Напорный газопровод
Cтраница 3
 |
Компрессорная система УЛФ института. [31] |
При создании разряжения в ГП резервуаров в них под избыточным давлением 200 Па поступает газ из мягкого газгольдера, верхняя часть газгольдера и связанный с ним балансирный механизм опускаются. Если запасов газа в газгольдере недостаточно, то открывается клапан 7 выпуска газа из напорного газопровода 8 или концевой сепарационной установки в мягкий газгольдер. Пуск турбогазодувки производится автоматически с одновременным открытием клапана 4 и при помощи сигнального устройства, установленного на балансирном механизме. [32]
При создании расположения в ГП резервуаров в них под избыточным давлением 200 Па поступает газ из мягкого газгольдера, верхняя часть газгольдера и связанный с ним балансирный механизм опускаются. Если запасов газа в газгольдере недостаточно, то открывается клапан 7 выпуска газа из напорного газопровода 8 или концевой сепарационной установки в мягкий газгольдер. Пуск турбогазодувки производится автоматически с одновременным открытием клапана 4 и при помощи сигнального устройства, установленного на балансирном механизме. [33]
При создании расположения в ГП резервуаров в них под избыточным давлением 200 Па поступает газ из мягкого газгольдера, верхняя часть газгольдера и связанный с ним балансирный механизм опускаются. Если запасов газа в газгольдере недостаточно, то открывается клапан 7 выпуска газа из напорного газопровода 8 или концевой сепарационной установки в мягкий газгольдер. Пуск турбогазодувки производится автоматически с одновременным открытием клапана 4 при помощи сигнального устройства, установленного на балансирном механизме. [34]
 |
Технические характеристики установок для компримирования газа. [35] |
Рабочая жидкость ( например, техническая вода) подается в ЖГЭ насосом 13 из сепаратора 12 через холодильник. Газоводяная смесь в сепараторе 12 разделяется и газ после охлаждения и отделения капельной влаги подается в напорный газопровод. [36]
Газ из соседних резервуаров и газгольдера начинает перетекать в откачиваемый резервуар. При этом верхняя часть газгольдера ниже среднего положения и через балансирный механизм открывает клапан впуска газа из напорного газопровода. [37]
Газ из соседних резервуаров и газгольдера начинает перетекать в откачиваемый резервуар. При этом верхняя часть газгольдера опускается ниже среднего положения и через балансирныи механизм открывает клапан впуска газа из напорного газопровода. [39]
Таким образом, при помощи гидростатического регулятора давления в КДФ-2 осуществляется предварительное расслоение газоводонефтяной смеси на газ, воду и нефть, благодаря чему последняя поступает в резервуар 12 с меньшим содержанием газа и воды, следствием чего является повышение отбора легких фракций. При этом отбор газа осуществляется компрессором 34, а избыточное давление в резервуаре 12 поддерживается подачей сухого газа из напорного газопровода 40 по перемычке 43 с помощью клапана 44, регулирующего давление в газовом пространстве резервуара. [40]
Применительно к условиям Западной Сибири повышение эффективности газлифтной добычи нефти может быть обеспечено за счет широкого применения бескомпрессорного газлифта, повышения коэффициента полезного действия подъемников, создания и освоения новых технических средств. Факторами, затрудняющими применение газлифтной эксплуатации, являются низкие температуры воздуха и грунта в зимний период, способствующие интенсивному гидратообразованию в напорных газопроводах, необходимость значительных единовременных капиталовложений, особенно при компрессорном газлифте, временное отсутствие потребителей отработанного после бескомпрессорного цикла газа. [41]
Диаметр подъемных труб выбирают из условия обеспечения наименьшей себестоимости добычи нефти или же наименьшего удельного расхода сжатого газа при располагаемом давлении в напорном газопроводе. Затем с учетом этого давления и выбранного диаметра труб определяют тип клапана, с помощью которого снижают уровень жидкости в скважине. Выбирают и рассчитывают клапан, исходя из следующего: открытие и закрытие должно происходить мгновенно, а пропускная способность для газа должна быть наибольшей. Для предотвращения больших утечек жидкости во время подъема рекомендуются диаметры отверстий 10 - 14 мм - для 48-мм труб; 13 - 17 мм - для 60-мм труб; 14 - 20 мм - для 73-мм труб. [42]
СНСВ-1 предотвращало угрозу смятия резервуаров от вакуума, поскольку при уменьшении в них давления ниже минимального значения сигнализаторы подают аварийный сигнал на отключение электродвигателя компрессорного агрегата. Установка включала также напоромеры, сильфонные пневматические НСП-1, установленные на конденсатосборнике, ротационные газовые счетчики РС-600 и РС-250 10, смонтированные на напорном газопроводе и газопроводе подпитки, огневые предохранители 3, запорную арматуру, компрессорную воздуха, трансформаторную подстанцию, блок КИП и А, насос откачки конденсата. На газопроводах от резервуаров перед конденсатосборниками установлены огнепреградители. [43]
 |
Варианты принципиальных. [44] |
Для нормальной эксплуатации компрессоров 3 в непрерывном режиме предусмотрена система автоматического регулирования процесса и аварийной защиты резервуаров от давлений в них выше проектных. При падении давления в конденсатосборнике 2 ниже нормального ( 40 кгс / м2) от сигнала напоромера 17 открывается регулирующий клапан 15, подключенный к напорному газопроводу II, что обеспечивает циркуляцию газа с вы. В случае резкого падения давления в конденсатосборнике 2 ниже критического ( 20 кгс / м2), вследствие недостатка циркуляционного расхода газа, напоромер 17 выдает сигнал к открытию регулятора 15 на газопроводе III, по которому поступает от независимого источника. При поэышении давления в резервуарах операции регулирования осуществляются в обратном порядке. [45]
Страницы: 1 2 3 4