Большая техническая энциклопедия
2 4 7
D L N
А Б В Г Д Е Ж З И Й К Л М Н О П Р С Т У Ф Х Ц Ч Ш Щ Э Ю Я
ЖА ЖЕ ЖИ

Жидкая твердая примесь

 
Жидкие и твердые примеси из установки очистки, как правило, направляют в резервуар на узле сбора продуктов очистки газопровода.
Улавливание жидких и твердых примесей из нефтяного газа при сборе и транспорте его на КС и ГПЗ проводят по трассе газопровода и на входе на производства.
Наряду с рассмотренным выше механизмом выпадения жидких и твердых примесей на поверхности металлов существует вероятность попадания частиц воды конденсирующего пара. Эти капли могут выпадать на поверхности турбинной ступени лишь под воздействием турбулентно-инерционного и диффузионного осаждений. Однако возникающие в турбинной ступени частицы воды активно поглощают растворимые в воде соли, образуя химически агрессивные вещества. В результате поглощения водой примесей из пара мелкие жидкие частицы превращаются в высоко концентрированные кислоты и щелочи, которые вызывают коррозию металлов. Следует отметить, что конденсация пара и образование мелких капель происходят в узкой зоне проточной части турбины, причем зона конденсации смещается по высоте лопаток и может проходить одновременно ( в зависимости от диаметра) через одну или две ступени и, как отмечалось выше, положение ее может смещаться вверх по потоку при частичной нагрузке турбоустановки.
В конструкциях газовых сепараторов отделение газа от жидких и твердых примесей основан на выпадении частиц при малых скоростях движения газового ( га-зоконденсатного) потока в результате действия сил тяжести или инерционных ( центробежных) сил, возникающих при криволинейном движении потока.
Идентичная необоснованная работа по контролю за выносом жидких и твердых примесей из скважин производится в десятках однотипных скважин без соблюдения соответствующих условий выноса частиц.
Идентичная необоснованная работа по контролю за выносом жидких и твердых примесей из скважин производится в десятках однотипных скважин без соблюдения соответствующих условий возможности выноса частиц.
В качестве аппарата тонкой очистки газа от жидких и твердых примесей разработан фильтр-сепаратор ( рис. 57), используемый на второй ступени очистки после НКО или входного сепаратора. Фильтр-сепаратор в отличие от входных сепараторов, устанавливаемых по коллекторной схеме, чаще используют в индивидуальной обвязке с сырьевым компрессором. Верхняя часть аппарата является фильтрующе-сепарирующей, а нижняя - сборником жидкости. Сверху аппарата расположен штуцер входа газа Д 1000 мм. Под ним внутри аппарата расположен защитный отбойник, который предназначен для защиты фильтрующих элементов от воздействия потока газа. Под отбойником расположены объемные фильтрующие элементы, предназначенные для отделения твердых частиц и укрупнения частиц жидкости. Фильтрующие элементы ( патроны) крепят на двух перфорированных перегородках, одна из которых является разделительной между фильтрующей и сепарирующей секциями. Герметичность между фильтрующими элементами и перегородкой достигается установкой прокладки и усилием прижимной пружины, закрепленной с противоположной стороны элемента. Для крепления в горизонтальном положении фильтрующих элементов в аппарате установлена вторая перфорированная перегородка. Вторичная сепарационная секция представляет собой пустотелую часть аппарата, где под воздействием сил гравитации происходит осаждение укрупненных частиц жидкости из газового потока. Окончательная очистка газа от жидкости происходит в двух параллельно установленных сетчатых отбойниках, выполненных из сеток рукавного плетения.
Масляный пылеуловитель. Газ, транспортируемый по магистральным газопроводам, может содержать жидкие и твердые примеси: конденсат, метанол, соляровое и турбинное масла, песок, сварочный грат, сернистые соединения железа и др. Для очистки газа от примесей применяют пылеуловители, висциновые фильтры и циклонные сепараторы.
На газовых и газоконденсатных промыслах применяются газовые сепараторы для отделения жидких и твердых примесей под влиянием силы тяжести или центробежных сил. В зависимости от этого различают газовые сепараторы гравитационные и центробежные. В газосепараторах гравитационного действия газ отделяется от жидкости в основном под влиянием силы тяжести и эффективность отделения возможна только при очень больших его размерах.
В процессе разработки газовых и газоконденсатных скважин вместе с газом выносятся жидкие и твердые примеси, количество которых зависит от характеристики месторождений и условий их эксплуатации.
