Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти. Давление сепарации нефти


Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти

 

Количество и качество нефти и газа как товарных продуктов в значительной мере зависят от условий сепарации: величины давления и числа ступеней сепарации.

При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях возникает вопрос: что выгоднее для получения жидких углеводородов и нефти – многоступенчатая (5-7 ступеней) или трехступенчатая сепарация?

Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (3,93-7,86 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале газов, обладающим высоким давлением насыщенных паров азота, метана, этана, частично С3), а в нефти остаются углеводороды, обладающие меньшим давлением насыщенных паров: бутаны и более тяжелые.

Если при том же высоком начальном устьевом давлении применить трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов: С3-С5.

Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию с трехступенчатой по выходу нефти, то выход товарной нефти увеличится на 1,5-3,0% масс. за счет сохранения в нефти углеводородов С3-С5. При этом она становится менее плотной и вязкой.

Таким образом, по выходу нефти многоступенчатая (5-7 ступеней) сепарация более эффективна, чем одно-, двухступенчатая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в негерметичных системах сбора и транспорта, легкие углеводороды, оставленные в нефти, будут постепенно испаряться из нее, и эффект сепарации будет сведен к нулю.

При многоступенчатой сепарации газ первых ступеней может перемещаться к потребителю под собственным давлением. При этом в газе уменьшается содержание тяжелых компонентов (С5), что уменьшает вероятность выпадения конденсата при транспортировке.

Так как углеводороды С4 и частично С3 остаются в нефти, то уменьшается количество газа, отделяемого от нефти.

Поэтому с точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия поблизости от месторождения ГПЗ целесообразно во всех случаях применять трехступенчатую сепарацию. Выделившийся на первой ступени сепарации газ под собственным давлением направляется на местные нужды в котельные, для отопления жилых и производственных зданий и т.п. Газ же, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, будет жирным, поэтому он вначале направляется на компрессорную станцию, а после сжатия в компрессорах – на ГФУ или ГПЗдля отделения пропан-бутановой фракции.

Сказанное выше целиком относится и к газоконденсатным месторождениям.

Тот факт, что при проведении сепарации в оптимальных условиях нефти может быть получено на 3-5% больше, не всегда учитывается на промыслах.

Выбор оптимальных условий сепарации определяется целью процесса: это или

1) максимально возможный выход нефти из единицы объема смеси или

2) максимальное содержание пропан-бутановых (С3-С4) фракций в газе сепарации.

В первом случае газ используется как топливо. Во втором – газ идет на переработку и ее эффективность в значительной мере зависит от наличия пропан-бутановых компонентов в товарном газе промысла. Потери в весе товарной нефти в данном случае окупаются утилизацией пропан-бутановых фракций.

В наших условиях целевым продуктом является нефть. Поэтому остановимся на вопросе определения оптимальных условий сепарации нефтегазовой смеси для первого случая.

Оптимальные условия могут быть определены как аналитически, так и экспериментально.

Причем, если при разработке нефтегазовых залежей добывается смесь нефти и газа, то выбор оптимальных параметров сепарации экспериментальным путем в настоящее время невозможен.

Итак, рассмотрим аналитический способ определения оптимальных давлений и числа ступеней сепарации нефти. Этот способ основан на решении уравнений фазового равновесия.

1. Учитывая мольный состав пластовой нефти и газа, а также количество свободного газа, поступающего вместе с пластовой нефтью из скважины, определяется молекулярный состав смеси, который является исходным для дальнейших расчетов.

2. Давление для первой ступени сепарации следует выбирать исходя из молекулярного состава исходной смеси, вне зависимости от давления на устье скважины.

Любая нефть, имеющая давление насыщения выше 60 кГ/см2 (6 МПа), при сепарации выделяет газ, плотность которого уменьшается по мере падения давления сепарации до границы раздела действия законов обратного и прямого испарения.

