Отсепариро-ванный газ
Cтраница 1
 |
Расчетная схема колонного аппарата. [1] |
Отсепариро-ванный газ выходит через центральное отверстие патрубков. [2]
Рв - относительная плотность сухого отсепариро-ванного газа при стандартных условиях; рк д - плотность стабильного конденсата; т - отношение количества конденсата в стволе скважины при данных условиях к общему конденсато-содержанию; Г - газоконденсатный фактор: М - молекулярная масса конденсата. [3]
 |
Принципиальная схема установки УКПГ. [4] |
Газ от скважин по газопроводам / поступает в сепаратор 1, в котором отделяются вода, газовый конденсат, механические примеси, ингибитор и т.п. Отсепариро-ванный газ проходит теплообменники 2 и 3, в которых он охлаждается за счет обратных потоков отсепарированного газа и конденсата. На некоторых УКПГ вместо редукционного клапана устанавливается детандер, позволяющий эффективно использовать дроссель-эффект. В сепараторе 4 из газа выделяются водный раствор метанола и газовый конденсат. Эта смесь перетекает в отстойник 5, в котором происходит разделение конденсата и водного раствора метанола. Холодный газ из сепаратора 4 и конденсат из отстойника 5 через теплообменники 2 и 3 направляются соответственно в газопровод и конденсатопровод. [5]
Объем текстового материала, таблиц и графического материала как в тексте, так и в приложении увеличивается, если месторождение газонефтяное и разработка залежи осуществляется с поддержанием пластового давления путем обратной закачки отсепариро-ванного газа, закачкой воды или водных растворов полимеров. Объем текста и всего проекта увеличивается, если в составе добываемого газа содержатся сероводород, ртуть и гелий. Объем проекта зависит от числа выполненных вариантов, и результаты расчетов всех без исключения вариантов должны быть приведены в приложении в табличной форме. В тексте или в приложении должны быть приведены нормативные материалы по ПДК. [6]
 |
Изменение кон - ( денсатосодержания в циклоне ЛПГ-1. [7] |
На передвижной газоконденсатной установке ЛПГ-1 ( рис. 86) газ из скважины поступает через штуцер 9 и циклонный сепаратор в кожухе 6, где конденсат отделяется от газа. Сухой отсепариро-ванный газ через штуцер 10 идет на групповую установку или на факел. Манометры 12 регистрируют давление в сепараторе и на выходе из него. [8]
Из табл. 7 видно, что состав трапного ( отсепарированного) газа весьма существенно отличается от состава пластовой системы и газов дегазации сырого конденсата. Если отсепариро-ванный газ почти целиком состоит из одного метана и состав его практически не зависит от исходного состава пластовой углеводородной системы, то в газах дегазации наряду с метаном содержится основная часть этан-пропан-бутановой фракции. [9]
Нестабильная нефть после первой, второй ступени сепарации и нагревательной печи подается в концевую сепарационную установку с температурой 60 - 70 С, где выделяются газ по газопроводу и откачиваемая в резервуар стабильная нефть. Часть охлажденной нефти трубопровода подается в качестве абсорбента в поток отсепариро-ванного газа в газопровод. Смесь газа сепарации с абсорбентом после трубопровода смешения подается в емкость разделения. Процесс абсорбции бензиновых фракций из газа осуществляется в трубопроводе смешения до емкости разделения. С верха емкости выделяется осушенный газ на компрессорную станцию ( КС), с низа - насыщенный бензиновыми фракциями абсорбент, откачиваемый насосом в поток товарной нефти. [10]
 |
Схема установки НТС Оренбургского ГКМ. [11] |
Сырьевой газ проходит первичный сепаратор С-101, рекуперативный теплообменник Е-101 и поступает в сепаратор второй ступени С-102. Перед вторичным сепаратором газ дросселируется. Отсепариро-ванный газ по газопроводу подается на Оренбургский газоперерабатывающий завод ОГПЗ для дальнейшей переработки. [12]
Важнейшими параметрами, определяемыми по глубинным пробам, являются: газосодержание ( газонасыщенность), давление насыщения растворенных газов, объемный коэффициент, коэффициент сжимаемости ( объемной упругости), коэффициент теплового расширения, а также плотность и вязкость в соответствующих термобарических условиях. Каждая глубинная проба пластовой нефти и воды должна подвергаться полному анализу с определением всех перечисленных параметров. Для глубинных проб природного газа определяемых параметров значительно меньше. Выделенный в ходе анализов газ и оставшуюся дегазированную нефть или воду можно использовать для анализа их свойств в поверхностных условиях. Состав пластового газа газоконденсатных залежей обычно определяют не по глубинным пробам. Его рассчитывают по составу сепарированного газа, содержанию и составу конденсата в поверхностных условиях. Поэтому исследования газоконденсатных скважин помимо отбора проб газа и конденсата для анализа их составов должны включать измерения конденсатногазового фактора, показывающего количество сырого конденсата ( в см3), приходящегося на 1 м3 отсепариро-ванного газа. [13]
Для использования условий материального баланса необходимо сделать допущение, что между точками 1 и 2 нет источников и стоков жидкой фазы. Если режим неустановившийся, то возможны самопроизвольные источники и стоки. Например, в пусковой период водный раствор ингибитора может постепенно накапливаться в местах с повышенным гидравлическим сопротивлением. В некоторых случаях при практически установившемся гидродинамическом режиме имеет место неустановившийся температурный режим. Поэтому в таких ситуациях при использовании приводимых ниже соотношений для расхода ингибитора требуется дополнительный анализ. Здесь необходимо вводить усреднение по времени и соответствующие поправочные коэффициенты. И наконец, делается традиционное ( обычно явно не формулируемое) допущение: удельный баланс массы по воде и ингибитору относится к 1000 м3 газа, приведенного к стандартно-нормальным условиям ( т.е. при Т 293 15 К и р - 101 3 кПа), тогда как более строго относить баланс ингибитора на единицу массы сухого отсепариро-ванного газа. Следовательно, обычно не учитываются небольшие объемные изменения из-за выпадения углеводородного конденсата. [14]
Страницы: 1