Групповая сборная установка
Cтраница 1
Групповая сборная установка оборудуется дебитомером с дистанционной передачей показаний, к которому поочередно подключаются все скважины. В отдельных случаях подала жидкости контролируется также специальными датчиками, напоминающими по устройству обратный клапан. Эти датчики устанавливаются на каждом из трубопроводов, подключенных к групповому сборному пункту, и пря прекращения в них потока подают пгяал ( электрический импульс) на диспетчерский пульт промысла. Контроль за работой глубшшого насоса путем дистанционного динам ографирования - тедединамометрирования применяется в основном на промыслах с большим фондом глубиннонасосных скважин, характеризующихся низким межремонтным периодом. Целесообразность применения этого метода в других условиях определяется экономическими соображениями. [1]
Из групповых сборных установок нефть направляется в буферные емкости дожимной насосной станции или центрального сборного пункта, в которых поддерживается давление 2 - 3 5 кГ / сжа, и после кратковременного пребывания в них откачивается к промысловому резервуарному парку. [2]
По этой схеме газо-яшдкостная смесь направляется от скважин в групповые сборные установки, представляющие собой первую ступень дегазации и включающие два трапа и герметизированную горизонтальную емкость. Это позволяет транспортировать выделяющийся газ непосредственно на газобензиновый завод без дополнительного сжатия в компрессорных установках. [3]
Первый метод применяется преимущественно на тех промыслах, где нефть от отдельных скважин направляется на групповые сборные установки. Групповая сборная установка оборудуется дебитомером с дистанционной передачей показаний, к которому поочередно подключаются все скважины. [4]
Поэтому необходимо принимать меры для снижения перепада давления в штуцере путем повышения давления в трапе ( применение ступенчатой сепарации газа) и использования высокого буферного давления для совместного транспорта нефти и газа до групповых сборных установок. [5]
Главными достоинствами схемы является возможность укрупнения резсрвуарных парков и сосредоточение сбора нефти и газа с промыслов, расположенных на расстоянии нескольких десятков километров друг от друга, в одном месте, а также бескомпрессорный транспорт газа с групповых сборных установок до газобензинового завода. [6]
Первый метод применяется преимущественно на тех промыслах, где нефть от отдельных скважин направляется на групповые сборные установки. Групповая сборная установка оборудуется дебитомером с дистанционной передачей показаний, к которому поочередно подключаются все скважины. [7]
К коллекторам подключаются трубопроводы от скважин и групповых сборных установок, сооружаемые из 100 - и 150-лл труб. [8]
 |
Задвижка 304 ( i Луд. [9] |
Обратные клапаны, предназначенные для отключения трубопроводов, в случае изменения направления потока в них, устанавливаются последовательно с задвижками. Места установки обратных клапанов - это - концы трубопроводов, подключенных к групповой сборной установке, и отдельные врезки трубопроводов в коллекторы. [10]
Основными промысловыми трубопроводами являются сборные нефте - в газопроводы, так называемые коллекторы, прокладываемые к резервуариым маркам и компрессорным станциям от групио-вых или индивидуальных сборных установок. При раздельно-самотечной схеме сбора решающую роль для выбора трассы нефтяных коллекторов играет рельеф местности, при напорных же схемах - расположение основных групповых сборных установок. Газовые коллекторы обычно прокладываются вдоль средних рядов эксплуатационных скважин, но часто, при расположении компрессорной станции вблизи от резерву арного парка, их. [11]
Все промысловое хозяйство, располагаемое на месторождении ( или при значительных размерах нефтеносной площади на части его), делится на определенное количество промыслов в зависимости от числа скважин и расстояний между ними. Затем внутри каждого промысла определяется элемент макета, состоящий из типовой группы скважин с определенными расстояниями между ними, включенной при помощи выкидных линий и нефтепровода в групповую сборную установку, в которую входят мерник и вакуумный трап. [12]
Основным опасным моментом при обслуживании трубопроводов является работа в нефтяных и газовых колодцах. Опасность связана с тем, что в этих местах всегда возможно скопление газа вследствие его поступления через неплотности сальниковых уплотнений запорной арматуры, фильтрации через грунт из дефектных участков близлежащих газопроводов и проникновения газа с поверхности от соседних скважин или групповых сборных установок. Последнему обстоятельству способствует то, сто колодцы с задорной арматурой обычно располагаются в пониженных местах рельефа - Б связи с этим при спуске в колодец и работе в нем необходимо строго соблюдать правила безопасности, которыми предписывается участие в работе не менее двух человек, обязательное использование газоанализато - ров, шланговых противогазов, предохранительных поясов и специального инструмента. [13]
Дебитомер ДПН-3 предназначен для измерения дебита жидкости и газа, поступающих из нефтяной скважины. Применение дебитомера возможно как для непрерывного замера дебита индивидуальных скважин, так и для поочередного, программного замера дебита нескольких скважин. В последнем случае дебитомер устанавливают на групповой сборной установке, а скважина для замера дебита к нему подключается автоматически трехходовым клапаном. [14]
Страницы: 1