Подача - ингибитор - гидратообразование
Cтраница 1
Подача ингибиторов гидратообразования к скважинам осуществляется по обустроенным стационарным коммуникациям или от смонтированного на приустьевых площадках оборудования для хранения ингибиторов. [1]
В современных технических решениях в качестве импульсных линий передачи давления предлагается использовать непосредственно каналы подачи ингибитора гидратообразования. Тем самым опасность блокирования датчика перепада давления из-за гидратообразования полностью снимается. На реализацию этой идеи и направлено изобретение по А.с. № 1295137 [153], в котором предложен способ диагностики гидратообразования в газопроводе, по крайней мере в две точки которого подают по каналам ингибитор гидратообразования, заключающийся в измерении посредством импульсных линий перепада давления газа в газопроводе либо газопромысловом оборудовании ( т.е. между этими двумя точками) и сравнении его с нормирующим значением, соответствующим расходу газа в условиях без-гидратного его транспорта. При этом в качестве импульсных линий для контроля перепада давления используют каналы подачи ингибитора в интервалах прекращения подачи по ним потока ингибитора и по превышению полученного результата над нормирующим значением перепада давления судят о гидратообразовании между точками ввода ингибитора, а по уменьшению Др ( ниже нормирующего значения Др0) - о гидратообразовании после второй точки ввода ингибитора. [2]
Уклланные данные по кустам скважин и прогнозным ( проектным) технологическим режимам их эксплуатации при достаточной достоверности информации позволяют грамотно проектировать газосборную систему, предусматривать подачу ингибиторов гидратообразования в скважины и коллекторы ( шлейфы), при необходимости проектировать устьевые подогреватели ivi w и пр. На этой же стадии технологического проектирования целесообразно оценивать возможности применения газовых эжекторов на кустах скважин. Новое направление исследований - использование эжекторов с активным и пассивным газожидкостными потоками для оптимизации работы куста скважин - развивается сейчас в Уренгойгазпроме и ВНИИГазе. [3]
Поскольку тепловой режим скважин существенно зависит от их дебита, в ряде случаев можно определить такие предельные дебиты, выше которых будет обеспечен безгидратный режим эксплуатации месторождения без подачи ингибитора гидратообразования на забой скважины. [4]
В состав скважинного оборудования, предназначенного для эксплуатации газовых и нефтяных скважин, а также для нагнетательных скважин, входят различные скважинные клапаны, позволяющие осуществлять многочисленные технологические промысловые операции: освоение и глушение скважин, подачу ингибиторов гидратообразования и коррозии, отсечку потока и некоторые ремонтно-профилактические операции. [5]
В состав скважинного оборудования, предназначенного для эксплуатации газовых и нефтяных скважин, а также для нагнетательных скважин, входят различные скважинные клапаны, позволяющие осуществлять многочисленные технологические промысловые операции: освоение и глушение скважин, подачу ингибиторов гидратообразования и коррозии, отсечку потока, различные ремонт-но-профилактические операции. [6]
В условиях гидратообразования устьевые давление и температура при режиме постоянной скорости должны быть не меньше, чем равновесные давление и температура гидратообразования. Если получаемые при режиме постоянной скорости потока на устье скважины давление и температура ниже их величин в условиях гидратообразования, то необходимо предусмотреть подачу ингибитора гидратообразования в скважину. [7]
 |
Задвижка клиновая, с выдвижным шпинделем, муфтовая ЗКС-160. [8] |
Запорные вентили ( табл. 1.25) на магистральных газопроводах и газоне - рерабатывающих заводах имеют ограниченное применение из-за относительно большого гидравлического сопротивления. Их используют на вспомогательных линиях, где потери напора не имеют существенного значения, а также при создании экспериментальных установок, на малогабаритных опытно-промышленных установках по переработке газового конденсата, в обвязке насосов для подачи ингибиторов гидратообразования и коррозии. [9]
ВНИИГАЗом для экспериментальных исследований газоконден-сатных систем разработана передвижная лаборатория ЛПГ-1. При испытаниях этой лаборатории в 1965 г., проведенных на Шебелин-ском месторождении, были выявлены следующие недостатки. В се-парационной установке, через которую проходит весь исследуемый газ ( БСУ), отсутствует породоуловитель и не предусмотрена подача ингибитора гидратообразования. В сепарационной установке, через которую проходит только часть газа ( МСУ), затруднено регулирование температуры исследуемого газа при получении изотерм конденсации, неточен замер расхода исследуемого газа и количества выделившейся жидкости ( конденсат, вода); небольшая производительность ( 60 - 80 м3 / ч), что влияет на точность замера количества выделившейся жидкости, особенно на месторождениях при содержании в пластовом газе С5 - - высш. [10]
Отметим, что с целью определения рабочих дебитов скважин и производительности кустов скважин проводится следующий комплекс расчетных исследований: расчет диапазонов дебитов, при которых реализуется безгид-ратный режим эксплуатации скважин; расчет минимального дебита, при котором выносится жидкость ( вода и углеводородный конденсат) с забоя скважины; оценка критического дебита, при котором еще не разрушается призабойная зона пласта; оценка предельного безводного дебита и др. На основании полученных данных проводится выбор нижней и верхней границ рабочих дебитов, а также средних рабочих дебитов скважин. По средним рабочим дебитам рассчитываются прогнозные забойные давления скважин, а также термобарические условия на устье скважин. Указанные данные по кустам скважин и прогнозным ( проектным) технологическим режимам их эксплуатации при достаточной достоверности информации позволяют грамотно проектировать газосборную систему, предусматривать подачу ингибиторов гидратообразования в скважины и коллекторы ( шлейфы), при необходимости проектировать устьевые подогреватели газа и пр. На этой же стадии технологического проектирования целесообразно оценивать возможности применения газовых эжекторов на кустах скважин. Новое направление исследований - использование эжекторов с активным и пассивным газожидкостными потоками для оптимизации работы куста скважин - развивается сейчас в Уренгойгаз-проме и ВНИИГАЗе. [11]
Движение агента и среды может происходить как в прямотоке, так и в противотоке. Обычно теплообменники такого типа состоят из нескольких секций. Простота конструкции и несложная система подачи в них ингибитора гидротообразования обусловливает использование таких теплообменников в установках НТС. Охлаждающим агентом является отсепарированный холодный газ, поступающий из низкотемпературного сепаратора в межтрубное пространство теплообменника. Кожухотруб-чатый теплообменник по сравнению с теплообменником типа труба в трубе имеет большее применение, что объясняется его меньшей металлоемкостью. Но из-за отсутствия надежной системы подачи ингибитора гидратообразования эти теплообменники применяются, если охлаждение в них газа производится до температуры не ниже температуры гидратообразования или если перед теплообменником газ предварительно осушается от влаги. [12]
Страницы: 1