Отложения парафина 8 страница

Элеваторы предназначены для захвата под муфту колонны НКТ и удерживания ее на весу в эксплуатационных скважинах при спуско-подъемных операциях.

Элеваторы выпускают двух типов - одноштропные (грузоподъемностью до 150 кН) и двухштропные.

Двухштропный элеватор, (рис. 6.14) состоит из корпуса, затвора, защелки проушины. Открывается путем открытия затвора. Штропы вставляются в проушины и фиксируются собачкой от выпадения.

В одноштропных элеваторах штроп является деталью элеватора.

Рис. 6.14. 1 -корпус; 2-затвор; 3-защелка; 4-проушина;

Применяют штанговые элеваторы грузоподъемностью 50...200 кН. Спайдер применяется для удержания колонны труб при работе с одним элеватором (рис.6. 15). Основными деталями являются клиновая подвеска, состоящая из 3-х клиньев, связанных между собой и помещенных в корпус.

Монтируется на колонном фланце обсадной колонны.
Клиновая подвеска освобождается ручкой.
Универсальность спайдера обеспечивается за счет сменных клиновых под подвесок,

Рис. 6.15. Спайдер. 1-фиксатор; 2-корпус спайдера; 3-кронштейн; 4-рукоятка; 5-клинъя.

рассчитанных на определенный диаметр труб. Подвеска самоцентрируется. Промышленность выпускает спайдеры грузоподъемностью до 750 кН. Трубные и штанговые ключи применяются для свинчивания и развинчивания труб и штанг.

Надежность резьбовых соединений штанг и НКТ определяется величиной момента затяжки. Момент, прикладываемый к резьбовому соединению, в процессе свинчивания штанг диаметром 25 мм может достигать 1230 Н.м.

Применяют ключи различных конструкций, К достоинствам ключей следует отнести простоту и универсальность, к недостаткам - ненадежность.

Промышленность выпускает механический универсальный ключ типа КМУ, Механизм состоит из двухступенчатого редуктора, выполненного в виде поворотного кронштейна, связанного со спайдером. Приводом механизма является электродвигатель (рис. 6.16).

Механизм при работе надвигают на НКТ, висящую на клиновом захвате через прорезь в шестерне.

Рис. в. 16. Ключ

механический

универсальный.

1-разрезной

спайдер;

2-стойка;

3-водило;

4 -электродвигатель;

5-редуктор;

6-зажим;

7-поворотный

узел;

8-кронштейн.

Устанавливают ключ на трубу и включают привод. Водило, связанное с ведомой шестерней, вращает ключ, отвинчивая или развинчивая трубу.

Разрезная конструкция механизма позволяет осуществлять ремонт скважин, оборудованных УЭЦН, При этом клиновая подвеска позволяет полностью освободить проходное сечение корпуса для выхода кабеля.

6.6.З. Ловильный инструмент

Конструкции ловильного инструмента весьма

многообразны. Однако по принципу захвата их можно подразделить на три основные группы: а) плашечные ловильные инструменты, работающие на принципе заклинивания предмета снаружи или внутри ловителя; б) нарезные ловильные инструменты, работающие на принципе нарезания резьбы на предмете с одновременным наворачиванием на него ловителя; в) прочие типы.

Наружная труболовка (рис. 6.17) предназначена для захвата труб, штанг или других предметов в скважине за тело или муфту. Представляет собой разрезной гребенчатый захват, помещенный в корпус и укрепленный на трубах. Ловимый предмет накрывается захватом, который при входе вверх увеличивает диаметр отверстия, пропуская предмет в ловитель. При натяжке шлипс идет вниз и его зубья врезаются в тело предмета, заклинивая его в ловителе.

Внутренняя труболовка (рис. 6.18) предназначена для спуска внутрь ловимой трубы. Состоит из корпуса, на котором укреплена плашка, связанная со стержнем и подвижным кольцом. Корпус вводится внутрь ловимой трубы, при этом

плашка поднимается вверх, уменьшая диаметр ловителя, и создавая условия для входа. При натяжке плашка уходит вниз,увеличивая диаметр корпуса ловителя и заклинивая трубу.