Газ из скважины поступает в сепаратор 3, в котором отделяются жидкие и твердые примеси. Твердые частицы под действием собственного веса поступают в ловушку, расположенную в нижней части сепаратора. Жидкость направляется самотеком по трубе 10 в емкость для нестабильного конденсата 9, который по мере накопления продувается через задвижку в трап 7, где разделяются конденсат и вода и измеряется их количество.
В нефтегазопереработке данные процессы и аппараты используют преимущественно для очистки газа от жидких и твердых примесей.
Пылеулавливающие аппараты - пылеуловители, висциновые фильтры, циклонные сепараторы-предназначены для улавливания жидких и твердых примесей ( конденсата, метанола, солярового и турбинного масла, песка, сварочного грата, сернистых соединений железа и др.), содержащихся в газе. Газ очищают на промысловых установках подготовки газа. При неудовлетворительной очистке газа от конденсата на этих установках последний может осаждаться в пылеулавливающих аппаратах, но это создает ненормальный режим их работы из-за повышения уровня промывочной жидкости. В этом случае пылеулавливающие аппараты могут работать на конденсате, который не ухудшает степени очистки газа ( 98 %) при условии обеспечения стабилизации уровня.
График изменения давления во времени, полученный при использовании изохронного.| Данные обработки результатов исследования изохронным методом.
Дебиты скважины на всех режимах испытания должны обеспечить вынос, с потоком газа жидких и твердых примесей и исключить возможность загрязнения призабойной зоны пласта, образования жидкой и песчаной пробки. Образование пробки или очищение от нее забоя в процессе испытания приводит к изменению коэффициентов фильтрационного сопротивления, что в свою очередь является одним из факторов, влияющих на форму индикаторных кривых.
Первой операцией в процессе подготовки газа к транспорту по газопроводам является сепарация от жидких и твердых примесей. От качества работы сепаратора зависит продолжительность работы адсорбента.
Как уже упоминалось, в процессе разработки реальных газовых скважин вместе с газом выносятся жидкие и твердые примеси, количество которых зависит от характеристики месторождений и условий их эксплуатации. Значения коэффициентов К, определяемые по рис. II.5 и по табл. II.3 или II.4, являются средними и справедливы для движения чистого газа.
Пылеулавливающие аппараты - пылеуловители, висцино-вые фильтры, циклонные сепараторы - предназначены для улавливания жидких и твердых примесей ( конденсата, метанола, солярового и турбинного масла, песка, сварочного грата, сернистых соединений железа и др.), содержащихся в газе. Газ очищают на промысловых установках подготовки газа. При неудовлетворительной очистке газа от конденсата последний может осаждаться в пылеулавливающих аппаратах, но это создает ненормальный режим их работы из-за повышения уровня промывочной жидкости.
Пылеулавливающие аппараты - пылеуловители, висцино-вые фильтры, циклонные сепараторы - предназначены для улавливания жидких и твердых примесей ( конденсата, метанола, солярового и турбинного масла, песка, сварочного грата, сернистых соединений железа и др.) г содержащихся в газе. Газ очищают на промысловых установках подготовки газа. При неудовлетворительной очистке газа от конденсата последний может осаждаться в пылеулавливающих аппаратах, но это создает ненормальный режим их работы из-за повышения уровня промывочной жидкости.
Для более точного определения предельно допустимых оптимальных дебитов газа и конденсата, контроля за жидкими и твердыми примесями, установления необходимого числа сепараторов, технологической схемы сепарации и эффективного использования энергии дросселирования применяются специальные передвижные установки.
Как уже упоминалось, в процессе разработки газовых и газо-кондемсатных скважин вместе с газом выносятся жидкие и твердые примеси, количество которых зависит от характеристики месторождений и условий их эксплуатации. Значения коэффициентов К, определяемые по рис. III.36 и по табл. III.6 или III.7, являются средними и справедливы для движения чистого газа.
Номограмма для определения высоты лубрикатора и количества грузов. Устье скважины оборудуют площадкой и устройствами для замера дебита, давления, температуры, количества жидких и твердых примесей в процессе испытания.
В ряде скважин имеется зумпф, расположенный ниже вскрытого интервала, который, как правило, заполнен жидкими и твердыми примесями.
