КОМПРЕССОРЫ ДЛЯ НЕФТЯНОГО ГАЗА

На один компрессор нефтяных газов...... 3000 [c.162]

Опыт первых лет работы Нижневартовского ГПЗ был проанализирован работниками института ВНИПИгазпереработка [35]. Согласно проектным данным, переработка газа по схеме НТА (рис. 10) заключается в следующем. От компрессоров нефтяной газ, сжатый до 3,87 МПа, поступает в сепаратор 1, где отделяется от конденсата. Затем газ охлаждается до минус 23°С (отходящими холодными технологическими потоками и в пропановом холодильнике 2). Для предупреждения гидратообразования и для сушки газа перед каждым холодильником инжектируется 70-процентный водный раствор этиленгликоля (ЭГ). Из холодильника 2 смесь газа, сконденсировавшихся углеводородов и этиленгликоля поступает в трехфазный разделитель 3. Откуда насыщенный раствор ЭГ подается на регенерацию по линии V, частично отбензиненный газ поступает в абсорбционную колонку 4. Углеводородный конденсат подвергают деэтанизации в абсорбционно-отпарной колонне [c.28]

Широкому промышленному применению мембранного способа оч истки природного и нефтяного газов способствуют несколько причин. Во-первых, исходный газ находится, как правило, под повышенным давлением, поэтому отпадает необходимость в установке компрессоров. Во-вторых, пермеат, обогащенный извлекаемыми кислыми компонентами, может быть утилизирован непосредственно на месторождении (как правило, залежи нефти и газа соседствуют друг с другом), например для увеличения нефтеотдачи пластов и отработанных скважин. В-третьих, применение мембранной технологии позволяет получать очищенный и осушенный до необходимых стандартов газ без дополнительной обработки его другими (традиционными) методами. [c.285]

Нефтяной газ давлением 0,14 МПа сжимают компрессором до 2,1— 6,9 МПа (в зависимости от давления природного газа), после чего смесь газов направляют на стадию предварительной обработки (осушка, отделение брызг, тумана, твердых частиц, ири необходимости нагрев). Смешанный поток поступает на мембранную часть установки, работающую при давлении 2,1—6,9 МПа в напорном канале и 0,34—0,96 МПа —в дренажном. Ретант (10—30%-й) после доочистки абсорбционным методом до концентрации СО2 2—3% (об.) направляют потребителю. Пермеат, содержащий более 95% (об.) диоксида углерода, смешивают с выделившимся после регенерации абсорбента газовым потоком и после компримирования вводят в скважину. От 80 до 93% всей [c.299]

Высокое содержание углекислого газа в нефтяном газе (98 %) позволяет осуществлять его отбор на первой ступени сепарации при давлении 0,6—0,7 МПа. После сепарации СО2 осушают и направляют на прием компрессоров, где проходит три ступени сжатия. После каждой ступени сжатия углекислый газ охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения. Сжатый и охлажденный реагент направляют на распределительные пункты и далее — в нагнетательные скважины. [c.168]

Например, компрессор К-380-101-1 с объемным расходом газа на входе 500 м Умин, предназначенный для сжатия нефтяного газа от 0,15 до 4,2 МПа (е = 28), выполнен с двумя корпусами. В каждом корпусе расположено по пять рабочих колес. Частота вращения ротора в первом корпусе составляет 7 350 об/мин, во втором — 17 тыс. об/мин. Компрессор имеет только один охладитель между корпусами, что объясняется низким значением показателя адиабаты сжимаемого газа, а также возможностью выпадения жидкой фазы при его охлаждении. [c.188]

Некоторые виды роторных компрессоров могут подавать чистый газ без примесей масла, другие — газожидкостную смесь они могут быть выполнены в виде вакуумных насосов, а также детандеров (расширителей) для систем подготовки нефтяного газа на промыслах. [c.250]

Компрессор ВК-4/5-13 предназначен для дожатия нефтяного газа первой ступени сепарации и подачи его в камеру сгорания двигателя, используемого для привода генератора переменного тока в передвижной электростанции. В транспортабельной установке агрегаты смонтированы на раме-салазках и закрыты кожухом. Частота вращения вала компрессора 15 тыс. об. мин, привод от электродвигателя через мультипликатор. Для охлаждения масла и газа установлены аппараты воздушного охлаждения. Система автоматически обеспечивает контроль параметров и защиту от аварийных режимов работы. [c.266]

Компрессор ВКГ-20/5 используется для сжатия нефтяного газа второй ступени сепарации. Этот компрессор интересен тем, что в нем применено впрыскивание нефти, используемой также для смазки подшипников и шестерен связи. Установка, смонтированная на раме-салазках, предназначена для работы на открытых площадках. [c.266]

