Промысловое оборудование и трубопроводы

Доминирующая часть парка нефтеперерабатывающего и промыслового оборудования имеет поверхностный контакт с рабочей средой и относится к категории наиболее металлоемких и тяжелонагруженных. Примерами такого оборудования являются сосуды, аппараты и трубопроводы, которые по геометрии серединной поверхности и характеру напряженного состояния относятся к одной общей группе оборудования оболочкового типа и выбраны в качестве объекта настоящей работы. [c.3]

Анализируя приведенные выше параметры разработки месторождения, выделим для среды влажного газа (первой зоны) главные, которые могут влиять на сероводородную коррозию и способы защиты от общей коррозии технологического оборудования и коммуникаций. К таким параметрам можно отнести изменение давления в процессе разработки месторождения, изменение скорости и состава газоконденсатного потока, а также изменение температуры газа в период разработки месторождения. Уменьшение во времени рабочего давления приводит к снижению внутреннего напряжения в промысловых коммуникациях и технологических аппаратах. Снижение внутреннего напряжения является одним из основных факторов, влияющих на предотвращение процесса сероводородной коррозии. В период разработки месторождения происходит также увеличение внутреннего напряжения в трубопроводе за счет уменьшения толщины стенки труб в связи с общей коррозией. [c.12]

Промысловое оборудование и трубопроводы [c.19]

Приведены сведения о физических свойствах нефти и воды. Описаны системы сбора и подготовки нефти, рассмотрено устройство входящего в них оборудования, узлов и агрегатов. Даны технические характеристики замерных установок, промысловых трубопроводов, центрального сепарационного пункта, установок комплексной подготовки нефти, водозаборных сооружений и водоочистных станций. Изложен порядок обслуживания оборудования, устранения различных неисправностей и ремонта. Особое внимание уделено охране труда и окружающей среды. Для операторов по добыче нефти и поддержанию пластового давления, а также рабочих, занятых монтажом, обслуживанием и ремонтом нефтепромыслового оборудования. [c.208]

Основным методом электрохимической защиты от подземной (почвенной) коррозии металлических сооружений из углеродистых сталей является катодная зашита магистральных и промысловых нефтегазопроВ уктопроводов, городских подземных трубопроводов и коммуникаций, нефтехранилищ и нефтебаз, компрессорных станций, обсадных колон и скважинного оборудования и т.п. [c.4]

Результаты, полученные в разделе 16.1, применимы к смеси, находящейся в состоянии покоя или слабого перемешивания. В действительности, поток газа со взвешенными в нем каплями конденсата в элементах промыслового оборудования, особенно в трубопроводах, характеризуется интенсивной турбулентностью, приводящей к сильному перемешиванию смеси и выравниванию концентраций компонентов в газовой фазе. Характерные значения параметров потока газа в трубопроводе следующие /-10-50 м/с, -0,2 м, Рс-50 кг/м , 10"5 Па-с. Соответствующее этим параметрам число Рейнольдса Ке - 10 2,5 10 , а внутренний масштаб турбулентности X - (0,1 + 5,6) х X 10 м = 0,1 -н 5,6 мкм. [c.405]

Второй способ состоит в вводе ингибитора гидратообразования в поток газа непосредственно в трубопровод или в элементы промыслового оборудования перед, как говорят, защищаемой точкой, т. е. местом, в котором ожидаемая температура может быть ниже температуры образования гидратов. Под воздействием ингибитора нарушаются структурные связи молекул воды и изменяется энергия их взаимодействия. В итоге снижается давление паров воды в газовой фазе, а следовательно, уменьшается температура образования гидратов. Наиболее распространенный ингибитор гидратообразования в рассматриваемом способе — высококонцентрированный водный раствор метанола. Преимуществами его использования по сравнению с другими ингибиторами являются сравнительно низкая стоимость, высокая антигидратная активность (наибольшее снижение температуры образования гидратов при прочих равных условиях), низкая вязкость, низкая температура замерзания, малая растворимость в нестабильном конденсате и др. [c.535]

