Насосы для ингибитора

Из схемы (см. рис. 1) видно, что по разнообразию целей воздействия на первом месте стоит нефтедобывающая скважина. Из четырнадцати выделенных целей девять могут быть достигнуты вводом химических реагентов в нефтяную скважину или ее призабойную зону. Нефтяная скважина — это место ввода химических веществ для достижения всех девяти указанных целей, как это видно из табл. 1 (см. зону распространения эффекта). В действительности на конкретном месторождении в тот или иной период разработки при введении химических реагентов в нефтяную скважину можно решить не более двух-трех практических задач. Например, на определенной стадии разработки месторождений Татарии химическую обработку продуцирующей скважины проводят в основном для увеличения ее производительности и глушения при подземном ремонте. Из рис. 1 и табл. 1 видно, что некоторые реагенты с одинаковым функциональным значением можно вводить на нескольких объектах технологической цепи. Это относится к деэмульгаторам, реагентам, повышающим к. п. д. насосов, ингибиторам коррозии и солеотложения. Традиционное место ввода деэмульгатора — установка промысловой подготовки нефти, но высокая эффек- [c.3]

Большое значение для защиты от коррозии оборудования при вторичной добыче имеет метод применения ингибитора. В системах законтурного заводнения ингибитор вводится или порциями, или непрерывно, или в различных сочетаниях этих способов. Обработка порциями используется в большинстве питающих скважин, где установлены погружные насосы. Ингибитор вводится в скважину, смывается сильной струей воды и рециркулирует. Рециркуляция очень важна, так как она обеспечивает правильное распределение ингибитора. На практике делается по крайней мере три полных цикла. Еженедельно или так часто, как этого требуют условия, вводят 40—60 л ингибитора на 400—800 л воды. Расположение инжекционных точек также важно, так как желательно производить обработку по возможности глубже, чтобы обеспечить защиту всей системы. Надо следить, чтобы ингибитор не пропадал в самом начале в системе, например задерживаясь на фильтре. [c.251]

Другой пример. При ректификации олефинов и диеновых углеводородов для предотвращения процесса полимеризации в аппараты дозировочными насосами подается ингибитор. [c.137]

Контроль за работой дозировочных насосов обычно производится по водомерным стеклам, что при малом расходе ингибитора и значительном объеме емкости не дает нужных результатов. [c.137]

Действие ингибиторов ржавления сводится к тому, что пленка присадки, образующаяся на поверхности металла, предохраняет его от прилипания капелек воды [57]. Применение ингибиторов значительно уменьшает коррозию топливных трубопроводов, насосов, топливных баков, цистерн и другого оборудования. Цистерны для перевозки бензинов, содержащих ингибитор коррозии, в течение ряда лет можно использовать без защитных покрытий [57]. Без присадки в автоцистернах емкостью 4 в среднем за 8 месяцев образуется по 6,3 кг ржавчины в каждой, тогда как в этих же условиях в цистернах с ингибированным топливом образовалось ржавчины в среднем 0,93 кг [57]. [c.308]

Аналогичные результаты, подтверждающие эффективность ингибиторов ржавления, были получены при обследовании автомобилей, работающих на бензине, содержащем присадку. В карбюраторах, насосах и бензобаках автомобилей, работавших на ингибированном бензине, коррозии не наблюдалось. Полностью прекратились случаи отказов в работе двигателей, связанные с засорениями топливной системы продуктами коррозии. Необходимость в замене карбюраторов и насосов снизилась на 75% [57]. [c.308]

В условиях хранения и эксплуатации углеводородное топливо С растворенным в нем кислородом находится в контакте с металлической поверхностью стенками баков для хранения, трубопроводов, насосов. Известно, что металлы, их оксиды и соли катализируют окисление углеводородов. В связи с этим необходимо определить влияние поверхности конструкционных материалов на окисление топлива в условиях хранения соотношение между процессами окисления топлива в объеме и на стенке стадии окисления, на которые воздействует металлическая стенка ингибиторы, которые следует применять для стабилизации топлива в присутствии металлической поверхности и др. Наряду с гетерогенным катализом в топливе. может протекать и гомогенный окислительный катализ, вызываемый растворенными в нем солями металлов. Роль металлов в окислении углеводородов неоднократно исследовалась. Достаточно подробные данные имеются о механизме гомогенного катализа окисления углеводородов растворенными солями жирных кислот. [c.192]

Из рассмотренных данных следует также, что для предотвращения ускоренного старения резиновых деталей топливных насосов авиадвигателей топливо должно быть стабилизировано в такой степени, чтобы исключить протекание окислительных процессов в агрегатах топливной аппаратуры. В прямогонных топливах это обеспечивается природными ингибиторами окисления, в гидрогенизационных — достигается введением антиокислительной присадки ионола в концентрации 0,003—0,004 /о (масс). При использовании топлив, получаемых смешением прямогонного и гидроочищенного компонентов, содержание прямогонного компонента в смеси таково (не менее 30%), что присутствующий в ней природный антиокислитель по стабилизирующему действию не уступает ионолу в концентрации 0,003— 0,004% (масс.). [c.233]

