Групповая замерная установка

Cтраница 3

Техническая характеристика счетчиков типа ТОР-1. [31]

При аварийном состоянии групповой замерной установки срабатывает соленоидный клапан гидропривода КСП-4, при этом жидкость из силового цилиндра сбрасывается под воздействием пружины 4, и клапан 3 перекрывает проход в корпусе отсекателя. Клапан отсекателя разгруженный, и требуются незначительные усилия для его работы. [32]

Принципиальная технологическая схема базовой групповой замерной установки типа Спутник А показана на рис. XI.4. Она состоит из переключателя скважин на замер, измерительного блока, отсекателей скважин при аварийном состоянии установки. [33]

Отсечение скважины на групповой замерной установке при ее аварийном состоянии сопровождается повышением давления в линии нагнетания. В этом случае электроконтактный манометр через промежуточное реле разрывает цепь питания магнитного пускателя, и двигатель останавливается. После ликвидации аварии и снижения давления в линии до заданной величины цепь питания пускателя автоматически восстанавливается, и двигатель включается. [34]

Дебит измеряют на групповых замерных установках типа Спутник или иногда ( на необустроенных площадях) с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и мерную емкость. Дебит газа измеряют на групповых замерных установках турбинными счетчиками ( типа Агат-1), а на индивидуальных замерных установках ( на выкиде из трапа) - турбинными счетчиками или посредством дифманометров с дроссельными устройствами. Приемистость водонагнетательных скважин измеряют счетчиками или расходомерами диафрагменного типа на КНС. Пробы анализируются в лабораториях. [35]

Аппарат Дина-Старка для определения количества воды, содержащейся в нефти. [36]

На рис. XI.3 показана групповая замерная установка ( ГЗУ) самотечной системы сбора нефти, газа и воды. Газ, выделившийся из нефти в трапе /, в котором поддерживается давление по 0 6 МПа, проходит регулятор давления до себя 7 и направляется в общую газосборную сеть. Газ, выходящий из трапа второй ступени 2, обычно используется для отопления или сжигается в факелах. [37]

Для эксплуатационных скважин, групповых замерных установок, до-жимных нефтяных насосных станций ( без резервуаров), установок предварительного сброса пластовых вод, расположенных на территории нефтяного месторождения вне централизованного пункта сбора нефти, газа и воды, производственное и противопожарное водоснабжение допускается не предусматривать. Хозяйственно-питьевое водоснабжение зданий и сооружений с расходом воды до 2 м3 / сут допускается обеспечивать привозной водой. [38]

Нефть из скважины после групповых замерных установок подается по коллектору в концевую совмещенную сепараци-онную установку ( КССУ) 1, в которую поступает горячая вода из отстойника 4, содержащая отработанный деэмульгатор. Под действием тепла пластовой воды и остатков деэмульгато-ра в КССУ происходит частичное разделение эмульсии на нефть, воду и газ. Нефть из КССУ вместе с оставшейся водой насосом 2 подается в пароподогреватели 3, затем нагретая нефть поступает в отстойник 4 для окончательного отделения нефти от воды. Отделенная вода уносит с собой основное количество солей из нефти. Для более полного обессоливания нефть из отстойника 4 направляется на смешение с горячей обескислороженной пресной водой. После тщательного перемешивания пресной воды с нефтью, содержащей соли, эмульсия направляется в отстойник 5, где доводится до требуемой концентрации по содержанию солей. Вакуумные компрессоры 10 забирают из гидроциклонного сепаратора 9 газ, из которого при прохождении холодильника 8 и гидроциклонного сепаратора 9 выделяется основное количество легких углеводородов. Конденсат из сепаратора 9 отправляется на газобензиновый завод, а газ поступает на специальные установки для полной деэтанизации. Перед пароподогревателем 3 в нефть вводится деэмульгатор, воздействующий на поверхностные свойства пограничных слоев двух фаз эмульсии. [39]

Теплохимическая установка по обезвоживанию, обессоливанию и стабилизации. [40]

Нефть из скважины после групповых замерных установок по коллектору подается в концевую совмещенную сепарационную установку ( КССУ) 2, в которую через смеситель 1 подается горячая вода из отстойника 6, содержащая отработанный деэмульгатор. [41]

Модификация КП1 предназначена для групповых замерных установок, оборудованных любыми ввиерно-пе еклсчвпщими устройствами. [42]

При выборе места строительства групповых замерных установок следует учитывать протяженность нефтесборной сети продук-топроводов и выкидных линий, расположение нефтесборных пунктов ( НСП), парка товарных резервуаров ( ПТР), кустов эксплуатационных скважин и свайных основании под бурящиеся скважины, связанные разветвленной сетью транспортных эстакад. [43]

Продукция скважин, пройдя групповую замерную установку, поступает на узел I ступени сепарации, расположенный на КСП. Узел включает в себя устройство для предварительного отбора газа ( УПО), нефтегазовые сепараторы и каплеуловитель. Отсепарированный газ ступени, пройдя очистку в каплеуловителе, направляется под собственным давлением ( 0 5 - 0 6 МПа) на ГПЗ, а нефть поступает в аппарат для предварительного сброса воды. [44]

Описанная установка принципиально аналогична групповой замерной установке ЗУГ-5. Отличие заключается в том, что последняя - открытого исполнения без утепленного укрытия. В комплекте ЗУГ-5 поставляется блок местной автоматики БАМ-30, допускающий эксплуатацию на открытом воздухе или в неотапливаемом помещении. [45]

Страницы: 1 2 3 4