Техническая характеристика оппозитных компрессоров с приводом от электродвигателя через коленчатый вал представлена в табл. 22. Если раньше применялись компрессоры вертикального или углового типа, то более поздние модели имеют горизонтальную или У-образную конструкцию. Наиболее распространенным приводом для газовых компрессоров является газовый двигатель или синхронный электродвигатель. Компрессоры с приводом от газового двигателя предназначены для сжатия и транспортировки естественных или нефтяных газов различного химического состава. По сравнению с поршневыми компрессорами других [c.58]

Для удобства монтажа и уменьшения габаритов компрессорной установки двигатель и компрессор часто объединяют в одном агрегате, называемом компрессорной установкой. Применяют фланцевые электродвигатели или консольные с ротором, насаженным на вал компрессора. Распространено также выполнение компрессора заодно с газовым двигателем. Такие машины, имеющие раздельные цилиндры, но общую станину и коленчатый вал, называются газомоторными компрессорами и применяются для перекачивания природного или попутного нефтяного газов в магистральных газопроводах и на нефтеперерабатывающих заводах. [c.8]

При подборе компрессора для сжатия нефтяных газов необходимо учитывать, чтобы в цилиндрах каждой ступени условия (давление и температура) были такими, при которых по возможности полностью предотвращалось бы или сводилось бы к минимуму выпадение конденсата из данного газа. При значительном выпадении конденсата в цилиндре разжижение смазки может достигнуть недопустимой величины. Наоборот, условия в холодильниках между ступенями компрессора должны быть такими, чтобы весь конденсат выделялся только в этих промежуточных холодильниках, откуда он может быть удален. [c.173]

Опасный характер приобретает разрушение труб, когда в продукции скважин появляется сероводород. Если нз скважины добывается сероводородсодержащая нефть, то внутренняя поверхность насосно-компрессор-ных труб контактирует с водонефтяной эмульсией в присутствии сероводорода, а внешняя их поверхность и внутренняя поверхность обсадной колонны — с нефтяным газом, содержащим влагу и сероводород. В скважинах сероводородсодержащих газоконденсатных месторождений внутренняя и внешняя поверхности насосно-компрессорных труб и внутренняя поверхность обсадных труб контактирует с влажным сероводородсодержащим газом. В этих случаях разрушение подземного оборудования скважин сводится к общей коррозии и сульфидному растрескиванию. [c.131]

При компрессорном способе (фиг. 2) в скважину с обсадной колонной труб 3 опускают колонну нагнетательных труб 2. Внутри нее находится колонна 4 труб меньшего диаметра. В колонну 2 компрессором 1 нагнетается сжатый газ — воздух или нефтяной газ. Давлением сжатого газа нефть оттесняется к нижнему концу внутренней колонны труб 4, называемых подъемными. Искусственно созданная газо-нефтяная смесь имеет меньшую плотность, чем пластовая нефть 5. Поэтому, а также вследствие избыточного давления в пласте газо-нефтяная смесь поднимается по внутренней колонне труб к устью скважины на поверхности земли. Эта нефть содержит в себе пластовый нефтяной газ и газ, принудительно нагнетаемый в скважину. В трапе газ 7 отделяется от нефти 8. [c.7]

Компрессоры в бурении, добыче и транспорте нефтяных газов [c.1]

Г52 Гидромашины и компрессоры. Компрессоры в бурении, добыче и транспорте нефтяных газов Учеб. пособие.- Уфа Изд-во УГНТУ, 1999,- 98 с. [c.4]

Учебное пособие содержит краткое описание компрессоров, применяемых в бурении, добыче, транспорте нефтяных газов, принципы классификации, теоретические основы определения показателей их работы. [c.4]

В пособии изложены вопросы по уходу и эксплуатации компрессоров применительно к условиям работы на нефтяных газах. [c.4]

Глазырина Валентина Михайловна Колпаков Лев Георгиевич ГИДРОМАШИНЫ И КОМПРЕССОРЫ КОМПРЕССОРЫ В БУРЕНИИ, ДОБЫЧЕ И ТРАНСПОРТЕ НЕФТЯНЫХ ГАЗОВ [c.99]

На рис. 111.39 приведена схема одноступенчатой НТК с дросселированием конденсата из сепаратора II [80]. По этой схеме сырой нефтяной газ после компрессора (на рисунке не показан) с давлением 2,0 МПа проходит последовательно рибойлер 13 отпарной колонны (деэтанизатора) 12, воздушный холодильник 3, затем ряд регенеративных теплообменников 4, 6, 7, 9 и холодильники-испарители 5, 8 внешнего холодильного цикла (например, пропанового), частично конденсируется и с темпера- [c.183]

Нефтяной газ, поступающий на ГПЗ, обычно содержит различные примеси в виде жидкости и пыли. Если ранее на входе в ГПЗ предусматривалась очистка газа только от капельной жидкости, то в новых схемах газ очищается от капельной жидкости и от механических примесей, что обусловлено широким внедрением на новых ГПЗ центробежных компрессоров и новых видов теплообменного оборудования, требующих тщательной очистки газовых потоков. В связи с этим в схемах ГПЗ все шире внедряются различные фильтрующие устройства. [c.360]

КОМПРЕССОРЫ ДЛЯ НЕФТЯНОГО ГАЗА [c.373]

Работа, затрачиваемая на сжатие газа в изотермическом процессе, значительно меньше работы нри адиабатическом процессе. Для снятия выделяющегося при компрессии тепла цилиндры компрессоров охлаждаются водой. Однако на практике достигнуть чисто изотермического процесса не удается и сжатие протекает по политропе, причем работа, затрачиваемая на сжатие, выражается уравнением (2.8), где вместо к подставлено значение т — показателя политропы. Для тощих нефтяных газов пг = 1,2, для воздуха т — = 1,25. [c.124]

При сжатии жирных газов с высоким содержанием тяжелых углеводородов часть углеводородов выделяется в жидком виде при охлаждении водой в холодильниках компрессора (так называемый компрессионный бензин). Например, при охлаждении до 35° С сжатого до 42 кГ/см попутного нефтяного газа следующего состава 9% N2, 0,5% С02,43,4% С1, 21,6% С2, 16,8% Сз, 5,9% С4, 2,1% С,, 0,4% Сд, 0,3% С, в конденсат выделяется около 20% вес. углеводородов. [c.174]

В нефтяной и нефтехимической промышленности нирезист применяется для изготовления труб конденсаторов (в установках, где выделяется хлористый водород), фитингов, пропеллеров мешалок, контакторов для сернокислотной очистки и сернокислотного алкилнрования, гильз компрессоров для газов, содержащих НзЗ, корпусов клапанов, фильтров и т. д. [c.138]

Фактическое значение коэффициента извлечения Сз + в из газа отличается от проектного. Во-первых, нефтяной газ, поступающий с месторождений на ГПЗ, может оказаться менее жирным. Причиной тому—конденсация углеводородов в газосборных сетях. Изменение качества поступающего иа завод сырья приводит к нарушению технологических параметров работы отдельных узлов. В частности, давление нагнетания компрессоров снижается, а это приводит к уменьшению, давления конденсации газа. Во-вторых, увеличение производительности установок завода может привести к отклонению температурного режима процесса конденсации газа от проектного. Известно, что термодинамические параметры (давление и температура) процесса конденсации нефтяного газа существенно влияют на конечные результаты по извлечению из газа углеводородов СзЧ-в. [c.30]

Концевые сооружения должны содержать концевую сепарационную установку, узел замера количества газа и резервуарный парк, объем которого выбирают, исходя из требования обеспечения надежности нефтеснабжения потребителя (НПЗ) на случай остановок нефтепровода. Площадки концевых сооружений следует располагать вблизи к потребителю нефтяного газа для обеспечения более полной утилизации его. При этом подача газа на ГПЗ может осуществляться как вакуум-компрессорами, так и эжекторами. [c.76]

Другой важный вид использования попутного нефтяного газа — его отбензинивание, т. е. извлечение из него газового бензина на газоперерабатывающих заводах или установках. Газ с помощью мощных компрессоров сильно сжимается и охлаждается, при этом пары жидких углеводородов конденсируются, частично растворяя газообразные углеводороды (этан, пропан, бутан, изобутан). Образуется летучая жидкость—нестабильный газовый бензин, который легко отделяется от остальной неконденсирующейся массы газа в сепараторе. После фракционирования — отделения этана, пропана, части бутанов — получают стабильный газовый бензин, который используют как добавку к товарным бензинам, повышающей их испаряемость. [c.152]

В отличие от кислых природных газов при иопользовании нефтяного газа основным процессом является отделение углеводородов от СО2. При высокой концентрации диоксида углерода в нефтяном газе разделение осуществляют /при помощи физических растворителей, которые в отличие от химических поддаются регенерации (в результате снижения давления и последующей сепарации. На рис. 5.36 приведена схема комплекса для получения СО2 из нефтяного газа, основанного на использовании физических реагентов-растворителей, производительностью 350 тыс. м /сут по исходному газу. Исходный газ, содержащий 70—85 /о СО2 и 15—30% легких углеводородов и насыщенный водой при 38 °С и 0,28 МПа, сжимается в компрессоре до 2,1 МПа, смешивается с концентрированным растворителем, [c.242]

При переработке природных и нефтяных газов за рубежом применяют холодильные циклы на смешанном хладоагенте. Преимуществами такого холодильного цикла по сравнению с циклом на индивидуальных веществах являются применение компрессора одного типа, отсутствие расхода дорогостоящих хладоагентов и связанных с этим затрат на их производство, транспорт и хранение. Указанные преимущества обеспечивают снижение капиталовложений и эксплуатационных затрат. [c.168]

В нефтедобывающей промышленности часто вместо воздуха в трубу подают естественный нефтяной газ. В этом случае подъемник называют газлифтом. Вообще добыча нефти посредством воздз ха или газа (рабочего вещества), сжатых предварительно-компрессорами, называется компрессорной эксплуатацией. [c.254]

На нефтеперерабатывающих заводах компрессоры часто применяются для сжатия различных нефтяных газов. Сжатие нефтяных газов отличается от сжатия воздуха следующим [c.283]

Во избежание пожара или взрыва нефтяных газов принимаются специальные меры, чтобы не допустить попадания газов в помеш,ение компрессорной если же вследствие неисправности или аварии машины газ все же попадает в помеш,ение, то предот-враш ают возможность пожара или взрыва. Сальники газовых компрессоров делаются более надежными и позволяют отсасывать просочившийся газ. [c.284]

При сжатии некоторых нефтяных газов (бутана, изобутана, бутилена и изобути.пена) может происходить конденсация газа в промежуточных холодильниках и появиться опасность конденсации в самом цилиндре компрессора. В случае конденсации газа в промежуточных холодильниках конденсат должен быть тщательно отделен от газа до поступления его в следующую ступень сжатия. Конденсация газа в цилиндре не допускается. [c.284]

Какова специфика сжатия нефтяных газов и как она отражается на конструкции компрессоров [c.291]

Для пoA epжaния пластового давления и увеличения дебита сква чсин также часто используют попутный нефтяной газ, нагнетаемый компрессором н сводовую часть залежи. Дебет скважин может уменьшиться и вследствие "засорения" призабойной зоны частицами породы или отложения в порах пласта асфальто-смолистых веществ нефти или солей из пластовой воды и т.д. В таких случаях для увеличения проницаемости пласта применяют методы гидравлического разрыва (при 50 МПа) или торпедирования пласта, организации подземных ядерных взрывов, а также химической (соляной или серной кислотой, поверхностно —активными ве1цествами) и термической (подачей горячего газа или перегретого водяного пара) обработкой призабойной зоны. Для борьбы с парафиноотложением оборудования на нефтеп — ромыслах стали применять специальные (депрессорные) присадки, препятствующие росту кристаллов парафина. [c.31]

Через определенное время после начала закачкн углекислый газ достигает забоев добывающих скважин и в составе нефтяного газа вместе с нефтью поступает на поверхность. В соответствии со схемой большая часть углекислого газа на сборном пункте отделяется на I ступени сепарации при давлении 0,5—1 МПа и направляется в блок агрегатов высокого давления. Если он оснащен насосами высокого давления, то поступающий с промысла углекислый газ должен быть предварительно сжат в компрессорах, а затем сконденсирован в охладительных установках. Для этого в составе станции высокого давления предусматривается дополнительный технологический элемент (модуль). [c.167]

К другому ряду относятся маслозаполненные одноступенчатые, рассчитанные на конечное давление 0,8 МПа, воздушные компрессоры с объемным расходом воздуха от 0,24 до 24 тыс. м /ч. Кроме воздушных машин, на базе этого ряда выпускаются компрессоры, предназначенные для сбора и транспортирования нефтяных газов. [c.265]

Компрессорные установки, изготовленные на базе винтовых газовых компрессоров с подачей 10- 50 мVмин, по условиям всасывания применяются в нефтяной промыщленности для сбора, внугрипромыслового транспорта нефтяного газа после концевых ступеней сепарации, включая горячую вакуумную сепарацию газа и затрубного газа из насосных скважин [c.94]

Компрессоры типа 6ГВ-18/6-17 предназначены для дожатия нефтяного газа с давления 0,6 Мпа до 1,7 Мпа в системе внугрипромыслового сбора. [c.95]

Схема, изображенная на рис. П1.40, предназначена для глубокого извлечения пропана. Особенность схемы — охлаждение газа на I ступени конденсации за счет внешнего пропанового холодильного цикла, а на П ступени — за счет дросселирования конденсата из сепаратора И ступени и части конденсата из сепаратора I ступени. Компримированный до 3,7 МПа нефтяной газ последовательно охлаждается в воздушных холодильниках 2, регенеративных теплообменниках <3 и и пропановом испарителе 5 до —30 °С и частично конденсируется. Образовавшаяся двухфазная система разделяется в сепараторе 6. Газ I ступени сепарации далее охлаждается до —64 °С за счет холода сухого газа, выходящего из сепаратора П ступени 10, в теплообменнике 7, а также конденсата П ступени сепарации и части конденсата I ступени, сдросселированных на дросселях 19 и 20 до давления 0,3 МПа, в теплообменниках 5 и Р. После отдачи холода испарившиеся при дросселировании потоки дожимаются компрессором 12 до давле- [c.185]

С точки зрения комплексного подхода к системе сбора, подготовки нефти и переработки газа представляет интерес опыт эксплуатации нефтяного месторождения Рейнбоу-Лейк [41], расположенного на себеро-западе Канады в провинции Альберта. По климатическим условиям этот район Канады очень близок к условиям Западной Сибири. Месторождение расположено в труднодоступном таежном заболоченном месте, на территории которого построен газоперерабатывающий завод. Основное назначение завода — подготовка нефти и переработка нефтяного газа с целью получения обессоленной и обезвоженной стабильной нефти, сухого газа, широкой фракции легких углеводородов и элементарной серы. Связь с заводом осуществляется в основном с помощью авиации. Сбор нефти и газа на месторождении Рейнбоу-Лейк имеет много общего с лучевой системой сбора, описанной выше. Газонефтяная смесь прямо от скважины через замерные установки поступает на завод, где все потоки объединяются в одном коллекторе. Непосредственно на территории завода осуществляют сепарацию нефти в три ступени. Отделение газа в сепараторе первой ступени происходит при давлении 0,75 МПа и температуре 25°С. Нефть после сепаратора подогревают паром в теплообменнике до температуры 75—80°С и направляют сначала в сепаратор второй ступени с давлением 0,25 МПа, а затем в сепаратор третьей ступени с давлением 0,1 МПа. Далее нефть идет иа установку по обезвоживанию и обессоливанию. Доведенную до кондиции нефть перекачивают по нефтепроводу на НПЗ. Нефтяной газ, отделившийся на третьей и второй ступенях сепарации, самостоятельными потоками поступает на разные цилиндры компрессора, дожимается до давления 0,75 МПа и подается на смешение с газом первой ступени. Нефтяной газ месторождения Рейнбоу-Лейк содержит около 5% сероводорода. Поэтому, прежде чем поступать на блок переработки, этот газ подвергается очистке от НгЗ по абсорбционной схеме. Переработку газа осуществляют по схеме низкотемпературной конденсации при давлении 2,7 МПа и температуре — 18°С. Для осушки газа применяют 80%-ный раствор триэтиленгликоля (ТЭГ), который инжектируется в сырьевые теплообменники и в распределительную камеру пропанового холодильника. Точка росы осушенного газа достигает —34°С. Основную часть перерабо- [c.39]

Как уже отмечалось, помимо компрессорных цилиндров, газомоторные компрессоры имеют силовые или двигательные цилиндры, служащие для преобразования энергии (которая выделяется при сгорании нефтяного газа) в механическую работу и приводящие компрессор в дв11ствие. Эти цилиндры образуют встроенный в компрессор газовый двигатель внутреннего сгорания. Его работа, как и работа всякого двигателя внутреннего сгорания, основана на том, что при сжигании газа, сжатого в силовом цилиндре, в небольшом объеме камеры сгорания (образуемой цилиндром и поршнем в верхней мертвой точке) температура газа сильно возрастает и повышается его давление. Давление воспринимается поршнем, который под его действием начинает перемещаться. Прямолинейное движение поршня преобразовывается кривошипно-шатунным механизмом во вращательное движение коленчатого вала. [c.322]

Процесс позволяет в значительной степени решить одну из важных экологических проблем - квалифицированно использовать метан в отходящих газах (концентрация метана принцит1ального значения не имеет), в том числе - в хвостовых, топливных, на дожимных насосно-компрессор-ных установках именно он является основным компонентом газовых выбросов в нефте- и газоперерабатывающих производствах, содержится в природном и попутном нефтяном газах. [c.145]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология