Индивидуальная замерная установка. Индивидуальная замерная установка нефти


Установка замерная индивидуальная - Справочник химика 21

    В учебнике описаны основные технологические системы сбора нефти, газа и воды на нефтегазодобывающем предприятии. Рассмотрены индивидуальные и групповые замерно-сепарационные установки, сепараторы, дожимные насосные станции. Дается классификация промысловых трубопроводов, показаны способы их защиты от коррозии. Рассмотрены трубопроводная и запорная арматура, регуляторы давления, расхода и предохранительные клапаны. Описаны принципы замера объема жидкости и газа, совмещенные сепарационные установки для предварительного разделения нефти, газа и воды. [c.351]     Замерные установки предназначены для измерения дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Групповые траппо-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплуатационной скважине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа на прием компрессорных станций. [c.65]

    На рис. 7 изображена схема индивидуальной замерной установки. Как следует из рис. 7, сырая нефть от скважины сначала поступает в сепаратор (трап) I, затем нефть переходит в мерник 2. Если местность гористая, то мерник 2 устанавливается на поверхности земли, а при ровной местности — на пьедестале 3. Пьедестал необходим для создания условий самотечного движения нефти к участковому сборному пункту. [c.96]

    Количество нефти и воды, поступающих из скважины в индивидуальную сепарационно-замерную установку, измерялось или в замерном трапе, или в открытом мернике. Продукцию скважины в мернике замеряли рейкой с делениями или при помощи уровнемерных стекол, установленных на мерниках. [c.25]

    По назначению УУСН подразделяются на оперативные (бригадные и промысловые) и коммерческие. По технологической схеме и объему измерений те и другие УУСН идентичны, но могут отличаться степенью оснащенности датчиками (преобразователями) для автоматического измерения и средствами автоматизации сбора и обработки информации. Если не все скважины или групповые замерные установки подключены к УУСН, то для бригадного и промыслового учета нефти допускается использовать имеющиеся установки, предназначенные для измерения дебита скважин (установки типа Спутник , БИУС, АСМА и др.). При этом необходимо иметь ввиду, что погрешность определения количества нефти на этих установках велика (5-10 % и выше) в связи с большой погрешностью средств измерений, несовершенством методик измерений и т.д. УУСН могут быть блочного или индивидуального исполнения. [c.33]

    На индивидуальных и групповых сепарационно-замерных установках применяют вертикальные сепараторы деух конструкций с радиально-щелевым или с тангенциальным вводом. [c.45]

    Газо-нефтяная смесь из скважины поступает в индивидуальную замерно-сепарационную установку, состоящую из вертикальной емкости -J, оборудованной устройствами для предотвращения уноса нефти с газом (трапа) и мерника Е-1. В трапе С-1 осуществляется первая ступень сепарации нефти от газа. Газ по газосборным коллекторам передается для дальнейшей переработки на газоперерабатывающие (газобензиновые) заводы. К коллекторам подключается до ста и более скважин одного или нескольких близлежащих нефтяных месторождений. [c.105]

    Существуют различные системы внутрипромыслового сбора и транспортировки нефти, различающиеся условиями перемещения нефти и газа, схемой отделения газа от нефти. Старейшая— самотечная система, при которой перемещение нефти происходит за счет превышения отметки устья скважины над отметкой замерной установки (рис. 1.3,а). Нефть, газ и вода от скважины 1 поступают на индивидуальную замернук> установку (ИЗУ) 2, расположенную вблизи от скважины. В ИЗУ от газа отделяют нефть и воду, которые по самотечным выкидным линиям 4 транспортируют в участковые негермсти-зированные резервуары 5. Из резервуаров 5 нефть насосами 6 подают по коллектору 7 на установку подготовки нефти 9, а воду после отстоя сбрасывают в канализацию. Если позволяет [c.18]