Овершот эксплуатационный (рис. 6.19) предназначен для ловли труб или штанг за муфту при помощи плоских пружин укрепленных на внутренней поверхности корпуса. При надвигании на предмет пружины расходятся, пропуская его внутрь ловителя, а затем сходятся.

Клапан для ловли штанг (рис. 6.20) применяется для ловли штанг за муфту. Состоит из корпуса, в котором укреплены раскрывающиеся подпружиненные плашки.

Плашки раскрываются, пропуская предмет, а затем сходятся.

Рис. 6.21. Магнитный фрезер. 1-корпус; 2-фрезерная коронка; 3-магнит.

Рис. 6.22. Эксплуатационный метчик. 1-корпус; 2-метчик; 3-стержень.

Фрезер с внутренними зубьями (рис.6.21) применяется для фрезирования верхних концов аварийных труб или штанг для того, чтобы затем можно было работать ловителями.

Состоит из корпуса, в котором нарезаны продольные зубья.

Метчик эксплуатационный (рис. 6.22) предназначен для ловли за внутреннюю поверхность трубы или муфты. Состоит из корпуса, на котором в его усеченной части имеется резьба. Она может быть нарезана на ловимом предмете, а затем заловлена.

ГЛАВА 7

ЭКСПЛУАТАЦИЯ МОРСКИХ НЕФТЯНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ

7.1. Характеристика морских нефтяных месторождений

Нефть является невозобновляемым источником энергии, а ее запасы на суше уменьшаются. По прогнозам специалистов при темпах добычи, которые существуют сегодня, этих запасов хватит до 2010...2020 гг.

Но существует еще малоисследованная территория нашей
планеты - это мировой океан, где можно по прогнозным
оценкам добывать по 1,5...2,0 млрд. т нефти ежегодно на
глубине моря 100... 150 м.

По данным на 1987 г. в мировом океане и на шельфе (прибрежная часть океана, протяженностью до 200...500 м и глубиной 100...200 м, имеющая общее с сушей геологическое строение) добывается 30% общемировой добычи нефти и 15% газа. Добычу нефти на море ведут 40 стран и еще около 40 проводят разведочные работы.

Основные районы добычи - шельфовая зона Мексиканского, Персидского, Гвинейского заливов, Северного, Балтийского и Каспийского морей. Ведущими странами по добыче нефти на море являются США, Великобритания и Норвегия.

Предполагают, что в 2000 г. объем годовой морской добычи нефти составит 1,9 млрд.т а ее доля в общемировой добыче- 50%.

Потенциальные ресурсы нефти и газа мирового океана составляют 300...350 млрд. т. В силу специфических условий, связанных с огромными массами подвижной воды, добыча нефти на море обходится очень дорого и станет рентабельной лишь при возрастании цен на нефть на мировом рынке. По данным исследований, зависимость издержек на добычу нефти от глубины акватории и запасов выражается кривыми, приведенными на рис. 7.1. По данным США, средние капитальные затраты на подготовку нефтедобывающих мощностей к эксплуатации (фунты стерлингов на 1 баррель нефти) составляют: а) Средний Восток -900; б) Средний Восток на море - 2700 в) Северное море - 9000.

Что же определяет технико- технологические особенности разработки морских месторождений? Перечислим некоторые из них.

1) Применение специальных гидротехнических сооружений для
бурения и добычи нефти.

2) Разработка специальной технологии для эксплуатации скважин.

3) Технологические и технические решения, касающиеся разработки месторождения: размещение скважин, организация системы ППД.

4) Создание специального оборудования для подъема нефти, обвязки скважин, контроля и регулирования добычи.

5) Подготовка рабочих и инженерно-технических работников для специфических условий работы на море.

