книги / Машины и оборудование нефтяных и газовых промыслов. Оборудование для эксплуатации и ремонта нефтяных и газовых скважин

В вертикальном сепараторе (рис. 9.4) фазы делятся за счет сил гравитации. Нефтегазовая смесь попадает в основную секцию I по патрубку 1 к раздаточному коллектору 2, снабженному по образующей цилиндра щелью. Вытекающая из щели плоской струей смесь попадает на ряд наклонных плоскостей 6. Стекая по ним, жидкость дегазируется – пузырьки газа поднимаются через тонкий слой жидкости.

Рис. 9.4. Устройство вертикального сепаратора:

1 – ввод продукции скважин; 2 – раздаточный коллектор; 3 – регулятор уровня; 4 – каплеуловительная насадка; 5 – предохранительный клапан; 6 – наклонные плоскости; 7 – датчик регулятора уровня поплавкового типа; 8 – исполнительный механизм; 9 – патрубок; 10 – предохранительный клапан; 11 – водомерное стекло; 12 – кран; 13 – дренажная трубка

В верхней части сепаратора располагается каплеуловительная секция IV, состоящая из насадок 4, имеющих форму жалюзи. Поток газа, проходя по каналам, образованным деталями 4, непрерывно меняет свое направление, в силу чего капли

161

жидкости, обладающие большей инерцией, ударяются о жалюзи и стекают в поддон, а оттуда по дренажной трубке 13 в секцию сбора нефти III. Секция сбора нефти в рассматриваемой конструкции объединена с осадительной секцией II, и в ней происходит выделение пузырьков газа, не успевшего выделиться на наклонных плоскостях.

В нижней части корпуса сепаратора установлен регулятор уровня 7, 8, обеспечивающий постоянную высоту слоя жидкости и не допускающий, таким образом, прорыва газа в линию сброса нефти.

Для удаления отстоя, состоящего из песка, окалины и т.п., осаждающегося внизу корпуса, имеется трубопровод 9.

Сепараторы могут разделять продукцию скважин сразу на три компонента – газ, воду и нефть.

Подобная установка (рис. 9.5) представляет собой горизонтально расположенный цилиндрический корпус, состоящий из двух отсеков: сепарационного и отстойного. Смесь, попадая в отсек 3, разделяется на газ и жидкость. Отсепарированный газ подается на ГПЗ, а жидкость через каплеобразователь 12 перетекает в отстойный отсек, где нефть отделяется от воды и остатков газа.

Рис. 9.5. Горизонтальный трехфазный сепаратор:

1 – ввод разделяемой смеси; 2 – регулятор давления; 3 – сепарационный отсек; 4, 5 – отвод газа; 6 – сборник нефти; 7 – верхний патрубок; 8 – датчик регулятора уровня поплавкового типа; 9 – исполнительный механизм; 10 – сборник воды; 11 – распределитель эмульсии; 12 – каплеобразователь

Газ отводится из внутренней полости отстойного отсека по газоотводящему коллектору 5 и через регулятор давления 2 в трубопровод. Нефть и вода отводятся по дренажным трубопроводам.

Для изменения уровня раздела воды и нефти в сепараторе предназначен регулятор уровня 8 и 9, управляющий исполнительным механизмом 9 для сброса воды.

Общим недостатком всех гравитационных сепараторов является низкая производительность аппарата. Это обусловлено низкой скоростью выделения пузырьков газа, а значит, и малой скоростью течения тонких слоев разделяемой жидкости.

Использование центробежных сил в гидроциклонных и циклонных сепараторах позволяет уменьшить их габариты и увеличить производительность. Простейшие циклонные сепараторы представляют собой полый цилиндр, в нижней части которого приварен патрубок, обеспечивающий тангенциальный вход газожидкостной смеси. Разделяемая смесь получает в корпусе сепаратора вращательное движение, газ отделяется от жидкости в объеме, располагающемся у оси цилиндра, а дегазированная жидкость – у периферии.

162

Рис. 9.6. Циклонный сепаратор для природного газа:

1 – корпус-кожух сепаратора; 2 – сливная трубка; 3 – корпус циклона; 4 – вывод газа из циклона; 5, 6 – тангенциальные вводы газожидкостной смеси; 7 – перегородка;

8 – сливная трубка

В циклонном сепараторе (рис. 9.6) применяются две стадии разделения: газожидкостная смесь вводится через тангенциально расположенный патрубок 6 и в кожухе сепаратора происходит отделение газа от жидкости. Жидкость скапливается над перегородкой 7, а газ с капельками жидкости попадает по тангенциальному патрубку 5 в кожух циклона 3, в котором происходит окончательное отделение фаз. Очищенный газ по трубе 4 выходит из циклона и попадает в верхнюю часть сепаратора – каплеуловительную секцию, где за счет резкого уменьшения скорости потока оставшиеся капли оседают и по сливной трубке 2 стекают в секцию сбора конденсата.

Сепараторы рассчитываются исходя из требуемой пропускной способности по газу и жидкости, определяются основные размеры поперечных секций. Расчет на прочность позволяет определить толщины стенок отдельных элементов сепаратора [7].

9.4. Оборудование для измерения объема продукции скважин

Продукция скважин подается на замерную установку (ЗУ), на которой проводится периодический замер объема жидкости, подаваемой скважиной, определяются процентное содержание воды в жидкости и количество свободного газа. Рассмотрим работу установки (рис. 9.7).

Она предназначена для автоматического переключения скважин на замер по заданной программе и автоматического измерения дебита скважин. На ЗУ установлен автоматический влагомер нефти, непрерывно определяющий процентное содержание воды в потоке нефти; автоматически при помощи турбинного расходомера (вертушки) 15 измеряется количество выделившегося из нефти в гидроциклоне свободного газа. Турбинный расходомер жидкости в ЗУ установлен ниже уровня жидкости в технологической емкости гидроциклонного сепаратора.

При помощи замерной установки можно измерять раздельно дебиты обводненных и необводненных скважин. Для этого поступают следующим образом. Если, например, две скважины (см. рис. 9.7) обводнились, а остальные 12 скважин, подключенных к ЗУ,

163

подают чистую нефть, то вручную перекрывают специальные обратные клапаны 1 и продукция обводненных скважин по обводной линии через задвижки 12 направляется в сборный коллектор 8. Продукция скважин, подающих чистую нефть, направляется в емкость многоходового переключателя скважин ПСМ, из которого она поступает в сборный коллектор 6, а далее в коллектор безводной нефти 23.

Жидкость любой скважины, поставленной на замер, направляется через роторный переключатель скважин 4 в гидроциклонный сепаратор 13. На выходе газа из сепаратора установлен регулятор перепада давления 14, поддерживающий постоянный перепад между сепаратором и расходомером газа 15. Постоянный перепад давления передается золотниковыми механизмами 16 и 16а, от которых также передается постоянный перепад на поршневой клапан 19.

Рис. 9.7. Принципиальная схема замерной установки «Спутник-Б40»:

1 – обратные клапаны; 2 – задвижки; 3 – переключатель скважин многоходовой ПСМ; 4 – роторный переключатель скважин; 5 – замерная линия; 6 – общая линия; 7 – отсекатели; 8 – коллектор обводненной нефти; 9 и 12 – задвижки (закрытые); 10 и 11 – задвижки (открытые); 13 – гидроциклонный сепаратор; 14 – регулятор перепада давления; 15 – расходомер газа; 16 и 16а – золотники; 17 – поплавок;

18 – расходомер жидкости; 19 – поршневой клапан; 20 – влагомер; 21 – гидропривод; 22 – электродвигатель; 23 – коллектор безводной нефти; т – выкидные линии скважин

Количество жидкости измеряется по скважинам следующим образом. Когда поплавок 17 уровнемера находится в крайнем нижнем положении, верхняя вилка поплавкового механизма нажимает на верхний выступ золотника, в результате чего повышенное давление от регулятора 14 передается на правую часть поршневого клапана 19 и прикрывает его; подача жидкости прекращается и турбинный расходомер 18 перестает работать. С этого момента уровень жидкости в сепараторе повышается. Как только уровень жидкости в сепараторе достигнет крайнего верхнего положения и нижняя вилка поплавкового механизма нажмет на выступ золотника 16, повышенное давление от регулятора 14 действует на левую часть поршневого клапана 19 и

164

открывает его; начинается течение жидкости в системе, и турбинный расходомер 18 отсчитывает количество прошедшей через него жидкости.

Для определения процента обводненности нефти на замерной установке установлен влагомер 20, через который пропускается вся продукция скважины.

Рассмотрим устройство многоходового переключателя скважин «Спутник-Б40» (рис. 9.8). Переключатель предназначен для автоматического или ручного перевода продукции скважин в замерный сепаратор.

Рис. 9.8. Схема многоходового переключателя скважин:

а – конструкция переключателя; б – детали подвижной каретки

Переключатель состоит из стального корпуса 1 с выходными патрубками 2, крышки 3 с замерным патрубком 4, поворотного патрубка 13 с подвижной кареткой 15 и валом 7, поршневого привода с храповым механизмом и датчиком положения. Подвижная каретка (см. рис. 9.8, б) состоит из корпуса 21, каретки 18, роликов 17, посаженных на специальных осях 22, и резинового уплотнения 19, зажатого между корпусом 21 и кареткой 18. Подвижная каретка может перемещаться в поворотном патрубке. Пружина 20 обеспечивает прижатие каретки к корпусу. На внутренней цилиндрической поверхности корпуса имеются две параллельные кольцевые канавки с выточками против каждого входного отверстия. По этим канавкам перемещаются ролики подвижной каретки. Глубина канавки и выточек выбрана таким образом, что при перемещении роликов по канавке между резиновым уплотнением 19 и корпусом переключателя образуется зазор, а при попадании роликов в выточки уплотнение прижимается к корпусу пружиной 20, обеспечивая герметичность замерного канала. Герметичность подвижного соединения каретки и поворотного патрубка достигается резиновым уплотняющим кольцом 16 (см. рис. 9.8, а). Поршневой привод 10 с храповым механизмом служит для обеспечения автоматического переключения скважин и состоит из литого чугунного корпуса 6, закрепленного на крышке

165

переключателя, силового цилиндра с поршнем, пружиной и зубчатой рейкой, составляющей одно целое со штоком поршня.

Внутри корпуса привода, на валу поворотного патрубка, установлены храповик 5 на шпонке 12 и свободно сидящая шестерня 11. Шестерня прижимается к храповику пружиной 9 и взаимодействует с зубчатой рейкой привода. Храповик 5 и шестерня 11 имеют торцевые зубья со скосами, что обеспечивает одностороннее зацепление при их взаимном повороте. При подаче импульса давления от гидропривода в полость силового цилиндра поршень со штоком будет перемещаться и поворачивать шестерню, а вместе с ней и храповик с валом переключателя. При снятии давления жидкость из силового цилиндра будет выдавливаться поршнем. Рейка и шестерня будут перемещаться в обратном направлении к исходному положению. Храповик с валом при этом перемещаться не будет. Герметичность в местах соединения силового цилиндра и крышки, а также в подвижном соединении цилиндра и поршня обеспечивается резиновыми уплотнительными кольцами. Датчик положения переключателя служит для контроля за процессом переключения, а также позволяет дистанционно устанавливать необходимую скважину на замер. Корпус привода закрыт крышкой 8.

Переключатель работает следующим образом. По сигналу от реле времени включается гидропривод, и в силовой цилиндр переключателя подается жидкость под давлением. Жидкость перемещает поршень с рейкой, поворачивая через храповой механизм поворотный патрубок с подвижной кареткой, который останавливается против отверстия в корпусе переключателя. В этот момент ролики западают в выточки, чем обеспечивается надежное уплотнение между корпусом и кареткой. Жидкость от скважины через подводящий патрубок и окна в нем попадает в камеру крышки переключателя и через замерный патрубок в замерную линию.

Можно подключать скважину на замер и вручную. Для этого специальной рукояткой поворачивают вал поворотного патрубка и устанавливают его на необходимую скважину. Положение поворотного патрубка определяется по стрелке, выгравированной на торце вала. Скорость перемещения поворотного патрубка невелика, и поэтому нагрузка на подвижные детали и их износ незначительны. В благоприятных условиях находятся и резиновые уплотнения переключателя – почти все они работают при малых перепадах давления.

При эксплуатации переключателя необходимо иметь в виду, что в узле каретки диаметры уплотнений по корпусу и в поворотном патрубке одинаковы и узел разгружен. Однако при одностороннем высоком давлении возникает изгибающее усилие в поворотном патрубке, что затрудняет переключение. Поэтому не следует допускать перепадов давления в уплотнении каретки выше 0,5 МПа и тем более проводить переключение при этих условиях. В нормальных условиях эксплуатации перепады давления в уплотнении каретки не превышают 0,1 МПа.

С целью ремонта и замены износившихся деталей может проводиться разборка переключателя. Наиболее быстрому износу в переключателе подвержены резиновые уплотнения. Разборка проводится с помощью съемника, который присоединяется к подводящему патрубку и фиксирует своим винтом поворотный патрубок в центральном положении, как это указано пунктиром (см. поз. 14 на рис. 9.8, а). После фиксации поворотного патрубка последовательно снимают крышку датчика положения и его кулачки, корпус поршневого привода и храповое устройство, крышку переключателя и затем освобождают поворотный патрубок с кареткой. Сборка переключателя проводится в обратном порядке [15].

9.5. Сепараторы первой ступени, дозировочные и насосные установки

Сепараторы. Сепараторы первой ступени могут применяться как вертикальные, так и горизонтальные с одной или двумя емкостями. Вертикальные сепараторы обычно имеют меньшую пропускную способность, чем горизонтальные.

166

Применяются также двухъемкостные горизонтальные гидроциклонные сепараторы. Их пропускная способность по нефти составляет обычно 400 м3/сут. Сепараторы этого типа применяют в сепарационных установках и с большей подачей.

В последние годы широко применяются блочные двухъемкостные сепарационные установки (УБС) с устройством предварительного отбора газа (УПО). Разработан нормальный ряд установок УБС на пропускную способность по жидкости от 2 до 16 тыс. м3/сут и давление от 0,4 до 1,6 МПа.

Установка блочная, сепарационная, с устройством предварительного отбора газа выполнена в моноблоке (рис. 9.9) и состоит из устройства предварительного отбора газа, технологической емкости, каплеотбойника, запорно-регулирующей арматуры и системы контроля и управления. Устройство предварительного отбора газа расположено на нисходящем участке трубы. Такая компоновка обеспечивает наилучшее качество разделения нефти и газа. Устройство для отбора газа представляет собой трубу диаметром 700 мм, длиной 15 м, установленную под углом 3°. Технологическая емкость – цилиндрический сосуд диаметром 3000 мм и длиной 11,4 м. С наружной части емкость имеет патрубки для ввода нефтегазовой смеси, газа, вывода нефти, газа, для пропарки, дренажа и системы контроля и управления. Для профилактического осмотра и ремонта имеются по торцам два люка-лаза. Внутри технологической емкости находятся лоток для распределения поступающей продукции, полки и система перегородок для более полной сепарации нефти от нефтяного газа.

Рис. 9.9. Схема блочной сепарационной установки с предварительным отбором газа: 1 – устройство предварительного отбора газа; 2 – технологическая емкость; 3 – задвижка; 4 – лоток; 5 – предохранительный клапан; 6 – труба для установки датчиков и регулятора уровня; 7 – каплеотбойник; 8 – перегородка; 9 – полка

Для предотвращения недопустимого повышения давления в емкости установлены четыре предохранительных клапана. Для исследования эффективности работы сепаратора в различных режимах предусмотрены пробоотборники и штуцеры для установки контрольно-измерительных приборов.

На сепараторе с помощью опор установлен каплеотбойник, представляющий собой емкость с внутренним диаметром 1600 мм и длиной 3100 мм, в котором расположены два сетчатых отбойника. Для слива отделившейся нефти и для ввода газа, выделившегося в технологической емкости, в нижней части каплеотбойника имеются два патрубка диаметром 100 мм и один патрубок диаметром 450 мм. На емкости оборудуют площадку для обслуживания. Сам аппарат устанавливают горизонтально на двух опорах на высоте 800 мм от земли.

Работает установка следующим образом. Газожидкостная смесь от скважин поступает в устройство предварительного отбора газа, в котором происходит разделение жидкости и газа. Отделившийся газ отводится по вертикальному стояку в

167

каплеотбойник, где он очищается от капельной жидкости и направляется в газопровод. Нефть из устройства предварительного отбора газа поступает в технологическую емкость и по лотку и полке, где происходит дополнительная сепарация нефти и газа, стекает в ее нижнюю часть. Наличие лотка с направляющими пластинами и заслонкой способствует гашению пульсации, а полки – увеличению свободной поверхности жидкости. Газ, выделившийся в емкости, через каплеотбойник направляется в газопровод, разгазированная нефть – в нефтепровод. На газовой линии между каплеотбойником и устройством предварительного отбора газа имеются две задвижки для направления газа из устройства предварительного отбора газа в каплеотбойник или в нефтегазовый сепаратор.

Блочные насосные станции. Блочная нефтяная насосная станция предназначена для перекачки нефти или водонефтяной смеси или для нагнетания товарной нефти. Блочная нефтяная насосная станция построена так же, как и блочная кустовая насосная станция в системе поддержания пластового давления. Насосные блоки станции несут подпорные насосы с приводом и основные насосы с приводом.

Подпорными насосами служат насосы 8НДв подачей 500 м3/ч и напором 67 м. Они приводятся в действие электродвигателями во взрывобезопасном исполнении мощностью 160 кВт. Основной насос НК-560/335-300 имеет подачу 335 м3/ч при напоре

300 м.

Блочная нефтяная насосная станция для товарной нефти имеет блок с замерной установкой. Одна из блочных нефтяных насосных станций состоит из девяти блоков: три блока с основными насосами, два с подпорными, два с распределительными устройствами на 6 кВ, один блок трансформаторов и один блок управления и трубопроводной обвязки. Каждый блок имеет металлическую раму в виде саней, на которых установлено оборудование. На сани опирается и утепленное укрытие. В насосных блоках установлены консольные краны для обслуживания и мелкого ремонта.

Блочная станция для товарной нефти рассчитана на плотность перекачиваемой среды 0,6–0,9 кг/м3, вязкость до 1,5 см2/с, обводненность до 1 % с механическими примесями до 0,2 % и температуру жидкости от 5 до 60 °С [15].

9.6. Оборудование для деэмульсации и обезвоживания нефти

Для деэмульсации и обезвоживания нефти применяется несколько технологических методов – внутритрубная деэмульсация при подаче в трубы реагентов и соблюдении в трубах определенного режима течения; деэмульсация за счет барботажа газа или холодного отстоя (также при подаче реагентов); разрушение эмульсий в центрифугах; разрушение эмульсий при прохождении эмульсии через фильтрующий слой (гравий, полимерные шарики, древесная и металлическая стружка); термохимическое обезвоживание и использование электродегидраторов.

Продукция скважин поступает в левый отсек по соплу 1 и нефтеразливной полке 2. На этой полке отделяется основной объем газа. Газ отводится в верхнюю полость правого отсека и далее через каплеотбойник 3 и регулятор давления 4 в газовый коллектор. Водонефтяная эмульсия из левого отсека поступает в правый через каплеобразователь 8 и входной распределитель 7. Движение эмульсии обеспечивается перепадом давления между левым и правым отсеками до 0,2 МПа. Уровень жидкости в левом отсеке регулируется прибором 9. Продукция скважин смешивается с горячей водой, поступающей из установок термохимической подготовки нефти и содержащей остаточный деэмульгатор. При этом каплеобразователь 8 должен иметь большую длину для достаточно длительного контакта эмульсии и горячей дренажной воды. При работе без каплеобразователя горячая вода подается за 200–300 м до входа в технологическую емкость. Отстоявшаяся вода отводится через перфорированный трубопровод 6.

168

Рис. 9.10. Технологическая схема установок УПС

Нефть отбирается через перфорированную трубу, расположенную в верхней части емкости (на рисунке не показана) и связанную со штуцерами 5. При работе установки осуществляются контроль и регулировка уровней нефть – газ и нефть – вода, давления в емкости. Измеряются давление и температура в емкости. При предельных значениях давления и уровня нефти включается сигнализация, затем установка отключается [15].

9.7. Оборудование для обессоливания нефти

Обезвоживание нефти – это не только удаление пластовой воды, отделившейся от нефти, но и разрушение водонефтяных эмульсий. Водонефтяные эмульсии весьма стойки, и для их разрушения требуются затраты времени и энергии.

Применяются следующие методы разрушения эмульсий; гравитационное холодное разделение; центрифугирование; фильтрация; термохимическое воздействие и воздействие электрическим полем.

В установках для обработки пластовой жидкости эти методы используются и по отдельности, и в различных сочетаниях. Рассмотрим основные методы разрушения эмульсий и используемое для этого оборудование.

Гравитационное холодное разделение – наиболее старый метод, применяется при высоком содержании воды в пластовой жидкости. Для ускорения разрушения эмульсий в смесь добавляются ПАВ.

Разделение в поле центробежных сил производится в центрифугах, которые представляют собой вращающийся с большим числом оборотов ротор. В ротор по полому валу подается эмульсия, где она под действием сил инерции разделяется, так как капли воды в жидкости имеют различные плотности. Разделенные нефть и вода отводятся из центрифуги по трубопроводам.

Фильтрация применяется для разрушения нестойких эмульсий. В качестве материала фильтров могут быть использованы вещества, не смачиваемые водой, но смачиваемые нефтью, т.е. обладающие эффектом селективного смачивания.

Конструкция фильтров представляет собой цилиндрический вертикально установленный сосуд, в средней части которой располагается фильтр. Нефтяная эмульсия подается в нижнюю часть колонны, проходящая через фильтр нефть отводится сверху, а вода сбрасывается снизу колонны.

Термохимическое воздействие используется для обработки более чем 80 % всей добываемой нефти. Установки для обработки нефти подразделяются на работающие под давлением и без давления. Наиболее эффективными являются первые, и на вновь вводимых площадях используются только они. В настоящее время широкое

169

распространение получили блочные термохимические установки, в которых проводятся обезвоживание, обессоливание и сепарация нефти и газа.

Воздействие электрическим полем позволяет эффективно разрушать водонефтяные эмульсии. Интенсификация отделения воды от нефти в электрическом поле обусловлена нарушением отдельными каплями однородности поля, при этом капли воды поляризуются и начинают укрупняться за счет взаимного их притяжения. В результате происходят коалесценция капель воды и быстрое их отделение от нефти.

Наиболее эффективным является применение переменного тока, в поле которого капли воды начинают двигаться синхронно основному полю. При этом их форма постоянно изменяется, количество взаимных столкновений увеличивается и коалесценция интенсифицируется.

Электродегидратор представляет собой цилиндрический корпус, в котором расположены электроды в форме прямоугольных рам.

Эмульсия подается в аппарат через раздаточный коллектор, обеспечивающий ее равномерное распределение по площади горизонтального сечения, и поднимается вверх через слой отделенной воды. При этом часть воды из эмульсии выделяется, а оставшаяся смесь попадает в зону расположения электродов, где действует электрическое поле. Отделенная нефть поднимается в верхнюю часть корпуса, а вода опускается вниз.

Электродегидраторы снабжаются регуляторами уровня, обеспечивающими необходимое положение уровней раздела воды и эмульсии, эмульсии и нефти.

Применение ПАВ для обработки нефтяных эмульсий позволяет не только интенсифицировать процесс их разрушения (например, при гравитационном холодном разделении), но и предотвратить образование эмульсий. Для этого ПАВ подаются непосредственно в скважину, в кольцевое пространство между НКТ и эксплуатационной колонной. Смешиваясь с пластовой жидкостью, ПАВ вытесняет с поверхностного слоя капель воды природные эмульгирующие вещества, образуя гидрофильный адсорбционный слой, способствующий слиянию капель воды при их столкновении. Этот процесс коалесценции капель происходит в колонне НКТ и в трубопроводах при перекачивании по территории промысла, что резко упрощает процесс подготовки нефти.

При применении ПАВ-деэмульгаторов их расход составляет порядка 20–30 г на тонну жидкости [7].

9.8. Оборудование для транспортирования продукции скважин

Продукция скважин транспортируется по трубопроводам. Они различаются:

–по характеру перекачиваемой продукции – нефтегазопроводы, нефтеводопроводы, нефтепроводы, водопроводы и газопроводы;

–по напорам – высокого (до 6,4 МПа), среднего (до 1,6 МПа), низкого (до 0,6 МПа) давлений, т.е. работающие с полным заполнением сечения и безнапорные, работающие с неполным заполнением сечения;

–по способу прокладки – наземные, подземные, подводные;

–по назначению – выкидные линии скважин, сборные коллекторы, товарные трубопроводы;

–по гидравлической схеме работы – простые, разветвленные, кольцевые.

При проектировании системы трубопроводов, прежде всего, руководствуются расположением скважин и их предполагаемыми дебитами. Эта информация берется из проекта разработки месторождения.

С учетом рельефа местности, исходя из расположения групповых замерных установок, прокладываются трассы трубопроводов от скважин к ГЗУ, от ГЗУ к ДНС или к УПН. При прокладке трасс трубопроводов стремятся свести к минимуму площадь отчужденных земель, обеспечить минимум капитальных затрат, приблизить

170