    На рис. ПО приведена одна из схем промыслового сбора нефти и газа, которая в случае необходимости может быть видоизменена или приспособлена к условиям эксплуатации скважин и разработки месторождения. Например, она может быть использована для сбора и транспор Гирования по самостоятельным каналам обводненной и необводненной нефтей или нефтей двух различных сортов, дополнена установками подготовки газа при газлифтной эксплуатации скважин и т. п. На схеме нефть из скважин 1 по выкидным трубопроводам направляется в групповые замерные установки 2, где производится индивидуальный замер дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Во время замера дебитов по какой-либо скважине продукция остальных скважин по обводному трубопроводу направляется в сборный коллектор, по которому смесь нефти и газа транспортируется до сепарационных установок 3 или дожимных насосных станций 5а (дне)—те же сеперационные установки с принудительной откачкой нефти. ДНС применяют в тех слу- [c.211]

    Существуют различные системы впутрипромыслового сбора и транспортировки нефти, различающиеся условиями перемещения нефти и газа, схемой отделения газа от нефти. Старейшая— самотечная система, при которой перемещение нефти происходит за счет превышения отметки устья скважины нэд отметкой замерной установки (рис. 1.3, а). Нефть, газ и вода от скважины 1 поступают на индивидуальную замерную установку ( ИЗУ) 2, расположенную вблизи от скважины. В ИЗУ от газа отделяют нефть и воду, которые по самотечным выкидным линиям 4 транспортируют в участковые негерметизированные резервуары 5. Из резервуаров 5 нефть насосами 6 подают по коллектору 7 на установку подготовки нефти 9, а воду после отстоя сбрасывают в канализацию. Если позволяет рельеф местности, то насосы 6 не сооружают, а коллектор 7 представляет собой самотечный трубопровод. Газ, выделившийся в ИЗУ, передают на газоперерабатывающий завод (ГПЗ). [c.18]

    Схема негерметизированной самотечной системы сбора и транспортирования нефти, газа и воды приведена на рис. 6, а. Нефть, газ и вода от скважины 1 поступают на индивидуальную замерную установку (ИЗУ) 2, расположенную в непосредственной близости от скважин. Нефть и вода, отделившиеся в ИЗУ от газа, по самотечным выкидным линиям 4 транспортируются в участковые негерметизированпые резервуары 5 сборного пункта. Из резервуаров 5 нефть забирается насосами 6 и подается по сборному коллектору 7 на установку подготовки нефти (УПН). Если позволяет рельеф местности, то насосы 6 не сооружают и коллектор 7 также является самотечным. Вода, отстоявшаяся в резервуарах 5, сбрасывается в канализацию. Газ, отделенный от нефти в ИЗУ, транспортируется до газоперерабатывающего завода (ГПЗ). [c.96]

    В зависимости от конкретных условий и требований, предъявляемых к качеству получаемых продуктов, стабилизация нефти проводится с применением процессов сепарации и ректификации. Сепарация представляет собой процесс извлечения легких фракций однократным и многократным испарением при снижении давления. Как следует из рис. 6, сепарация осуществляется на индивидуальных замерных установках, дожимных насосных станциях, установках подготовки нефти. В нефти, стабилизированной с применением сепарации, сохраняется до 1,5—2,0 % углеводородов С1—С4. Для более глубокого извлечения оТегких углеводородов нефть направляют на специальные стабилизационные установки, имеющие в своем составе ректификационные колонны. Продуктами этих установок являются а) стабильная нефть б) газовый конденсат, который передается на центральные газофракционирующие установки (ЦГФУ). ЦГФУ включаются в со- [c.98]

