Установка для замера дебита скважин

На малодебитных промыслах с большим числом эксплуатационных скважин применяют групповой нефтесбор. В этом случае трубопроводы от 8—12 скважин присоединяют к групповым нефтесборным установкам, где нефть отделяется от газа и замеряется дебит каждой скважины. Очень часто при большом содержании воды в пефти на групповой нефтесборной установке нефть предварительно частично обезвоживают и воду спускают в канализацию. [c.22]

Однотрубная система сбора института Татнефтепроект (рис. 13) так же, как и предыдущая, предусматривает совместный транспорт нефти и газа по одному трубопроводу на дальние расстояния. Отличительной особенностью ее является использование специальных объемных нагнетателей (насос-компрессоров), размещенных на групповой установке. Дебит скважин 1 замеряют массовым расходомером 2 на потоке, установленным либо непосредственно у скважин, либо на гребенке групповой установки. Пройдя замер, продукция скважин поступает на прием насос-компрессоров 3, которые без предварительного разделения фаз перекачивают газонефтяную смесь по сборному коллектору на центральные промысловые сооружения. В этот же сборный коллектор подключаются выкидные линии скважин (независимо от способа эксплуатации), имеющих высокое буферное давление. На центральном сборном пункте продукция нефтяных скважин проходит двухступенчатую сепарацию 4, 5. Давление в сепараторах второй ступени поддерживают близким к атмосферному. Из этих сепараторов сырую нефть насосами 6 перекачивают в сырьевые резервуары 7 или на УКПН. Газ первой ступени под собственным давлением подается по газопроводу на ГБЗ, а газ второй ступени сепарации подается потребителю при помощи компрессоров. [c.36]

От группы (куста) скважин сырая нефть поступает на несколько автоматизированных групповых замерных установок (АГЗУ), на которых замеряется дебит каждой скважины. Затем сырая нефть по сборному коллектору поступает на дожимную насосную станцию (ДНС), где происходит отделение от нефти газа — первая ступень сепарации (1), предварительное отделение воды (2) и механических примесей (3). После отделения основного количества газа нефть с пластовой водой и остатками газа поступает в сепараторы второй ступени (С-2), где отделяются большая часть воды и часть газа, а водонефтяная эмульсия направляется в электродегидраторы установки подготовки, нефти (УПН). В УПП при температуре около 120 °С и в присутствии деэмульгаторов уменьшается содержание воды (менее 1 % мае.), минеральных солей (до 20— 300 мг/л) и выделяется газ третьей ступени сепарации. Стабильная нефть (4) поступает на установку сдачи товарной нефти (УТН) и по магистральному нефтепроводу направляется на НПЗ. Вода с УПН и емко- [c.257]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология