Cтраница 4
Компрессорные станции, принимающие газ непосредственно от газовых месторождений или от газопроизводящего завода, имеют название головных компрессорных станций. [46]
Вследствие падения давления в газовых скважинах с течением времени по мере разработки месторождения одной ступени сжатия на головной компрессорной станции становится недостаточно, требуется двухступенчатое сжатие. При таком разделении ступеней сжатия получается больше гибкости, особенно при колебании газопотребления и самой добычи газа. [47]
Газопроводы, транспортирующие искусственный или попутный газ, испытывают газом с подъемом давления до испытательного при помощи головных компрессорных станций. [48]
Как следует из рис. 2.38 до 1980 г. зависимость NKC f ( t) характеризует изменение мощности головной компрессорной станции, а с 1981 г. - дожимных компрессорных станций. Вследствие снижения отбора газа из месторождения с 1991 г. уменьшается потребная мощность головной и дожимных компрессорных станций. [49]
При прогнозировании режимов газопередачи по газопроводам незначительной протяженности ( например, Шебелинка - Харьков) с одной головной компрессорной станцией задаваемое условие поддержания максимально допустимого давления на выходе компрессорной станции может рассчитываться по предло - Лленной в настоящем параграфе модификации (5.6) - (5.10) описанных в предыдущих главах численных методов. [50]
Районное управление включает следующие производственные цехи и службы: 1) цех сероочистки и осушки газа ( на головной компрессорной станции); 2) компрессорный цех; 3) энергетический цех ( электроснабжение, пароснабжение, водоснабжение и газоснабжение на компрессорной станции и жилищном поселке; 4) цех ремонтно-аварийной службы и транспорта; 5) служба начальников смен; 6) служба КИП; 7) ремонтно-строительный цех; 8) служба связи; 9) служба защиты газопровода от почвенной коррозии; 10) химическая лаборатория; 11) пожарная охрана. [51]
Выбор диаметра и конструкции скважин, наземных сооружений газосборных сетей, установок по осушке и очистке газа и головной компрессорной станции тесно связан с условиями работы пласта, характером изменения отборов газа, давления, дебитов и температур его в течение всего периода разработки месторождения. При этом по мере изменения давлений, дебитов газа и отборов его в процессе разработки соответственно изменяется и наивыгоднейшая конструкция оборудования и сооружений. В этом состоит одна из специфических особенностей разработки газовых и газоконденсатных месторождений на истощение. Например, при избыточном давлении на устье для выделения влаги и конденсата используется обычная низкотемпературная сепарация газа с использованием естественного холода, в последующем она должна быть замещена на НТС с холодильными машинами или сорбцию. [52]
Как следует из рис. 2.20 до 1980 г. зависимость / VQ / ( f) характеризует изменение мощности головной компрессорной станции, а с 1981 г. - дожимных компрессорных станций. Вследствие снижения отбора газа из месторождения с 1991 г. уменьшается потребная мощность головной и дожимных компрессорных станций. [53]
Унос абсорбента в дисперсном ( аэрозольном) виде с установок осушки приводит к необходимости улавливания растворов гликоля на головной компрессорной станции по трассе МГ. Следовательно, перед специалистами-технологами встают актуальные задачи уменьшения уноса мелкодисперсного ( туманообразного) ДЭГа за счет резкого улучшения эффективности сепарационного оборудования ( причем в принципе возможен капельный унос гликолей практически до 1 - 2 г / 1000 м3, хотя для реализации этого потребуются значительные усилия), а также разработки технологических схем более полного улавливания ДЭГа на КС с его частичной регенерацией. [54]