Метанолопровод

Cтраница 1

Метанолопровод 57x7 мм скважины № 3015 УКПГ-3 разрушился после пяти лет эксплуатации в области расположения вмятин ( 50x20x4 мм) и закатов ( рис. 7а) на наружной поверхности трубы, от которых развивалось растрескивание металла. [1]

Трассу метанолопровода, которую обозначают реперными знаками, проверяют обходчики по графику, утвержденному главным инженером предприятия. [2]

На северных промыслах метанолопроводы предполагается прокладывать параллельно шлейфам. [3]

Запрещается производить земляные работы в зоне расположения метанолопровода на расстоянии менее 20 м без письменного разрешения руководства предприятия, ответственного за его эксплуатацию. [4]

Необходимость прокладки резервной нитки для выкидных линий скважин, метанолопроводов к скважинам, трубопроводов систем заводнения и захоронения пластовых и сточных вод устанавливается проектом. [5]

Технология предусматривает подачу ингибитора солеотложения в эксплуатационные скважины по метанолопроводам совместно с ингибиторами гидрато-образования и коррозии. [6]

План расположения скважин опытного участка. [7]

ШФЛУ по первой нитке конденсатопровода Вуктыл - Ухта и межпромысловому метанолопроводу поступала с Сосногорского ГПЗ на УКПГ-1 в разделительные емкости первого блока, где отделялась от пачек газа, использовавшегося для поршневания ШФЛУ по трассе конденсатопровода. [8]

В местах перехода через реки, овраги, железные и автомобильные дороги первой и второй категории метанолопровод необходимо прокладывать в патронах с отводом концов в смотровые колодцы или стояки. [9]

Влияние термоциклирования на долговечность сварных крупногабаритных образцов из стали типа 09Г2С и 10СП. [10]

С учетом климатических условий Крайнего Севера, принятие решения об использовании рулонированных труб из стали 10СП для сооружения стационарных трубопроводов ( метанолопроводы) должно базироваться на испытании реальных труб. [11]

С увеличением срока эксплуатации ( более 15 лет) соединительные ТП, при отсутствии эффективного ингибирования, подвержены ВР на участках труб, содержащих раскатанные неметаллические включения. Метанолопроводы, не имеющие наружной изоляции, поражаются в местах расположения металлургических дефектов ( закатов) язвенной коррозией от воздействия промышленной сероводородсодержащей атмосферы. Запорно-регулирующая арматура со временем теряет герметичность вследствие охруп-чивания уплотнительных элементов. При этом сероводородсо-держащие нефтегазовых среды, воздействуя на крепеж фланцевых соединений, изготовленный из коррозионно-нестойких сталей, вызывают его СР. Причиной большинства разрушений ТП очищенного газа являются дефекты сварных соединений - непровар, смещение кромок, поры, неметаллические включения и сварочные трещины, создающие концентрацию микро-и макронапряжений и приводящие в течение эксплуатации к возникновению макротрещин и сквозному поражению стенки трубы. [12]

На наш взгляд, кинетические ингибиторы вполне могут подойти для ингибирования стволов газовых скважин при их кратковременных газодинамических исследованиях, обычно сопровождающихся заходом в гидра-тоопасную область термодинамических параметров на времена порядка нескольких часов, причем глубина захода в область стабильных газовых гидратов здесь не превышает 7 - 8 С. Отсутствует и проблема прокачки ингибитора по метанолопроводам. [13]

При перекачке метанола по трубопроводу в начале его должен устанавливаться предохранительный клапан на максимально возможные рабочие давления и пропускную способность. С целью предотвращения отравления местности при разрывах метанолопровода необходима дополнительная установка обратных клапанов, опорожнения его - задвижек на участках подъема трассы. [14]

Хотя достигнутая величина захода в газогидратную область AT, равная 7 - 8 С, представляется в ряде случаев достаточной. Следовательно, при попытке использования существующей системы метанолопроводов их необходимо теплоизолировать и дооборудовать теплоспутниками, что равнозначно созданию новой и весьма дорогостоящей инфраструктуры централизованного ингибирования. [15]

Страницы: 1 2