    На всех вновь сооружаемых нефтяных промыслах используют централизованную схему сбора и подготовки нефти (рис. 13). По этой схеме сбор продукции производят от группы скважин на автоматизированные групповые замерные установки (АГЗУ). От каждой скважины по индивидуальному трубопроводу на АГЗУ поступает нефть вместе с газом и пластовой водой. На АГЗУ производят учет точного количества поступившей от каждой скважины нефти, а также первичную сепарацию для частичного отделения пластовой воды, нефтяного газа и механических примесей с направлением отделенного газа по газопроводу на ГПЗ. Частично обезвоженная и частично дегазированная нефть поступает по сборному коллектору на центральный пункт сбора (ЦПС). [c.73]

chem21.info

Трапно-замерная установка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Трапно-замерная установка

Cтраница 1

Трапно-замерные установки являются первыми аппаратами на пути движения нефти от устья скважины к головным узлам сбора. Из мерника нефть самотеком или насосами подается на сборные пункты.  [1]

Газ из трапов нескольких индивидуальных трапно-замерных установок по газосборному коллектору направляется на компрессорную станцию 9 и далее на газобензиновый завод. Нефть из транов ( при эксплуатации обводненных скважин нефть с водой) поступает в открытые мерники 3, где выделяется остаточный ( вторичный) газ при атмосферном давлении.  [3]

Система сбора нефти и газа с индивидуальными трапно-замерными установками является самотечной, с минимальным использованием энергии залежи для сбора и транспорта продукции скважин. Следует также отметить, что при этой системе упрощается технологическое оборудование: использование самотека позволяет снизить до минимума число линий электропередач, количество насосного оборудования и др. В случае аварийного состояния нефтепроводов, линий электропередач потери продукции обычно незначительны и повреждения легко ликвидируются.  [5]

По этим причинам самотечные системы сбора нефти и газа на промыслах с индивидуальными трапно-замерными установками в последнее время заменяются напорными системами.  [6]

Для таких условий несколько лет назад наилучшей признавалась самотечная или самотечно-напорная схема нефтегазосбора с индивидуальными трапно-замерными установками.  [7]

На рис. 145 приведена самотечная ( самотечно-напорная) схема нефте - и газосбора с индивидуальными трапно-замерными установками.  [9]

Наряду с перечисленными выше напорными герметизированными системами сбора нефти и газа на нефтяных месторождениях также встречаются открытые самотечные системы с использованием индивидуальных трапно-замерных установок для измерения продукции скважин. Постепенно они заменяются напорными герметизированными системами.  [10]

На первоначальной стадии разработки Туймазинского месторождения применялась индивидуальная технологическая схема сбора нефти и газа ( рис. 97), согласно которой газонефтяная или газоводонефтяная смесь из скважины поступала на индивидуальную трапно-замерную установку.  [12]

Замерные установки предназначены для измерения дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Групповые трапно-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплуатационной скважине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа на прием компрессорных станций.  [13]

Замерные установки предназначены для измерения дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Групповые трапно-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплуатационной скважине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа на прием компрессорных станций.  [14]

Такая схема сбора характерна для промыслов восточных районов, где трап-но-замерные установки являются индивидуальными для каждой скважины. В других схемах сбора трапно-замерная установка обслуживает группу скважин и является первой ступенью сепарации. Дебит на таких групповых установках определяют поочередным переключением скважины на замерное устройство. В схеме Бароняна-Везирова трапно-замерная установка предназначена только для замера дебита скважины; сепарация газонефтяной смеси осуществляется на сборном пункте промысла.  [15]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Индивидуальная замерная установка » СтудИзба

Индивидуальная замерная установка.

В настоящее время применяют автоматизированное устройство по замеру продукции скважин и, как правило, они являются групповыми.

Групповые замерные установки обеспечивают:

1.     Автоматизированное переключение скважин на замер.

2.     Автоматическое измерение и регистрацию дебетов скважин.

3.     Контроль за режимом эксплуатации скважин, по поступлению продукции, т.е. задаются определенные режимы

4.     Автоматическую блокировку скважин при аварийном состоянии установки.

