Отделившийся газ

Cтраница 3

По этой системе сбора на каждой разрабатываемой площади ( месторождении) сооружают лишь централизованную сепара-ционную установку, на которой проходит одноступенчатая сепарация под высоким давлением до 5 МПа. Отделившийся газ направляют в холодильную установку для максимального извлечения конденсата, п затем под собственным давлением его подают на ГПЗ. [31]

В технологической схеме сбора нефти и газа на морском нефтесборном пункте, куда поступает продукция нефтяных скважин, содержащих песок ( рис. 58), в качестве сепараторов первой и второй ступеней применены вертикальные аппараты, которые легче очищать от накопившегося песка, чем горизонтальные сепараторы. Отделившийся газ из сепараторов поступает на прием компрессоров, а жидкость вместе с песком - в динамический отстойник. В качестве динамического отстойника используют атмосферную вертикальную емкость с коническим днищем. [32]

Продукция фонтанных скважин проходит также дополнительную сепарацию в сепараторах И высокого давления ( 0 4 - 0 6 МПа), расположенных у скважин или на ГЗУ. Отделившийся газ направляют в сборный газопровод и дальше на ГПЗ или для газлифтной эксплуатации. [33]

По второму вар - Нанту ( рис. II.6, б) на каждом месторождении сооружается централизованная сепараци-онная установка, на которой осуществляется одноступенчатая сепарация при давлении до 60 - 105 Па. Отделившийся газ охлаждается для извлечения из него конденсата, а затем поступает в газопровод. Нефть с оставшимся газом и конденсатом под давлением сепарации транспортируется на внешний сборный пункт, рассчитанный на обслуживание нескольких месторож-дений. На этом пункте нефть и газ проходят окончательную сепарацию и соответствующую обработку. [34]

Технологическая схема установки по обезвоживанию нефти для средних нефтяных месторождений. [35]

Продукция обводненных скважин поступает по сборному коллектору / в сепаратор первой ступени 1, где газ отделяется от нефти при давлении около 0 4 - 0 6 МПа. Отделившийся газ по линии / / под давлением 0 4 - 0 6 МПа направляется непосредственно к потребителю или на установку по подготовке газа. [36]

Поэтому на ДНС перед насосом производится частичное отделение газа с помощью сепарации первой ступени. Отделившийся газ в результате снижения давления подается для утилизации чаще всего на факел сжигания либо для использования на местные нужды. Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени - ЦПС и УПН. [37]

Камера отбора жидкости Г отделена от отстойника отсека перегородкой для предотвращения возмущающих явлений в зоне отстоя. Отделившийся газ из всех отсеков проходит через каплеотде-лители, которые изготавливают из проволочной коалесцирующей набивки. [38]

Продукция фонтанных скважин 1 поступает в трапы 3 индивидуальных или групповых установок, в которых происходит под давлением 3 - 5 ати предварительная сепарация нефти. Отделившийся газ поступает в газосборные сети 12 и под воздействием давления, поддерживаемого в трапе, транспортируется по промыслу и на дальние расстояния. В связи с этим число сборных промысловых компрессорных станций значительно сокращается по сравнению с другими схемами сбора. Нефть с растворенным в ней газом и вода перекачиваются из трапов 3 насосами 4 в промежуточную емкость 6 узла дожимных насосов 7 или непосредственно в резервуары 11 сборного пункта. Из промежуточной емкости 6 продукция скважин забирается насосами 7 и по напорному трубопроводу подается в концевые трапные батареи 9, расположенные на сборном пункте. [39]

При работе установки на второй ступени сепарации продукция поступает в технологическую емкость по стабилизатору потока СП. Отделившийся газ по вертикальному стояку подается под каплеотбойник. После СП или де-пульсатора нефтяная эмульсия поступает в штуцер IIIi для ввода жидкости в аппарат, который делит поток на две приблизительно равные части. [40]

В затрубном пространстве нефтяных скважин накапливается газ, отделившийся на забое, у башмака насосно-компрессорных труб, у приема насоса, в обсадной колонне. Количество отделившегося газа зависит от многих причин: давления, температуры, газосодержания, дебита, обводненности, но всегда накопление газа сопровождается ростом давления в затрубном пространстве. [41]

Из конечного участка трубопровода А нефтегазовый поток поступает в депульсатор 6, который состоит из восходящего участка 5 и наклонного 4 в сторону ввода жидкости / в сепарационную емкость. На этом участке наклонного трубопровода монтируется газоотводящий коллектор 3 для отбора отделившегося газа и подачи его в каплеотбойник 2 или в газовое пространство сепарационной емкости. [42]

На рис. 8.11 показана конструкция горизонтального гидроциклонного сепаратора однокамерной конструкции. При правильной конструкции циклона основная часть жидкости движется по его стенке, а отделившийся газ выводится через центральную трубу. Затем нефть, содержащая остаточный газ, плавно стекает на сливные полки 4, движется по ним тонкой пленкой, что способствует выделению из нефти газа. С полок нефть плавно стекает на уровень раздела газ - нефть. Далее нефть движется в сторону выхода из аппарата, из нее выделяется газ, и затем она выводится из корпуса аппарата. Выход нефти регулируется по уровню раздела. [43]

Газонефтяной гидродиклонный сепаратор. [44]

Принцип действия циклонного сепаратора основан на использовании центробежной силы для отделения жидкости от газа. При правильной конструкции циклона основная часть жидкости движется по стенке циклона, а отделившийся газ выводится через центральную трубу. Затем нефть, содержащая остаточный газ, плавно стекает на сливные полки 3, движется по ним тонкой пленкой, что способствует выделению из нефти газа. С полок нефть плавно стекает на уровень раздела газ - нефть. [45]

Страницы: 1 2 3 4 5