Наиболее простым мероприятием для очистки забоя от скопившихся примесей в большинстве случаев является продувка скважин, которая производится периодически по мере накопления жидких и твердых примесей. Весьма эффективным способом разрушения и выноса песчаных пробок и жидкости является низкочастотное озвучивание забоя большой мощности. На завершающей стадии разработки месторождений, когда пластовое давление значительно ниже гидростатического, эффектиность продувки снижается.
Компрессорные станции на магистральных газопроводах сооружают с целью достижения проектной или плановой производительности повышением давления транспортируемого газа, при этом осуществляют следующие основные технологические процессы: очистку газа от жидких и твердых примесей; компримиро-вание газа; охлаждение газа.
Прежде всего, выбираемый в проекте диаметр эксплуатационной ( обсадной) колонны должен позволять спуск в скважину фонтанных труб такой конструкции, при которой будут иметь место минимальные потери давления при движении газа по стволу скважины и одновременно будет обеспечиваться вынос поступающих на забой жидких и твердых примесей. Для выноса примесей необходима на любом сечении по стволу скорость, превышающая 5 м / с. Такая скорость не только обеспечивает минимальные потери и надежную эксплуатацию скважины без осложнений, но и гарантирует минимальный коррозионно-эрозионный процесс в стволе.
Компрессорные станции предназначены для перекачки газа. Кроме того на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.
На трубопроводах с интервалом, определяемым гидравлическим расчетом, устанавливаются компрессорные станции ( КС), предназначенные для повышения давления ( перекачки) газа. Кроме того, на КС производится очистка газа от жидких и твердых примесей, а также его осушка.

В нижней секции находятся циклонные трубы 2, укрепленные в перегородке 6 и крышке конусной емкости 7, предназначенной для сбора твердых и жидких примесей. На корпусе пылеуловителя выполнены входной 1 и выходной 3 патрубки для газа, люк-лаз 5, патрубки 8, 9, 10 для дренажа жидких и твердых примесей из разных полостей агрегата, патрубки 11 для пароподогревателя, предназначенного для разогрева и превращения в жидкую фазу уловленного шлама в зимних условиях.
Масляный пылеуловитель. В нижней секции находятся циклонные трубы 2, укрепленные в перегородке 6 и крышке конусной емкости 7, предназначенной для сбора твердых и жидких примесей. На корпусе пылеуловителя выполнены входной / и выходной 3 патрубки, для газа, люк-лазы 5, патрубки 8, 9, 10 для дренажа жидких и твердых примесей из разных полостей агрегата, патрубки 11 для пароподогревателя, предназначенного для разогрева и превращения в жидкую фазу уловленного шлама в зимних условиях.
Номограмма для определения проницаемости. Ошибки, возникающие во время исследований скважин, обычно зависят от метода измерения пластовых давлений, забойных давлений и дебитов. Эти ошибки обусловлены часто тем, что для расчета пользуются формулами, справедливыми для чистого газа, а на практике вместе с газом обычно имеется некоторое количество жидких и твердых примесей. В результате ошибок приходится вводить соответствующие поправки в двучленную форму при обработке результатов испытаний.
Ошибки, возникающие во время исследований скважин, обычно зависят от метода измерения пластовых давлений, забойных давлений и дебитов. Эти ошибки обусловлены часто тем, что для расчета пользуются формулами, справедливыми для чистого газа, а па практике вместе с газом обычно имеется некоторое количество жидких и твердых примесей. В результате ошибок приходится вводить соответствующие поправки в двучленную формулу при обработке результатов испытании.
Очищаемый газ поступает через входной патрубок 1, изменяет направление движения и скорость, за счет чего происходит первичная очистка от крупных частиц, оседающих в нижней части аппарата. В верхней части агрегата имеется отбойная решетка 4; за счет изменения скорости и направления потока в этой части происходит окончательная очистка, а уловленные примеси дренируются по трубкам в конусную емкость. Уловленные жидкие и твердые примеси периодически удаляются по дренажным линиям в систему их сбора.
Очищаемый газ поступает через входной патрубок 7, изменяет направление движения и скорость, за счет чего происходит первичная очистка от крупных частиц, оседающих в нижней части аппарата. В верхней части агрегата имеется отбойная решетка 4; за счет изменения скорости и направления потока в этой части происходит окончательная очистка, а уловленные примеси дренируются по трубкам в конусную емкость. Уловленные жидкие и твердые примеси периодически удаляются по дренажным линиям в систему их сбора.