АГЗУ «Спутник А»

Эта блочная автоматизированная замерная установка предназначена для автоматизированного измерения дебета скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа. Существует несколько модификаций этих установок:

Спутник А-16-14-400

                А-40-14-400

                А-35-10-1500

                А-25-14-1500

16, 40, 35, 25 – рабочее давление, атм.

14 – количество подключаемых скважин

 1500 – максимально измеряемый дебет скважин, м3сут.

Спутник А состоит из 2 блоков.

1.замерно переключающий.

2.блок КИП и автоматический

1)В первом блоке:1-переключатель скважин многоходовой ПСМ-1М

                                

                     2-гидравлический привод ГП-1

                           3-отсекатель юпликаторов на УКПН

4-замерный гидроциклонный сепаратор с механическим регулятором уровней

5-турбинный счетчик ТОР-1-50

      7-блок местной автоматики БМА, состоящий из блока управления и силового блока

      8-блок питания счетчика

АГЗУ «Спутник Б», в отличие от Спутника А обеспечивает возможность отдельного сбора обводненной нефти и безводной нефти и полного измерения дебетов определяют количество воды продукции скважин.

Количество нефтяного газа, измеряемого расходомерами типа АГАТ, которые регистрируют расход давления и температуру газа, помимо этого в Спутнике Б предусмотрена подача деэмульгатора, содержание воды в нефти определяют с помощью косвенного метода, основанного на зависимости диэлектрической проницаемости водонефтяной смеси от диэлектрических свойств ее компонентов.

Безводная нефть является хорошим диэлектриком и имеет диэлектрическую проницаемость εн= 2,1-2,5, а для воды εв= 80.

Принцип действия влагомера заключается в измерении емкости конденсатора, образованного двумя электродами, погруженными в водонефтяную смесь

C=Sεc/l

S – поверхность обхвата конденсатора

εc- диэлектрическая проницаемость среды между обкладками

l – расстояние между обкладками

Унифицированный влагомер нефти (УВН) позволяет непрерывно контролировать и фильтровать объемное содержание воды с погрешностью от 2,5 до 4%.

Также созданы модификации Спутник В и Спутник ВР, на установках дебет скважин измеряется в вертикальном сепараторе, по показаниям нижнего и верхнего датчиков уровня и датчика веса.

Весовой способ является наиболее точным. При этом регистрируется время заполнения измерительного аппарата, по истечении одного цикла заполнения взвешенная порция жидкости выдавливается в общий коллектор, и цикл измерения повторяется.

Преимуществом этих спутников является использование трехходовых переключающих клапанов вместо многоходовых.

Недостаток: высокая стоимость.

studizba.com

Групповые, индивидуальные и передвижные замерные установки: виды, характеристика. — КиберПедия

АГЗУ предназначены для автоматического определения дебитов нефтяных скважин по жидкости, контроля за работой скважин и бывают следующих типов:

АГЗУ «Спутник А, Б».

АГЗУ «Спутник АМ со счетчиком СКЖ»

ДЕЛЬТА-ГЗУ(А)–8×30–40 с СКЖ на каждом усе.

ИУ «Спектр» с расходомером «РИНГ» на каждом усе

Для отдаленных скважин применяются БИУС- блочные автоматизированные индивидуальные установки. БИУС 40-50, 40- рабочее давление не более 4,0 МПа, диапазон измерения 1-50мз\сут. Имеет замерный сепаратор, турбинный счетчик ТОР с выдачей сигнала в блок управления.

Для индивидуальных замеров дебитов скважин с УШГН для проверки отдельных усов скважин, подключенных к ГЗУ, применяются передвижные замерные установка АСМа со счетчиком СКЖ, ОЗНА с технол блоком, а также снятие динамограммы с расчетом дебита по программе, хорошо зарекомендовали себя ПК «МИКОН».

