Cтраница 1
Осложнения эксплуатации этих месторождений, вызываемые большим содержанием парафина в нефти, требуют затраты значительных средств для их устранения. В табл. 1 приведены данные о частоте очистки лифта и выкидных линий от отложения парафина на Долинском месторождении. [1]
Осложнения эксплуатации месторождений связаны с работой как добывающих, так и нагнетательных скважин. [2]
Одной из причин осложнений эксплуатации нефтепроводов, проложенных в условиях сильно пересеченной местности, является наличие в их полости скоплений газа и воды. Занимая определенный объем в повышенных точках трассы, скопления газа приводят к снижению производительности трубопровода и возрастанию энергозатрат на перекачку. Такое же негативное воздействие на работу трубопровода оказывают водяные скопления в пониженных точках трассы. [3]
Таким образом, поступление пены в метантенки приводит не только к осложнению эксплуатации, но и к уменьшению выхода газа на единицу загруженного органического вещества. Увеличение содержания жира в сброженном осадке снижает его агрономическую ценность, так как этот осадок плохо смачивается. [4]
При отложениях в подъемных трубах парафина замена установок штанговых насосов на центробежные насосы существенно облегчает обслуживание. При этом применение автоматизированных депара-финизационных установок или остеклованных насосно-компрессор-ных труб наиболее просто снижает до минимума осложнения эксплуатации. [5]
При отложениях в подъемных трубах парафина замена установок штанговых насосов на центробежные насосы существенно облегчает обслуживание. При этом применение автоматизированных депара-финизационных установок или остеклованных насосно-компрессор-ных труб наиболее просто снижает go минимума осложнения эксплуатации. [6]
Необходимо отметить, что значительная неравномерность концентрации пыли по сечению потоков, выдаваемых различными горелками, изменяется во времени и носит характер случайного процесса с широким частотным и амплитудным спектром. В результате на всем протяжении пыле-угольного факела имеют место значительные пульсации во времени температуры и содержания кислорода, ведущие к осложнениям эксплуатации и повышенным потерям теплоты от механической неполноты сгорания при сжигании тощих углей. Источником возникновения этих пульсаций следует считать нестабильную работу элементов пылепри-готовительного оборудования, в частности, питателей угольной пыли в системах с промбункером. [7]
Характерной особенностью сточных вод этого производства является наличие в них значительных количеств различных смол. Полное удаление этих примесей является одним из очень важных этапов очистки сточных вод, недооценка которого приводит не только к осложнению эксплуатации последующих сооружений, но и ухудшает общий эффект очистки. [8]
Реализация этой возможности представляет известный интерес при достаточной экономичности циркуляционного подогрева. Однако при использовании циркуляционного подогрева для выпарки влаги из топлива необходим непрерывный контроль за ее содержанием при помощи соответствующих приборов [90], и при влажности топлива 1 - 2 % подогрев должен быть прекращен во избежание вспенивания. Так как это связано с осложнением эксплуатации, то целесообразно провести специальные работы по применению деэмульгаторов или оборудованию резервуаров устройствами для размыва пены. При удачном решении этого вопроса в процессе подогрева обводненных топлив может быть достигнута полная выпарка влаги, и уровень подогрева не будет ограничен температурой, при которой начинается вспенивание. Последнее может иметь значение при подогреве сверхвязких топлив. [9]
На скважинах девонских месторождений проверяется содержание парафина в рабочей жидкости, которое не должно превышать установленного значения. Если разгазирование и отстаивание нефти, поступающей из скважины, недостаточно, то содержание парафина в рабочей жидкости увеличивается. В этих случаях отмечается отложение парафина на стенках подъемных труб, вызывающее осложнение эксплуатации. [10]
Ввиду этого даже при глубоком обвссолива-нии нефти требуется подача в нее значительного количества нейтрализаторов. Однако передозировка нейтрализаторов, особенно каустической соды, может привести к осложнению эксплуатации оборудования, так как может вызывать щелочные растрескивания отдельных аппаратов в зонах накопления щелочи, а также усиленную коррозию печных труб или их прогар на установках переработки нефтяных остатков. [11]
Как видно из таблицы, коэффициенту газоотдачи по этим вариантам оказались практически одинаковыми. Интенсивность отбора газа по этим подвариантам составила около 10 % от начальных запасов, а период постоянной добычи по вариантам 11 и 21 равен ОГоДп QrOA2i const 6 лет. За период постоянной добычи коэффициенты газоотдачи по вариантам 11 и 21 оказались равны рг 58 48 % и рг 60 31 % соответственно. К концу разработки залежи эти коэффициенты доходят до значений Рп 98 86 % и p2i 97 94 % без осложнений эксплуатации скважин. [12]