Напорный газопровод

Cтраница 2

Технические характеристики установок для компримирования газа. [16]

Газо-нефтяная смесь после сжатия компрессоро-насосом направляется в сепаратор, откуда скомпримированный газ поступает в напорный газопровод, а нефть идет на охлаждение и смазку. [17]

Как уже отмечалось выше, нефтяной газ после ступеней сепарации компримируется и направляется в напорные газопроводы на Миннибаевский газоперерабатывающий завод. При транспорте из газа выпадает некоторое количество углеводородного и водяного конденсата. На входе установлен общий коллектор. От него газ поступает в газовый сепаратор, где отделяется капельная жидкость. Затем газ направляется на переработку, а жидкость - в промкана-лизацию. Количество жидкости, сбрасываемой из заводского газового сепаратора, не замеряется. Была поставлена задача экспериментально, в промысловых условиях, замерить количество жидкости, выпадающей в газопроводах при транспортировке газа от компрессорных станций ( КС) до завода. Для этого был выбран газопровод КС-24-ГПЗ протяженностью 40 3 км. [18]

Газ II ступени сепарации, отделяющийся при давлении 0 1 МПа, отбирают вакуумными компрессорами, осушают и закачивают в напорные газопроводы. [19]

Обвязка компрессоров трубопроводами.| График изменения коэффициента эффективности газопроводов в процессе эксплуатации. [20]

Исследованию подвергались газопроводы ( в том числе всасывающий газопровод), эксплуатируемые в течение 0 6; 8; 9 и 13 лет, а напорный газопровод - сразу после пуска через 0 5; 2 5; 3 5 и 9 5 лет. [21]

Исследованию подвергались газопроводы ( в том числе всасывающий газопровод), эксплуатируемые в течение 0 6; 8; 9 и 13 лет, а напорный газопровод - сразу поело пуска через 0 5; 2 5; 3 5 и 9 5 лет. [22]

Сепаратор-осушитель ( смонтирован в 1974 году) при Павловском товарном парке предназначен для отделения от попутного нефтяного газа первой ступени сепарации капельной жидкости перед подачей его в напорный газопровод. Сепаратор оснащен запорной арматурой, контрольно-измерительными приборами, предохранительным пружинным клапаном, уровнемером и люком-лазом. [23]

Поэтому, если один яз двух смонтированных к моменту пуска завода нагнетателей имеет привод от электродвигателя, необходимый отвод тепла при работе этого нагнетателя можно осуществить путем подачи части газа из напорного газопровода после нагнетателя через временный трубопровод, специально смонтированный для этой цели в газопроводе перед первичными холодильниками. [24]

Технология предусматривает ввод газожидкостной смеси в концевой делитель фаз, отбор легких фракций из резервуаров, подачу их на прием компрессора, компримирование, нагнетание в газопровод, возврат части газа из напорного газопровода в резервуары при их опорожнении или охлаждении, а также запуск компрессора при положении уровней жидкости в резервуарах и величинах давлений газа в их паровых объемах, обеспечивающих создание буферного газового объема. [25]

В ней разность квадратов давлений начального рi и конечного j2 в сборном газопроводе по величине значительно меньшая и тем меньше, чем ближе pt к единице, чем такая же разность квадратов давлений в напорном газопроводе. При давлении сепарации Pia5c 1 2 am и относительно глубоком вакууме на приеме компрессора отношение указанных величин разности квадратов давлений может доходить до 100 и более. [26]

Для надежной эксплуатации компрессоров существующих КС и в целях устранения дисбаланса между установленной производительностью и объемами поступления газа с концевых ступеней сепарации чаще всего используется способ подпитки компрессоров газом с выкида на прием по байпасному трубопроводу, либо из напорного газопровода первой ступени сепарации, поскольку многие перекачивающие агрегаты не имели автоматических систем регулирования производительности. Анализ работы ряда компрессорных станций управления Татнефте-газ ( табл. 6.30) показывает, что коэффициент использования этих КС, равный отношению фактического расхода углеводородного газа, поступающего с концевых ступеней сепарации, к производительности компрессоров, составляет величину, заметно меньшую единицы. [27]

Сжатый газ подвергается охлаждению. Максимальная температура газа, поступающего в напорный газопровод, не должна превышать 70 С. [28]

Сжатый газ должен быть охлажден. Максимальная температура газа, поступающего в напорный газопровод, не должна превышать 70 С. [29]

Сравнение состава упомянутых газов с газом Туймазинского месторождения, фактически полученного при одноступенчатой сепарации под давлением 0 2 кг / см2, позволило выяснить, что ни один из них не может транспортироваться трубопроводами в однофазном состоянии. Поэтому, если для первого газа количество выпадающего конденсата в напорных газопроводах составляло 4 3 % весовых, то для газов после второй ступени сепарации оно будет гораздо выше. Это обстоятельство является одним из главных препятствий на пути применения двухступенчатой сепарации нефти, которое во всех предложениях не рассматривается и не упоминается. [30]

Страницы: 1 2 3 4