Для индивидуальных замеров дебитов скважин с УЭЦН применяется штуцирование. Диаметр штуцера подбирается по таблице. Манометры должны быть установлены от штуцера на расстоянии, равном не менее пяти диаметрам трубопровода. Значения давления и диаметр штуцера вносятся в соответствующую базу КИС «АРМИТС», на основании которых производится расчёт дебита (рис. 2.3.). Счетчиками СКЖ, РИНГ.

АГЗУ «Спутник А, Б»: А-16-14-400, А-40-14-400, А-25-14-1500, Б-40-14-500, Б-40-14-400. Спутники А осуществляют замер дебита, а Б- дополнительно подачу реагента и измерение влагосодержания нефти и объема газа. Расшифровка маркировки: А-16-14-400. Первая цифра 16 - рабочее давление не более 1,6 МПа, 14 – количество подключенных скважин, 400 мз\сут- пропускная способность.

Спутники состоят из двух блоков: замерного технологического блока и блока КИП. В Спутниках поочередное подключение скважин на замер осуществляется при помощи многоходового переключателя скважин ПСМ. Измерение дебита осуществляется путем кратковременных пропусков через турбинный счетчик (или ТОР), накапливающейся в сепараторе жидкости и регистрации объемов на индивидуальном счетчике в БМА. Жидкость из скважины, подключенной на замер, направляется из ПСМ в головку гидроциклонного сепаратора, в котором газ отделяется от жидкости. На выходе газа из гидроциклонного сепаратора установлены регулятор давления и турбинный счетчик АГАТ. А учет жидкости по сборному коллектору осуществляется через турбинный преобразователь расхода НОРД.

Замерный технологический блок АГЗУ «Спутник» не обеспечивает требуемую точность определения производительности скважин. Во-первых, малодебитные скважины с низким газовым фактором не могут обеспечить нормальную работу замерного узла. Во-вторых, количество жидкости измеряется объемным расходомером, и на его значения будут влиять температура, плотность, вязкость и скорость протекания потока. Эти параметры жидкости у каждой скважины разные и стабильных результатов получить не удается. С целью решения этих проблем был разработан ГЗУ совместно с массовым счетчиком жидкости СКЖ, в технологическом блоке которого в обвязке добавляются фильтры грубой очистки на подводящих линиях. Спутник АМ 40-8-400-КМ с камерным преобразователем СКЖ для определения продукции малодебитных скважин от 0,5 до 120мз\сут.). Рабочее давление не более 4,0 МПа. Количество подключенных скважин- 8,10, 14. Пропускная способность – 30, 60, 120 т\сут.

 

Требования безопасности при проведении ремонтных работ на скважине.

1. Перед началом работ по текущему и капитальному ремонту скважин с работниками должен быть проведен инструктаж по выполнению работ.

2. Схема расположения подземных и наземных коммуникаций должна утверждаться маркшейдерской службой

3. Грузоподъемность подъемного агрегата, вышки, мачты, допустимая ветровая нагрузка должны соответствовать максимальным нагрузкам,

4. Ввод агрегата в эксплуатацию оформляется актом комиссии организации.

5. Перед началом работ скважина должна быть заглушена .

6. Перед разборкой устьевой арматуры скважины давлениедолжно быть снижено до атмосферного.

7.Манифольдная линия должна быть разобрана и установлена заглушка на линейную задвижку.

8. При проведении текущих и капитальных ремонтов скважин должно быть оснащено противовыбросовым оборудованием.

10. Для предотвращения и ликвидации возможных газонефтеводопроявлений блок долива устанавливается и обвязывается с устьем скважины с таким расчетом, чтобы обеспечивался самодолив скважины или принудительный долив с помощью насоса .

11. Без исправного индикатора веса проводить спуско-подъемные операции,

12. Ремонт скважин с использованием канатной техники должен проводиться при обеспечении следующих условий:

- работы по профилактическому ремонту скважин должны проводиться специализированной бригадой

- работы по ревизии клапана-отсекателя,

- периодичность проверки секционных лубрикаторов и плашечных превенторов:

13. Спуско-подъемные операции при ветре со скоростью 15 м/с и более, во время ливня, сильного снегопада и тумана с видимостью менее 50 м, а также при неполном составе вахты, запрещаются.

