Схема обвязки газовой. ПЗ №118.. Рабочее положение задвижек (кранов) полностью открытое или полностью закрытое

• Название: Рабочее положение задвижек (кранов) полностью открытое или полностью закрытое
• Анкор: Схема обвязки газовой
• Дата: 28.05.2022
• Размер: 53.14 Kb.
• Имя файла: ПЗ №118..docx
• Тип: Документы; #553738

ПЗ №118. Схема обвязки устья газовой скважины

Для оборудования газовых скважин применяют фонтанные ар­матуры, описанные в гл. IX.

Для нормальных условий эксплуатации чаще всего применя­ют арматуру крестового типа. При значительных давлениях в скважине арматуру рекомендуется укреплять стяжными болтами, закрепленными в бетонный фундамент.

После монтажа перед освоением скважины фонтанную арма­туру спрессовывают на герметичность и прочность водой при за­крытых коренной задвижке (кране) и выкидных линиях. Давление опрессовки составляет 200—150% рабочего.

Рабочее положение задвижек (кранов) —полностью открытое или полностью закрытое. Это вызвано тем, что если в струе газа содержится песок, то он при не полностью открытых задвижках разъедает плашки.

При пуске скважины в эксплуатацию сначала открывают ко­ренную задвижку (кран), затем задвижки на рабочей выкидной линии, причем первой открывают задвижку, ближайшую к крестовине или тройнику на елке, затем другие задвижки на выкид­ной линии. В случае остановки скважины запорные устройства закрывают в обратном порядке.

Фонтанная елка, наряду с запорной арматурой, оборудуется штуцерами, манометрами, термометрами, а также регуляторами дебита и давления, обратным клапаном, клапаном-отсекателем, ав­томатически закрывающим скважину при аварийном состоянии выкидных линий, и т. п.

Газ перед подачей его в магистральные газопроводы подготав­ливают в технологических установках различной конструкции. Технологический режим установок определяется термодинамиче­ской характеристикой месторождения, составом газа, конденсата и воды в пластовых условиях и требованиями, предъявляемыми к транспортируемому газу.

Выбор метода подготовки газа к транспортированию зависит от фракционного состава газа и наличия в нем конденсата (С₅+высш.); содержания воды в газе; содержания в газе сероводоро­да, углекислого газа и органических кислот; давления и темпера­туры газа в пластовых условиях и на устье скважины. Наиболее простыми являются схемы подготовки газа на чисто газовых мес­торождениях, в газе которых не содержатся коррозирующие ком­поненты и конденсирующиеся тяжелые углеводороды.

Газ из скважины по рабочему манифольду поступает в сепара­торы или водосборники, затем по шлейфу в газосборный промыс­ловый коллектор. Диаметр манифольда определяется в зависимости от начального максимального рабочего дебита скважины и давления при этом дебите. Для шлейфа диаметр выбирают в за­висимости от дебита и давления скважины, а также от давления в газосборном коллекторе и от расстояния до него.

На газовых промыслах длина манифольда от устья скважины до сепараторного помещения берётся в пределах 50—60 м при ин­дивидуальной схеме обвязки; при групповой схеме эта длина мо­жет достигать 3—5 км. Шлейфы могут иметь разную длину, кото­рая зависит от расстояния от сепараторной или группового пункта до газосборного промыслового коллектора.

Для предохранения от механических повреждений, а также от температурных влияний трубы манифольда и шлейфа укладывают в земле на глубине 1,0—1,8 м в зависимости от глубины промер­зания грунта.