Патент США, № 3974220, 1976 г. При добыче сырой нефти коррозия промыслового оборудования является серьезной проблемой, особенно усложняющейся в присутствии соды. Сырая нефть, поступающая из скважины, содержит различные количества коррозионно-активных компонентов, таких как диоксиды углерода, сероводород и вода различной степени минерализации. В начале работы скважины, когда поступает относительно чистая нефть, коррозия обычно незначительна. Положение быстро ухудшается по мере увеличения разбавления водой. На большинстве промыслов это является очень серьезной проблемой. Даже относительно малое количество воды должно быть полностью отделено от сырой нефти до ее транспортирования по трубопроводам или в цистернах. Для этой цели крайне важно использовать деэмульгаторы, так как вода дает довольно устойчивые эмульсии с нефтью. [c.95]

Сероводородное растрескивание сварных стыков магистральных трубопроводов, в нефте- и газодобывающей и химической промышленности известно множество случаев эксплуатации несущих сварных конструкций в контакте со средами, содержащими сероводород промысловое оборудование, нефте- и газохранилища, технологические и магистральные трубопроводы, машины, аппараты. [c.192]

Существует немало методов и средств для осуществления коррозионного контроля промыслового оборудования и трубопроводов в полевых условиях. В настоящей статье, посвященной проблемам контроля коррозии, дано краткое описание и пояснение сущности применения на нефтяных и газовых промыслах некоторых из них. в частности, гравиметрического метода, реализуемого с помощью образцов-свидетелей (купонов) метода электросопротивления, реализуемого при помощи зондов электросопротивления и измерительных приборов метода линейной поляризации (поляризационного сопротивления), реализуемого при помощи зондов поляризационного сопротивления и соответствующих измерительных приборов метода контроля интенсивности выделяющегося при коррозии водорода, реализуемого при помощи водородных зондов различных типов метода оценки содержания железа в добываемой воде и др. [26]. [c.22]

Повышение эффективности работы предприятий нефтегазового комплекса, сокращение ущерба от аварий на их объектах в значительной степени зависит от качества нефтегазохимического оборудования. Большая изношенность эксплуатируемого парка оборудования, промысловых и магистральных трубопроводов, а также предстоящее вступление России в Международную торговую организацию требуют форсирования работ как на федеральном, так и региональном уровне по защите российского рынка нефтегазохимического оборудования от проникновения некачественной техники, повышению конкурентоспособности отечественных образцов техники, запасных частей, материалов и инструментов. В большой степени это можно обеспечить методами и средствами сертификации. [c.3]

В целях утилизации газа продувки скважин разрабатывается комплекс устьевого оборудования для раздельного сбора газа и жидкости в комплекте с передвижными компрессорными установками [25-26]. При продувке скважин газ будет закачиваться в промысловый трубопровод, а при его отсутствии - обратно в пласт. [c.38]

Для поддержания высокого уровня надежности промыслового оборудования и трубопроводов в процессе длительной эксплуатации постоянно применялись и применяются противокоррозионная ингибиторная защита от воздействия сероводородсодержащих сред, изоляционные покрытия и электрохимическая (катодная) защита от наружной почвенной коррозии. [c.221]

В настоящее время около 70 % всей нефти добывается в обводненном состоянии. При добыче нефти и ее транспорте по промысловым трубопроводам происходит смешение воды и нефти с образованием эмульсий — механической смеси двух нерастворимых жидкостей. Содержащиеся в нефти соли образуют с водой водные растворы, которые способствуют быстрому износу трубопроводов и оборудования нефтеперекачивающих станций, в отдельных случаях вызывают нарушение технологических процессов при переработке нефти. Содержащаяся в нефти вода значительно увеличивает себестоимость перекачки нефти вследствие транспортирования больших объемов балласта. [c.110]

Другой проблемой, вытекающей из вышеупомянутой и тоже требующей обсуждения и осмысления, является проблема обеспечения безопасной эксплуатации промыслового оборудования и трубопроводов ОГКМ, в частности газопроводов 0 =700 [c.4]

