10.4. Компрессорные станции газопроводов

На головной станции газопровода газ, поступающий с промысла, проходит обычно следующий путь:

1. сепараторы, в которых он очищается от жидкости, песка и других загрязнений;

2. регулятор давления «после себя», который поддерживает на всасывании компрессора расчетное давление, и счетчик для замера количества поступающего газа;

3. приемный коллектор;

4. компрессоры, которые сжимают газ до давления, необходимого для перекачки его до следующей станции; каждый компрессор снабжен предохранительным, клапаном, обводом, отводом для продувки и обратным клапаном на выкиде;

5. выкидной коллектор;

1. маслоотделители, удаляющие из него смазочное масло, увлеченное газом из компрессора;

6. холодильники, охлаждающие газ, нагретый в компрессорах при сжатии;

7. сепараторы для удаления из газа жидкости, сконденсировавшейся в холодильниках;

8. установка для сушки газа, где с помощью определенного поглотителя из газа удаляется оставшаяся после сепаратора влага;

10. одоризатор, в котором сильно пахнущими веществами (одорантами) газу сообщается резкий запах, облегчающий его обнаружение;

10. диафрагмовый счетчик для учета перекачиваемого газа;

10. обводная линия для пропуска газа в обход компрессоров.

10.5. Выбор нефтегазовых сепараторов

Эффективность процесса сепарации зависит от степени очистки нефтяного газа от капельной жидкости и жидкости от газа, что характеризуется: коэффициентами уноса жидкости потоком газа К_ж газа потоком жидкости К_г предельной средней скоростью газа в свободном сечении сепаратора V_x и временем задержки жидкости в сепараторе t₃. Коэффициенты уноса жидкости и газа и показатели совершенства сепараторов V_rmax и t₃ зависят от физико-химических свойств нефти и нефтяного газа, их расходов, рабочих давлений и температур, способности нефти к вспениванию, уровня жидкости в сепараторе, конструктивных особенностей сепаратора.

Коэффициенты уноса жидкости и газа определяются по формулам:

К_ж=q_ж/О_г

K_г=q_r/Q_w

где q_ж - объемный расход капельной жидкости, уносимой потоком нефтяного газа из сепаратора. м³/ч; q_г - объемный расход газа, уносимого потоком жидкости из сепаратора, м³/ч; Q_ж - объемный расход жидкости на выходе из сепаратора, определяемые при рабочих давлениях и температурах сепарации, м³/ч; Q_г- объёмный расход газа на выходе из сепаратора, м³/ч.

Чем меньше К_ж и К_г при прочих равных условиях, тем совершеннее сепаратор. По практическим данным коэффициентами уноса жидкости и газа имеют следующие значения К_ж< 50 см³/1000м³ газа и К_г< 0,02м³/м³ жидкости.

Сепараторы, применяемые на нефтяных месторождениях, можно условно подразделить на следующие основные категории:

1. по назначению - замерные и сепарирующие;

2. по геометрической форме и положению в пространстве —цилиндрические, сферические, вертикальные, горизонтальные и наклонные;

3. по характеру проявления основных сил - гравитационные, инерционные (жалюзийные), центробежные и ультразвуковые;

4. по рабочему давлению - высокого давления - 6,28 МН/м² (64 кГс/см²), среднего 2,45 МН/м² (25 кГс/см²), низкого давления 0,588 МН/м² (6 кГс/см²) и вакуумные;

5) по числу обслуживаемых скважин - индивидуальные и групповые.