Давление насыщения – максимальное давление, при котором в процессе изотермического расширения нефти или пластовой воды начинается выделение сорбированного ими газа. Давление насыщения равно сумме парциальных давлений сорбированных газовых компонентов, и зависит от Т, состава и свойств сорбента и не может быть больше пластового давления. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными).

В области прямого испарения по мере снижения давления плотность газа растет.

3. По результатам последовательного расчета составов газа и нефти при разных давлениях сепарации определяется плотность газа и строится график зависимости плотности газа от давления сепарации (рис. 23).

Кривая на графике имеет четко выраженный минимум при некотором давлении. При этом давлении газ имеет минимальную плотность, следовательно, максимальное количество головных фракций остается в нефти.

Это давление и принимается за оптимальное для I ступени сепарации.

Оптимальное давление для второй ступени выбирается по максимальному значению суммарного газового фактора и максимальному увеличению выхода нефти.

Количество нефти, недополученное за счет проведения сепарации не при оптимальных условиях, следует считать скрытыми потерями. Они могут быть больше потерь, вызываемых негерметичностью систем сбора. Основные усилия на промыслах направлены на борьбу с последними, видимыми потерями.

На практике не всегда учитывается тот факт, что выбор оптимальных условий сепарации, как и создание герметичных систем сбора, является эффективным средством увеличения добычи нефти.

 

Похожие статьи:

poznayka.org

Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти

 

Количество и качество нефти и газа как товарных продуктов в значительной мере зависят от условий сепарации: величины давления и числа ступеней сепарации.

При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях возникает вопрос: что выгоднее для получения жидких углеводородов и нефти – многоступенчатая (5-7 ступеней) или трехступенчатая сепарация?

Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (3,93-7,86 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале газов, обладающим высоким давлением насыщенных паров азота, метана, этана, частично С3), а в нефти остаются углеводороды, обладающие меньшим давлением насыщенных паров: бутаны и более тяжелые.

Если при том же высоком начальном устьевом давлении применить трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов: С3-С5.

Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию с трехступенчатой по выходу нефти, то выход товарной нефти увеличится на 1,5-3,0% масс. за счет сохранения в нефти углеводородов С3-С5. При этом она становится менее плотной и вязкой.

Таким образом, по выходу нефти многоступенчатая (5-7 ступеней) сепарация более эффективна, чем одно-, двухступенчатая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в негерметичных системах сбора и транспорта, легкие углеводороды, оставленные в нефти, будут постепенно испаряться из нее, и эффект сепарации будет сведен к нулю.

При многоступенчатой сепарации газ первых ступеней может перемещаться к потребителю под собственным давлением. При этом в газе уменьшается содержание тяжелых компонентов (С5), что уменьшает вероятность выпадения конденсата при транспортировке.

Так как углеводороды С4 и частично С3 остаются в нефти, то уменьшается количество газа, отделяемого от нефти.

Поэтому с точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия поблизости от месторождения ГПЗ целесообразно во всех случаях применять трехступенчатую сепарацию. Выделившийся на первой ступени сепарации газ под собственным давлением направляется на местные нужды в котельные, для отопления жилых и производственных зданий и т.п. Газ же, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, будет жирным, поэтому он вначале направляется на компрессорную станцию, а после сжатия в компрессорах – на ГФУ или ГПЗдля отделения пропан-бутановой фракции.

Сказанное выше целиком относится и к газоконденсатным месторождениям.

Тот факт, что при проведении сепарации в оптимальных условиях нефти может быть получено на 3-5% больше, не всегда учитывается на промыслах.

Выбор оптимальных условий сепарации определяется целью процесса: это или

1) максимально возможный выход нефти из единицы объема смеси или

2) максимальное содержание пропан-бутановых (С3-С4) фракций в газе сепарации.

В первом случае газ используется как топливо. Во втором – газ идет на переработку и ее эффективность в значительной мере зависит от наличия пропан-бутановых компонентов в товарном газе промысла. Потери в весе товарной нефти в данном случае окупаются утилизацией пропан-бутановых фракций.

В наших условиях целевым продуктом является нефть. Поэтому остановимся на вопросе определения оптимальных условий сепарации нефтегазовой смеси для первого случая.

Оптимальные условия могут быть определены как аналитически, так и экспериментально.

Причем, если при разработке нефтегазовых залежей добывается смесь нефти и газа, то выбор оптимальных параметров сепарации экспериментальным путем в настоящее время невозможен.

Итак, рассмотрим аналитический способ определения оптимальных давлений и числа ступеней сепарации нефти. Этот способ основан на решении уравнений фазового равновесия.

1. Учитывая мольный состав пластовой нефти и газа, а также количество свободного газа, поступающего вместе с пластовой нефтью из скважины, определяется молекулярный состав смеси, который является исходным для дальнейших расчетов.

2. Давление для первой ступени сепарации следует выбирать исходя из молекулярного состава исходной смеси, вне зависимости от давления на устье скважины.

Любая нефть, имеющая давление насыщения выше 60 кГ/см2 (6 МПа), при сепарации выделяет газ, плотность которого уменьшается по мере падения давления сепарации до границы раздела действия законов обратного и прямого испарения.

Давление насыщения – максимальное давление, при котором в процессе изотермического расширения нефти или пластовой воды начинается выделение сорбированного ими газа. Давление насыщения равно сумме парциальных давлений сорбированных газовых компонентов, и зависит от Т, состава и свойств сорбента и не может быть больше пластового давления. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными).

В области прямого испарения по мере снижения давления плотность газа растет.

3. По результатам последовательного расчета составов газа и нефти при разных давлениях сепарации определяется плотность газа и строится график зависимости плотности газа от давления сепарации (рис. 23).

Кривая на графике имеет четко выраженный минимум при некотором давлении. При этом давлении газ имеет минимальную плотность, следовательно, максимальное количество головных фракций остается в нефти.

Это давление и принимается за оптимальное для I ступени сепарации.

Оптимальное давление для второй ступени выбирается по максимальному значению суммарного газового фактора и максимальному увеличению выхода нефти.

Количество нефти, недополученное за счет проведения сепарации не при оптимальных условиях, следует считать скрытыми потерями. Они могут быть больше потерь, вызываемых негерметичностью систем сбора. Основные усилия на промыслах направлены на борьбу с последними, видимыми потерями.

На практике не всегда учитывается тот факт, что выбор оптимальных условий сепарации, как и создание герметичных систем сбора, является эффективным средством увеличения добычи нефти.

 

Не нашли то, что искали? Воспользуйтесь поиском гугл на сайте:

zdamsam.ru

Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти

Оптимальное давление и число ступеней сепарации нефти Количество и качество нефти и газа как товарных продуктов в значительной мере зависят от условий сепарации: величины давления и числа ступеней сепарации.При сепарации газа от нефти на нефтяных месторождениях и газа от конденсата на газоконденсатных месторождениях возникает вопрос: что выгоднее для получения жидких углеводородов и нефти – многоступенчатая (5-7 ступеней) или трехступенчатая сепарация?Например, при многоступенчатой сепарации нефти, применяемой, как правило, при высоких давлениях (3,93-7,86 МПа) на устьях скважин, в результате незначительного понижения давления на каждой ступени происходит постепенное выделение газовой фазы (вначале газов, обладающим высоким давлением насыщенных паров азота, метана, этана, частично С3), а в нефти остаются углеводороды, обладающие меньшим давлением насыщенных паров: бутаны и более тяжелые.Если при том же высоком начальном устьевом давлении применить трех- или двухступенчатую сепарацию, то в результате резкого снижения давления в сепараторах будет интенсивно выделяться газовая фаза, и вместе с легкими углеводородами в газовую фазу из нефти перейдет большое количество тяжелых углеводородов: С3-С5.Таким образом, если сравнить многоступенчатую сепарацию с трехступенчатой по выходу нефти, то выход товарной нефти увеличится на 1,5-3,0% масс. за счет сохранения в нефти углеводородов С3-С5. При этом она становится менее плотной и вязкой.Таким образом, по выходу нефти многоступенчатая (5-7 ступеней) сепарация более эффективна, чем одно-,  двухступенчатая. Однако, если многоступенчатая сепарация будет применяться в негерметичных системах сбора и транспорта, легкие углеводороды, оставленные в нефти, будут постепенно испаряться из нее, и эффект сепарации будет сведен к нулю.При многоступенчатой сепарации газ первых ступеней может перемещаться к потребителю под собственным давлением. При этом в газе уменьшается содержание тяжелых компонентов (С5), что уменьшает вероятность выпадения конденсата при транспортировке.Так как углеводороды С4 и частично С3 остаются в нефти, то уменьшается количество газа, отделяемого от нефти.Поэтому с точки зрения экономии металла, удобства обслуживания и наличия поблизости от месторождения ГПЗ целесообразно во всех случаях применять трехступенчатую сепарацию. Выделившийся на первой ступени сепарации газ под собственным давлением направляется на местные нужды в котельные, для отопления жилых и производственных зданий и т.п.  Газ же, получаемый на второй и третьей ступенях сепарации, будет жирным, поэтому он вначале направляется на компрессорную станцию, а после сжатия в компрессорах – на ГФУ или ГПЗдля отделения пропан-бутановой фракции.Сказанное выше целиком относится и к газоконденсатным месторождениям.Тот факт, что при проведении сепарации в оптимальных условиях нефти может быть получено на 3-5% больше, не всегда учитывается на промыслах.Выбор оптимальных условий сепарации определяется целью процесса: это или1) максимально возможный выход нефти из единицы объема смеси или2) максимальное содержание пропан-бутановых (С3-С4) фракций в газе сепарации.В первом случае газ используется как топливо. Во втором – газ идет на переработку и ее эффективность в значительной мере зависит от наличия пропан-бутановых компонентов в товарном газе промысла. Потери в весе товарной нефти в данном случае окупаются утилизацией пропан-бутановых фракций.В наших условиях целевым продуктом является нефть. Поэтому остановимся на вопросе определения оптимальных условий сепарации нефтегазовой смеси для первого случая.Оптимальные условия могут быть определены как аналитически, так и экспериментально.Причем, если при разработке нефтегазовых залежей добывается смесь нефти и газа, то выбор оптимальных параметров сепарации экспериментальным путем в настоящее время невозможен.Итак, рассмотрим аналитический способ определения оптимальных давлений и числа ступеней сепарации нефти. Этот способ основан на решении уравнений фазового равновесия.1. Учитывая мольный состав пластовой нефти и газа, а также количество свободного газа, поступающего вместе с пластовой нефтью из скважины, определяется молекулярный состав смеси, который является исходным для дальнейших расчетов.2. Давление для первой ступени сепарации следует выбирать исходя из молекулярного состава исходной смеси, вне зависимости от давления на устье скважины.Любая нефть, имеющая давление насыщения выше 60 кГ/см2 (6 МПа), при сепарации выделяет газ, плотность которого уменьшается по мере падения давления сепарации до границы раздела действия законов обратного и прямого испарения.Давление насыщения – максимальное давление, при котором в процессе изотермического расширения нефти или пластовой воды начинается выделение сорбированного ими газа. Давление насыщения равно сумме парциальных давлений сорбированных газовых компонентов, и зависит от Т, состава и свойств сорбента и не может быть больше пластового давления. Нефти и пластовые воды с давлением насыщения, равным пластовому, называются насыщенными).В области прямого испарения по мере снижения давления плотность газа растет.3. По результатам последовательного расчета составов газа и нефти при разных давлениях сепарации определяется плотность газа и строится график зависимости плотности газа от давления сепарации (рис. 23).Кривая на графике имеет четко выраженный минимум при некотором давлении. При этом давлении газ имеет минимальную плотность, следовательно, максимальное количество головных фракций остается в нефти.Это давление и принимается за оптимальное для I ступени сепарации.Оптимальное давление для второй ступени выбирается по максимальному значению суммарного газового фактора и максимальному увеличению выхода нефти.Количество нефти, недополученное за счет проведения сепарации не при оптимальных условиях, следует считать скрытыми потерями. Они могут быть больше потерь, вызываемых негерметичностью систем сбора. Основные усилия на промыслах направлены на борьбу с последними, видимыми потерями.На практике не всегда учитывается тот факт, что выбор оптимальных условий сепарации, как и создание герметичных систем сбора, является эффективным средством увеличения добычи нефти. 

www.svoruem.com

Давление - сепарация - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Давление - сепарация

Cтраница 1

Давление сепарации определяется давлением магистрального трубопровода и в пределах обычно используемых давлений ( 5 - 7 5 МПа) мало влияет на степень извлечения компонентов С5 и выше. Более важен свободный перепад давления, позволяющий достигать низких температур сепарации.  [1]

Давление сепарации определяется давлением магистрального трубопровода и в пределах обычно используемых давлений ( 5 - 7 5 МПа) мало влияет на степень извлечения компонентов Cs высшие.  [3]

Давление сепарации определяется природой сэпарируемого газа. Что же касается температура сепарации, то снижение ее ограничено небольшим по величине дроссель-эффектом. Применение же посторонних источников холода крайне не экономично.  [5]

Давление сепарации, при котором обеспечивается максимальное количество жидкости в сепараторе, называется оптимальным давлением сепарации нефти.  [7]

Давление сепарации нефти должно выбираться, исходя из максимального сокращения потерь углеводородного сырья и более полной утилизации нефтяного газа при минимальных затратах.  [8]

Если давление сепарации значительно ниже предполагаемого давления схождения исходной системы ( ниже 0 4 - 0 5 / х), задаются одним давлением схождения, которое может быть рапно давлению перехода этой системы в однофазное состояние. На второй ступени сепарации давление схождения берется равным давлению в предыдущей ступени Е: ЛИ несколько выше его.  [9]

Поддерживая давления сепарации на первой ступени 1 0 МПа и более, можно значительно повысить количество углеводородов, перекачиваемых с потоком нефти.  [10]

Значение давления сепарации для исследованных ДНС и СУН изменяется в пределах 0 01 - 0 5 МПа. При этом возможно снижение характеристик насоса под действием выделившегося свободного газа. Поэтому на ДНС НГДУ Аксаков-нефть и Краснохолмнефть были исследованы характеристики пяти установок с насосами ЦНС 180 - 425, эксплуатируемых при давлении сепарации на входе. Установлено, что насосы не испытывают вредного влияния свободного газа, который мог бы выделиться в результате снижения давления на входе в насос, равного ДЛкррд.  [11]

При давлении сепарации 4 9 МПа и температуре - 5 С в 1 м3 сырого конденсата растворено 80 м3 газа, а на 1 т стабильного конденсата приходится 144 м3 газа дегазации.  [13]

При давлении сепарации 5 0 МПа и температуре - 7 С выход насыщенного конденсата равен 380 см3 / м3, стабильного - 270 см3 / м3, Из 1 м3 насыщенного конденсата выделяется 60 м3 газа дегазации, что в пересчете на 1 т стабильного конденсата равно 134 м3 газа.  [14]

Верхний предел давления сепарации, при котором приведенные формулы действительны, не установлен. Однако в условиях проведенных исследований они действительны и находятся в пределах давлений сепарации газа, получивших преимущественное распространение на нефтяных промыслах.  [15]

Страницы:      1    2    3    4    5

www.ngpedia.ru

Давление - первая ступень - сепарация

Давление - первая ступень - сепарация

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]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru