И количества воды по скважинам

312. Учет добычи газа, конденсата и количества воды по отдельным скважинам проводится с целью поддержания установленного оптимального для каждой скважины технологического режима, контроля за состоянием призабойной зоны, наземного оборудования итекущего контроля за разработкой залежи, за динамикой извлекаемых и остаточных запасов газа.

313. На газовых и газоконденсатных промыслах, где нет групповых газосборных пунктов, измерять дебит газа, конденсата и количество воды по скважинам следует в непосредственной близости от устья скважины.

314. На газовых и газоконденсатных месторождениях, где имеются групповые сборные пункты, замерять дебиты газа, конденсата и количество воды по каждой скважине следует на групповых или централизованных пунктах сбора.

315. С целью наилучшего контроля за режимом работы скважин, наиболее точного измерения дебитов газа, конденсата и количества воды на групповых сборных пунктах в большинстве случаев следует применять индивидуальную обвязку с одноступенчатым редуцированием газа для газовых скважин и одно- или двухступенчатым редуцированием для газоконденсатных скважин.

316. Когда газовые и газоконденсатные месторождения представлены продуктивными горизонтами небольшой мощности (10 - 30 м),характеризующимися выдержанной проницаемостью по всей площади, а также стабильными дебитами газа, конденсата и воды по скважинам, следует производить групповую обвязку скважин, работающих в общий сепаратор с одноступенчатым редуцированием газа.

Замерять дебит газа, количество конденсата и воды по каждой скважине следует периодически через специальный замерный сепаратор, устанавливаемый для группы скважин.

317. Для учета добычи газа, конденсата и количества воды, наблюдения за режимом работы (и при необходимости изменения этого режима) в газовых скважинах, сгруппированных в отдельные сборные пункты, последние должны иметь на каждую скважину:

1) технические манометры для измерения давления как до штуцера, так и после штуцера;

2) технические термометры для измерения температуры газа как до штуцера, так и после штуцера;

3) регулируемый штуцер, если давление в шлейфе превышает давление в промысловом коллекторе;

4) сепаратор или группу параллельно работающих сепараторов, рассчитанных на соответствующую производительность и давление;

5) камерную диафрагму для измерения расхода газа, устанавливаемую на участке газопровода после сепаратора или группы сепараторов;

6) автомат по отводу конденсата и воды и учету их количества, устанавливаемый непосредственно на сепараторе или отдельном водосборнике, соединенном с сепаратором;

7) автомат для контроля подачи гликолей или метанола, закачиваемых перед штуцером для предупреждения гидратообразования после штуцера.

318. Расположение технологических аппаратов и трубопроводов сборных пунктов следует выполнять с учетом удобного наблюдения и обслуживания устанавливаемых на них контрольно-измерительных приборов (термометров, регуляторов и указателей уровня и другое).

319. На газоконденсатных месторождениях, эксплуатирующихся без поддержания давления, для учета газа, контроля за количеством конденсата и воды, наблюдения за режимом работы (а в случае надобности изменения этого режима) в газоконденсатных скважинах, сгруппированных в отдельные сборные пункты, при обработке газа с помощью низкотемпературной сепарации следует предусматривать на каждую скважину:

1) сепаратор высокого давления, предназначенный для отделения капельной жидкости и, возможно, глинистого раствора, выносимых вместе с газом из скважины;

2) технические манометры для измерения давления до теплообменника (перед штуцером) и в низкотемпературном сепараторе;

3) теплообменники для предварительного снижения температуры газа, идущего со скважины в низкотемпературный сепаратор;

4) технические термометры для измерения температуры газа до теплообменника, после теплообменника (перед штуцером) и на выходе из низкотемпературного сепаратора;

5) автомат для подачи метанола или дозировочный насос для подачи гликолей до первого теплообменника или после него, в зависимости от принятой схемы низкотемпературной сепарации и температурного режима установки;

6) регулируемый штуцер, если давление газа в шлейфе превышает принятое давление в магистральном газопроводе;

7) низкотемпературный сепаратор газа, рассчитанный на определенную производительность и давление;

8) камерную диафрагму для расходомера газа, устанавливаемую на линии газа, прошедшего низкотемпературный сепаратор или межтрубье одного или двух теплообменников в зависимости от принятой схемы низко температурной сепарации;

9) два автоматических отводчика жидкости, устанавливаемых на разделительной емкости, соединенной с низкотемпературным сепаратором; один из автоматических отводчиков служит для отвода и контроля количества конденсата, а другой - для отвода отработанного гликоля.

320. Измерение дебита газа на высокодебитных газовых и газоконденсатных скважинах с неустойчивым режимом работы следует производить непрерывно самопишущим прибором; контроль количества конденсата и воды следует осуществлять счетчиком конденсато-отводчика по циклам срабатывания или другими приборами, сигнализирующими об изменении количества жидкости.

321. Учет газа, контроль за количеством конденсата и воды по каждой скважине группового пункта производится с соответствующей записью в вахтенном журнале. Время и продолжительность замеров устанавливается в зависимости от особенностей эксплуатации скважин и залежей.

322. При осуществлении комплексной автоматизации и телемеханизации газодобывающих промыслов измерение дебитов газа, контроль за количеством конденсата и воды производится средствами централизованного контроля и сигнализации.