Одной из крупнейших областей применения адсорбентов различного типа является осушка газов — на промысловых установках, нефтеперерабатывающих заводах и в нефтехимических производствах. Для удаления влаги, вызывающей коррозию и вымерзающей в технологическом оборудовании и трубопроводах, в качестве осушителей широко применяют силикагель и алюмогель. Молекулярные сита представляют собой высокоэффективные осушители для этой цели. Они отличаются, в частности, большой адсорбционной емкостью по отношению к влаге и обеспечивают очень высокую, полноту извлечения водяных паров. Молекулярные сита широко применяются в этой области ими заменяют старые адсорбенты па уже существующих установках и строятся новые установки, запроектированные специально для их использования. [c.78]

Операторов и слесарей технологических установок готовят в технических училищах и на специализированных курсах, где обучаемые получают в основном теоретическую подготовку, которой совершенно недостаточно для самостоятельной работы по обслуживанию современных технологических установок. Для получения высокой квалификации оператора или слесаря необходимо сочетание теоретического и практического обучения, а главное - желание будущего специалиста освоить и осознать процесс, изучить подробно технологический регламент, знать расположение всех аппаратов, трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры, контрольно-измерительных клапанов и мембран. Необходимо также знать все вспомогательное оборудование и подачу необходимых для процесса средств - воды, пара, электроэнергии, инертного газа, канализации и т.д., а также взаимосвязь с другими технологическими установками, с сырьевым и товарным парками и промысловыми объектами добычи газа и газового конденсата. [c.433]

В ряду наиболее острых проблем экологической безопасности ТЭК выделяются вопросы борьбы с ликвидацией аварийных разливов нефти и нефтепродуктов и их последствий. Число аварийных ситуаций в последние годы закономерно увеличивается в связи со значительным возрастом трубопроводов и износом оборудования. Износ промысловых трубопроводов достигает около 80%. При крупных аварийных ситуациях размер разливов нефти и нефтепродуктов варьирует от нескольких тонн до десятков тысяч тонн. Аварийные разливы нефти на объектах ТЭК являются неизбежным фактором, а нефтедобыча, переработка и транспорт нефти являются экологически опасным производством. [c.109]

Поэтому необходимо защищать от коррозии скважинное, промысловое и транспортное оборудование, а перед подачей в трубопровод очищать от кислых компонентов нефть и газ. [c.6]

Таблица 2 3 территории России в настоящее время эксплуатируется более 200 тыс. км магистральных и 350 тыс. км промысловых трубопроводов. Физический и моральный износ технического оборудования и отсутствие надлежащего контроля приводят к росту числа аварий. За последние 10 лет доля аварий, произошедших из-за физического износа и коррозии металла, увеличилась до 60-70%, а по ряду нефтегазодобывающих организаций — это практически единственная причина аварий 114]. [c.56]

При монтаже наземного оборудования установки используются промысловые водоотделитель, емкость и трубопроводы. [c.92]

На практике весьма часто приходится защищать от коррозии металл, который находится в контакте с углеводородно-водной средой. Е нефте- и газоДобьГ- вающей промышленности требуется защищать от коррозии промысловое оборудование, работающее в контакте с водой, в которой растворены агрессивные соли и сероводород. При транспорте и хранении нефти и нефтепродуктов необходима защита танкеров, трубопроводов, резервуаров и насосов. [c.103]

Под действием промысловых сточных вод интенсивному коррозионному разрушению подвергаются стальные трубопроводы, оборудование, арматура, насосы и колонны труб нагнетательных и поглощающих скважин. Срок службы промысловых водоводов без специальных мер защиты часто исчисляется 1,5—4 годами. В большинстве случаев выход из строя водоводов обусловлен сквозной коррозией вблизи сварных швов. Количество разрушений трубопроводов из-за коррозии и затраты на их устранение достигают значительных размеров. Так, на Покровском месторождении б. объединения Куйбы-шевнефть на водоводах, транспортирующих сероводородную пластовую воду, в первый год эксплуатации было зарегистрировано 150 разрушений труб в сварных стыках и в теле трубы, что составило в среднем 7,5 разрушений в год на 1 км водовода. [c.371]

Улучшение служебных свойств сварных труб расширило область их применения. Их стали использовать в котлостроении, для изготовления нефтепромыслового оборудования (электропогружных насосов и электродвигателей, корпусов штанговых погружных насосов и др.), гидравлических цилиндров высокого давления, а также других элементов, узлов и механизмов машиностроительной продукции гражданского и военного назначения. Создание массовой технологии изоляции наружной и внутренней поверхности труб на предприятиях ОАО Татнефть открыло широкий фронт применению сварных труб при строительстве промысловых трубопроводов. Сочетание лучших свойств пластических масс (полиэтилена, эпоксидной краски и др.), обладающих высокими антикоррозионными свойствами и электросварных труб из низколегированных сталей повышенной и высокой прочности, позволили снизить металлоемкость промысловых трубопроводов на 25-30% при одновременном увеличении их надежности и долговечности в эксплуатации не менее чем в 4-5 раз. В нефтедобывающих регионах Республики Татарстан улучшилась экологическая ситуация, практически сократились объемы ремонтно-восстановительных работ на промысловых трубопроводах, соответственно уменьшилась и численность ремонтного персонала. [c.36]

Существует ряд способов введения ингибиторов коррозии в агрессивные среды. Один из них — однократная обработка внутренней поверхности коммуникаций (трубопроводы, отстойная аппаратура, насосы) с помощью концентрированного раствора ингибитора. Применение ингибиторов НГ-216, ИНГА-1, масплина, сук-цинимида мочевины, БМП, НГ-207, НГ-108 при концентрации более 10% путем однократной обработки оборудования позволяет эффективно защищать трубопроводы, перекачивающие обводненную нефть, внутри-промысловые водоводы, перекачивающие сточные воды в нагнетательные и поглощающие скважины, а также отстойную аппаратуру (резе(рвуары, отстойники) установок по подготовке нефти и сточной воды. Продолжительность действия (последействие) после однократной обработки для различных ингибиторов составляет от 1,5 до 7 месяцев. При меньшей продолжительности последействия способ однократной обработки применять не рекомендуется. [c.190]

Отложения солей в эксплуатационной скважине и оборудовании, обеспечивающем ее работу, приводит к снижению дебитов скважин, сокращению межремонтного периода их работы, преждевременному выходу из строя скважинного оборудования, автоматизированных групповых замерных установок, сборных трубопроводов и водоводов, а также теплообменного оборудования установок подготовки нефти и воды. Наиболее интенсивное выпадение солей отмечается в период падающей добычи, когда в продукции скважин увеличивается объем выносимой пластовой воды, при этом проблема соле-отложения в промысловом оборудовании является общей для [c.460]

Метод одновременной раздельной эксплуатации (ОРЭ) двух и более пластов одной скважиной имеет следующие технико-экономические преимущества уменьшается ()б1цее число добывающих скважин для разработки двух пластов сокращается общая протяженность промысловых газосборных трубопроводов ускоряется ввод в эксплуатацию новых газоконденсатных залежей уменьшаются капитальные вложения в строительство скважин и поверхностное оборудование, сокращается численность обслуживающего персонала. [c.304]

Ингибитор "С - вододиспергируемый ингибитор, предназначенный для защиты выкидных линий, сборных промысловых трубопроводов, и в какой-то мере промыслового оборудования. В отличие от ингибитора "В" ингибитор "С" является основным ингибитором для защиты промысловых трубопроводов. Данный ингибитор обычно изготавливают на пиридиновой основе и используют непрерывно путем дозированного впрыска в выкидные линии на устье скважин, а также по мере необходимости в другие точки системы. В ряде случаев к ингибитору "С" предъявляется требование обеспечивать защиту трубопроводов не только в жидкой, но и в паровой фазе. Для этого в него вводят летучие компоненты с защитными свойствами. [c.13]

