовоздушной пробки определяют как:

, (2.94)

где ; (2.95)

– коэффициент кинематической вязкости для газа; – угол наклона нисходящего участка к горизонту.
3. НЕФТЕПЕРЕКАЧИВАЮЩИЕ СТАНЦИИ МАГИСТРАЛЬНЫХ НЕФТЕПРОВОДОВ
3.1. Классификация нефтеперекачивающих станций

магистральных нефтепроводов
На магистральных нефтепроводах используется в основном три вида нефтеперекачивающих станций (НПС): головные нефтеперекачивающие станции нефтепроводов (ГНПС), промежуточные нефтеперекачивающие станции (ПНПС) и головные нефтеперекачивающие станции эксплуатационных участков нефтепровода (ГНПС эксплуатационных участков).

ГНПС предназначена главным образом для приёма нефти с промыслов и подачи её в нефтепровод. Они имеют резервуарный парк, играющий роль бу­ферной ёмкости между промыслами и магистралью и роль аварийной ёмкости при аварии на магистрали или промыслах.

ПНПС служат для восполнения потерь энергии жидкости, возникаю­щих при движении потока нефти по магистрали. Данные станции располагаются по трассе через 100150 км.

ГНПС эксплуатационных участков нефтепровода в основном предназначены для гидродинамического разобщения магистралей на относительно небольшие участки (400600 км) с целью облегчения управлением перекачкой и локализации гидродинамических возмущений потока (гидроударов) в пределах данных участков. Эта функция подобных НПС выполняется за счёт размещения на них резервуарных парков. Последние являются средством гидродинамического разобщения магистралей на эксплуатационные участки.

Технологические схемы ГНПС нефтепровода и ГНПС эксплуатационных участков практически аналогичны.

3.2. Технологическая схема ГНПС нефтепровода и

ГНПС эксплуатационного участка
Технологическая схема рассматриваемых станций изображена на рис. 3.1. Основной путь прохождения нефти показан сплошными линиями и стрелками.

Нефть с промыслов поступает на ГНПС и проходит последовательно узел предохранительных устройств (УП), защищающий оборудование и трубопроводы от повышенных давлений, узел учёта (УУ), измеряющий количество поступающей с промыслов нефти, и направляется в резервуарный парк (РП).

Из резервуарного парка нефть отбирается насосами подпорной станции (ПНС) и подаётся с требуемым подпором на вход насосов основной насосной станции (НС). Между ПНС и НС нефть проходит второй узел предохранительных устройств и второй узел учета. Второй узел учета используется для измерения количества нефти, поступающей в магистраль.

П
Рис. 3.1. Технологическая схема ГНПС нефтепровода


осле НС нефть через узел регулирования давления (УР) и камеру пуска скребка (КП) направляется непосредственно в магистральный нефтепровод.
3.3. Технологическая схема ПНПС
Технологическая схема ПНПС показана на рис. 3.2. Нефть от узла подключения НПС к магистрали (УМ) движется на вход насосной станции (НС) через площадку фильтров-грязеуловителей (ФГ) и систему сглаживания волн давления (ССВД), затем после НС вновь поступает в магистраль через узел регуляторов давления (УР) и узел подключения (УМ).

У
зел подключения к магистрали УМ (рис. 3.2.) представляет собой объединённые в одно целое камеры приёма А и пуска скребка Б (рис. 3.3).

П
Рис. 3.3. Узел подключения к магистрали

ри нормальном режиме работы ПНПС нефть движется через от­крытые задвижки 3 и 6 (задвижки 7 и 8 также открыты). Перед получе­нием скребка, запущен­ного на предшествующей станции, задвижка 3 закрывается и открыва­ются ранее закрытые задвижки 1 и 4. Скребок потоком нефти заносится в камеру А. После этого задвижки 1 и 4 вновь закрываются и открывается задвижка 3. Скребок из камеры А извлекается через люк в её торце.

По аналогичному принципу осуществляется запуск скребка через камеру Б. Камера пуска скребка ГНПС подобна камере пуска скребка ПНПС.

Н