7.1. Групповая замерная установка.
Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь за счет пластовой энергии или установленных в скважине насосов, доставляется на групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин и позволяют осуществлять следующие операции:
a) Замерять дебит скважины;
b) Определять количество воды в жидкости;
c) Отделять газ от жидкости и замерять его объем;
d) Передавать информацию о дебите отдельно по каждой скважине и суммарное количество добытой жидкости в целом по групповой установке на диспетчерский пункт.
В настоящее время на промыслах получили распространение автоматизированные групповые замерные установки блочного типа (АГЗУ) «Спутник». Они разработаны Октябрьским объединением «Башнефтемашремонт».
Технологическая схема внутрипромыслового сбора нефти и газа описывается так. Скважинная газожидкостная смесь (ГЖС) поступает в распределительную батарею групповой установки, рассчитанную на подключение 14 скважин. По заданной программе поочередно каждая из подключаемых скважин специальным вращающимся устройством переключается на замер.
Переключатель представляет собой два вставленных один в другой цилиндра. Наружный цилиндр соединен со всеми скважинами, работающими на эту групповую. Внутренний цилиндр имеет возможность вращаться автоматически по заданной программе и, вращаясь, он поочередно подставляет имеющееся на его цилиндрической поверхности отверстие к каждому скважинному трубопроводу, подключенному к наружному цилиндру. Таким образом образуется канал, по которому ГЖС из отдельной скважины поступает в сепаратор. Другие скважины в это время работают в общий трубопровод.
Из переключателя ГЖС направляется в сепаратор, где происходит отделение газа от жидкости, после чего жидкость поступает к турбинному расходомеру, газ – к расходомеру газа. Отсепарированный газ и прошедшая замер жидкость сбрасываются в общий трубопровод.
Сепаратор групповой установки выполнен в виде двух горизонтальных цилиндров, снабженных гидроциклонами. В гидроциклоне за счет центробежной силы, возникающей при винтообразном движении ГЖС, жидкость, как наиболее тяжелый агент, отбрасывается к стенкам сосуда, газ остается в центральной части. В верхнем цилиндре происходит сепарация, в нижнем накапливается жидкость.
Замерная установка снабжена влагомером, который определяет количество воды в нефти, и блоком местной автоматики, управляющим работой и передающим информацию (БМА).
Если сборный пункт расположен на значительном удалении от скважин, их энергии может оказаться недостаточно для доставки туда ГЖС. Тогда сооружают промежуточные насосные станции, получившие название дожимных (ДНС). Здесь поступившая от групповых установок ГЖС проходит частичную сепарацию и водоотделение, после чего жидкость поступает к перекачивающим насосам и подается на сборный пункт. Газ по отдельному трубопроводу направляется на газоперерабатывающий завод.
- 1.Введение.
- 2. Технология бурения скважины
- 2.1. Породоразрушающий инструмент
- 2.2. Устройство буровой установки
- 3. Вскрытие и освоение нефтяного пласта
- 3.1.1. Пулевая перфорация
- 3.1.2. Торпедная перфорация
- 3.1.3. Кумулятивная перфорация
- 3.1.4. Гидропескоструйная перфорация
- 3.1.5. Сверлящая перфорация
- 3.2. Освоение нефтяных скважин
- 3.2.1. Замена в стволе скважины жидкости большой плотности жидкость меньшей плотности
- 3.2.2. Снижение давления на пласт компрессором
- 3.2.3. Свабирование
- 3.2.4. Имплозия
- 4. Подъем нефти на дневную поверхность
- 4.1. Фонтанный способ добычи нефти.
- 4.1.1. Баланс пластовой энергии
- 4.1.2. Осложнения при работе фонтанной скважины.
- 4.1.3. Оборудование фонтанной скважины.
- 4.1.4. Насосно-компрессорные трубы.
- 4.1.5. Пакеры, якоря
- 4.1.6. Фонтанная арматура
- 4.2. Добыча нефти установками штанговых насосов
- 4.2.1.Привод
- 4.2.2. Конструкция штангового насоса
- 4.2.3. Эксплуатация скважин, оборудованных установками штанговых глубинных насосов (ушгн)
- 4.3.Добыча нефти бесштанговыми скважинными насосами
- 4.4. Установки электроцентробежных насосов
- 5. Искусственное воздействие на пласт путем закачки воды
- 5.1.Теоретические основы поддержания пластового давления
- 5.2.Законтурное заводнение
- 5.3.Внутриконтурное заводнение
- 5.4.Характеристика закачиваемых в пласт вод
- 5.5.Технологическое схемы ппд
- 5.6.Наземные кустовые насосные станции
- 5.7. Подземные кустовые насосные станции
- 5.8. Очистка сточных вод
- 5.9. Конструкция нагнетательных скважин
- 5.10. Освоение нагнетательных скважин
- 5.11. Закачка газа в пласт
- 5.12.Закачка теплоносителей
- 5.13. Закачка горячей воды
- 5.14. Закачка пара
- 5.15.Создание движущегося очага внутрипластового горения
- 5.16. Закачка углекислоты
- 5.17. Оборудование для осуществления технологий
- 5.18.Применение мицеллярных растворов
- 5.19.Вытеснение нефти растворами полимеров
- 5.20. Применение углеводородных растворителей
- 5.21.Применение щелочного заводнения
- 5.22.Применение поверхностно-активных веществ
- 6. Ремонт нефтяных скважин.
- 6.1. Общие сведения о текущем ремонте скважины.
- 6.2.Технология капитального подземного ремонта скважин.
- 6.2.1 Обследование и исследование скважин перед капитальным ремонтом.
- 6.2.2 Технология ремонта эксплуатационной колонны.
- 6.2.3. Технология изоляционных работ по устранению или ограничению водопритоков.
- 6.2.4. Изоляция притока подошвенной воды.
- 6.2.5. Ловильные работы в скважине.
- 6.2.6. Извлечение упавших труб.
- 6.2.7. Извлечение установки эцн.
- 6.2.8. Испытание колонны на герметичность.
- 6.2.9. Зарезка второго ствола.
- 6.2.10. Ликвидация скважин.
- 6.3. Механизмы и оборудование для ремонтных работ.
- 6.3.1. Стационарные и передвижные грузоподъемные сооружения.
- 6.3.2. Ловильный инструмент.
- 7. Сбор и подготовка нефти.
- 7.1. Групповая замерная установка.
- 7.2. Установка комплексной подготовки нефти.
- 8. Нгду «Чекмагушнефть»
- 9. Заключение