Линейная компрессорная станция

Cтраница 2

Зависимость удельных приведенных затрат транспорта газа от температуры f. [16]

На современном этапе развития технологии и техники дальнего транспорта газа необходимым мероприятием, обеспечивающим повышение эффективности и надежности трубопроводных систем, увеличение пропускной способности газопроводов, уменьшение напряжения в трубах, исключение теплового воздействия на грунт, является охлаждение газа на линейных компрессорных станциях после компримирования. [17]

ВНИИгазом совместно с УкрНИИгазом в мае 1964 г. был составлен комплексный проект разработки Шебелинского месторождения на весь период его разработки до 1980 г. ( на периоды нарастающей, постоянной и падающей добычи газа), где по существу впервые в едином комплексе были рассмотрены и взаимоувязаны условия работы пласта, скважин, наземных промысловых сооружений и начальных участков магистральных газопроводов до первых линейных компрессорных станций. До окончания разведки месторождения и утверждения запасов газа в ГКЗ на Шебелинском месторождении в широком масштабе была осуществлена опытно-промышленная эксплуатация. После ввода в промышленную разработку с подачей газа потребителям г. Харькова дальнейшая разведка месторождения осуществлялась в основном оценочными скважинами. При этом на Шебелинском месторождении были проведены гидродинамические исследования пластов и скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации, а также комплексные термодинамические исследования с полупередвижными и передвижными установками. [18]

Совместно с УкрНИИГазом в мае 1994 г. ВНИИГазом был подготовлен комплексный проект разработки Шебелинского месторождения на весь период его разработки - до 1980 г. ( на период нарастающей, постоянной и падающей добычи газа), где, по существу, впервые в едином комплексе были рассмотрены и взаимоувязаны условия работы пласта, скважин, наземных промысловых сооружений и начальных участков магистральных газопроводов до первых линейных компрессорных станций. До составления этого и предыдущего проектов на Шебелинском месторождении в широком масштабе была спроектирована и осуществлена опытно-промышленная эксплуатация: до окончания разведки месторождения и утверждения запасов газа в ГКЗ месторождение было введено в промышленную разработку с подачей газа потребителям Харькова, а дальнейшая разведка осуществлялась оценочными скважинами. При этом на месторождении был проведен широкий комплекс гидродинамических и термодинамических исследований пластов и скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации. [19]

Принципиальная схема получения жидкого СО2. [20]

Например, на линейной компрессорной станции по перекачке природного газа с суммарной расходуемой мощностью 100 МВт количество выхлопных газов составляет 10 - 15 тыс. т / сут. [21]

Примеры зависимостей изменения во времени годовых отборов газа т месторождений. [22]

При нарастающей добыче газа осуществляется разбуривание месторождения, обустройство промысла и вывод месторождения на постоянную добычу газа. Этот период связан также с вводом в эксплуатацию линейных компрессорных станций по трассе магистрального газопровода. [23]

Упрощенная технологическая схема магистрального газопровода 56. [24]

Здесь производится очистка от твердых частиц, осушка, охлаждение. Затем продукт, пройдя через замерный узел ( ЗУ), подается в головную компрессорную станцию ( ГКО и линейные компрессорные станции ( КС) магистрального трубопровода. При транспортировке часть продукта может отводиться потребителям. Для этого отбор и понижение давления осуществляются газораспределительными станциями ( ГРС) через свой ЗУ. [25]

Принципиальная схема для получения жидкого СОа. 1 -приемный танк сырья. 2 - предварительная обработка сырья. 3 - компрессор Ю2. 4 - охладитель ССЬ. 5 6 - установка очистки, осушки соответственно. 7 - конденсатор холодильного агента. S - компрессор холодильного цикла. 9 - конденсатор СО2. 10-товарный танк ССЬ. [26]

При неполном сгорании углерода доля СО2 может быть меньше из-за увеличения содержания оксида углерода. Объем сырья для получения СО2 зависит от мощности ТЭУ. Например, на линейной компрессорной станции по перекачке природного газа с суммарной расходуемой мощностью 100 МВт количество выхлопных газов составляет 10 - - 15 тыс. т / сут. [27]

По мере разработки газовых и газоконденсатных месторождений пластовое давление в залежи падает, что ведет к снижению давления на устье скважин и входе в магистральный газопровод. На определенном этапе разработки месторождения для подачи газа в магистральный газопровод следует увеличить его давление. По сравнению с линейными компрессорными станциями ДКС работают при постоянно снижающемся давлении на входе. [28]

Выше было отмечено, что способ подготовки газа и газоконденсатной смеси зависит от состава добываемой продукции и от термобарическйх параметров газа и нефти. Любой из способов подготовки газа и газоконденсатной смеси должен обеспечить требования, предъявляемые на газ, конденсат и нефть отраслевым стандартом. Нашгаие в газе, подаваемом в газопровод, влаги, жидких углеводородов, твердых примесей и агрессивных компонентов, вызывающих коррозию, снижает пропускную способность газопроводов, увеличивает мощность линейных компрессорных станций и снижает надежность газоснабжения. Требования к качеству газа по этому ОСТу соответствуют давлению Р5 5 МПа. Большинство газопроводов север-центр рассчитаны на режим работы при Р7 5 МПа. По ОСТу влагосодержание газа северных месторождений, подаваемого в магистральный газопровод, должно составлять в холодный период 0 022, а в теплый - 0 044.10 3кг / м3, что соответствует точкам росы - 25 и - 15 С. При давлении в газопроводе Р7 5 МПа при тех же влагосодержанлях точки росы в холодный н теплый периоды будут равны - 23 и - 14 С. [29]

Принципиальная схема получения жидкого COj. [30]

Страницы: 1 2 3