Масляный пылеуловитель. Очищаемый газ поступает через входной патрубок 1, изменяет направление движения и скорость, за счет чего происходит первичная очистка от крупных частиц, оседающих в нижней части аппарата. В верхней части агрегата имеется отбойная решетка 4; за счет изменения скорости и направления потока в этой части происходит окончательная очистка, а уловленные примеси дренируются по трубкам в конусную емкость. Уловленные жидкие и твердые примеси периодически удаляются по дренажным линиям в систему их сбора.
Сепараторы газа часто оборудуются коагуляторами, в которых происходит укрупнение мелких частиц жидкости и их удаление. Для более тщательной очистки от твердых примесей в сепараторах предусмотрена установка фильтрующих элементов. Наиболее распространены вертикальные сепараторы, которые обеспечивают удовлетворительное улавливание жидких и твердых примесей. Если в газе присутствуют капли жидкости, которые могут ускорить старение адсорбента ( ингибиторы коррозии, амины, масла и др.), то для более полного их улавливания следует увеличить высоту сепарационной секции. При двухстадийной схеме осушки в газе могут содержаться амины и гликоль, которые вызывают вспенивание жидкости в сепараторе. Кроме того, вспенивание происходит и при наличии в газе ароматических углеводородов, а также ингибиторов коррозии. Во избежание этого рекомендуется оборудовать сепараторы двухступенчатыми коагуляторами: шиберного типа и с проволочной насадкой.
Ниже приведены данные по перечисленным видам инерционных аппаратов с очисткой легкой дисперсионной фазы от более тяжелых примесей дисперсной фазы в закрученных потоках. В нефтегазоперера-ботке данные процессы и аппараты используют преимущественно для очистки газа от жидких и твердых примесей.
На каждом режиме должна быть достигнута полная стабилизация давления и дебита. Полученные данные используются для построения индикаторных диаграмм, первая точка на которой выбирается тогда, когда давление и дебит неизменны. После замера стабилизированного значения давления, дебита и температуры на забое, на устье, в за-трубном пространстве, количества жидких и твердых примесей на данном режиме скважину закрывают на восстановление давления до РСТ - Процесс восстановления давления также непрерывно регистрирую. После обработки полученной кривой восстановления давления определяют параметры пласта.
Перед испытанием на скважине измеряют буферное и затрубное давление. В том случае, если скважина перед остановкой работала, желательно снять кривую восстановления давления. Затем скважину испытывают на - различных режимах, переходя от меньших дебитов к большим. При этом наряду с измерением дебита газа измеряют количество жидких и твердых примесей, скапливающихся в сепараторе или по-родоуловителе, Эти данные необходимы для установления технологического режима работы газовых скважин и выяснения влияния жидкости на форму индикаторной кривой. На каждом режиме снимают кривые стабилизации давления буферного, затрубного и измеритель расхода. После первого цикла испытаний от меньших дебитов к большим продувают скважины и при этом измеряют дебит, буферное и затрубное давление до наиболее полной очистки забоя скважины, после чего снимают кривую вюсстановления давления. Затем проводят испытание в обратном порядке от больших дебитов к меньшим. В основном при обработке результатов исследования скважин проводят стандартные расчеты, на что требуется значительный период времени. В то же время целый ряд параметров, получаемых при исследовании скважин, вследствие изменчивости геологического строения пласта и приближенных значений исходных величин носит оценочный характер. Поэтому встает вопрос об упрощении вычислений с нужной степенью точности. Одним из методов, позволяющим проводить первичную обработку результатов непосредственно HCI скважине, является применение номограмм и графиков для часто встречаемых на практике расчетов.
С этой целью при исследованиях газ из скважины выпускался через диафрагменный измеритель критического течения, а общий уровень шума при обтекании диафрагм газом измерялся шумомером Щ-63. При исследованиях устанавливался последовательно набор диафрагм, что позволило изменять дебит скважин в определенном диапазоне. Кроме того, фиксировались следующие величины: а) высота установки прувера; б) высота микрофона; в) температура газа; г) температура воздуха; д) направленность микрофона ( микрофон направлялся на источник звука); е) количество жидких и твердых примесей в потоке газа.
 
Loading
на заглавную 10 самыхСловариО сайтеОбратная связь к началу страницы

© 2008 - 2014
словарь online
словарь
одноклассники
XHTML | CSS
Лицензиар ngpedia.ru
1.8.11