ГОСТ Р 55415—2013
10.3.2 Для поддержания необходимой скорости потока газа в лифтовой колонне можно подавать в
затрубное пространствоскважины газ из промыслового газосборного коллектора или соседних скважин.
10.3.3 Жидкость, скапливающуюся на забое скважины и в ее стволе, удаляют продувкой через
лифтовую колонну. При этом рекомендуется применять:
- установки с гибкими металлическими трубами;
- пенообразующие ПАВ;
- гидромеханические диспергаторы.
10.3.4 Выбор способа или комбинации способов удаления жидкости из скважины обосновывают
в техническом проекте разработки на основании анализа и уточняют в процессе авторского сопрово
ждения (надзора) разработки.
11 Учет добычи газа, конденсата и нефти
11.1 Учет добычи газа, конденсата, нефти и количества воды по скважинам
11.1.1 Достоверный учет извлекаемых и остающихся в недрах запасов основных и совместно с
ними залегающих полезных ископаемых и попутных компонентов при разработке месторождений явля
ется одним из основных требований по рациональному использованию и охране недр в соответствии
с [4].
11.1.2 Оперативный учет добытой за определенный период продукции по каждой скважине осно
ван на измерениях и/или расчетах ее дебита и фактического времени работы скважины.
11.1.3 Способы учета добытого газа, конденсата, нефти определяют в техническом проекте раз
работки. Местоположение устройств и датчиков для измерений конкретизируют в проектной докумен
тации по обустройству.
11.1.4 Для целей учета оборудование каждой скважины должно включать в себя:
- оборудованные места для установки манометров и термометров;
- факельную линию для определения дебита газа с помощью диафрагменного измерителя крити
ческого течения газа или других средств измерений;
- отводы для отбора проб продукции;
- отводы для подключения передвижных сепарационных установок.
11.1.5 Измерения дебита на газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождениях прово
дят средствами измерений, имеющими действующие свидетельства об утверждении типа, по ГОСТ Р
8.615 и ГОСТ Р 8.647.
11.1.6 Периодичность измерений дебитов определяют в техническом проекте разработки.
11.1.7 При централизованном сборе газа и при его обработке с помощью низкотемпературной
сепарации на газоконденсатных месторождениях для учета добычи газа, контроля за количеством кон
денсата и воды, а также для наблюдения за технологическим режимом необходимо обеспечить:
- отделение капельной жидкости и. возможно, технологических растворов, выносимых вместе с
газом из скважины;
- измерения давления до теплообменника (перед штуцером) и в низкотемпературном сепараторе;
- предварительное снижение температуры газа, поступающего со скважины в низкотемператур
ный сепаратор;
- измерения температуры газа до теплообменника, после теплообменника перед штуцером и на
выходе из низкотемпературного сепаратора;
- подачу метанола или гликолей для предупреждения образования гидратов до первого теплооб
менника или после него, в зависимости от принятой схемы низкотемпературной сепарации и темпера
турного режима установки;
- распределение и подачу на скважины ингибиторов гидратообразования и коррозии.
В этих целях необходимо наличие:
- автоматического регулирующего и предохранительного устройства, если давление газа в шлей
фе более принятого давления в магистральном газопроводе.
- низкотемпературного сепаратора, рассчитанного на рабочие производительность и давление;
- расходомера газа диафрагменного, ультразвукового, вихревого или другого типа, устанавлива
емого на линии газа, прошедшего низкотемпературный сепаратор либо межтрубье одного или двух
теплообменников, в зависимости от принятой схемы низкотемпературной сепарации;
20