Большая Энциклопедия Нефти и Газа. Компрессорные станции нефть


Оборудование компрессорной станции газопровода — Добыча нефти и газа

На газопроводах в качестве энергопривода КС используются газотурбинные установки, электродвигатели и газомотокомпрессоры — комбинированный агрегат, в котором привод поршневого компрессора осуществляется от коленчатого вала двигателя внутреннего сгорания.

Вид привода компрессорных станций и ее мощность в основном определяются пропускной способностью газопровода. Для станций подземного хранения газа, где требуются большие степени сжатия и малые расходы, используются газомотокомпрессоры, а также газотурбинные агрегаты типа "Солар" и ГПА-Ц-6,3, которые могут обеспечивать заданные степени сжатия. Для газопроводов с большой пропускной способностью наиболее эффективное применение находят центробежные нагнетатели с приводом от газотурбинных установок или электродвигателей.  

Режим работы современного газопровода, несмотря на наличие станций подземного хранения газа, являющихся накопителями природного газа, характеризуется неравномерностью подачи газа в течение года. В зимнее время газопроводы работают в режиме максимального обеспечения транспорта газа. В случае увеличения расходов пополнение системы обеспечивается за счет отбора газа из подземного хранилища. В летнее время, когда потребление газа снижается, загрузка газопроводов обеспечивается за счет закачки газа на станцию подземного хранения газа.  

Оборудование и обвязка компрессорных станций приспособлены к переменному режиму работы газопровода. Количество газа, перекачиваемого через КС, можно регулировать включением и отключением числа работающих газоперекачивающих агрегатов (ГПА), изменением частоты вращения силовой турбины у ГПА с газотурбинным приводом и т.п. Однако во всех случаях стремятся к тому, чтобы необходимое количество газа перекачать меньшим числом агрегатов, что приводит естественно к меньшему расходу топливного газа на нужды перекачки и, как следствие, к увеличению подачи товарного газа по газопроводу.  

Регулирование пропускной способности газопровода отключением работы отдельных КС при расчетной производительности газопровода обычно не практикуется из-за перерасхода энергозатрат на компремирование газа при такой схеме работы. И только в тех случаях, когда подача газа по газопроводу заметно снижается сравнительно с плановой (летом), отдельные КС могут быть временно остановлены.

Переменный режим работы компрессорной станции приводит к снижению загрузки газоперекачивающих агрегатов и, как следствие, к перерасходу топливного газа из-за отклонения от оптимального КПД ГПА.

Обычно максимум подачи газа приходится на декабрь-январь, а минимум — на летние месяцы года.  

Расчеты показывают, что для прокачки  = 90 млн.нм/сутки, на участке трубопровода 1400 мм,  = 100 км необходимо затратить мощность = 50МВт. При увеличении производительности на 30 % от проектной, мощность необходимо увеличивать в два с лишним раза при сохранении конечного давления.

С ростом пропускной способности газопроводов за счет увеличения диаметра трубы и рабочего давления растет температура газа, протекающего по трубопроводу. Для повышения эффективности работы газопровода и прежде всего для снижения мощности на транспортировку газа необходимо на выходе каждой КС устанавливать аппараты воздушного охлаждения газа. Снижение температуры необходимо еще и для сохранения изоляции трубы.  

Важным фактором по снижению энергозатрат на транспорт газа является своевременная и эффективная очистка внутренней полости трубопровода от разного вида загрязнений. Внутреннее состояние трубопровода довольно сильно влияет на изменение энергетических затрат, связанных с преодолением сил гидравлического сопротивления во внутренней полости трубопровода. Создание высокоэффективных очистных устройств с большим моторесурсом позволяет стабильно поддерживать производительность газопровода на проектном уровне, снижать энергозатраты на транспорт газа примерно на 10-15%.

Для уменьшения затрат мощности КС на перекачку газа, увеличения пропускной способности газопровода и экономии энергоресурсов на перекачку газа всегда выгодно поддерживать максимальное давление газа в трубопроводе, снижать температуру перекачиваемого газа за счет его охлаждения на станциях, использовать газопроводы большего диаметра, периодически осуществлять очистку внутренней полости трубопровода.2. Назначение и описание компрессорной станции

При движении газа по трубопроводу происходит потеря давления из-за разного гидравлического сопротивления по длине газопровода. Падение давления вызывает снижение пропускной способности газопровода. Одновременно понижается температура транспортируемого газа, главным образом, из-за передачи теплоты от газа через стенку трубопровода в почву и атмосферу.

Для поддержания заданного расхода транспортируемого газа путем повышения давления через определенные расстояния вдоль трассы газопровода, как отмечалось выше, устанавливаются компрессорные станции.  

Схема газопровода и изменения давления и температуры газа вдоль трассы

Принципиальная схема компоновки основного оборудования компрессорной станции, состоящей из 3 ГПА.