Борьбу с АСПО ведут в основном четырьмя методами механическим удалением отложений с поверхности трубы нанесением защитных покрытий тепловым воздействием использованием ингибиторов и растворителей АСПО. В скважинах, оборудованных штанговыми насосами, АСПО обычно удаляют с помощью пластинчатых скребков, привариваемых к штангам. [c.28]

Наземные дозировочные установки, монтируемые у добывающих скважин, предназначены для защиты от отложений солей скважинного эксплуатационного оборудования на участке от приема насоса (башмака фонтанных или газлифтных труб) до устья скважины, включая погружной насос, насосно-компрессорные трубы и эксплуатационную ко- юнну на указанном участке. Установки, сооружаемые на промысловых коммуникациях и объектах, защищают оборудование и трубы, расположенные за точкой ввода ингибитора по ходу движения ингибируемой среды. [c.250]

Предложены различные технологические схемы непрерывного дозирования. В схеме установки для подачи ингибитора в затрубное пространство фонтанных, газлифтных и насосных скважин с ЭЦН (рис. 137) реагент вводят специальным дозировочным плунжерным насосом, который имеет независимый привод. [c.250]

Для перемещивания и успешной подачи ингибитора до приема насоса (башмака НКТ) предусмотрен возврат части добываемой жидкости в затрубное пространство. Температуру реагента регулируют с помощью специального устройства, вмонтированного в реагентную емкость. [c.250]

Для ввода ингибитора в поток природного газа с использованием энергии природного газа предназначен газоприводной прямодействующий насос ГНП 1,6/320 (подача 1,6 м ч, давление 32 МПа). [c.35]

В процессе приготовления товарных топлив и масел наряду с основными компонентами добавляются этиловая жидкость, присадки, ингибиторы, которые необходимо вводить с высокой точностью и в малых количествах. Для введения добавок применяются схемы с использованием весовых и объемных дозаторов, дозирующих насосов или расходомеров с регулирующими клапанами. Для маловязких добавок наиболее пригодны весовые дозаторы, для вязких — дозирующие насосы. [c.85]

Однако опыт применения ингибитора И-1-А также показал, что, обеспечивая достаточно высокий эффект защиты от коррозии и сульфидного растрескивания, этот реагент не отвечает в полном объеме технологическим требованиям, предъявляемым к ингибиторам, так как имеет большую вязкость при минусовых температурах, закупоривает фильтры насосов и способствует вспениванию реагентов. Как отмечается в работе [36], весьма перспективным ингибитором в этих условиях, обладающим высокими защитными и технологическими свойствами, может быть разработанный, в настоящее время ингибитор ИФХАНгаз-1. [c.165]

Линии / — нефтяное масло // — фракция СЖК /// — уксусная кислота /К — известковое молоко V — водяной пар К/— жидкий теплоноситель V// —водяные пары к вакуум-насосу V///— раствор ингибитора окисления (дифениламина в масле) /X —смазка на расфасовку X — холодная вода. [c.375]

Необходимо отметить, что работа с акрилонитрилом требует особой осторожности и строгого выполнения правил по технике безопасности, так как акрилонитрил легко летуч, имеет температуру вспышки 0-2 °С и ядовит. Попадание на кожу вызывает сильные, долго не заживающие ожоги. Разгрузку из цистерн необходимо производить вихревым насосом, акрилонитрил хранить в емкостях, зарытых в землю. Акрилонитрил быстро полимеризуется, и поэтому к нему добавляют ингибитор полимеризации. [c.60]

Согласно технологической схеме получения полиакриламидов (рис. 27), аппараты расположены таким образом, что осуществляется самотек. Три насоса предназначены для подачи акрилонитрила и серной кислоты в напорные баки и для откачивания отфильтрованного раствора акриламида в сборник. Установка оснащена контрольно-измерительными приборами как по замеру количества сырья, поступающего в технологический процесс, так и по регистрации температуры на всех стадиях процесса. В аппаратах не должно быть медных деталей, так как медь является сильным ингибитором полимеризации. [c.60]

Кроме того, долговечность деталей штанговых погружных центробежных насосов повышается в результате обоснованного применения ингибиторов коррозии в системе добычи нефти. [c.119]

Эффективность защитного действия водорастворимого ингибитора коррозии И-1-В и углеводородорастворимого И-1-А оценивали при испытаниях на установке деэмульсации нефти в НГДУ Жигулевскнефть. Ингибиторы дозировочным насосом подавали в начальную точку технологической линии деэмульсационной установки — в трубопровод ввода сероводородсодержащей эмульсии с промысла. Количество закачиваемого ингибитора определяли, исходя из концентрации 2 или 4 г/м двухфазной среды (нефть — пластовая вода), [c.150]

На установках низкотемпературной сепарации газа его температура снижается до минус 25-55 С. Для исключения образования кристаллогидратов и нормальной эксплуатации установок осушки необходимо нагреть газ или подать в него ингибитор гидратообразования. Для этого в поток газа с помощью специальных форсунок подается метанол или 70-80% охлажденный раствор диэтиленгликоля. После сепаратора смесь углеводородного и водного конденсатов поступает на отстаивание. Водный слой регенерируется в десорбере и 70-80%) раствор диэтиленгликоля подается насосом на форсунки для впрыскивания его в исходный газ. [c.86]

Кондиционная нефть из концевого сепаратора 11 поступает на прием насоса 12 п направляется на узел учета нефти 15, включающий влагомер 14, Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар товарной нефти 16. Вода поступает на установку ее подготовки, где сначала проходит блок очистки 25, в котором от нее отделяется капельная нефть. Затем в воду добавляют ингибитор коррозии с помощью блока подачи ингибитора 26, после чего она проходит блок дегазатора с насосом 20, узел замера расхода воды 19 и направляется на кустовую насосную станцию для использования в системе поддержания пластового давления. Для аварийных ситуаций предусмотрен резервуар пластовой воды 18 и насос 12. [c.9]

Большую опасность для трубопроводов сжиженных нефтяных газов представляет образование гидратных пробок, обусловленное присутствием влаги и появлением незначительных неплотностей. Поэтому к трубопроводам сжиженного газа предъявляют следующие требования полная герметичность арматуры, постоянное применение ингибиторов, поддержание давления в трубопроводе не ниже 0,8—1 МПа, осушка трубопроводов перед закачкой продукта. Для предотвращения образования гидратов углеводородов и разрушения гидратных пробок обычно применяют метанол, подаваемый на смешение с продуктом в приемную линию насосов или заливаемый в трубопровод на трассе через специальные стационарные или передвижные устройства (метанольницы). [c.112]

На ряде месторождений добываемые вместе с нефтью пластовые воды высоусоагресснвны н вызывают интенсивную коррозию нефтепромыслового оборудования из-за наличия остаточного газа, механических примесей, растворенных солей, кислорода, химических реагентов, продуктов коррозии, а такл<е появления в них на поздней стадии разработки месторождения сероводорода в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Коррозия приводит к нарушению герметичности ко-лон [, а попадающие в почву сточные воды вызывают засоление почвы и грунтовых источников питьевой воды. В связи с этим пластовые воды обрабатывают ингибиторами коррозии, на внут-реншою поверхность трубопроводов и рабочих органов насосов, предназначенных для перекачки сточных вод, наносят защитные полимерные покрытия, проводят мероприятия по предотвращению попадания в них кислорода, кислотных и щелочных стоков, отделению газа и песка. [c.207]

Применяемые дозировочные насосы недостаточно надежны при изменении давления до или после насоса, а также в случае засорения клапанов резко возрастает погрешность в дозиров ке ингибитора. [c.137]

На цдкоторых предприятиях внедрили более надежную rilieMy контроля за дозировкой ингибитора, которая заключается в том, что до насоса установили вертикальную дозировочную ем кость, оборудованную поплавковым уровнемером типа ИУВЦ-ШК. [c.137]

Гранулированные реагенты применяют для защиты погрул<ных электроцентробежных насосов. Массу твердого реагента определяют исходя из проектируемого времени защиты. По данным [10], 12 кг гранулированного ингибитора в контейнере, помещаемом у погружного ЭЦН, может обеспечить защиту элементов насоса от отложений соли в течении 6—8 мес. [c.249]

Из гликолей в качестве ингибитора чаще всего применяется диатиленгли-коль (ДЭГ), так как он имеет небольшую упругость паров и сравнительно мало растворим в углеводородном конденсате. Количество гликоля, вводимого в систему, должно обеспечивать объемную долю его раствора в системе, равную 50—85%. Обычно вводится гликоль концентрации 85%. Потери гликоля от растворимости в углеводородах составляют 0,25—0,75 л на 1000 л извлекаемого из газа конденсата и определяются в основном количеством ароматических углеводородов в конденсате. Суммарные потери ДЭГ, включая потери от растворимости, испарения, розлива, утечек из насосов, составляют в среднем 2,5 л на 1000 л конденсата. Эти данные получены в основном на установках низкотемпературной сепарации газа. Благодаря применению ингибиторов гидратообразования эти установки эксплуатируются при температурах сепарации, которые на 10—18 С ниже температуры гидратообразования. [c.223]

Теории алкилирования чнафталина по сравнемю с хорошо изученной реакцией Фриделя — Крафтса бензола и его производных уделялось сравнительно меньше внимания, несмотря на широкое использование замещенных нафталинов в промышленном производстве. Алкилнафталины применяют в качестве присадок, понижающих температуру застывания смазочных масел, добавок к авиационному топливу, смазочных масел, исходных продуктов для производства на их основе красителей, фармацевтических препаратов, для получения поверхностно-активных веществ, ингибиторов коррозии, гидрофобизаторов, ускорителей вулканизации, эффективных заменителей тЛтепродуктов, рабочих жидкостей для вакуумных механически насосов и др. [c.153]

Однако наиболее эффективно коррозия и сульфидное хрупчивание сталей, снижающие долговечность насос-ых штанг в условиях коррозионно-усталостного разру-[ ния, могут быть замедлены при комплексной защите рименении специальных конструкционных материалов ли покрытий для насосных штанг и ингибиторов кор-озии. [c.127]

Примером сероводородного растрескивания деталей газопромыслового оборудования является хрупкое разрушение пластин компенсатора насоса 9МГР на промстоках. Микроструктура металла пластин ферритная с небольшим количеством перлита, твердость составляет 140 НВ, коррозионные трещины развивались по границам зерен. Произошедшее после семи месяцев эксплуатации водородное растрескивание скалки насоса ХТР-1,6/200, который перекачивает ингибитор КИГИК, приготовленный на основе метанола, обусловлено наличием большого количества мартенситной составляющей в приповерхностном слое металла скалки, твердость которого достигает 53 HR . [c.43]

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]

Дегидратацию 2-(а-оксиэтил)-5-хлортиофена проводят в вертикальной трубке из стекла пирекс диаметром 25 мм и длиной 50 см, наполненной окисью алюминия (4—8 меш) и снабженной электрообогревом. В верхней части трубки находятся две капельные воронки —одна для 2-(а-оксиэтил)-5-хлортиофена, а вторая для бензола, которым промывают систему. Нижняя часть трубки соединена с водоструйным насосом через холодильник, охлаждаемый водой, и приемник, погруженный в смесь сухого льда и трихлор-этилена. Перед дегидратацией окись алюминия активируют просасыванием слабого тока воздуха через реакционную трубку, нагретую до 500°, в течение ночи. 2-(а-Оксизтил)-5-хлортиофен растворяют в равном объеме бензола и раствор вводят со скоростью 100 мл/часв реакционную трубку, нагретую до300° и эвакуированную до остаточного давления 30—ЮОмм. После того как весь раствор будет израсходован, в трубку вводят бензол в объеме, равном объему раствора 2-(а-оксиэтил)-5-хлортиофена, и дают ему стекать в течение часа только после этого отсоединяют приемник. Продукты реакции перегоняют в вакууме в присутствии небольшого количества тринитробензола как ингибитора полимеризации. Выход 2-винил-5-хлортио-фена составляет 72% от теорет. [292]. [c.236]

Существуют различные способы введения ингибиторов коррозии в агрессивные среды. Один из них - однократная обработка внутренней поверхности коммуникаций (трубопроводы, отстойная аппаратура, насосы) концентрированным ингибитором. Однократная обработка ингибиторами НГ-216, ИНГА-1, масплином, сукцинимидом мочевины, БМП, НГ-207, НГ-108 при концентрации более 10 % позволяет эффективно за щ1щать трубопроводы для перекачки обводненной нефти, внутрипромысловые водоводы, перекачивающие сточные воды в нагнетательные и поглощающие скважины, а также отстойную аппаратуру (резервуары, отстойники) установок по подготовке нефти и сточной воды. Продолжительность действия (последействие) после [c.190]

Гранулирова1[ные и гелеобразные полимеры следует растворять с помощью центробежных насосов ЗРЗ, ЗШРЗ или 4К (6К) со скоростью 0,2-1 кг/с и хранить под слоем нефти (нефтепродукта) высотой сЕ ыше 5 см с добавлением ингибиторов деструкции (восстановителей, сшивателей) с массовой долей 0,2—0,5%. В качестве ингибиторов могут быть использованы формальдегид и гидросульфит Есатрия. [c.184]

На Казанском, Лоховском и Южно-Орловском месторождениях с целью снижения отложений АСПО выкидные линии и коллектора пропаривали ППУ один раз в квартал в течение 10 часов, проводили горяч Ее промывки нефтью АДП. Ежемесячная обработка скважин инги()итором парафиноотложений серии СНПХ положительно сказалась и на системе сбора. На нескольких скважинах Казанского месторождения были установлены дозирующие устройства, позволяющие непрерывно подавать ингибитор СНПХ непосредственно на прием насоса. [c.198]