1 просмотров
Рейтинг статьи
1 звезда2 звезды3 звезды4 звезды5 звезд
Загрузка...

Что обеспечивает движение газа при бескомпрессорной добычи

Бескомпрессорный и компрессорный периоды разработки.

Разработка газоконденсатных месторождений – комплекс работ по извлечению газоконденсатной смеси из пласта коллектора; добываемая газоконденсатная смесь на поверхности подвергается промышленной обработке.

Разработка газоконденс. мест-й при истощении пластовой энергии — при газовом и водонапорном режиме. При этом потери конденсата могут достигать 70% от потенциального содержания конденсата:

Š пассивный способ. С истощением пластовой энергии – регулирование технологического режима работы;

Š активные способы основаны на регулировании работы пласта, предотвращающем или значительно снижающем выделение в нем конденсата. Эти способы позволяют повысить отдачу на 15-20%.

Š глобальные методы. Воздействуют на весь пласт или его часть через систему нагнетательных/эксплуатационных скважин. Обеспечивают поддержание Pпл или способствуют вытеснению уже впавшего конденсата в пласте. Закачивают рабочий реагент(например, у/в газы, не у/в газы или их смеси).

Š методы локального воздействия на пласт. Предусматривают периодическую закачку и отбор в эксплуатационные скважины растворителей.

Вопрос№19.Сбор и подготовка газа и конденсата на м/иях. Основные требования. Промысловые газосборные сети.

Прир. газ транспортируется на большие расстояния от места добычи к потребителям по газопроводам, пересекающим различные климатические зоны. Поэтому большое внимание необходимо оказывать подготовке газа к транспорту (осушка ведется до точки росы, очистка от примесей).

Промысловые газосборные сети.

Шлейф: газопроводы, ингибиторопроводы соединяют скважины с заводами.

ПГС – один из основных элементов системы сбора и подготовки газоконденсата на месторождении.

ПГС, их конфигурация и диаметры, способ укладки, тех. режим их эксплуатации определяются в зависимости от конкретных геолого-эксплуатационных условий, состава и свойств добываемой продукции, способа подготовки газа к транспорту, требований потребителя и др. факторов.

Под ПГС понимаются газопроводошлейфы, соединяющие между собой установки подготовки газа и промысловые газосборные коллекторы. Кроме того, имеются конденсатопроводы, водопровод, ингибиторопровод.

ПГС классифицируются по конфигурации промыслового газосборного коллектора. Различают линейные, лучевые, кольцевые и групповые газосборные сети. Линейная схема – шлейф поступает в коллектор и на КПГ (комплекс подготовки газа). Кольцевая – в залежах с округлой формой дренирования. Групповая – к группе КПГ.

Газ от группы скважин по шлейфам высокого давления поступает на установку комплексной подготовки газа (УКПГ), где его сепарируют, очищают от мех. примесей, осушают с целью предупреждения гидратообразования, замеряют дебит, давление.

УКПГ, в свою очередь, подключается к промысловому газосборному коллектору, откуда газ направляется на промысловый газосборный пункт (ПГПС) или в головное сооружение (ГС). Число УКПГ на месторождении зависит от размеров газоносной площади, её формы, дебитов, давлений и температур на устье скважины.

При групповой системе сбора большинство операций, в том числе и управление работой скважины, проводятся централизованно. На УКПГ – очистка, осушка, доведение до товарной кондиции.

Подготовка газа к транспорту.

При эксплуатации газ. и газоконд. мест-й используют 3 способа подготовки газа:

-низкотемпературная сепарация газа (НТСГ)( получение низких t при дросселировании газа высокого давления или на установках искусственного холода)

-адсорбция – извлечение жидких у/в и воды твердыми поглотителями;

-абсорбция – извлечение жидких у/в и воды жидкими поглотителями.

НТС – низкотемпературная сепарация. Она чаще всего используется при большом количестве жидк. у/в С5+ и большим давлением. НТС явл. наиболее дешевым способом извлечения тяжелых у/в. В зависимости от глубины охлаждения НТС позволяет извлечь от 80 до 100% потенциала тяжелых у/в. НТС основано на эффекте дросселирования.

Вопрос№20. Низкотемпературная сепарация газа (НТС). Основные принципы.

Это наиболее дешевый способ извлечения тяжелых ув. В зависимости от глубины охлаждение НТС позволяет извлечь от 80% до 100% тяжелых ув. НТС основана на эффекте. Эффект дросселирования недолговечен, из-за понижения Р, следовательно надо предусмотреть источники искусственного холода в более поздней стадии разработки.

Сущность НТС состоит в получении низких t при расширении газа. Расширение может осущест-ся 2-мя способами:

1) без соверш. внешней работы(дросселирование)

2) с соверш. внешней работы( расширение газа в детандерах)

Для НТС необходим большой запас P. Когда пластовой энергии будет недостаточно для получения необх. t сепарации за счет дрос-ия газа, д.б. применены холод-е машины.

н

Сепаратор – применяется для очистки ПГ от воды и конденсата.

По принципу действия они делятся на:

— гравитационные (вертик., горизонт., сферич.)

— инерционные(циклонные, вихревые, жалюзийно-пленочные)

В гравитац. сепараторах главная роль при отделении примеси принадлежит силе тяжести. V частиц – const.

В инерц. сеп-х исп-ся циклонные элементы, в которых разделение частиц происходит под действием центробежных сил.

Теплообменник – наиболее часто используют теплообменник «труба в трубе», где охлаждающим агентам является отсепарированный газ из сепаратора.

Вопрос№21. Подготовка газа абсорбционным и адсорбционным способом. Технология. Абсорбенты. Десорбция.

Сорбция – поглощение вещества жидкостью или твердыми веществами.

Она делится на абсорбцию – это объемное поглощение вещества, и адсорбцию – поглощение жидкости твердыми телами.

К абсорбции относится десорбция(очистка сорбента в основном с пом. нагрева)

АБсорбционный методоснован на способности минеральных масел поглощать из природного газа преимущественно тяжелые УВ и отдавать их при нагревании. В качестве поглотителя используют соляровое масло, керосин и более тяжелые фракции самого добываемого конденсата.

Абсорбционные установки, полностью автоматизированные, обеспечивают достаточно полное извлечение конденсата из ПГ.

Абсорбенты для сушки должны обладать:

1) высокой растворимостью с водой

2) простатой регенерации

3) низкой вязкостью и упругостью пород

4) низкой коррозионной способностью

5) незначительной растворимостью к ув

6) отсутствием способности к образованию пен и эмульсий.

Очистка природного газа от сероводорода и углекислого газа:

Читать еще:  Как рассчитывается ИКС Яндекса

ПГ очищают от сероводорода сорбционными способами с использованием жидких и твердых поглотителей.

Абсорбц. методы очистки бывают:

— методы, в которых поглощение кислых компонентов происходит за счет их физического растворения

— методы, в которых поглощение происходит также засчет химической реакции.

К абсорбции относится десорбция–очистка сорбента в основном с пом. нагрева. Восстановление, регенирация сорбента, путем нагрева насыщ. сорбента до t=200-300.

АДсорбционный методоснован на избирательном свойстве твердых пористых веществ (адсорбентов) поглощать газы. С помощью адсорбционных установок кроме осушки газа улавливают конденсат ув.

В качестве адсорбентов используют активированный уголь, изготовленный из твердых пород дерева и из косточек плодов некоторых фруктовых деревьев.

Адсорбционные методы извлечения конденсата отличаются прерывистостью процесса. Эти методы обеспечивают глубокое извлечение тяжелых у/в и примесей газа, например сероводорода.

При осушке газа твердыми поглотителями одновременно улавливаются пары тяжелых у/в, что затрудняет работу установки.

Применяют комбинированные системы, в которых одновременно происходят два процесса: осушка газа и выделение конденсата.

Требования к абсорбентам:

1) Высокая активность

2) Простота регенерации

3) Малое сопротивление потоку газа

4) Высокая механическая прочность

5) Химическая инертность

Поперечные профили набережных и береговой полосы: На городских территориях берегоукрепление проектируют с учетом технических и экономических требований, но особое значение придают эстетическим.

Механическое удерживание земляных масс: Механическое удерживание земляных масс на склоне обеспечивают контрфорсными сооружениями различных конструкций.

Большая Энциклопедия Нефти и Газа

Бескомпрессорная эксплуатация

Бескомпрессорная эксплуатация — движение газа из скважины до первой промежуточной станции газопровода обеспечивается пластовым давлением. [1]

В период бескомпрессорной эксплуатации давления в пласте и сепарационных установках выше, чем в газопроводе, поэтому газ подается без дополнительного компримирования непосредст-венно в газопровод. Период эксплуатации месторождения с помощью ПДКС называется периодом компрессорной эксплуатации. [2]

Важное условие эффективного применения бескомпрессорной эксплуатации скважин — возможность последующей утилизации газа; обычно мощности по использованию нефтяного газа не полностью соответствуют объемам добычи. [3]

В процессе проектирования определяют период бескомпрессорной эксплуатации , когда давление на устье скважины достаточно для подачи газа в газопровод без использования компрессорной станции; период компрессорной эксплуатации, после которого обычно основные запасы извлекаются; заключительный период, когда газ направляют на местные нужды. [4]

Период до ввода ДКС называют бескомпрессорной эксплуатацией месторождения , после ввода — компрессорной. Поскольку давление в пласте в результате отбора газа продолжает снижаться, наступает момент, когда устьевого давления уже не достаточно для подачи газа на вход ДКС. Это означает наступление завершающего этапа разработки месторождения, когда добываемый газ низкого давления используют только на нужды местных потребителей. Разработку месторождения заканчивают, когда продолжать ее становится экономически нецелесообразно. Пластовое давление, соответствующее этому моменту, часто называют давлением забрасывания. [5]

Период до ввода ПДКС называют бескомпрессорной эксплуатацией месторождения , после ввода — компрессорной. Поскольку давление в недрах по мере отбора газа продолжает падать, наступает момент, когда устьевого давления недостаточно, чтобы газ поступал на прием ПДКС. Наступает завершающий период разработки месторождения. Газ подают местным потребителям. Заканчивают разработку, когда давление на устье составляет менее 0 2 — 0 3 МПа, а в пласте выше этой величины — на вес столба газа в скважинах. Управлением движения газа в недрах стремятся сократить пути движения газа к скважинам и добиться, чтобы газ двигался по более проницаемым участкам пласта, и при его движении потери давления были наименьшими. Другими словами, при разработке стремятся рационально использовать пластовую энергию газа. [6]

В качестве примера определим максимальный период бескомпрессорной эксплуатации для УКПГ-2 на Медвежьем месторождении. [8]

В результате расчетов установлено, что период бескомпрессорной эксплуатации залежи при оптимальных дебитах составит 1515 сут, при фактических будет равен 1333 сут. [9]

В результате внедрения АСУ разработкой месторождения Медвежье существенно увеличивается время бескомпрессорной эксплуатации . [10]

Иногда гидравлический разрыв проводят для уменьшения рабочих депрессий и продления срока бескомпрессорной эксплуатации . Тогда экономический эффект зависит от сроков продления периода бескомпрессорной эксплуатации. На месторождениях, вводимых в разработку, экономическую эффективность определяют числом скважин, которые не будут пробурены в результате повышения рабочих дебитов других скважин. [11]

В случае газового режима одна из основных задач заключается в увеличении периода бескомпрессорной эксплуатации месторождения . Естественно, что для этого требуется минимизировать потери давления в пласте, стволах скважин и газосборных сетях. [12]

При решении данной задачи будут определяться такие дебиты скважин, при которых период бескомпрессорной эксплуатации , а следовательно, и суммарный отбор газа за этот период достигнут максимума. [13]

Темпы падения пластовых давлений определяют темпы падения дебитов газовых скважин, продолжительность периода бескомпрессорной эксплуатации , изменение во времени мощности холодильных установок и компрессорной станции. [14]

При батарейном размещении скважин образуется местная воронка депрессии, что значительно сокращает период бескомпрессорной эксплуатации месторождения и срок использования естественной энергии пласта для низкотемпературной сепарации газа. С другой стороны, в этом случае сокращается протяженность газосборных сетей и промысловых коммуникаций. [15]

Дожимные компрессорные установки для подготовки различных типов газа

Газ имеет колоссальное значение для развития цивилизации. И пока умудренные эксперты рассуждают о перспективах газовой эпохи, специалисты-практики неустанно заботятся о насущных проблемах газовой добычи и транспортировки, повышении эффективности газового топлива в энергетике, полноценном использовании газа при переработке.

Газ имеет колоссальное значение для развития цивилизации. И пока умудренные эксперты рассуждают о перспективах газовой эпохи, специалисты-практики неустанно заботятся о насущных проблемах газовой добычи и транспортировки, повышении эффективности газового топлива в энергетике, полноценном использовании газа при переработке.

Читать еще:  Какой тепловентилятор лучше керамический или спиральный

Газом надо как следует позаниматься, прежде чем «голубой поток» чудесным образом обратится в электричество, тепло, разнообразную продукцию химической промышленности и горючее для автомобилей. Роль «волшебной палочки» в этом превращении отведена важнейшему технологическому процессу — подготовке газа.

Газ различен по составу и разнообразен по типу — природный, попутный нефтяной, шахтный, сланцевый, биогаз. Каждый тип газа обладает только ему присущими физико-химическими свойствами. Газ делится и по функциональным признакам: магистральный, сжиженный, топливный, импульсный, низконапорный, пусковой, сырьевой, бытовой.

Поэтому подготовка исходного газа на разных этапах использования имеет особенности и ведется с учетом типа, состава и назначения газа. Перед профессионалами-газовиками, энергетиками, химиками возникает специфический набор инженерных задач, связанных с газоподготовкой. В этом процессе важная роль отводится компримированию газа с помощью дожимных компрессорных установок.

Дожимные компрессорные установки (ДКУ) применяются в нефтегазодобывающей отрасли, энергетике, нефтегазохимии, других секторах промышленности. Ко всем ДКУ различных модификаций предъявляются индивидуальные требования, вытекающие из сферы применения, особенностей проекта и условий эксплуатации.

КРИТЕРИИ ВЫБОРА

Правильный выбор ДКУ зависит от производственных и технологических возможностей, надежности и ресурса газодожимного оборудования. Рассмотрим эти факторы на примерах дожимных компрессорных установок от компании ЭНЕРГАЗ.

Возможности компримирования. Дожимные установки, оснащенные винтовыми маслозаполненными компрессорами, способны компримировать углеводородный газ до давления 7,5 МПа. Технологические возможности модификаций этих ДКУ позволяют перекачивать природный или попутный нефтяной газ с различной производительностью (200…50 000 м 3 /ч).

В энергетике это позволяет гарантированно снабжать топливным газом турбины с широким диапазоном мощности — 1…200 МВт.

Фото 1. Двухступенчатые ДКУ обеспечивают топливом 4-й энергоблок Южно-Сахалинской ТЭЦ-1

При необходимости ДКУ ЭНЕРГАЗ оснащают поршневыми компрессорами, которые обеспечивают выходное давление свыше 10 МПа для турбин более высокой мощности.

В нефтегазовой отрасли особого внимания специалистов заслуживает уникальная способность наших ДКУ подготавливать попутный газ при крайне низких значениях входного давления. Технологическая задача компримирования низконапорного ПНГ решается с учетом особенностей конкретных промыслов. Месторождения оснащаются так называемыми «малыми» компрессорными станциями, основу которых составляют ДКУ низкого давления.

Фото 2. Компрессорные установки низкого давления на ЦППН НГДУ «Комсомольскнефть»

В случае если давление газа приближено к вакууму (от 0,001 МПа), применяются вакуумные компрессорные установки.

Важен также специфический опыт работы с тяжелыми нефтяными газами плотностью до 3,0 кг/м 3 и агрессивным газом с высоким содержанием соединений серы.

Условия эксплуатации и способ исполнения. Установки изготавливаются в двух базовых вариантах: блочно-модульные и ангарного типа

Фото 3. Дожимная компрессорная станция ангарного типа для ГТЭС-36 Северо-Лабатьюганского м/р

Для районов Крайнего Севера ДКУ производят в арктическом исполнении, с учетом экстремальных условий (минимальная температура воздуха — до минус 60°С, температура наиболее холодной пятидневки — до минус 50°С).

Фото 4. ДКУ от компании ЭНЕРГАЗ эксплуатируются в экстремальных условиях Крайнего Севера

Все компрессорные установки поставляются на объект в максимальной заводской готовности, когда оборудование уже смонтировано и испытано в заводских условиях. При непрерывной эксплуатации наработка ДКУ «на отказ» — не менее 10 тыс. часов, ресурс до среднего ремонта — 30 тыс. часов, ресурс до капитального ремонта — 80 тыс. часов. Предельное время восстановления работоспособности — 24 часа. Срок службы — не менее 20 лет.

Помимо эксплуатационных технологических систем, установки оснащаются системами жизнеобеспечения (вентиляция, обогрев, освещение) и безопасности (газодетекция, пожарообнаружение и пожаротушение).

Параметры газа. Определение состава, плотности, температуры и давления исходного газа — важнейшее условие для проектирования и успешной эксплуатации компрессорных установок. Точное соблюдение проектных параметров газа на нагнетании — основной критерий эффективности ДКУ.

  • Требования к составу газа. Присутствие механических твердых загрязнений в топливном газе чаще всего ограничивается величиной 0,5…1 мг/м 3 , при максимальном размере частиц 10…40 микрон. Жидкая фракция, которая включает в себя остаточное содержание масла, воду, жидкие фракции углеводородов (конденсат), как правило, ограничивается величиной 2…5 ppm (ppm — миллионная часть объема). Для современных камер сгорания газотурбинных установок эти требования достигают 0,5…1 ppm.
  • Обеспечение чистоты газа. В случае, когда ДКУ эксплуатируется на попутном газе, в установку включается дополнительный элемент системы фильтрации — входной двухступенчатый фильтр-скруббер. Также проводится детальный анализ компонентного состава, производятся расчёты в специальной программе, создающей теоретическую модель поведения газа при определенной температуре и давлении. Это дает возможность безошибочно определить рабочий диапазон температур масла и газа, позволяющий превысить точку образования росы для перекачиваемого ПНГ. В результате, исключается образование конденсата в рабочих ячейках компрессора.

Учитывая, что в винтовом маслозаполненном компрессоре в процессе компримирования газ смешивается с маслом и на выход поступает газомасляная смесь, для сепарирования масла из газа устанавливается фильтр-сепаратор и каскад специальных коалесцентных фильтров. Этим обеспечивается полная очистка газа от масла. Газ на выходе из компрессорной установки содержит в себе не более 3 ppm масла. По желанию заказчика на ДКУ устанавливают фильтры дополнительной очистки, после которых эта величина не превышает 0,5 ppm.

  • Температура нагнетания газа. При использовании ДКУ в энергетике температура подачи газа в турбины может колебаться от +40 до +150°С. Газы, которые в условиях нагнетания имеют высокую температуру точки росы, являются наиболее сложными в газоподготовке. Во избежание выпадения конденсата температуру топливного газа необходимо удерживать в узком диапазоне. Задача эта может усложняться высокими требованиями к чистоте газа и перепадом температур окружающей среды. Такую проектную проблему способен решить производитель, обладающий инженерным опытом и знаниями в области поддержания температуры нагнетания газа.
Читать еще:  А что так можно было

Регулирование производительности ДКУ. Регулирование производительности компрессорной установки осуществляется при помощи двухуровневой системы, что позволяет максимально быстро и корректно реагировать на изменение режима работы сопряженной газотурбинной установки или изменение параметров входного газопровода.

Для изменения производительности в диапазоне 15…100% применяется функция объёмного регулирования через золотниковый клапан компрессора.

Рис 1. Регулирование производительности ДКУ через золотниковый клапан компрессора

Это снижает эксплуатационные расходы, так как потребляемая мощность главного электродвигателя в режиме золотникового регулирования практически пропорциональна производительности компрессорной установки.

Для регулирования производительности в диапазоне 0…15% ДКУ ЭНЕРГАЗ оснащают байпасной линией (перепускным клапаном), которая обеспечивает работу в режиме рециркуляции, позволяет установке функционировать при нулевом расходе в период наладки оборудования, а также дает возможность моментально реагировать на резкое изменение нагрузки.

Автоматизированная система управления. ДКУ ЭНЕРГАЗ снабжены автоматизированной системой управления (САУ), которая поддерживает установку в рабочем режиме, обеспечивая требуемые эксплуатационные параметры, в том числе параметры масла, газа, охлаждающей жидкости. САУ управляет системами жизнеобеспечения и безопасности ДКУ, а также обеспечивает связь с верхним уровнем АСУ ТП. В составе компрессорной станции связанные между собой САУ нескольких компрессорных установок выполняют функцию группового регулирования и координируют работу этих ДКУ.

Автоматизированная система управления может размещаться как в отдельном укрытии, так и внутри блок-модуля дожимной компрессорной установки.

Фото 5. Отсек САУ расположен внутри блок-модуля компрессорной установки

В этом случае отсек управления отделяют от технологической части газонепроницаемой перегородкой.

Комплектация ДКУ. Комплектация дожимных компрессорных установок индивидуальна для каждого проекта, учитывает качество и состав исходного газа, условия эксплуатации, параметры сопряженного оборудования, область применения.

При наличии особых проектных требований заказчика, ДКУ ЭНЕРГАЗ могут осуществлять (помимо доочистки и компримирования) учет объёма газа, осушку, дополнительное охлаждение, редуцирование газа и ряд других функций.

Для этого в комплект поставки включается специальное оборудование: блок учета газа, адсорбционный или рефрижераторный осушитель, чиллер (холодильная установка), система редуцирования, потоковый хроматограф для определения состава и теплотворной способности газа (калориметр), измеритель температуры точки росы газа по влаге и углеводородам с устройством отбора проб, ресивер, поточный вискозиметр.

При компримировании низконапорного и тяжелого (жирного) попутного нефтяного газа ДКУ оснащают системой быстродействующих клапанов на входе и выходе газа, автоматической дренажной системой для откачки конденсата из фильтра-скруббера, датчиком содержания кислорода и дополнительными измерительными приборами.

Резервирование элементов. Зачастую ДКУ эксплуатируются без резервной установки. В такой ситуации резервируют некоторые элементы оборудования. Так, сдвоенные фильтры маслосистемы обеспечивают безостановочную работу компрессорной установки при засорении основного фильтра — с переходом на резервный фильтр. Это также касается резервирования маслонасосов и насосов системы охлаждения. Причем переключение на резервные элементы осуществляется автоматически.

ЧЕРЕЗ ПРЕИМУЩЕСТВА — К НАДЕЖНОСТИ И КАЧЕСТВУ

Итак, названы наиболее важные критерии, которые желательно учитывать при выборе газодожимных компрессорных установок. Уместны также рекомендации по подбору производителя и поставщика ДКУ — компетентного, надежного и долговременного партнера. В основе этого выбора лежат гарантии своевременного и пунктуального исполнения проектных требований, практический опыт и инженерные знания специалистов, способных уберечь заказчика от упущений и ошибок.

Отметим некоторые преимущества сотрудничества с компанией ЭНЕРГАЗ — официальным представителем швейцарской промышленной группы ENERPROJECT:

Индивидуальное проектирование. Способность производителя разрабатывать проекты по индивидуальным требованиям заказчика, без увеличения стоимости «за индивидуальный подход». Готовность предложить ДКУ в разных исполнениях с учетом условий эксплуатации на конкретном объекте.

Опыт эксплуатации. Значительная практика универсального применения дожимных компрессорных установок в различных отраслях промышленности. Уникальность опыта работы на попутном нефтяном газе. Наличие филиалов и складов запасных частей в регионах России. Возможность лично оценить, с какими турбинами эксплуатируются ДКУ, на каких типах газа они функционируют. Для принятия более обоснованного решения ЭНЕРГАЗ приглашает потенциальных заказчиков посетить завод-изготовитель и объекты, на которых наши ДКУ применяются продолжительное время.

Комплексный сервис. После доставки ДКУ на объект мы не только осуществляем шефмонтаж и пусконаладочные работы.

Фото 6. Монтаж аппарата воздушного охлаждения на компрессорную установку

Наши сервисные специалисты проводят индивидуальные испытания ДКУ, контролируют работу установок в ходе комплексных испытаний сопряженного оборудования или энергообъекта в целом, обучают эксплуатационный персонал заказчика. Эксплуатация компрессорных установок сопровождается регулярным техническим обслуживанием.

Фото 7. Своевременное ТО — залог надежности и эффективности оборудования

Качество и своевременность этих работ основаны на опыте и компетентности инженеров нашей компании.

Таким образом, эксплуатационная надежность ДКУ от компании ЭНЕРГАЗ достигается комплексом следующих факторов:

  • индивидуальные инженерные решения, учитывающие состав и особенности газа;
  • обоснованный подбор и применение специальных материалов, марок стали и комплектующих;
  • высокий уровень автоматизации, резервирования и безопасности;
  • комплексные заводские испытания ДКУ;
  • система контроля качества ISO 9001;
  • максимальная степень заводской готовности при поставке;
  • квалификация инженерного персонала, качество предпусковых работ и сервиса;
  • подтвержденный ресурс и ремонтопригодность в любых условиях, включая экстремальные.

В профессиональном инженерном сообществе сложилась традиция — решение сложных и нестандартных технологических задач доверять коллективам, многократно проверенным на практике. Такой опыт компримирования различных типов газа с применением современных ДКУ сосредоточен сегодня в ЭНЕРГАЗе.

В общей сложности более 150 ДКУ от компании ЭНЕРГАЗ эксплуатируются в энергетике и нефтегазовой отрасли России и стран СНГ. Более 40 установок находятся сегодня на различных стадиях подготовки к пуску.

105082, Москва, ул. Б. Почтовая, 34, стр. 8

Автор: И.В.Чернов – ООО «ЭНЕРГАЗ», О.В.Шершнев – ООО «ЭНЕРГАЗ»

Источники:

http://cyberpedia.su/15x46ee.html
http://www.ngpedia.ru/id610880p1.html
http://neftegaz.ru/science/booty/331695-dozhimnye-kompressornye-ustanovki-dlya-podgotovki-razlichnykh-tipov-gaza/

Ссылка на основную публикацию
Статьи c упоминанием слов:

Adblock
detector