Cтраница 1
Давление первой ступени сепарации зависит от принятого давления в нефтегазосборной системе, которое в значительной мере определяется запасами избыточной энергии пласта. [1]
Давление первой ступени сепарации позволяет транспортировать нефтяной газ на ГБЗ или потребителям, расположенным на небольшом расстоянии, без помощи компрессоров. Сбор и транспорт нефтяного газа II и III ступени сепарации производится с помощью компрессоров. [2]
РО - давления соответственно первой ступени сепарации и атмосферное. [3]
Накопленный промышленный опыт эксплуатации промысловых объектов обустройства нефтяных месторождений показывает, что типовое давление первой ступени сепарации нефти от газа составляет 0 6 - 0 8 МПа. Как правило, первая ступень сепарации технологически совмещается с ДНС. Расстояние от устьев добывающих скважин до технологического объекта промыслового обустройства, на котором производится первая ступень сепарации нефти от нефтяного газа, может достигать нескольких километров. Как показали исследования В.П. Тронова и его учеников, в рельефных трубопроводах при движении по ним газожидкостных смесей потери давления могут на 40 - 50 % превышать аналогичные в горизонтальных трубопроводах. [4]
Задача 2.7. Газ концевых ступеней сепарации в количестве 143 82 т / сут сжимается до давления первой ступени сепарации 0 5 МПа и охлаждается в воздушном холодильнике до 10 С, затем поступает в сепаратор для отделения конденсата от газообразной фазы. [5]
ОСТ 39 - 091 - 79 распространяется на блочные промысловые установки подготовки нефтяного газа к транспорту до газоперерабатывающих заводов или местных потребителей при давлении, не превышающем давление первой ступени сепарации нефти и газа. Стандарт устанавливает параметрический ряд пропускных способностей установок подготовки газа, а также номенклатуру и параметрические ряды функциональных технологических блоков, входящих в состав установок компримирования, низкотемпературной конденсации и осушки ( абсорбционными методами) нефтяного газа. [6]
Отметим, что разгазирование нефти в сепараторе 6 представляет собой вторую ступень сепарации нефтяного газа, который, как правило, используется на собственные нужды или после компримирования направляется в газопровод с давлением первой ступени сепарации нефтяного газа для подачи стороннему потребителю. Ступень обессоливания нефти 8 необходима в случае большой концентрации ионов хлора в остаточной воде товарной нефти, то есть ступень обессоливания позволяет уменьшить концентрацию ионов хлора в остаточной капельной воде в составе товарной нефти. Ступень стабилизации товарной нефти 9 обеспечивает давление ее насыщенных паров до 66 7 кПа при температуре 37 8 С. Как правило, нефтяной газ низкого давления, образующийся на этой ступени, сжигается на факеле. [7]
Анализ показывает, что с повышением давления в системе сбора значительно упрощается не только сама система, но и процессы подготовки, хранения и сдачи нефти. Повышение давления первой ступени сепарации позволяет также осуществить бескомпрессорное транспортирование газа до потребителя. [8]
Если в процессе многоступенчатой сепарации используется несколько сепараторов, то необходимо следить за тем, чтобы каждый из них работал при оптимальном давлении. Во многих случаях давление первой ступени сепарации определяется давлением, с которым газ должен отпускаться потребителю. Если газ поступает на установку отбензинивания и затем вновь закачивается в пласт, то оптимальное давление первой ступени сепарации определяется экономической оценкой. При этом сравниваются прибыль от извлеченных из газа углеводородов и затраты на рекомпрессию газа. В тех случаях, когда подобных ограничений нет, давление в сепараторе первой ступени, равное 35 - 56 кгс / см2, позволяет отделить от газа максимальное количество углеводородов, если емкость для хранения углеводородов эксплуатируется при давлении, близком к атмосферному. [9]
Для первой схемы ( см. рис. 68, а) характерно размещение на месторождении комплекса дожимной насосной станции ( ДНС) с установкой предварительного сброса воды. Процесс осуществляется при давлении первой ступени сепарации в отстойниках О-1 с использованием естественной температуры продукции скважин. Некондиционная вода разгазируется в емкости Е-1, перекачивается на КНС и далее поступает в систему ППД. Загрязненная нефтяная эмульсия из отстойника О-1 и некондиционная вода ( при нарушении процесса: предварительного сброса) подаются на прием насосов Н-1 и вместе с нефтью откачиваются на ЦПС. [10]
При самотечном сборе нефти, требующем глубокого разгазирова-ния ее в начальных точках сбора, неизбежно компримирование всего выделяющегося из нефти газа при низких абсолютных давлениях всасывания ( 1 - 1 2кгс / см2), что является большим недостатком, так как обычно компрессорные станции ( установки) имеют высокую стоимость, сложны в обслуживании и должны размещаться на отдельных площадках. Этот недостаток может быть устранен при транспортировании газожидкостной смеси и газонасыщенной нефти путем выбора таких давлений первых ступеней сепарации, при которых обеспечивается бескомпрессорная подача газа до ГБЗ или установки по переработке. При сборе газожидкостной смеси как с отделением газа, так и без отделения полностью устраняется компримирование, если установки по подготовке нефти и переработке газа размещаются на одной площадке. Однако при разработке крупных нефтяных месторождений или группы залежей, расположенных в радиусе 40 - 50 км, размещение установок по переработке нефтепромыслового газа на каждом центральном пункте не является лучшим решением. На экономичность размещения установок по подготовке нефти в значительной степени влияет фактор перекачки пластовой воды, а централизация установок приводит к высоким затратам на перекачку пластовой воды при больших расстояниях, тогда как установки по переработке газа вследствие высокой стоимости и сложности обслуживания тяготеют к централизации. Поэтому при отмеченных выше условиях переработку газа экономически целесообразно осуществлять на одном пункте сбора из группы при наличии дешевых и простых средств перекачки газа концевых ступеней сепарации, непосредственно вписывающихся в технологическую цепь центрального сборного пункта, и бескомпрессорной подачи газа первой ступени сепарации. [11]
Подготовку газа к транспортированию по магистральному трубопроводу с использованием многоступенчатой сепарации нефти и газа ( рис. 57) ведут в четыре ступени, при этом давления на ступенях выбирают из расчета максимального увеличения выхода нефти при соответствующем снижении содержания компонентов СзГЬ - СдН в газе. Газ отбирают со всех ступеней сепарации. Для компримирования установлены компрессоры, которые увеличивают давление газа второй, третьей и последней ступеней до давления первой ступени сепарации и закачивают в газовую линию первой ступени. Промежуточные ( межступенчатые) компрессоры имеют две ступени сжатия, при этом первая ступень приема газа из сепаратора рассчитана на небольшое избыточное давление, чтобы обеспечить минимальную упругость паров нефти, поступающей в нефтепровод. [12]