Принципиальная схема компоновки основного оборудования турбо компрессорной станции.

1 — узел подключения КС к магистральному газопроводу; 2 — камеры запуска и приема очистного устройства магистрального газопровода; 3 — установка очистки технологического газа, состоящая из пылеуловителей и фильтр-сепараторов; 4 — установка охлаждения технологического газа; 5 — газоперекачивающие агрегаты; 6 — технологические трубопроводы обвязки компрессорной станции; 7 — запорная арматура технологических трубопроводов обвязки агрегатов; 8 — установка подготовки пускового и топливного газа; 9 — установка подготовки импульсного газа; 10 — различное вспомогательное оборудование; 11 — энергетическое оборудование; 12 — главный щит управления и система телемеханики; 13 — оборудование электрохимической защиты трубопроводов обвязки КС.  

Перепад давления на участке между КС определяет степень повышения давления в газоперекачивающих агрегатах. Давление газа в газопроводе в конце участка равно давлению на входе в газоперекачивающий агрегат, а давление в начале участка равно давлению на выходе из АВО газа.

Современная компрессорная станция (КС) — это сложное инженерное сооружение, обеспечивающее основные технологические процессы по подготовке и транспорту природного газа.  

Компрессорная станция — неотъемлемая и составная часть магистрального газопровода, обеспечивающая транспорт газа с помощью энергетического оборудования, установленного на КС. Она служит управляющим элементом в комплексе сооружений, входящих в магистральный газопровод. Именно параметрами работы КС определяется режим работы газопровода. Наличие КС позволяет регулировать режим работы газопровода при колебаниях потребления газа, максимально используя при этом аккумулирующую способность газопровода.

На магистральных газопроводах различают три основных типа КС: головные компрессорные станции, линейные компрессорные станции и дожимные компрессорные станции.

Головные компрессорные станции (ГКС) устанавливаются непосредственно по ходу газа после газового месторождения. По мере добычи газа происходит падение давления в месторождении до уровня, когда транспортировать его в необходимом количестве без компремирования уже нельзя. Поэтому для поддержания необходимого давления и расхода строятся головные компрессорные станции. Назначением ГКС является создание необходимого давления технологического газа для его дальнейшего транспорта по магистральным газопроводам. Принципиальным отличием ГКС от линейных станций является высокая степень сжатия на станции, обеспечиваемая последовательной работой нескольких ГПА с центробежными нагнетателями или поршневыми газомото-компрессорами. На ГКС предъявляются повышенные требования к качеству подготовки технологического газа.

Линейные компрессорные станции устанавливаются на магистральных газопроводах, как правило, через 100-150 км. Назначением КС является компремирование поступающего на станцию природного газа, с давления входа до давления выхода, обусловленных проектными данными. Тем самым обеспечивается постоянный заданный расход газа по магистральному газопроводу. В России строятся линейные газопроводы в основном на давление = 5,5 МПа и = 7,5 МПа.

Дожимные компрессорные станции (ДКС) устанавливаются на подземных хранилищах газа (ПХГ). Назначением ДКС является подача газа в подземное хранилище газа от магистрального газопровода и отбор природного газа из подземного хранилища (как правило, в зимний период времени) для последующей подачи его в магистральный газопровод или непосредственно потребителям газа. ДКС строятся также на газовом месторождении при падении пластового давления ниже давления в магистральном трубопроводе. Отличительной особенностью ДКС от линейных КС является высокая степень сжатия 2-4, улучшенная подготовка технологического газа (осушители, сепараторы, пылеуловители), поступающего из подземного хранилища с целью его очистки от механических примесей и влаги, выносимой с газом.

Около потребителей газа строятся также газораспределительные станции (ГРС), где газ редуцируется до необходимого давления (= 1,2; 0,6; 0,3 МПа) перед подачей его в сети газового хозяйства.

Похожие статьи:

РЭНГМ → Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. Муравьев В.М.

РЭНГМ → Нефтепромысловые машины и механизмы. Л.Г.Чичеров.

РЭНГМ → Подготовка и переработка углеводородных газов и конденсата. Технологии и оборудование. Справочник.

РЭНГМ → Справочник мастера по добыче нефти. Бояров А.И.

РЭНГМ → Добыча нефти-книга Ф. Грей

rengm.ru

Компрессорная станция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Компрессорная станция

Cтраница 1

Компрессорные станции монтируются па открытых площадках, окруженных щитами, нижняя часть которых для улучшения условий работы в летний период удаляется. Тепло компрессорных станций при необходимости утилизируется с помощью воздушных калориферных устройств. Для обогрева вспомогательных помещений используется тепло гликолевых установок, применяемых для осушки газа.  [1]

Компрессорные станции предназначены для компримирования газа, транспортируемого от месторождений или подземных хранилищ до потребителей.  [3]

Компрессорная станция Помарская была построена со значительным опережением нормативных сроков.  [4]

Компрессорные станции могут быть многоцеховыми со сравнительно сложной обвязкой и иметь более десятка газоперекачивающих агрегатов.  [5]

Компрессорная станция ( КС) газопровода служит для перекачки газа под определенным давлением.  [6]

Компрессорные станции на подземных хранилищах газа обеспечиваются энергией по II категории, однако в период максимальной закачки газа в хранилища эти КС требуют надежного, бесперебойного электроснабжения.  [7]

Компрессорные станции ( КС) газопроводов оснащаются газоперекачивающими агрегатами ( ГПА) с газотурбинным или электрическим приводом. И те, и другие являются потребителями электроэнергии. На КС с газотурбинными ГПА электроэнергия служит для привода вспомогательных механизмов газовой турбины, установок по охлаждению газа и обеспечения функционирования других систем, работа которых непосредственно отражается на технологическом процессе.  [8]

Компрессорные станции по данным записей журналов эксплуатации и документов, составленных при предыдущих ремонтах, до 1 сентября текущего года составляют график ППР на следующий год с учетом необходимых запасных частей, оборудования и материалов в соответствии с Табелем обязательного наличия материалов и запчастей, а также с учетом обеспечения выполнения плана транспорта газа КС. График ППР направляется не позднее 15 сентября в ПО на утверждение.  [9]

Компрессорные станции, расположенные в непосредственной близости от месторождения, называются головными ( ГКС), а КС, расположенные на трассе газопровода, - линейными или промежуточными. На ГКС осуществляют сепарацию, осушку, очистку, охлаждение, одоризацию газа и замер его количества. В состав линейных или промежуточных КС входят: один или несколько компрессорных цехов; приемные и нагнетательные коллекторы с отключающей арматурой; пылеуловители для очистки газа от механических примесей; трансформаторная подстанция или электростанция собственных нужд; системы водоснабжения с насосами; системы вентиляции и маслоснабжения с установками по регенерации масла; котельная для теплоснабжения и другие цехи и службы вспомогательного назначения; контрольно-распределительный пункт редуцирования газа, взятого из магистрального газопровода для использования его в качестве топлива газовыми турбинами и котельными установками.  [10]

Компрессорная станция 1 - й ступени 3 предназначена для перекачки сырьевого ( сырого) газа.  [11]

Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кроме того на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.  [12]

Компрессорные станции оборудуются аварийным освещением, которое автоматически включается при выключении основного освещения из-за прекращения подачи электроэнергии. Аварийное освещение должно позволять контролировать показания приборов, состояние оборудования и коммуникаций и обеспечивать возможность правильного и безопасного обслуживания агрегатов.  [13]

Компрессорные станции для сбора газа на нефтяных промыслах восточных районов тоже в большинстве случаев были оборудованы асинхронными электродвигателями серии ДАМСО с соединением вала двигателя с валом ротационного компрессора через редуктор. Но в последние годы асинхронные двигатели были заменены здесь синхронными. Новые станции оборудуются синхронным электроприводом.  [14]

Компрессорные станции, на которых повышают давление воздуха, относятся к невзрывоопасным установкам и здесь устанавливают электродвигатели и прочее электрооборудование нормального ( не взрывозащищенного) исполнения.  [15]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru

Газлифтная компрессорная станция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 1

Газлифтная компрессорная станция

Cтраница 1

Газлифтная компрессорная станция ( Т / СС) обеспечивает газлифтный способ добычи нефти и состоит из пяти крупнообъемных блоков. В состав ГКС входят: три компрессорные установки; система продувки, подпора и охлаждения электродвигателей компрессоров, система обеспечения маслом; входной се-паратор-каплеуловитель, узел замера газа, система осушки газа, система регенерации гликоля, система сбора и закачки конденсата, система закачки ингибитора и метанола, система грузоподъемного оборудования и средств малой механизации; системы электропневмокоммуникаций и внутренней связи, технологические трубопроводы и межблочные коммуникации, факельная система.  [1]

На газлифтной компрессорной станции давление на выходе измеряется датчиком давления 12 ( рис. 6) и сигнал с него подается на регулятор 16, имеющий определенную уставку. Селектор 3 выберет из этих трех сигналов тот, который требует меньшего открытия дроссельной заслонки 2, и направит управляющий сигнал на привод этой заслонки. Привод откроет заслонку настолько, насколько потребовал выбранный селектором сигнал.  [2]

При строительстве газлифтной компрессорной станции было организовано соревнование по принципу Рабочей эстафеты, в котором наряду с бригадой-потоком приняли участие субподрядные бригады ( в том числе других министерств), проектный институт, восемь заводов, поставщиков оборудования, службы заказчика, другие специализированные и обслуживающие подразделения. Между участниками соревнования была внедрена система целевых заданий, выдаваемых генподрядной бригадой-потоком всем участникам.  [3]

Для закачки газа в скважину сооружают специальные газлифтные компрессорные станции.  [4]

На нефтегазовых промыслах компрессорные станции имеют различное назначение: газлифтные компрессорные станции ( КС) для подачи сжатого газа к скважинам, эксплуатирующимся компрессорным способом: КС промысловых газобензиновых заводов; КС высокого давления для нагнетания газа в пласт, чтобы поддержать пластовое давление; КС для транспорта газа.  [5]

На ряде промыслов, где применяется компрессорная эксплуатация скважин, имеются газлифтные компрессорные станции для подачи газа в скважины в качестве рабочего агента.  [6]

После была поездка на Самотлорское месторождение нефти, где он посетил газлифтные компрессорные станции, построенные нашими организациями, а также один из промыслов и буровую бригаду. Михаил Сергеевич трижды выходил из машины и беседовал с жителями.  [7]

С 1982 г. бригада, возглавляемая Н. П. Неждановым, работает на строительстве опытно-промышленной газлифтной компрессорной станции ( КС-3) на Самотлорском месторождении, впервые сооружаемой на комплектном отечественном оборудовании.  [8]

При компрессорной газлифтной эксплуатации рабочий агент - ком-примированный и осушенный газ для осуществления процесса подъема нефти из скважины - подготавливают на газлифтной компрессорной станции ( ГКС), затем по газопроводу доставляют до ГРБ, а в ГРБ распределяют по скважинам.  [9]

Выделяющийся в отстойниках, сборниках и резервуарах газ отсасывается вакуумными компрессорами и подается для использования на промысловые нужды или непосредственно на газлифтную компрессорную станцию.  [10]

ГСП; 5 - - газлифтная скважина; 6 - сепаратор дли приема фонтанно-газлифтной и глубиннонасогной добычи; 7 -осушительный сепаратор; S - газлифтная компрессорная станция; У - глубпшюпаЫсная скважина; 10 - подвесной номнрессор для отсоса газа и; аатрубиого пространства; 11 - вакуум-компрессор для отсоса газа из 1 мкостей; IS - групповая установка для фонтанно-компрессорны: х скважин; 13 - групповая установка для глубишюнасосиых сшкпкиЦ; И - отстойники нефти; IS - сборники; 16 - насосы; П - яисколовка; is - гидроэлеватор; is - нефтеловушка; а, б - газопроводы высокого давленип; в - вакуумные газопроводы; л - напоргадй газопровод от вакуумной станции; в, г, ж, з - газопефтяные трубопроводы; д, и - водонефтяные трубопроводы; е - нефтяные линии.  [11]

Активный участник важнейших строек нефтяной промышленности, в числе которых - нефтепроводы Ухта - Ярославль, Нижневартовск - Курган - Куйбышев, Сургут - Полоцк, Холмо-горы - Клин, нефтеперекачивающие станции и резервуарные емкости; внес значительный вклад в обустройство большого числа нефтяных месторождений в Среднем Приобье, сооружение дожим-ных, кустовых и газлифтных компрессорных станций, нефтесбор-ных сетей и газоперерабатывающих з-дов в Западной Сибири; принимает активное участие в газификации регионов России.  [12]

Машины для сооружения объекта ( объектного потока) входят в комплекты специализированных потоков и, по сути, являются сводной номенклатурой машин, необходимых для монтажных работ. Нормы разработаны для сооружения основных типов компрессорных и нефтеперекачивающих станций, установок комплексной подготовки газа, газлифтных компрессорных станций и других объектов в комплектно-блочном исполнении.  [13]

Когда уровень пластового давления оказывается недостаточным для подъема нефти на поверхность, переходят к механизированным способам эксплуатации нефтяных скважин - газлифтному и насосному. Газлифтную эксплуатацию нефтяных скважин осуществляют путем закачки в скважину газа или воздуха. В первом случае метод эксплуатации носит название газлифтной, а во втором, при закачке воздуха - эрлифтный. Название этих методов эксплуатации происходит от газ и лифт ( подъемник) или эйр - воздух и лифт. Газ с поверхности в скважину подают под давлением путем его сжатия специальными газлифтными компрессорными станциями. Такой способ называют компрессорным.  [14]

Страницы:      1

www.ngpedia.ru

Промысловая компрессорная станция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Промысловая компрессорная станция

Cтраница 2

В ряде случаев газ низкого давления направляется на эжекцион ную установку или на промысловую компрессорную станцию и затем подается в сеть высокого давления. Это обычно производится тогда, когда газа высокого давления недостаточно, а газ низкого давления не может быть полностью использован на местные нужды вследствие отсутствия достаточного числа потребителей.  [16]

РГМ-1000, которая откачивает излишки газа из системы в газосборную сеть или непосредственно на газосборную промысловую компрессорную станцию.  [17]

Для сбора и нагнетания попутного нефтяного газа, а также для подачи в скважины сжатого воздуха или газа применяются промысловые компрессорные станции. Шум в компрессорных, как и в насосных, зависит от типа компрессоров и их числа.  [18]

В данной задаче техническое обследование ГГПА газопроводов проводится методом определения технического состояния, основанного на обработке данных режимов работы, полученных в условиях эксплуатации за определенный отчетный период и предлагается для внедрения на ряду с существующими методами в практике работы газотранспортных предприятий и промысловых компрессорных станций.  [19]

Технология УЛФ предусматривала отбор газа, выделяющегося в паровом объеме резервуара, перераспределение его между резервуарами по газопроводам газоуравнительной системы, подачу избытка газа на прием газодувок ( компрессоров), его компримирова-ние, поступление на установку промысловой подготовки газов, обогащенных тяжелыми углеводородами, и транспорт на прием промысловой компрессорной станции или непосредственно к потребителю.  [20]

Промысловые компрессорные станции для закачки газа или воздуха в пласт, где устанавливают до 16 компрессоров, являются весьма энергоемкими потребителями. Они относятся к I категории надежности электроснабжения. Это определяется тем, что даже при кратковременном прекращении их работы и вызванном этим снижении давления рабочего агента в линиях подачи его в скважины нарушается технологический режим работы скважин. Особенно тяжелые последствия имеет перерыв в подаче рабочего агента для скважин, где жидкость содержит значительное количество песка. Здесь для восстановления нормального режима извлечения жидкости на поверхность может потребоваться ремонт скважины и, следовательно, длительный перерыв в ее работе.  [21]

Существует несколько систем промыслового сбора газа на нефтяных и газовых промыслах, но все они укладываются в следующую схему. Промысловые компрессорные станции через газоотводящие линии ( шлейфы) собирают газ из отдельных скважин в общий сборный коллектор и повышают его давление до 6 - 8 бар. При каждой высокодебитной скважине и на промысловой газосборной станции газ сепарируется. Попутный газ освобождается главным образом от нефти, а природный - от влаги, конденсата. Кроме того, на газосборной компрессорной станции газ проходит более тщательную очистку и осушку и далее направляется в головную компрессорную станцию магистрального газопровода - конечный пункт местного транспорта газа. Головная компрессорная станция собирает газ из ряда сборных коллекторов и после еще более тщательной осушки п очистки его, особенно от серы, повышает его давление до 50 - 60 бар и нагнетает в магистральный газопровод.  [22]

Существует несколько систем промыслового сбора газа на нефтяных и газовых промыслах, но все они укладываются в следующую схему. Промысловые компрессорные станции через газоотводящие линии ( шлейфы) собирают газ из отдельных скважин в общий сборный коллектор и повышают его давление до 6 - 8 бар. При каждой высокодебитной скважине и на промысловой газосборной станции газ сепарируется. Попутный газ освобождается главным образом от нефти, а природный - от влаги, конденсата. Кроме того, на газосборной компрессорной станции газ проходит более тщательную очистку и осушку и далее направляется в головную компрессорную станцию магистрального газопровода - конечный пункт местного транспорта газа. Головная компрессорная станция собирает газ из ряда сборных коллекторов и после еще более тщательной осушки и очистки его, особенно от серы, повышает его давление до 50 - 60 бар и нагнетает в магистральный газопровод.  [23]

Газокомпрессорная станция - сооружение, оснащенное компрессорными агрегатами, предназначенными для повышения давления газа. Различают промысловые компрессорные станции ( для сбора попутных газов), компрессорные станции газоперерабатывающих заводов, магистральные ( головные и линейные) станции.  [24]

Кроме того в различных технологических процессах в нефтяной промышленности часто требуется подача больших количеств газа, создание высокого давления. Все это приводит к усложнению компрессорного хозяйства, строительству промысловых компрессорных станций.  [26]

Однако практика бурения скважин с применением аэрированной жидкости показывает, что подвод воздуха к буровой от промысловых компрессорных станций, одновременно обслуживающих эксплуатационные скважины, нарушает нормальный режим аэрации промывочной жидкости.  [27]

Отбор газа из трапов ( сепараторов) групповых или индивидуальных установок производится через газосборную сеть, оборудованную регуляторами давления типа до себя. Газ высокого и среднего давления подается под давлением сепарации потребителям или на газобензиновый завод, газ низкого давления - на промысловые компрессорные станции, которые, в свою очередь, подают его потребителям или на газобензиновый завод.  [28]

Ниже приведена краткая техническая характеристика газомоторного компрессора 8ГКЗ / 1 - 50, выпускаемого заводом Двигатель революции. Это небольшой компрессор с абсолютным давлением нагнетания 50 кГ / см2, мощностью 300 л. с. Он в основном применяется при сжатии газа на нефтяных промыслах, где устанавливаются промысловые компрессорные станции небольшой произво дительности, а также на нефтеперерабатывающих заводах.  [29]

С другой стороны, повсеместное внедрение на промыслах систем УЛФ нефти из резервуаров позволяет осуществить нетрадиционный подход к оценке возможностей сепарационного оборудования и резервуаров. Снижение добычи нефтяного газа на месторождениях отрасли и, в частности, в ОАО Татнефть с 3213 млн. м3 в 1980 г. до 1238 млн. м3 в 1990 г., т.е. на 62 %, а так же повсеместное уменьшение загруженности промысловых компрессорных станций, создают определенные предпосылки использования резервуаров в качестве концевых ступеней сепарации и позволяют на ряде объектов полностью исключить вторую ступень сепарации и компрессорные станции.  [30]

Страницы:      1    2    3

www.ngpedia.ru

Компрессорная добыча - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Компрессорная добыча - нефть

Cтраница 2

Компрессорные станции обычно строятся в местах больших скоплений природного и нефтяного газа и предназначаются или: для транспортирования осушенных и обезжиренных газов с месторождений по магистральным газопроводам дальним потребителям, или для подачи жирных газов на газоперерабатывающий завод, в частности на маслоабсорбционную установку. Кроме того, они строятся для подачи сжатого газа в период компрессорной добычи нефти, или в период компрессорной эксплуатации месторождений природного газа.  [16]

Отработка рецептуры и производство необходимых химикатов для бурения с продувкой забоя газом в условиях обводнения скважины, учитывая высокий уровень отечественной химической про - мышленности, не представят серьезных затруднений и могут быть-осуществлены в самый короткий срок. В этой работе следует использовать опыт бакинских нефтяников, которые для повышения эффективности компрессорной добычи нефти применяют остаточный продукт обработки нефтепродуктов серной кислотой-черный контакт НЧК, нейтрализованный аммиаком или мелом.  [17]

В книге описаны принципы работы и конструкции поршневых, центробежных и осевых компрессоров и вспомогательного оборудования компрессорных станций. Приведены схемы компрессорных установок, применяемых на нефтегазопромыслах для сбора и местного транспорта попутного газа, компрессорной добычи нефти, поддержания пластового давления, для нагнетания газа в подземные хранилища, для газоперекачивающих станций магистральных газопроводов, для нефтеперерабатывающих заводов.  [18]

В книге описаны принципы работы и конструкции поршневых, центробежных, осевых, ротационных и винтовых компрессоров и вспомогательного оборудования компрессорных станций нефтяной и газовой промышленности. Приведены схемы компрессорных установок, применяемых на нефтегазопро-мыслах для сбора и местного транспорта попутного газа, компрессорной добычи нефти, поддержания пластового давления, нагнетания газа в подземные хранилища, для газоперекачивающих станций магистральных газопроводов, нефтеперерабатывающих заводов.  [19]

Для прироста добычи нефти ( газа) за счет увеличения среднего дебита скважин необходимы дополнительные затраты только в части расходов, пропорциональных объему добычи. К ним относятся расходы на электроэнергию, энергию двигателей внутреннего сгорания при глубиннонасосной добыче, на сжатый воздух и газ при компрессорной добыче нефти, затраты на закачку воды, воздуха и газа в пласт, расходы по перекачке, хранению и деэмульсации нефти. Остальные затраты на добычу в абсолютной сумме не изменяются или почти не изменяются при увеличении ( уменьшении) среднего дебита.  [20]

Молодая Советская республика остро нуждалась в нефтяном топливе и нефтепродуктах. Возглавляя комиссию ЦК РКП по нефтяным вопросам, товарищ Сталин наметил конкретные задачи, стоящие перед нефтяной промышленностью, и указал пути для их осуществления: на смену тяжелому ручному труду, господствовавшему в дореволюционном хозяйстве России, должен был притти труд механизированный, взамен паровых машин - электромоторы, вместо ударного - вращательное бурение, взамен желонки - глубинный насос, компрессорная добыча нефти, наконец, вместо хищнической разработки недр - новая геологическая и научно-техническая служба, плановое хозяйство и социалистическая организация труда.  [21]

Проблема заключается в умении предсказывать изменение давления по длине вертикальной колонны при известных условиях потока. Решение этой проблемы для работающей нефтяной скважины позволит получить метод оценки взаимного влияния друг на друга размера насосно-компрессорных труб, дебита, забойного давления и множества других параметров. При компрессорной добыче нефти для расчета газлифтных установок особенно полезно иметь такую информацию, как оптимальная глубина подачи рабочего газа, давление, при котором необходимо нагнетать рабочий газ, расход рабочего газа, мощность, требуемая для подъема нефти на поверхность, а также влияние дебита и размера труб па эти показатели. Иными словами, желательно иметь средство систематического изучения взаимного влияния различных факторов друг на друга.  [22]

Особенно велики расходы сжатого воздуха в угольной и нефтяной промышленности, а также в машиностроении. Например, только по центральному району Донбасса на выработку сжатого воздуха расходуется больше 700 млн. кет ч электроэнергии в год. По объединению Азнефть на компрессорную добычу нефти расходуется 53 % электроэнергии общего расхода на производственные нужды. На машиностроительных заводах расход электроэнергии на производство сжатого воздуха составляет 10 - 30 % общего расхода энергии по предприятию. Потребление сжатого воздуха в машиностроении на отдельных предприятиях измеряется десятками тысяч кубических метров в час.  [23]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Компрессорная добыча - нефть - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 2

Компрессорная добыча - нефть

Cтраница 2

Компрессорные станции обычно строятся в местах больших скоплений природного и нефтяного газа и предназначаются или: для транспортирования осушенных и обезжиренных газов с месторождений по магистральным газопроводам дальним потребителям, или для подачи жирных газов на газоперерабатывающий завод, в частности на маслоабсорбционную установку. Кроме того, они строятся для подачи сжатого газа в период компрессорной добычи нефти, или в период компрессорной эксплуатации месторождений природного газа.  [16]

Отработка рецептуры и производство необходимых химикатов для бурения с продувкой забоя газом в условиях обводнения скважины, учитывая высокий уровень отечественной химической про - мышленности, не представят серьезных затруднений и могут быть-осуществлены в самый короткий срок. В этой работе следует использовать опыт бакинских нефтяников, которые для повышения эффективности компрессорной добычи нефти применяют остаточный продукт обработки нефтепродуктов серной кислотой-черный контакт НЧК, нейтрализованный аммиаком или мелом.  [17]

В книге описаны принципы работы и конструкции поршневых, центробежных и осевых компрессоров и вспомогательного оборудования компрессорных станций. Приведены схемы компрессорных установок, применяемых на нефтегазопромыслах для сбора и местного транспорта попутного газа, компрессорной добычи нефти, поддержания пластового давления, для нагнетания газа в подземные хранилища, для газоперекачивающих станций магистральных газопроводов, для нефтеперерабатывающих заводов.  [18]

В книге описаны принципы работы и конструкции поршневых, центробежных, осевых, ротационных и винтовых компрессоров и вспомогательного оборудования компрессорных станций нефтяной и газовой промышленности. Приведены схемы компрессорных установок, применяемых на нефтегазопро-мыслах для сбора и местного транспорта попутного газа, компрессорной добычи нефти, поддержания пластового давления, нагнетания газа в подземные хранилища, для газоперекачивающих станций магистральных газопроводов, нефтеперерабатывающих заводов.  [19]

Для прироста добычи нефти ( газа) за счет увеличения среднего дебита скважин необходимы дополнительные затраты только в части расходов, пропорциональных объему добычи. К ним относятся расходы на электроэнергию, энергию двигателей внутреннего сгорания при глубиннонасосной добыче, на сжатый воздух и газ при компрессорной добыче нефти, затраты на закачку воды, воздуха и газа в пласт, расходы по перекачке, хранению и деэмульсации нефти. Остальные затраты на добычу в абсолютной сумме не изменяются или почти не изменяются при увеличении ( уменьшении) среднего дебита.  [20]

Молодая Советская республика остро нуждалась в нефтяном топливе и нефтепродуктах. Возглавляя комиссию ЦК РКП по нефтяным вопросам, товарищ Сталин наметил конкретные задачи, стоящие перед нефтяной промышленностью, и указал пути для их осуществления: на смену тяжелому ручному труду, господствовавшему в дореволюционном хозяйстве России, должен был притти труд механизированный, взамен паровых машин - электромоторы, вместо ударного - вращательное бурение, взамен желонки - глубинный насос, компрессорная добыча нефти, наконец, вместо хищнической разработки недр - новая геологическая и научно-техническая служба, плановое хозяйство и социалистическая организация труда.  [21]

Проблема заключается в умении предсказывать изменение давления по длине вертикальной колонны при известных условиях потока. Решение этой проблемы для работающей нефтяной скважины позволит получить метод оценки взаимного влияния друг на друга размера насосно-компрессорных труб, дебита, забойного давления и множества других параметров. При компрессорной добыче нефти для расчета газлифтных установок особенно полезно иметь такую информацию, как оптимальная глубина подачи рабочего газа, давление, при котором необходимо нагнетать рабочий газ, расход рабочего газа, мощность, требуемая для подъема нефти на поверхность, а также влияние дебита и размера труб па эти показатели. Иными словами, желательно иметь средство систематического изучения взаимного влияния различных факторов друг на друга.  [22]

Особенно велики расходы сжатого воздуха в угольной и нефтяной промышленности, а также в машиностроении. Например, только по центральному району Донбасса на выработку сжатого воздуха расходуется больше 700 млн. кет ч электроэнергии в год. По объединению Азнефть на компрессорную добычу нефти расходуется 53 % электроэнергии общего расхода на производственные нужды. На машиностроительных заводах расход электроэнергии на производство сжатого воздуха составляет 10 - 30 % общего расхода энергии по предприятию. Потребление сжатого воздуха в машиностроении на отдельных предприятиях измеряется десятками тысяч кубических метров в час.  [23]

Страницы:      1    2

www.ngpedia.ru

Компрессорная станция - Большая Энциклопедия Нефти и Газа, статья, страница 4

Компрессорная станция

Cтраница 4

Компрессорные станции ( КС) газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или по три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу. Подача одного агрегата может достигать 50 млн. м3 / еутки, а давление на выходе станции - 10 МПа. При высоком пластовом давлении газа в первый период эксплуатации месторождения газопровод может работать без головной КС. На всех КС газ очищается в пылеуловителях от механических примесей. Кроме того, на головной станции возможны осушка газа, очистка от сероводорода и углекислого газа и одоризация природного газа.  [46]

Компрессорные станции с центробежными нагнетателями достаточно разнообразны по своим технологическим схемам. Объясняется это, главным образом, широким перечнем типоразмеров ГПА, используемых на подобных станциях - здесь могут быть агрегаты с полнонапорными или неполно-напорными нагнетателями, с электродвигателями либо с газотурбинными установками различного исполнения.  [47]

Компрессорные станции с подобными помещениями для ГПА называются станциями в традиционном исполнении.  [48]

Компрессорные станции на магистральных газопроводах, разбивая систему на отдельные участки, уменьшают взаимосвязь между параметрами последних. Известно, что возможные колебания давления на выходах компрессорных станций мало влияют на производительность нагнетателей при стабилизированном числе оборотов. Здесь наблюдаются режимы, в некотором смысле аналогичные процессам на регулирующих клапанах ГРС при критических перепадах давления, если рассматривать распространение возмущения в направлении, противоположном движению газа. Следовательно, устойчивость работы отдельных компрессорных станций и прилегающих к ним участков ( отводящих газ) магистральных газопроводов может быть в первом приближении рассмотрена изолированно по контурам ПКС - участок газопровода. В таком аспекте этот анализ и проведен в § IV. Переходные же процессы, как будет показано ниже, должны быть рассмотрены в совокупности со всеми элементами системы.  [50]

Компрессорные станции ( КС) магистральных газопроводов предназначены для компримирования транспортируемого таза до давления, обеспечивающего его подачу от источников газа до газораспределительных станций ( ГРС) потребителей. Основными параметрами КС являются количество транспортируемого газа, давление и температура газа на входе и выходе станции.  [51]

Компрессорные станции производительностью более 8 млрд. м3 / год обычно оборудуют центробежными нагнетателями с приводом от газотурбинных установок ( ГТУ) или электродвигателей большой мощности.  [53]

Компрессорные станции ( КС) газопроводов оборудуют поршневыми или центробежными компрессорами с приводом от поршневых двигателей внутреннего сгорания, газовых турбин и электродвигателей. Мощность одного агрегата в настоящее время достигает 25 МВт. Обычно центробежные нагнетатели работают группами по два или три последовательно, и несколько групп могут быть включены на параллельную работу.  [54]

Компрессорные станции на трассе газопровода размещают с учетом как чисто технологических, так и экономических соображений. В частности, необходимо стремиться к тому, чтобы размещение КС отвечало требованиям удобства их строительства и эксплуатации. Кроме того, следует помнить, что расположение КС по трассе существенно влияет на пропускную способность отдельных участков и газопровода в целом, а также на суммарную мощность КС. Как было показано ранее ( см. уравнение (5.65)), при прочих равных условиях пропускная способность газопровода тем больше, чем ближе к его началу расположены КС. Физически увеличение пропускной способности газопровода при смещении КС к началу газопровода объясняется двумя причинами. Во-первых, при приближении КС к началу газопровода ( рис. 5.16, а) увеличиваются давления на входе станций, а следовательно, уменьшается подача КС, отнесенная к условиям всасывания. Это, в свою очередь, приводит к увеличению степени сжатия КС, а значит, и пропускной способности газопровода. Во-вторых, при смещении КС к началу газопровода повышается среднее давление на участках между станциями, что приводит к уменьшению затрат энергии ( при прочих равных условиях) на преодоление сил трения при движении газа по трубопроводу, так как снижается скорость движения газа.  [55]

Компрессорные станции на нефтепромыслах Западной Сибири применяют для транспортирования нефтяного газа на ГПЗ и на Сургутскую ГРЭС. Компрессоры обычно имеют газомоторный привод.  [57]

Страницы:      1    2    3    4

www.ngpedia.ru