ПАВ применяются в нефтяной промышленности для борьбы с коррозией трубопроводов и промыслового оборудования, соприкасающегося с агрессивными средами. Антикоррозийные свойства ПАВ объясняются их адсорбцией на твердой поверхности и улучшением смачивання жидкости, пз которой происходит адсорбция. Прп адсорбции поверхностно активных молекул на границе металл — корродирующая жидкость онн орпеитпруются гидрофильной частью к металлу, а гидрофобной — в окружающую среду. Это гидрофобпзует металлическую поверхность и снижает ее коррозию [68]. Кроме того, ПАВ применяются в процессах окисления меркаптанов в дисульфиды, депарафипизации [c.47]

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]

В 1974 г. была введена в эксплуатацию 1-я очередь Оренбургского ГПЗ. Завод начал давать первую продукцию. В феврале 1974 г. в газопровод Оренбург - Заинек с ГПЗ начал подаваться товарный, т. е. очищенный от серы, газ. В 1975 и 1978 гг. в эксплуатацию были введены 2-я и 3-я очереди ОГПЗ. В тот период при эксплуатации оборудования и трубопроводов ГПЗ использовали те же основные НТД, что и для ГПУ. В 1978 г. на Оренбургском гелиевом заводе (ОГЗ) был пущен в строй уникальный комплекс по производству гелия, в 1981 г. на ОГЗ начал создаваться цех по сжижению гелия. В 1979 г. началось строительство газопровода Союз . В 1979 г. ВНИИгазом был выпущен еще один НТД - Инструкция по контролю за коррозией промыслового оборудования, которая на- [c.44]

Для сооружения трубопроводов и промыслового оборудования на месторождениях кислого газа в Канаде преимущественно используются малоуглеродистые гшзколегированные стали. [c.8]

Очистка на ОГПЗ природного газа от сероводорода позволяет исключить опасность разрушения магистральной частц газопроводов, находящихся за заводом. Промысловые же трубопроводы и технологическое оборудование сборных пунктов остаются подверженными действию наводороживающей среды. [c.16]

Техническая суть новой технологии заключается в том, что изменена традиционная схема эксплуатации скважины нефтегазоводная смесь без предварительного разделения перетекает по трубопроводам со всех скважин в одно место — центральный сборный пункт — и там подвергается разделению и переработке. По традиционной технологии (описанной выше) огромный напор внут-рипластового давления бесцельно терялся в сепараторе при скважине. По новой технологии он рационально используется — передавливает густую жидкость на десятки километров от места добычи к центральному промысловому пункту. На нем сгруппировано все технологическое оборудование (сепараторы, отстойники и др.). Пройдя на центральном пункте все стадии обработки, нефть поступает в центральный нефтепровод. Нефтяной газ после сепарации сжижают. [c.260]

Для защиты трубопроводов сырьевого газа и промыслового технологического оборудования от коррозии и наводорожива-ния металла на Оренбургском газохимическом комплексе при- [c.68]

Сенцова Е. П., Гильманшин В. А., Фазмутдинов И. А. Эффективный метод предотвращения замораживания продукции скважин в промысловых трубопроводах Западной Сибири // Сбор и подготовка нефти и воды, защита от коррозии нефтепромыслового оборудования Сб. — Уфа, 1987.- С. 24-28. [c.41]

В связи с разведкой и разработкой месторождений нефти и природного газа в малоосвоенных регионах Крайнего Севера и морских акваториях, а также месторождений с аномально высоким давлением, токсичными и агрессивными примесями проблема надежности обостряется. Приходится принимать нестандартные, иногда уникальные инженерные решения, что увеличивает неопределенность прогнозных показателей надежности оборудования. С такими решениями сопряжен проект прокладки газопроводов через Байдарацкую губу (залив Карского моря). Причинами повреждения трубопровода могут служить движущиеся торосящиеся льды и айсберги, пропахивающие борозды по дну залива, растепление и размыв грунта у берега, всплытие нитки из-за намерзания льда на подводной части и др. Строительство промысловых сооружений и про- [c.20]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология