Газ в выкидных линиях

Остановить соответствующий горячий насос и закрыть задвижку иа выкидной линии Машинист новки ч V [c.161]

Да — потеря напора в выкидной линии в м. [c.46]

Принципиальная схема установки Спутник А приведена на рис. 16. Продукция скважин по выкидным линиям I, последовательно проходя обратный клапан 1 и задвижку 4, поступает в переключатель скважин типа ПСМ-1М 2, после которого по общему коллектору // через отсекатель ОКГ-4 6 попадает в сборный коллектор IV, подключенный к системе сбора. [c.69]

Воздуходувка является основным агрегатом установки и предназначена для подачи воздуха на транспортировку отработанного катализатора, а также на регенерацию последнего в регенераторе. Воздуходувка типа 270-21-2—одноцилиндровая двухступенчатая, с односторонним всасыванием и с приводом от электромотора через параллельный редуктор 1 2с подшипниками скольжения. Производительность воздуходувки — 8000 м час. Статический напор, создаваемый воздуходувкой на выкидной линии,—0,9 атм. Число оборотов рабочего колеса в минуту—6000, число оборотов электродвигателя в минуту—3000. Система смаз- [c.109]

Химический реагент подают на забой скважины у башмака газлифтных или фонтанных труб либо на прием насоса в газлифтные или фонтанные трубы либо в выкидную линию скважинного насоса на устье скважины. [c.29]

Наиболее эффективна подача реагента на забой, так как тогда обработке подвергается вся полость скважины и ее выкидные линии. При подаче химического реагента на устье химическому воздействию подвергаются наземные коммуникации, а не скважина. [c.29]

Основные элементы блока растворения — специальная многосекционная емкость, одновинтовой электронасос и фильтр. В нагнетательный блок входит трехвинтовой электронасосный агрегат, предназначенный для подачи концентрированного раствора на прием насосов КНС. Установка предусматривает возможность подачи раствора и в выкидную линию КНС. Для этого в нагнетательном блоке имеется плунжерный насос, который включается при давлении в водоводе более 16 МПа. Порядок подготовки и закачки полимерного раствора следующий. [c.133]

Для выкидной линии между сечениями в — в и 2 — 2 (р к. 6.2) уравнение Бернулли имеет вид [c.151]

На выкидной линии последней ступени сжатия компрессора должно быть смонтировано предохранительное устройство, срабатывающее при давлении, превышающем рабочее на 10%. Устройство монтируется вне здания на стояке высотой 1,8 -м от поверхности земли. [c.135]

Горячая циркуляция и выход вакуумного блока на режим. К форсункам печи П-3 принимается острый пар, который подают затем в камеры сгорания для их продувки до появления пара из дымовой трубы (не менее 15 мин). Водяной пар через пароперегреватели печи П-3 выбрасывают в атмосферу. Затем приступают к шуровке печи сначала на жидком, потом на газообразном топливе. Порядок шуровки и скорость подъема температуры такие же, как и при пуске атмосферной части установки. В период горячей циркуляции приемные и выкидные линии циркуляционных орошений и приемные линии насосов вакуумной колонны прокачивают газойлем. После достижения необходимых температур (температура низа не менее 300°С, температура верха выше 100°С) вакуумный блок переводят на постоянное сырье. [c.77]

Образование эмульсии воды в нефти, в первую очередь, зависит от способа добычи нефти и происходит при смешении в штуцерах, насосах, выкидных линиях и нефтесборных системах. Нередко пробы нефти, отобранные у самой скважины, содержат небольшое количество эмульсии, а нефть, поступающая из сборного резервуара в значительной степени эмульгирована. Конфигурация и качество выкидных линий оказывает сильное влияние на степень эмульгирования воды с нефтью. Колена, острые углы и различные фитинги, встречающиеся на пути смеси жидкостей в трубопроводе, способствуют образованию эмульсий [c.19]

I - выкидные линии 2 - промысловый пункт сбора нес[)ти 3 - головные сооружения 4 - промежуточные компрессорные станции 5 -линейная арматура б - отводы от основной магистрали 7 - газораспределительные станции 8 - переход (двухниточный) через водную преграду 9 - подземные хранилища газа [c.11]

Образование и утилизация органических отложений явля/отся одной из серьезнейших технологических и экологических проблем нефтеобеспе-чения. Образование отложений на поверхности оборудования существенно осложняет добычу, транспорт и хранение нефтей. Отложение парафина на стенках лифтовых труб уменьшает их сечение, создает дополнительное сопротивление и снижает производительность скважин. Парафинизация глубинного оборудования скважин и выкидных линий приводит к росту аварийности работы и является серьезным препятствием при комплексной автоматизации и диспетчеризации процессов добычи. Необходимость борьбы с отложениями влечет за собой большие затраты и удорожает добычу. Отложения в магистральных трубопроводах снижают их пропускную способность до 10-15 % особенно в зимнее время и приводят к большому перерасходу энергии, к нерациональному износу оборудования. Скопление осадков на днищах резервуаров и возможность попадания их в нефтепровод значительно осложняют работу нефтесборных и товарных парков, вызывают необходимость проводить периодическую очистку резервуаров от осадка, которая является весьма трудоемкой и требует значительных затрат. Все это усложняет технологию нефтеобеспечения и повышает стоимость нефти. [c.3]

По мере парафинизации поверхности стенки происходит постепенное уменьшение свободного сечения трубы, что при постоянной производительности приводит к изменению гидродинамического режима в трубе. Такая ситуация сопровождается резким повышением давления, что в некоторых случаях даже приводит к разрыву выкидной линии насосной скважины /40/. С целью выяснения характера изменения интенсивности парафинизации с изменением гидродинамической ситуации по мере сужения сечения трубы была проведена серия расчетов, результаты которых представлены в табл. 2.5. [c.90]

Клаианы-отсекатели — устройства, обеспечивающие автоматическое перекрытие потока жидкости или газа прн изменении установленного режима их движения. Клапаны-отсекатели вместе с пакерами укрепляют в стволе скважины, иа устье, на выкидных линиях и трубопроводах. Применение клапанов-отсекателей предотвращает возникновение пожароопасной ситуации около устья скважины. [c.26]

Система сбора нефти и газа Бароняна—Везирова (Р ис. 13) была разработана в 1946 г. для месторождений Азербайджана и Туркмении, где получила большое распространение. Систсхма предусхматривает однотрубный сбор продукции скважин на участке скважина— сборный пункт. Герметизация достигается тем, что вся продукция скважин под давлением на устье 0,4—0,5 МПа независимо от способа эксплуатации (фонтанный, компрессорный, насосный) направляется по выкидным линиям на групповые замерные установки, далее в об- [c.62]

При установке арматуры под выкидными линиями установленными на высоте, оборудуются жесткие опо ры, устраняющие вибрацию линий при ударах струи Если на скважине ожидается интенсивное нефтегазо проявление, то арматура должна быть надежно защище на от раскачивания оттяжками и анкерными болтами Концы болтов пропускают через хомуты, устанавливае [c.41]

Замену штуцера, а также другие работы по устранению неисправностей на выкидных линиях, проводят без остановки скважины. Даже кратковременная остановка может вывести скважину из строя. Поэтому скважину переводят на работу через резервный выкид, после чего закрывают задвижки на ремонтируемом выкиде. Раз-болчивать соединения на дефектной линии можно только после того, как давление на линии снизится до атмосферного. [c.42]

При эксплуатации скважин, дающих парафинистую нефть, одним из частых видов неисправностей является запарафинироваяие ствола и выкидных линий. Парафин, растворенный в нефти, при охлаждении нефтегазовой смеси в процессе ее движения от забоя к устью скважины начинает выпадать в осадок. Часть осажденного парафина откладывается на стенках трубопроводов на всем пути прохождения нефти вплоть до приемных емкостей. [c.42]

Необходимо строго следить за герметичностью всех коммуникаций, транспортирующих горючий газ. При всех утечках газа компрессор должен быть остановлен, а дефекты устранены. На выкидной линии последней ступени сжатия компрессора необходимо установить предохранительное устройство, срабатывающее при повышении давления на 10% отрабочего. Предохранительное устройство должно размещаться вне здания компрессора и подвергаться периодической проверке. [c.49]

Для данного насоса при постоянном числе оборотов п величина Q является функцией полного напора Н. Зависимость H = f Q), являющаяся основной характеристикой центробежного насоса, имеет вид кривой. Эту зависимость при я = сопз1 находят в процессе испытания насоса путем изменения Я и Q в результате постепенного приоткрывания задвижки на выкидной линии. [c.143]

Продукция скважин по выкидным линиям 1 под давлением на устье около 0,6 МПа направляется на автоматизированную групповую замерную установку 2, 3 (АГЗУ). Одна из скважин автоматически подключается на замер через гидроциклонный сепаратор 2 и расходомер жидкости глубинного типа 3. Продукция других скважин, минуя сепаратор 2, по байбасному напорному [c.64]

Срабатывание отсекателей приводит к повышению давления в переключателе ПСМ-1М и выкидных линиях и к остановке скважин фонтанных благодаря отсе-кателям, установленным на выкиде механизированных благодаря отключению электропривода. [c.71]

Ламинарный поток в прямых трубах может превратиться в турбулентный в местах изгибов трубопровода, а если же поток был турбулентным, Т0 вихреобразование в нем возрастет. Поэтому для траспортирова-ния нефти с водой выкидные линии должны быть короткими и по возможности прямыми, без фитингов. Отложения парафина в подъемных трубах и выкидных линиях сужают сечение трубопроводов и также способствуют диспергированию воды в нефти и образованию эмульсии. [c.19]

Если по трубам выкидных линий и нефтяных коллекторов транспортируют малообводненную нефть (до 30 % воды), представляющую собой достаточно устойчивую эмульсию, даже содержащую сероводород, внутренняя поверхность трубопроводов смачивается нефтью, в таких условиях трубопроводы до 15 лет могут служить [c.156]

Так, с достижением объектами объединения Куйбы-шевнефть высокой выработки, обводненности 60 % и увеличения содержания в продукции сероводорода до 1,2 кг/м скорость коррозии выкидных линий и нефтяных коллекторов увеличилась с 0,04 до 0,8 г/м ч, а безаварийный срок службы незащищенных от коррозии трубопроводов системы сбора нефти снизился до 1—2 лет. [c.157]

С целью проверки результатов обезвоживания, полученных на искусственных эмульсиях, были также проведены аналогичные опыты на естественных эмульсиях непосредственно на промысле. Для этого взята нефть из скв. 222 XVII горизонта с содержанием воды 11,5%. Способ добычи фонтанный. Отбор проб производился на групповой установке с выкидной линии скважины. [c.78]

Таким образом, уменьшение содержания кислых компонентов в газе первой ступени сепарации может достигаться снижением времени пребывания шцкости в сепараторе, повышением перепада давления в выкидных линиях скважин и сепараторе, увеличением обводненности нефти. [c.26]

Технологическая схема, в которой имеется фракционирующий абсорбер, лшжет включать не только газоразделение, но и стабилизацию бензина. При этом (рис. 103) на разделение поступают жирный газ (из газосепараторов крекинг-установок) и нестабильный бензин. Жирный газ компримируется одно- или двухступенчатыми компрессорами. В последнем случае на первой ступени газ сжимается до 3—4 ат. В результате компрессии и охлаждения в холодильнике часть газа выпадает в виде конденсата. Несконденсировавшаяся часть газа сжимается во второй ступени компрессии до 12—20 ат, после очередного охлаждения и отделения конденсата газовая фаза поступает на смешение с нестабильным бензином, который подается насосом 7 в выкидную линию компрессора. Последующее охлаждение газожидкой смеси в холодильнике 8 в1,1зывает частичное поглощение тяжелых углеводородов газа бензином. Охлажденная смесь поступает в приемник — газосепаратор 2, называемый обычно контактором, из которого газ и жидкость аиравляются во фракционирующий абсорбер 3. [c.311]

АЛв 2 — суммарные гидравлические потери в выкидной линии между сечениями в — в и 2 — 2 в м ст. жидк. [c.151]

Учитывая, что трубопроводы сравнительно короткие, примем скорость в приемной линии Шп = 0,8 л/сек, в выкидной линии Шв = 2 м1сек (см. табл. 4.11). [c.169]

На основании требуемой величины подачи Q и напора Н по каталогу нетрудно подобрать соответствующий насос. Если насос выбран с запасом напора на некоторую величину АЯ, то необходимая величина подачи Q всегда может быть обеспечена введением на выкидной линии насоса дополнительного сонро-тивления, равного АЯ, путем некоторого прикрытия задвижки или клапана на этой линии. Однако иметь большой запас АЯ нецелесообразно, так как это связано с непроизводительным расходом энергии (см. пример 5.1). [c.170]

Как видно из вышеизложенного, при дегазации нефтей растворимость в них твердых углеводородов может как повышаться, так и понижаться в зависимости от того, на какой из ветвей кривой Семенченко будет располагаться система в данных конкретных условиях. Большинство имеющихся экспериментальных и промысловых данных отмечают повышение температуры начала кристаллизации нефти при дегазации, т.е. снижение растворшощей способности нефти при удалении растворенного газа. Такая зависимость установлена для нефтей шкаповской, туймазин-ской /40/, ромашкинской /22/, бавлинской /23/ и др., хотя имеется также сообщение, что в выкидных линиях на промыслах Западной Сибири интенсивность парафиновых отложений возрастает с увеличением давления в системе. Такая зависимость характерна, когда происходит ухудшение растворяющей способности нефти при увеличении в ней концентрации газа. [c.44]

Такое представление механизма формирования отложений предполагает наличие в нефти какого-то количества молекулярно растворенных избыточных парафиновых углеводородов, способных выделиться из раствора и формировать новую твердую фазу. Предполагаемая ситуация вполне вероятна, когда происходит непрерывное изменение термодинамических условий, приводящее к снижению растворимости твердых парафиновых углеводородов в нефти, которое имеет место в подземных трубах скважин. Однако этот механизм не может объяснить процесс формирования отложений в выкидных линиях скважин в таких случаях, когда в них не происходит изменения термодинамических условий, приводящею к ухудшению растворимости парафинов, и прокачиваемая дисперсная система находится в состоянии определенной агрега-тивной устойчивости. Применение указалного механизма к последнему случаю привело бы к необходимости допущения возможности перераспределения части парафиновых углеводородов из частиц дисперсной фазы в пользу вновь образующейся на поверхности стенки твердой фазы через стадию перехода в состояние молекулярного раствора. Однако имеющийся экспериментальный материал не указывает на правомерность такого допущения. [c.63]

Справочник химика 21

Химия и химическая технология