7.2. Оборудование морского нефтепромысла

Морской нефтепромысел - это ряд технологических комплексов, предназначенных для добычи и сбора нефти, газа и конденсата, а также для подготовки продукции для дальнейшей транспортировки, эксплуатации, поддержания пластового давления.

Если сухопутный нефтепромысел осуществляет только добычу нефти, а все остальные технологические процессы ведут специальные подразделения, на морском нефтепромысле мы имеем дело с комплексной организацией работ, обусловленной размещением всего оборудования на ограниченной территории-платформе, эстакаде или плавучей установке.

Технологические схемы морского нефтепромысла зависят
от глубины моря, возможности появления и толщины ледовых
образований, высоты волн, скорости ветра и других
природно-климатических условий, а также от физико-химических характеристик добываемых флюидов, их запасов, дебитов скважин.

При глубинах моря до 25...30 м промыслы располагаются на искусственных островах, эстакадах и свайных сооружениях. При глубинах моря более 30 м для обустройства применяют стационарные платформы, состоящие из металлической или железобетонной опорной части и палубы, на которой размещают устья скважин и промысловое оборудование.

На глубинах моря 60...80 м используют однофункциональные платформы, на которых размещается, например, оборудование для добычи или оборудование для сбора, технологическое оборудование для ППД и т.д.

Глубоководные платформы (глубина моря более 80 м) многофункциональны, т.е. объединяют весь нефтепромысловый цикл.

Количество платформ зависит от месторождения и равняется обычно 2...4. Платформы выполняются в виде нескольких этажей, на которых монтируется в виде сборных модулей то или иное оборудование. Например, добычные модули включают фонтанную арматуру с системой управления, блок-модуль для сбора, подготовки и транспортировки нефти, энергетический, жилой модуль, вертолётная площадка, причальные сооружения, крановое оборудование, вышка для текущего и капитального ремонта скважин.

Есть платформы гравитационного типа, которые оснащаются на берегу в процессе строительства, а затем транспортируются по морю до места монтажа. В основании такой платформы устанавливаются емкости для хранения нефти (при транспортировке платформы они обеспечивают плавучесть).

Периферийные участки месторождения разрабатываются скважинами подводного закачивания (СПЗ), в которых устьевое оборудование размещено под водой, а нефтепромысловое - блок подготовки нефти и другие - на плавучей установке. Такая система применяется для опытно-промышленной эксплуатации и ускоренного ввода в разработку месторождений.

Получают распространение платформы на натяжных опорах (ПНО), которые крепятся к забитым в дно моря сваям при помощи тросов или пучка труб, являющихся носителем нефтепромыслового оборудования.

Стоимость трех стационарных платформ гравитационного типа (Статфьорд), в Норвежском секторе Северного моря на глубине 145 м составляет 6 млрд. долл. Типовая структура стоимости затрат такова: опорная часть платформы - до 20%, строение с оборудованием до 38%, танкерные причалы - до 1 %, подводные трубопроводы - 9%, береговые сборные пункты - до 15%, бурение эксплуатационных скважин - до 17%.

В перспективе освоение месторождений на морском шельфе означает спуск на все большие глубины. Свыше 3600 установок осуществляют добычу 625 млн.т нефти в год (т.е. четверть мизовой добычи). Эти установки становятся все более высокими и тяжелыми. Но их размеры не могут расти беспредельно.

Названная выше платформа на норвежском месторождении "Статфьорд" собрана из бетонных блоков и весит 80 тыс.т, на ней живут и работают 200 человек, добывается на этой платформе 8 млн. т нефти в год.

А самая высокая платформа достигла глубины 312 м на месторождении "Коньяк" в Мексикнаском заливе (рекорд держится с 1978 г.).

Каковы перспективы развития техники морской нефтедобычи?

1. Разработка конструкций, размещенных на морском дне, например, проекта "Посейдон". Программа осуществляется Европейским Экономическим Советом (ЕЭС) в сотрудничестве с французским институтом нефти и норвежской компанией "Старил" и предусматривает создание под водой автоматизированного комплекса по добыче и транспортировке нефти на берег.

2. Разработка новых, более дешевых конструкций платформ, отличающихся "гибкостью" на глубине моря более 400 м (на этой глубине жестко - фиксированные латформы становятся хрупкими). Примером такой гибкой конструкции является установка "Лена", созданная фирмой "Эксон".
Анкерную систему "Лены" образуют восемь центральных опор, вбитых в морское дно одна около другой на глубину 170 м, и 4 угловых опоры, расположенные по периметру. Вышка, размещенная на анкерах, уравновешивается 12 понтонами и растягивается 20 стальными винтовыми растяжками длиной 900 м и крепящимися к 200-тонным баластным грузам.

Эксплуатация морских скважин, так же как и скважин, расположенных на суше, предполагает систематическое проведение различных технико-технологических и ремонтных операций в скважине и на ее устье, обеспечивающих бесперебойную работу оборудования и добычу нефти.

Условием этого является возможность надежного контакта с устьем скважины, что в условиях моря осуществить можно помощью специальных сооружений.

В большинстве случаев такими конструкциями являются платформы различных типов модульного исполнения.

Рис. 7.2. Эксплуатационная платформа с криволинейной ногой. 1-опорная конструкция; 2-нога; 3-палуба; 4-оборудование; 5-трубчатая секция; 6-верхняя секция; 7-трубчатый кондуктор; 8-трубчатые сваи; 9-нога.

Например, платформа, приведенная на рис. 7.2 является опорной конструкцией, включающей опоры 1, ноги 2, надводную

палубу 3 и размещенное на ней буровое оборудование 4.
Последнее после бурения скважин демонтируется, и
устанавливается эксплуата­ционное. Ноги выполнены из
отдельных трубчатых секций 5 диаметром 1...5 м, внутри
которых размещены трубчатые сваи и кондуктор 7. Сваи забиваются в грунт, а кольцевое пространство между ними и кондуктором цементируют, бурение скважин ведут через кондуктор. Свайные конст­рукции рассчитаны на глубины моря до 125 м.

Эксплуатационные платформы фирмы "Сан-Ойл" предназначены для подводного расположения устьев скважин -при глубине моря 90... 180 м (рис. 7.3). Платформа 5 монтируется на трубах 1 диаметром до 2 м, соединенных поперечинами и образующих свайную конструкцию. Нижняя часть труб через патрубки 3 заполняется морской водой. Между этими трубами располагаются трубы 4, являющиеся кондукторами будущих скважин. На платформу 5 устанавливаются ноги 6 буровой платформы 7, находящейся выше уровня моря.

Каждая из скважин 8 оборудуется погружным электронасосом, получающим энергию от генератора 9, приводом которого является газотурбинный двигатель 10.

Рис. 7.3. Платформа "Сан-Оэл" 1-трубы; 2-поперечина; 3-отвод; 4-трубы; 5-площадка; 6-нога; 7-основание; 8-головка; 9-электрический генератор; 10-газотурбинный двигатель; 11 выхлопное устройство; 12-устройство для выпуска воздуха; 13-сепаратор; 14-выброс газа на факел; 15-подача нефти в танкер; 16-танкер.

Установка смонтирована в водонепроницаемом блоке на платформе 5, выхлопное устройство 11, воздухопитатель 12 выведены на поверхность моря при помощи шлангов и укреплены в буях. В верхней части труб 4 монтируются сепараторы 13, газ из которых поступает в газотурбинный двигатель, а нефть - в сборный резервуар, роль которого выполняют трубы 1.

В случае необходимости газ из сепаратора 13 может быть выброшен по шлангу 14 на факел. Нефть из труб 1 через специальное устройство 15 периодически откачивается в танкер 16 и транспортируется к месту переработки.

