Жидкая твердая примесь
Cтраница 3
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. [31]
 |
Масляный пылеуловитель. [32] |
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. [33]
 |
Номограмма для определения проницаемости. [34] |
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. [35]
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. [36]
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. [37]
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. [38]
 |
Масляный пылеуловитель. [39] |
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. [40]
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. [41]
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. [42]
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. [43]
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. [44]
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. [45]
Страницы: 1 2 3