Доброго времени суток! Кто знает и владеет информацией о Газораспределительных будках (ГРБ) их предназначение, места установки и т.д. перелопатил все просторы интернета нет не как существенной информации о них.... Подскажите, кто что знает буду очень признателен.....

-------------------
http://hghltd.yandex.net/yandbtm?fmode=inject&url=http%3A%2F%2Fwater-control.narod.ru%2F12_2.html&tld=ru&lang=ru&la=&text=%D0%B3%D0%B0%D0%B7%D0%BE%D1%80%D0%B0%D1%81%D0%BF%D1%80%D0%B5%D0%B4%D0%B5%D0%BB%D0%B8%D1%82%D0%B5%D0%BB%D1%8C%D0%BD%D0%B0%D1%8F%20%D0%B1%D1%83%D0%B4%D0%BA%D0%B0%20%D0%93%D0%A0%D0%91&l10n=ru&mime=html&sign=19147bd5a7a0eda8f8ac9a7f7960596b&keyno=0

§ 5. Распределение рабочего агента по скважинам
Наиболее рациональная система распределения рабочего-агента по скважинам — распределение его через газораспределительные будки ( ГРБ ).
При этой системе скважины месторождения разбивают территориально по группам (рис. 55). В центре каждой группы размещаются газораспределительная будка с батареями, состоящими из нескольких секций, разделенных вентилями. Таким образом, основными элементами в батарее являются вентили. Сжатый рабочий агент от компрессорных станций направляется по трубопроводам в будку, а от них — к скважинам. Число трубопроводов от компрессорной станции к скважине может быть различным (от двух до четырех); одни из них — пусковые, другие — рабочие.

Распределительная будка питает агентом определенное число скважин. В будке, кроме батареи, расположен щит с установленными на них расходомерами газа и манометры для контроля за давлением. Около будки устанавливают влагоотделители и печи для подогрева газа. В некоторых случаях применяют автоматиче-•ское регулирование распределения рабочего агента, для чего на

Рис. 55. Система распределения рабочего агента через газораспределительные будки :
ПЛ — пусковая линия; РЛ — рабочая линия; ГРБ — газораспределительная будка ; КС — компрессорная станция
распределительной батарее вместо вентилей устанавливают регулировочные клапаны, соединенные с автоматическим регулятором расхода.
§ 6. Обслуживание компрессорных скважин
Обслуживание компрессорных скважин сводится к регулированию подачи рабочего агента, наблюдению за работой скважины, уходу за оборудованием, наблюдению за исправностью трубопроводов и т. п. При необходимости проводят мелкий и текущий ремонт оборудования, ликвидируют аварии и неполадки. Важным элементом обслуживания является пуск скважины в эксплуатацию .
§ 7. Бескомпрессорный газлифт и периодическая компрессорная эксплуатация скважины
Если на каком-либо нефтяном месторождении или вблизи него имеются газовые пласты с достаточными запасами газа и высоким давлением, то энергию газа можно использовать для подъема жидкости в нефтяных скважинах. Такой способ эксплуатации нефтяных скважин носит название бескомпрессорного газового подъемника (бескомпрессорный газлифт). В этом случае рабочий агент не требуется сжимать в компрессорах. Способ бескомпрессорного газлифта применяют более широко, чем компрессорный.
Технологическая схема этого способа: iaa высокого давления из газовых скважин сначала поступает на пункт очистки и осушки, затем подогревается в специальных подогревателях, откуда направляется в газораспределительную будку ( ГРБ ). Из ГРБ газ направляется в скважины, после чего вместе с продукцией скважины попадает на групповую сепарационно-заыерную установку.,
При периодической компрессорной эксплуатации рабочий агент нагнетается в скважину не непрерывно, а периодически. Этот способ применяют при низких динамических уровнях жидкости и низких пластовых давлениях.
Рассмотрим схему периодической эксплуатации. Рабочий агент нагнетается в затрубное пространство, а нефть поднимается по подъемным трубам. После выброса нефти на поверхность подача рабочего агента автоматически прекращается. При этом в скважине скапливается нефть. Через определенный промежуток времени уровень восстанавливается и автоматически включается подача агента, т. е. цикл повторяется. Продолжительность времени накопления жидкости и нагнетания рабочего агента для каждой скважины различна и зависит от ряда факторов (интенсивности притока жидкости в скважину, конструкции компрессорной установки, диаметра скважины, глубины ее, количества нагнетаемого рабочего агента и т. п.).
При периодической эксплуатации возможно (в процессе нагнетания сжатого газа) поглощение пластом нефти, особенно при большой проницаемости пород. Для предотвращения ухода жидкости в пласт применяют специальные камеры замещения. Технологическая схема установки с камерой замещения следующая (рис. 56).
В скважину спускают два ряда насосно-компрессорных труб 3 и 4. К нижнему концу первого ряда труб присоединена камера замещения 5 с обратным клапаном б, в которой накапливается жидкость, поступающая из пласта. Рабочий агент нагнетается в затрубное пространство между двумя рядами насосно-компрессорных труб и вытесняет жидкость из камеры замещения 5 в трубы 3. Когда жидкость поступит в выкидную линию, автоматически отключается подача сжатого газа. В этом случае протекает процесс накопления жидкости в камере замещения 5, после чего цикл повторяется.