Остальная платформа типа "Эксксон" представляет собой стальную ферму, имеющую четыре вертикальных опоры диаметром 1,5...2,4 м, расположенных с межцентровым расстоянием 30,5 м. Ферма имеет квадратное сечение постоянное по всей высоте. Внутри фермы проходят направляющие под 24 скважины. Оборудование располагается на двух платформах размером 45,7х45,7м, размещенных над уровнем моря. Здесь же размещены шарнирные устройства для крепления 20 якорных канатов диаметром 76 мм. Ферму изготавливают в виде отдельных секций длиной 120…80 м и перевозят к месту монтажа. По расчетам, описанная конструкция применима для глубин 400...600 м. Ее стоимость на 40..,50% ниже стационарных платформ, предназначенных для таких же глубин, а масса в 1.5 раза меньше.

При высоких волнах платформа отклоняется от вертикали на 1…2, срок ее эксплуатации рассчитан на 40 лет.

Компания "Сайпем" приступила к строительству платформы, водоизмещением 23 тыс. т для бурения при глубине моря до 915 м, заякоренном положении - до 1800 м.

Платформа имеет собственные двигатели, позволяющие развивать скорость до 15 км/ч, подруливающие устройства мощностью 2600 кВт, шесть стабилизирующих колонн, палубу размером 100х73 м.

Установленное буровое оборудование позволяет бурить скважины глубиной до 9100 м. Стоимость платформы оценивается в 110 млн. долл.

7.3. Оборудование для "сухого закачивания" скважин

Применение этого оборудования предполагает монтаж на устье скважин глубоководной камеры 2 (рис 7.4) в которой поддерживается атмосферное давление. В процессе эксплуатации камера заполнена азотом. При проведении ремонтных работ с надводного судна спускается капсула 3, в которой размещается ремонтная бригада из 3...4 человек. Капсулу через соединительную юбку 4 стыкуют с камерой 2, туда же поступает и воздух через люк 5.

7.4. Эксплуатационное оборудование морских скважин

Перспективным направлением конструирования устья скважин является подводное. Рис. 7.4. Глубоководная камера 1-скважинная головка; 2-камера; 3-капсула; 4-соединительная юбка; 5-люк.

В этом случае устье оборудуется системой наведения, а эксплуатационная колонна - насосно-компрессорными трубами с обратными клапанами. Система наведения способствует направленному спуску арматуры к устью скважины, а обратный клапан – ввод арматурного патрубка в насосно-компрессорные трубы и их герметизацию. Захват арматуры в трубах обеспечивается замком винтового, шлипсового или другого типа.

Устьевая арматура комплектуется задвижками с дистанционным гидравлическим или электрическим управлением 1 (рис.7.5) и ориентирующим сердечником 4. Последний служит для направления арматуры и скользит по каналу, прикрепленному на поверхности моря к бую, а под водой - к устью. Арматура входит в направляющие 3 и в устье скважины 2. Окончательное крепление арматуры и пуск скважины в работу производится водолазами.

Рис. 7.5. Подводное эксплуатационное оборудование фирмы Ветко; США. 1-гидравлические задвижки; 2-устье скважины; 3 -направляющая конструкция; 4-ориентирующий сердечник

7.5. Технология добычи нефти из морских скважин.

Выбор способа добычи нефти на морском месторождении должен базироваться на предварительных расчетах, целью которых является как снижение эксплуатационных затрат, так и надежность оборудования. При этом металлоемкость проектируемого обустройства должна быть минимальной.

С этой точки зрения предпочтительным для морских скважин являются способы добычи нефти УЭЦН и УГПН, не требующими больших устьевых площадок и сравнительно неметаллоемких.

Вопросы подъема жидкости, борьбы с осложнениями в процессе добычи решаются традиционными методами. При конструировании внутрискважинного оборудования отдается предпочтение устройствам, устанавливаемым и поднимаемым с помощью канатной техники. Обязательным узлом внутрискважинного оборудования является клапан-отсекатель, предотвращающий необходимость задавливания ("глушения") скважины перед ремонтом.

Для сохранения или увеличения начальной и текущей производительности скважины, должны осуществляться мероприятия по вовлечению в разработку всех продуктивных пластов.

Технические средства для проведения работ на море должны соответствовать особым условиям эксплуатации.

Так, фонтанная арматура применяется с условным проходом 100 мм, рабочим давлением - 21, 35 МПА, условным проходом 150 мм, установка для проведения текущих капитальных ремонтов грузоподъемностью 1250 кН, с насосами производительностью 2x16 куб.дм/с и рабочим давлением 40 МПа;

насосные агрегаты с давлениями 25 и 70 МПа и производительностью соответственно 10,5 И 19,5 куб.дм/с-установка для кислотной обработки в блочном исполнении с производительностью от 2,04 до 10,6 куб.дм/с и давлением соответственно от 50,0 до 9,6 МПа.

Показатели эксплуатации скважин должны соответство­вать указанным в табл. 7.1.

Показатели	Способы эксплуатации скважин
фонтанный	газлифтный	УГН	УЭЦН
Межремонтный период.сут
Коэффициент эксплуатации	0,98	0,97	0,96	0,93
Коэффициент использования фонда	0,93	0,92	0,90	0,88

Комплекс оборудования для нагнетания воды в пласт должен состоять из блоков, включающих водоподающий насос морской воды, фильтр мехпримесей, нагнетательный насос, систему КИП и автоматики, а также расходной емкости, блока дозирования реагентов. Содержание мехпримесей в воде, закачиваемой в пласт, не должно превышать 15 г/куб, м и нефти 20 г/куб.м.

Рациональные области применения способов должны определяться по минимальным удельным приведенным затратам на одну тонну нефти за двадцатилетний период эксплуатации нефтяного месторождения.

7.6. Осложнения при эксплуатации морских скважин

Осложнения, возникающие при эксплуатации морских скважин, а также способы борьбы с ними не отличаются от принятых для "сухопутных" скважин. Однако следует сказать вновь о необходимости создания запаса надежности в применяемых технологиях и устройствах, в противном случае осложнения оканчиваются катастрофически, счет которым на море идет уже на сотни.

Отмечено, что около 20% аварий на морских установках связано с неуправляемым фонтанированием, оканчивающимся выбросами нефти и газа, и с пожарами, возникающими вследствие этого. Такие аварии сопровождаются человеческими жертвами, разрушением морских платформ, загрязнением моря.

Повреждение платформ при их эксплуатации составляет около 50% всех аварий. Причинами аварий такого рода являются слабая противоштормовая устойчивость, нарушение рельефа морского дна.

В качестве примера можно привести одну из крупнейших аварий в Северном море с самоподъемной буровой установкой "Си Гем", которая внезапно перевернулась, упала в море и затонула. При этом 15 человек погибли, 5 пропали без вести. Причиной аварии, по мнению специалистов, является изменение рельефа морского дня и связанное с ним возникновение нагрузок на некоторые опоры.

7.7. Опыт и перспективы разработки морских месторождений

Разработка морских месторождений впервые в мире началась в СССР: в Каспийском море в 50 км от берега на глубине 6...27 м был сооружен целый нефтяной промысел и жилой поселок на сваях. Протяженность эстакады составляет более 140 км. Здесь разместились устья скважин, нефтесборные пункты, резервуары, водоочистные сооружения и объекты закачки воды в пласты.

Добыча нефти осуществляется фонтанным и механизированным способом на 12 нефтегазовых месторождениях.

Проблемы, стоящие сегодня перед морской разработкой месторождений, можно подразделить на технические, организационные и экономические.

К техническим проблемам относятся: создание безопасных платформ, подготовка квалифицированных кадров(безопасность зависит от людей, их обученности), контроль за неработающими установками (поддержание их в работоспособном состоянии), создание полупогруженных установок для бурения и последующей эксплуатации скважин.

Организационные проблемы: повышение степени использования самоподъемных буровых установок (на конец 1987 г. степень использования буровых установок в Мексиканском заливе составила 50%).

Экономические проблемы: установление цены на нефть достаточной для реализации проектов с малой степенью риска, удержания расходов на ввод в эксплуатацию законсервированных установок до 150...300 тыс. долл.

Ведутся интенсивные работы по созданию роботов для обслуживания и проведения инспекционных работ на нефтяных месторождениях. Так, итальянская фирма "Аджип" сообщила в 1987 г. о разработке робота для выполнения следующих функций: очистка поверхностей, проведение неразрушающего контроля, техническое обслуживание морских сооружений и установок, оказание помощи при спасательных работах.

Разрабатываются системы контроля и управления нефтяными объектами. Так, акустическая система для управления устьевыми задвижками скважин создана при содействии итальянской фирмы "Аджип" для управления 15 скважинами с размещением устья на глубине моря до 1000 м.

Система апробирована на месторождении "'Луна 27" с глубиной расположения устья 176 м. Максимальное расстояние месторождения от промежуточной станции 8 км. Каждая промежуточная станция (модуль) управляет восемью задвижками и контролирует пять приборов, регистрирующих давление в обсадной колонне и положение задвижек.

Испытания показали приемлемость системы для морской эксплуатации скважин. Отказ от кабеля, как канала для управления и связи, позволит избежать его многочисленных аварий и снизить стоимость системы.

Один из проектов, разрабатывающих способы и устройства спуска инструментов и приборов в скважины с подводным расположением устья, предусматривает установку в подводном положении специального буя.

Погружной натяжной буй - герметичное цилиндрическое тело, через центр которого пропущена труба-клюз диаметром 219 мм, через которую в свою очередь проходит труба райзера диаметром 114 мм. В верху и внизу буя имеются фланцы, рассчитанные на давление 34,5 МПа. Буй устанавливается на 15 м ниже поверхности воды и связан с устьем скважины райзером.

Райзер - труба диаметром 89 мм, связывающая устье скважины с буем.

Зажимный буй оснащен рабочей платформой и мачтой-треногой. Верхняя секция мачты (длина 4,5 м) несет рабочую платформу 1,9x1,9 м и опирается на буй диаметром 2,5 м и высотой 3 м. Через центр буя переходит труба-клюз диаметром 273 мм для прохождения райзера. Длина нижней мачты 9,1 м. Она погружена в воду и снабжена цанговым зажимом для присоединения к погружному бую.

Мачта привозится на месторождение и монтируется крановым судном для проведения работ.

ГЛАВА 8

СБОР, ПОДГОТОВКА И ПЕРЕРАБОТКА НЕФТИ И ГАЗА

8.1. Групповая замерная установка

Поднятая из скважины на поверхность газожидкостная смесь за счет пластовой энергии или установленных в скважинах насосов, доставляется на групповые пункты. Они объединяют до 14 скважин и позволяют осуществлять следующие операции: а) замерять дебит скважины; б) определять количество воды в жидкости; в) отделять газ от жидкости и замерять его объем; г) 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 установки блочного типа (АГУ) "Спутник" (рис. 8.1). Они разработаны Октябрьским филиалом института "ВНИИконефтегаз" и выпускаются Октябрьским объединением "Башнефтемашремонт".

Рис. 8.1. Принципиальная схема групповой установки "Спутник-Б40» 1-обратные клапаны; 2-эадвижки; 3-перекдючателъ скважин многоходовой; 4-привод переключателя скважин; 5-замерная линия; 6-общая линия; 7-отсекатели; 8;23-кодлектора обводненной нефти; 9;12-задвижки; 13-гндроциклонный сепаратор; 14-регулятор перепада давления; 15-расходомер газа; 16-золотники; 17-поплавок; 18-расходомер жидкости; 19-поршневой клапан; 20-влагомер; 21 -гидропривод; 22-электродвигатель; 23-коллектор безводной нефти; m-выкидные линии скважин.