Особенности систем сбора нефти и газа в условиях Западной Сибири во многом связаны с кустовым размещением устьев скважин и сравнительно небольшим запасом энергии фонтанирования. Это обусловило применение на большинстве месторождений участковых систем, при которых продукция группы скважин (кустов) по одному трубопроводу поступает на первичный сборный пункт (ДНС), откуда после разгазирования нефть с помощью насосов направляется на центральный сборный пункт (ЦСП), а газ — потребителю. Дебит скважин замеряется на групповых замерных установках, совмещаемых с площадками кустов скважин или первичных сборных пунктов.
Сравнительно невысокое содержание нефтяного газа обеспечивает его сепарацию в две-три ступени. Сепараторы первой ступени размещаются непосредственно на месторождении, на ДНС.
Применяемые ГЗУ «Спутник»
Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуаций.
На Южно-Сургутском месторождении наиболее распространены блочные автоматизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник Б».
Продолжительность замера устанавливается в зависимости от конкретных условий — дебита скважин, газового фактора; пульсации потока, способов добычи, состояния разработки месторождения и т. д.
При раздельном сборе безводной и обводненной нефти скважины по очереди подключаются к переключателю ПСМ.
Например, продукция скважин, подающих безводную нефть, направляется в обводную линию и далее в коллектор безводной нефти, а продукция скважин, подающих обводненную нефть, поступает в переключатель скважин ПСМ. Дебит каждой из этих скважин измеряется как было описано выше, продукция скважин поступает в коллектор обводненной нефти.
Переключение скважин с обводненной линии на переключатель скважин ПСМ и обратно осуществляется в ручную.
