ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ПРОМЫСЛА

ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ПРОМЫСЛА [c.424]

ОСНОВНОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО ПРОМЫСЛА ДЛЯ ПРОИЗВОДСТВА СУХОГО ГАЗА И СТАБИЛЬНОГО КОНДЕНСАТА [c.430]

Поверхностное оборудование газоконденсатного промысла должно удовлетворять следующим основным требованиям 1) бесперебойно вырабатывать и подавать потребителям все товары в течение всего срока разработки месторождения 2) наиболее полно использовать собственное пластовое давление для добычи сырья, его обработки и переработки, получения холода или электроэнергии и транспортировки сухого газа и конденсата потребителям 3) обеспечивать наилучшие технико-экономические показатели по системе газоснабжения в целом. [c.430]

Применяются в качестве герметичных запорных устройств на трубопроводах технологического, контрольного и предохранительного оборудования газовых и газоконденсатных промыслов, а также на магистральных газопроводах и других [c.278]

Понимая важность данной проблемы, специалисты ВНИИгаза на протяжении ряда лет изучали закономерности поведения защемленного газа при снижении пластового давления. Специальные исследования, проведенные с использованием уникального лабораторного оборудования на моделях обводненных пластов, позволили предложить новый способ добычи газа. Его суть заключается в нагнетании в пласт азота, который, смешиваясь с природным газом, делает его подвижным. Применение этого способа позволяет извлечь природный газ, оставшийся ниже текущего газоводяного контакта, и повысить конечную газоотдачу. Результаты экспериментов и математического моделирования дали возможность рекомендовать проведение опытных исследований на промысле. В настоящее время готовятся работы на опытном полигоне на сеноманской залежи Медвежьего месторождения. Отработка практических вопросов и создание затем промышленной технологии добычи защемленного газа позволят продлить жизнь выработанных месторождений и повысить конечную газоотдачу уникальных сеноманских залежей. Несмотря на то, что основную добычу газа по России обеспечивают сеноманские залежи, существенный вклад вносят и газоконденсатные месторождения. Причем в перспективе до 2030 г. доля газа, добываемого из таких месторождений, увеличится более чем в 3 раза. В отличие от сеноманских залежей, газ которых состоит преимущественно из метана (более 98 % , в продукции газоконденсатных месторождений содержится значительное количество жидких углеводородов, которые являются ценным сырьем, используемым для получения моторных топлив и для переработки на газохимических комплексах. В настоящее время значительные объемы [c.24]

О разработке эффективного высокопроизводительного сепарацион-ного оборудования для газовых и газоконденсатных промыслов/Авт. Б. П. Гвоздев, А. Н. Гриценко, Г. Л. Диамидов и др.— Газовое дело, 1968, № 7, с. 25—29. [c.271]

Ингибирующее действие вышеуказанных присадок и защитных масел определяли также в среде, имитирующей углекислотную коррозию стали газоконденсатных скважин. С этой целью проведены исследования в двухфазной системе, состоящей из омеси 0,04%-ного раствора уксусной кислоты и бензина Б-70 (1 1), под давлениехМ углекислого газа 0,1 МПа при 80 °С (см. табл. 30). Как видно, присадки БМП, ИНГА-2 и НГ-108 эффективно защищают сталь от углекислотной коррозии. При насыщении данной системы воздухом защитное действие присадок НГ-108, АКОР-1 и других несколько повышается. Из вышеизложенного следует, что присадки НГ-108, АКОР-1, ИНГА-2, а также защитные масла НГ-204у и НГ-208 могут быть эффективными ингибиторами коррозии наземного стального оборудования (трубопроводов, отстойников и др.) газоконденсатных промыслов [125]. [c.144]

В работе [54] пока1 ано, что опасным содержанием диоксида углерода, с точки зрения углекислотной коррозии, является его парциальное давление, начиная с 0,1 МПа. Увеличение парциального давлен1 я диоксида углерода за счет его содержания в газе или за счет роста общего давления газа ведет к ускоренному развитию процессов углекислотной коррозии. Например, рост парциального давления СОа с 0,1 до 2 МПа при температуре 60 °С увеличивает скорость коррозии углеродистой стали в 6-7 раз. В этом диапазоне парциального давления существует линейная зависимость скорости коррозии от давления СОг. Однако прямая зависимость наблюдается только до определенных значений давления диоксида углерода, зависящих в свою очередь от температуры процесса. Эго явление можно связать с законом Генри, устанавливающим линейную зависимость растворимости газа от его парциального давления лишь для сравнительно невысоких значений последнего. Скорость сероводородной коррозии также растет при увеличении парциального давления сероводорода примерно до 0,2 МПа. Повышение давления сероводорода выше указанной величины практически не отражается на скорости общей коррозии. Таким образом, можно утверждать, что при определенных достаточно высоких парциальных давлениях диоксида углерода и сероводорода скорость общей коррозии металла труб и оборудования газовых промыслов практически стабилизируется. Полученными экспериментальными данными можно объяснить тот факт, что скорости коррозии металла труб и оборудования на Астраханском газоконденсатном месторождении превосходят [c.15]

Для производства товаров из углеводородного сырья газоконденсатных залежей и использования энергии пластового давления для получения холода, механической работы или электроэнергии на газоконденсатном промысле устанавливаются сложное и дорогостоящее оборудование, машины и приборы каплеотбойники, сепараторы, теплообменники, конденсаторы, испарители, насосы и компрессоры, абсорберы или адсорберы, детандеры, секционные аппараты, регуляторы давлений, температуры, уровня жидкости и т.д. Элементы оборудования входят в установки низкотемпературной сепарации газа (НТС), искусственного холода (ИХ), стабилизации конденсата (СК), регенерации диэтиленгликоля (РДЭГ), промысловой канализации, защиты окружающей среды или в состав оборудования заводов для абсорбционной (с жидкими сорбентом) или адсорбционной (с твердым сорбентом) переработки газоконденсатного сырья, в промысловые дожимные компрессорные станции (ДКС). [c.430]

Низкотемпературную сепарацию газа в СССР впервые стали применять в 1960 г. на газоконденсатных промыслах Краснодарского края (ГСП-6 Ленинградского промысла). В разработке технологической схемы НТС, оборудования и установлении технологического режима его работы участвовали А.И. Арутюнова, П.И. Барабанов, В.А. Динков. [c.430]

КРАТКИЕ СВВДЕНИЯ О ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ ПРОМЫСЛАХ ЗАПАДНОЙ КАШЦЫ, ООСТАВЕ ДОБЫВАИЮЙ ПРОДУКЦИИ И РАБОЧИХ УСЛОВИЯХ С ТОЧКИ ЗРЕНИЯ ПОДВЕРЖЕННОСТИ ПРОМЫСЛОВОГО ОБОРУДОВАНИЯ И ТРУБОПРОВОДОВ КОРРОЗИОННОМУ ВОЗДЕЙСТВИЮ [c.2]

Рассоловская С. Г. Технология подготовки газа в период компрессорной эксплуатации Уренгойского газоконденсатного месторождения//Анализ работы модернизированного оборудования на действующих промыслах и использование современных технологий и оборудования на новых месторожде- [c.500]

Астраханский газоконденсатный комплекс - единственный в России, где предварительная подготовка газа производится не на промысле, а на заводе. Технологическая схема установки сепарации приведена на рис. 1-3. Газ совместно с конденсатом и пластовой водой по четырем трубопроводам направляется соответственно на четыре линии установки сепарации. Пластовое давление на этом месторождении превышает 50 МПа, на головке скважины -20 МПа, поэтому для защиты оборудования установки сепарации на трубопроводах перед сепаратором 171В01 установлен редукционный клапан 1, поддерживающий давление после себя не выше 7,0 МПа. Поступающий в сепаратор 171В01 газ вместе с конденсатом и водяным раствором метанола разделяется на три фазы газообразную, газовый конденсат и водный раствор метанола. Сепаратор В01 служит для равномерного распределения потоков по четырем линиям, для чего все четыре сепаратора соединены между собой уравнительными линиями по конденсату и водному раствору метанола. [c.17]

На входной гребенке предусматривается факельная линия, позволяющая направлять газ на факел, а также замерная линия УНТС для исследования каждой скважины на газоконденсатность. В этой централизованной схеме промысловой подготовки газа каждый элемент оборудования УНТС рассчитан на максимальную единичную мощность (пропускную способность, холодопроизводительность, эффективность), как это было сделано на головных сооружениях Ачакского, Наипского, Шатлыкского и других газовых промыслов. [c.454]