14. При обнаружении газонефтеводопроявлений устье скважины должно быть загерметизировано.

15. Перед ремонтом скважины, оборудованной погружным центробежным электронасосом, необходимо обесточить кабель.

18. При проведении ремонтно-изоляционных работ запрещается перфорация обсадных колонн в интервале возможного разрыва пластов давлением газа,

19. Освоение скважин после завершения ремонтных работ должно производиться с участием представителя заказчика.

20. При освоении и ремонте скважин должны быть приняты меры про предотвращению разлива нефти, жидкости, находящейся в стволе скважины.

21. На время простреленных работ вокруг устья скважины устанавливается опасная зона радиусом не менее 10 м.

24. Запрещается установка оборудования и спецтехники на действующих шлейфах газопроводов.

26. Соседние с ремонтируемой, эксплуатирующиеся глубинными штанговыми насосами, скважины могут быть остановлены или работать с соответствующими мерами предосторожности, определенными планом работ.

28. При передаче газлифтной скважины в текущий, капитальный ремонт, кроме плана работ по ремонту скважины, предоставляется план-схема газонефтепроводных коммуникаций и обвязки всех скважин куста с нанесенными размерами и порядком отключения газонагнетательных скважин.

29. Отключение газопроводов и демонтаж производит служба заказчика

cyberpedia.su

Замерная установка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Замерная установка

Cтраница 1

Замерные установки оборудованы электрическим освещением, обогревателями и принудительной вентиляцией.  [1]

Замерные установки предназначены для измерения дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Групповые трапно-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплуатационной скважине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа на прием компрессорных станций.  [2]

Замерная установка рассчитана на подключение восьми скважин. При групповом сборе нефти и высоких дебитах скважин целесообразно устанавливать специальные дебитомеры, конструкции которых будут рассмотрены ниже, так как для повышения точности замера необходимо пропустить через замерное устройство большое количество нефти. Так, для скважины, дебит которой 120 т / сутки нефти, даже при часовом замере необходимо отмерить 5 т жидкости.  [3]

Замерные установки предназначены для индивидуального замера дебита нефти и газа по отдельным скважинам.  [4]

Замерные установки предназначены для измерения дебита нефти и газа по отдельным скважинам. Групповые трапно-замерные установки были разработаны при переходе от индивидуальной самотечной системы сбора нефти и газа к групповой и предназначались для сепарации от газа, измерения дебита жидкости по каждой эксплуатационной скважине и последующей перекачки нефти в нефтесборные пункты, а газа на прием компрессорных станций.  [5]

Замерная установка снабжена влагомером 20, который определяет количество воды в нефти и блоком местной автоматики ( БМА), управляющим работой и передающим информацию.  [7]

Автоматизированные замерно-сепарационные и замерные установки, разработанные за последние годы, не отвечают требованиям максимальной индустриализации работ при обустройстве нефтяных месторождений, а при эксплуатации в суровых климатических условиях не обеспечивают надежность средств контрольно-измерительных приборов ( КИП) и автоматики, которые размещаются на открытом воздухе.  [8]

После замерной установки нефть, газ и вода снова смешиваются и транспортируются по сборному коллектору диаметром 200 - 500 мм, длиной до 7 - 70 км под собственным давлением до УПН.  [9]

Перевод замерных установок, рассчитанных на ручное управление: на период эксплуатации месторождения, или на автоматизированное управление, должен осуществляться с возможно минимальной передвижкой существующего оборудования.  [10]

От замерной установки продукция скважин поступает в общий промысловый коллектор и оттуда в газосепараторы сборного пункта, где газ отделяется от нефти. Выделившийся в газосепараторе газ проходит через осушительный сепаратор и направляется на прием компрессорной станции или другим потребителям.  [11]

Использование малогабаритной замерной установки позволяет повысить культуру проведения замеров, полностью утилизировать нефтяной газ, ликвидировать затраты на откачку нефти из мерников, уменьшить загрязнение окружающей среды.  [12]

При использовании индивидуальной замерной установки расход нефтяного газа определяется турбинным счетчиком или дифференциальным манометром с дроссельным устройством, устанавливаемым на выходе из трапа.  [13]

Агрегат обслуживания замерных установок АЗУ предназначен для технического обслуживания и текущего ремонта групповых замерных установок и дожимных насосных станций, а также другого подобного нефтяного оборудования.  [14]

Кроме того, сами замерные установки имеют отдельные конструктивные недостатки.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Трапно-замерная установка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Трапно-замерная установка

Cтраница 2

Система сбора нефти и попутного газа может быть двух - или однотрубной. При двухтрубной схеме сепарация газа от нефти производится на прискважинвых трапных установках или групповых трапно-замерных установках.  [16]

Система сбора нефти и попутного газа в зависимости от условий может быть двух - или однотрубной. При двухтрубной схема сепарация газа от нефти осуществляется на индивидуальных присква-жинных трапных установках или на групповых трапно-замерных установках. После сепарации по самостоятельным нефте - и газосборным коллекторам нефть подается на нефтесборные пункты, а газ - на прием компрессорных станций.  [17]

При этой системе участок транспорта нефтегазовой смеси, содержащей парафин, доведен до минимума ( несколько метров), и борьба с отложением парафина на этих участках больших осложнений не вызывает. На рис. 19 показана система сбора нефти и газа с индивидуальными трапно-замернымп установками. Газонефтяная или газоводонефтяная смесь из скважины 1 поступает на индивидуальную трапно-замерную установку.  [18]

На рис. 23 показана схема групповой трапно-замернои установки, смонтированной на одном из месторождений объединения Башнефть. Такие групповые установки обычно оборудованы распределительным коллектором 1Г имеющим две линии - рабочую 2 и замерную 3, тремя-четырьмя вертикальными трапами ( ТГ-1000-6, ТГ-1600-6), - тремя-четырьмя мерниками объемом 14 - 50 м3 и насосной 8 с двумя-тремя насосами. Один трап ( 4) и один мерник ( 5) предназначаются для периодического измерения дебита по жидкости каждой скважины, в то время как через другие трапы ( 6) и мерники ( 7) проходит продукция остальных скважин, подключенных к групповой установке. Основные недостатки подобных групповых трапно-замерных установок: отсутствие герметизации мерников, в которых отделяется остаточный газ и уносится в атмосферу, и проведение вручную всех операций по переключению и замеру продукции скважин.  [19]

Такая схема сбора характерна для промыслов восточных районов, где трап-но-замерные установки являются индивидуальными для каждой скважины. В других схемах сбора трапно-замерная установка обслуживает группу скважин и является первой ступенью сепарации. Дебит на таких групповых установках определяют поочередным переключением скважины на замерное устройство. В схеме Бароняна-Везирова трапно-замерная установка предназначена только для замера дебита скважины; сепарация газонефтяной смеси осуществляется на сборном пункте промысла.  [20]

Одним из важнейших недостатков этой системы является также ее негерметичность. Продукция скважин имеет непосредственный контакт с атмосферой в многочисленных мерниках, сборных резервуарах, в результате чего потери легких фракций в зависимости от физико-химических свойств нефти могут достигать 1 % л более. Эти улучшенные варианты системы сбора позволяют несколько повысить ее экономичность, но и при этих условиях технико-экономические показатели ее остаются низкими по сравнению с показателями напорных систем. Поэтому в последнее время системы сбора нефти и газа с индивидуальными трапно-замерными установками заменяются напорными.  [22]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Замерная установка - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 3

Замерная установка

Cтраница 3

Имеющиеся оборудование и инструмент позволяют заполнять замерные установки жидкостью для испытания, проводить гидравлическое испытание аппаратуры, техобслуживание и ремонт кустовых насосных станций по закачке воды в пласт.  [31]

Залповые выбросы газа связаны с ремонтом замерных установок ( АГЗУ), который производится 4 раза в год.  [32]

При постоянном или периодическом оперативном обслуживании замерных установок контролируют параметры, определяющие режим данного технологического процесса, и при отклонении величин этих параметров от заданных значений проводят их регулирование, руководствуясь инструкцией по эксплуатации объекта.  [33]

Через некоторое время операторы, обслуживающие замерную установку, находящуюся на расстоянии около 1 км от скважины, услышали хлопок, подобный небольшому взрыву, и шум вырывающейся из отверстия струи газа.  [34]

Настоящая книга написана на основе опыта работы замерных установок на газопроводах Саратов-Москва, Ставрополь-Москва, Краснодарский край - Серпухов и др. В книге использованы труды специалистов в области измерения расхода методом переменного перепада, а также материалы лекций по учету газа на магистральных газопроводах, читаемых автором в Государственной школе строительных мастеров Министерства газовой промышленности.  [35]

В результате проведенных промышленных испытаний различных типов замерных установок установлена целесообразность применения полностью автоматизированной замерной установки Спутник, отвечающей конкретным условиям эксплуатации. Эта установка спроектирована и изготавливается в блочном исполнении, что значительно ускоряет сооружение системы сбора нефти.  [36]

Манифольды предназначены для соединения выкидов арматуры с трубопроводами замерной установки. Предусмотрено изготовление унифицированных узлов манифольдов. Запорными устройствами манифольдов служат пробковые краны или задвижки, применяемые в фонтанной арматуре.  [37]

Все емкости и дозаторные установки должны быть снабжены замерными установками и краниками для отбора проб раствора реагента, а скважины, емкости и коллекторы-приспособлениями для отбора пластовой воды на анализ.  [38]

На всех объектах ( скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.  [39]

На всех объектах ( скважинах, трубопроводах, замерных установках) образование взрывоопасных смесей не допускается, в планах проведения работ необходимо предусматривать систематический контроль газовоздушной среды в процессе работы.  [40]

На необустроенных разведочных площадях дебит скважин измеряют с помощью индивидуальных замерных установок, включающих трап и мерную емкость. В этих случаях требуется проводить калибровку мерной емкости, а замеры дебита осуществлять при том же буферном давлении, что и во время нормальной эксплуатации скважины.  [41]

Суммарный дебит нефти из обоих пластов можно замерить с помощью замерных установок, имеющихся на поверхности. Дебит нижнего пласта замеряется глубинным дебитоме-ром, опускаемым в скважину на проволоке или электрическом кабеле на глубину ниже отверстий, через которые продукция верхнего пласта поступает в насосно-компрессорные трубы. Дебит верхнего пласта определяется путем вычитания дебита нижнего пласта из сумммарного дебита.  [43]

Наличие подпорного насоса, установленного перед основными ласосами, и замерной установки Рубин дает возможность откачивать нефть с температурой до 60 С из безнапорных емкостей.  [44]

Работа на объектах нефтегазодобычи ( скважины, системы сбора с замерными установками и дожимными насосными станциями, центральными пунктами сбора, компрессорными станциями, объектами подготовки нефти, газа и воды и др.) связана с особыми условиями труда, характеризующимися взрывопожароопасными и высокоагрессивными средами ( нефть, газ, сероводород, двуокись углерода и др.), высокой сложностью и большой номенклатурой различных видов и назначения оборудования и аппаратуры, работающих при различных давлениях и температуре. Практически на объектах нефтегазодобычи производственного назначения нет полностью безопасных участков, где бы не было токсичных или взрывопожароопасных компонентов.  [45]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru