Напорный газопровод

Cтраница 4

Установка регуляторов давления на газопроводах от КДФ, газоотделителя, резервуара, а также на приемном коллекторе и байпасном газопроводе обеспечивает надежную эксплуатацию в условиях значительных флуктуации объемов выделяющегося в КДФ, газоотделителе и резервуаре газа, обусловленных особенностями работы системы нефтегазосбора при совместном сборе продукции скважин на промыслах. Из напорного коллектора 24 основная часть ( 95 - 97 % масс., установлено опытным путем) скомпримированных легких фракций по рециркуляционному газопроводу 28 поступает в турбулентный поток нефтегазовой смеси ( при транспорте разгазированной нефти - в турбулентный поток нефти), в котором, благодаря осуществлению массообменных процессов, достигаются охлаждение газа и растворение тяжелых ( Сз, Снв) углеводородов в жидкой фазе ( нефти), а очищенный газ в общем потоке газа из КДФ поступает в напорный газопровод 27 и далее потребителю. Это обеспечивает существенное увеличение выхода жидкой фазы ( нефти), сокращение потерь газа в виде конденсата и газа продувки, уменьшение вредных выбросов в атмосферу, улучшение охраны окружающей среды. С уменьшением количества подаваемого на рециркуляцию газа увеличение массы товарной нефти сокращается. В целях предотвращения образования гидратных пробок и сохранения циркуляции потока часть газа ( 3 - 5 % масс.) от выкида компрессоров подается непосредственно в напорный газопровод. Это оптимальное количество газа обеспечивает функционирование системы в суровых зимних условиях и в периоды межсезонья. [46]

Газ, поступающий на прием компрессоров, должен быть очищен от механических примесей, капель нефти, воды и конденсата. При использовании компрессоров, на которые по условиям завода-изготовителя не допускается подача сернистого газа, последний должен быть дополнительно очищен от сероводорода. Сжатый газ перед подачей в напорный газопровод должен быть охлажден до температуры не более 70 С. Нефть и конденсат, накопившиеся в сепараторах, должны отводиться в специальную емкость. [47]

На рис. 10.29 показан клапан с отжимным устройством, который устанавливают с регулятором давления, осуществляющим пневматическую передачу импульса. При увеличении давления в напорной системе компрессорной установки повышается давление в пространстве и над упругой мембраной. При достижении нормального давления в напорном газопроводе давление над мембраной 1 понижается, вилка 2 под действием пружины 3 возвращается в исходное положение и освобождает пластину клапана. На рис. 10.30 приведена индикаторная диаграмма работы компрессора при осуществлении регулирования производительности компрессора описанным способом. Линия 5 - 1 характеризует заполнение цилиндра газом. [48]

В нефтепромысловой практике известен так называемый внутрискважинный газлифт. Газ для подъема жидкости отбирают из газового пласта, имеющегося в разрезе месторождения, путем внутрискважинного перетока. К преимуществам схемы следует отнести максимальное использование энергии рабочего агента, отсутствие напорных газопроводов, пунктов осушки и распределения. [49]

Схема опытно-промышленной установки улавливания легких фракций из резервуаров и аппаратов низкого и атмосферного давлений. [50]

Установка включала два резервуара 4 объемом по 5000 м3 ( максимальное рабочее давление 200 - Ю-5 МПа, или 200 мм.вод.ст., минималь-ное 20 - 10 - 5МПа, или 20 мм.вод.ст.), два вертикальных газоотделителя 1, предназначенных для отделения свободного газа, который поступает из приемных нефтепроводов резервуаров, насос 7, конденсатосборник 6, компрессор 9, регулирующие пневматические клапаны 8 и сигнализаторы напора сильфонные взрывозащищенные СНСВ-1, 2, смонтированные на каждом резервуаре и конденсатосборнике. Включение в схему сигнализаторов напора СНСВ-1 предотвращает смятие резервуаров от вакуума, поскольку при уменьшении в них давления ниже минимального значения сигнализаторы подают аварийный сигнал на отключение электродвигателя компрессорного-агрегата. Установка включает также напоро-меры, 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, здание КИП и А, насос откачки конденсата. На газопроводах от резервуаров перед конденсатосборниками установлены огнепреградители. Для компримирования легких фракций смонтировано два компрессора: роторный ГД-12 / 2 ( производительность 12 м3 / мин. МПа) и винтовой 5ВК - 10 / 6 ( производительность 10 м3 / мин. [51]

Рассмотрим стандартную установку периодического газлифта. Формулировки, которые будут получены, можно применять с незначительными изменениями также и к установкам с камерой замещения. Чтобы найти приемлемый диаметр подъемной колонны, из нескольких диаметров выбирается тот, при котором обеспечиваются наименьшая себестоимость добычи нефти или наименьший удельный расход сжатого газа при данном давлении в напорном газопроводе. Затем с учетом этого давления и выбранного диаметра подъемных труб определяют тип клапана, необходимого для снижения уровня в скважине в основном теми же способами, как и при освоении фонтанных скважин. Условия расчета клапанов следующие. Пропускная способность клапана для газа должна быть сравнительно большой. Для того чтобы предотвратить значительные потери жидкости при подъеме Брауном ( 1967 г.) рекомендуются следующие диаметры отверстий: 10 - 14 мм - для 48-мм подъемных труб; 13 - 17 мм - для 60-мм труб, 14 - 20 мм - для 73-мм труб. На рис. 2.4 - 15 по Брауну приведена доля добычи от начального объема жидкости в зависимости от площади поперечного сечения штуцера при заданных условиях. Наименьшее давление в подъемных трубах, которое возможно в течение снижения уровня жидкости в скважине, определяется при допущении, что скважина эксплуатируется при заданном дебите непрерывным газлифтным способом. В последнем случае давление в колпаке рабочего клапана должно быть соответственно снижено. Выбор многоточечного нагнетания газа в сравнении с одноточечным рассмотрен позже. [52]

На внутреннюю поверхность обоих трубопроводов нанесено пятислойное покрытие на основе смолы СВХ-40. Один участок был подключен к напорному газопроводу, другой - к вакуумному коллектору. В зимнее время в нем замерз конденсат и он был пропарен острым паром, в результате чего покрытие было нарушено. [53]

На каждый слой покрытия расходовалось примерно 70 - 100 г / м2 лакокрасочного материала. Один длиной свыше 300 м подключили к напорному газопроводу, другой - длиной 75 м вставили на фланцах в вакуумный коллектор на промысле 1 в месте интенсивного скопления агрессивного газоконденсата. Этот участок успешно эксплуатируется до настоящего времени. Покрытие не имеет видимых повреждений, на нем отложился лишь небольшой налет серы. Срок службы газопровода в этом месте резко повысился. Участок газопровода, уложенный около компрессорной станции, по техническим причинам ( образование ледяной пробки) был пропарен острым паром, в результате чего покрытие было нарушено. [54]

Технологическая схема двухступенчатой сепарации газонефтяной смеси с. [55]

Дрипы 12, включенные в состав схемы, были предусмотрены для сбора и продувки конденсата при его выпадении в напорном газопроводе. [56]

Варианты функционально-структурных схем систем УЛФ для промысловых резервуаров ( а, б, в, г. [57]

В варианте а предусматривается отбор и компримирование газа винтовым компрессором 7 ВКГ 25 / 5А до 0 5 МПа. Углеводородный газ из резервуара 1 через огневой предохранитель 19 по газопроводу поступает в конденсатосборник 2, где происходит отделение образовавшихся жидких компонентов газа. Далее сжатый газ поступает в маслоотделитель 5, откуда отсепарированное от газа масло по маслопроводу через холодильник 6 возвращается обратно в систему смазки компрессора. Очищенный же газ проходит через холодильник 16, сепаратор газа 7 ( где отделяются сжижившиеся компоненты) и подается по напорному газопроводу на ГПЗ. Жидкие углеводороды из конденсатосборника 2 и сепаратора 7 откачиваются на-сосами 8 потребителям. [58]

В вариантах ( а) предусматривается отбор и компримирование газа винтовым компрессором 7ВКГ 25 / 5А до 9 5 МПа. Углеводородный газ из резервуара 1, через огневой предохранитель 19 по газопроводу поступает в коненсатосборник 2, где происходит отделение образовавшихся жидких компонентов газа. Далее сжатый газ поступает в маслоотделитель 5, откуда отсепарированное от газа масло по маслопроводу через холодильник 6 возвращается обратно в систему смазки компрессора. Очищенный же газ проходит через холодильник 16, сепаратор газа 7 ( где отделяются сжижившиеся компоненты) и подается по напорному газопроводу на ГПЗ. Жидкие углеводороды из конденсатосборника 2 и сепаратора 7 откачиваются насосами 8 потребителям. [59]

В варианте ( а) предусматривается отбор и компримирование газа винтовым компрессором 7ВКГ 25 / 5 А до 9 5 МПа. Углеводородный газ из резервуара 1 через огневой предохранитель 19 по газопроводу поступает в конденсатосбор-ник 2, где происходит отделение образовавшихся жидких компонентов газа. Далее сжатый газ поступает в маслоотделитель 5, откуда отсепарированное от газа масло по маслопроводу через холодильник 6 возвращается обратно в систему смазки компрессора. Очищенный же газ проходит через холодильник 16, сепаратор газа 7 ( где отделяются сжижившиеся компоненты) и подается по напорному газопроводу на ГПЗ. Жидкие углеводороды из конденсатосборника 2 и сепаратора 7 откачиваются насосами 8 потребителям. [60]

Страницы: 1 2 3 4