Cтраница 2
Наиболее распространен ввод ингибиторов в поток газа. Для этого используют индивидуальные установки на устьях скважин и централизованную подачу ингибиторов. [16]
Наиболее распространен ввод ингибиторов в поток газа. Для этого используют индивидуальные установки я а устьях скважин и централизованную подачу ингибиторов. [17]
Такая схема ввода ингибиторов хотя и требует больших затрат на прокладку ингибиторопроводов, но оправдывает себя в сложных орогидроографических условиях, когда индивидуальное обслуживание затруднено. [18]
Уровень глубины ввода ингибитора должен на 100 - 200 м превышать уровень начала отложения парафина и может быть определен по данным промысловых наблюдений за температурой насыщения нефти парафином в глубинных пробах. Доставка реагента к поверхности НКТ и другого оборудования в момент пуска скважины в эксплуатацию после ремонта осуществляется подачей в скважину ударной дозы ингибитора в течение 7 - 10 сут с десятикратным превышением оптимальной рабочей дозировки или предварительным заполнением скважины после ремонта 2 - 3 % - ным раствором ингибитора. При этом поверхности труб и оборудования могут быть хорошо обработаны ингибитором лишь при тщательной предварительной очистке этих поверхностей от отложений парафина и других загрязнений. [19]
Аналогичный вариант ввода ингибитора в аэрозольном виде представляет интерес и при вводе гликолей для ингибирования аппаратов воздушного охлаждения ( АВО) сырого газа, работающих в гидратном режиме. [20]
В системе чвтоматаческого ввода ингибитора гидратообра-вования АВ коррекция расхода газа по температ упв осуществляется термометром сопротивления типа ТОМ. [21]
Для определения места ввода ингибитора в газовый поток необходимо правильно определить участок возможного гидратообразования. Желательно, чтобы между точкой образования гидратов и установкой ввода ингибиторов не было дриппов, в которых будет бесполезно собираться раствор ингибитора. Иногда целесообразно иметь на головной части магистрального газопровода передвижную установку для ввода ингибитора, для подключения которой в соответствующих точках необходимо иметь штуцеры с вентилями но трассе газопровода примерно через 1 - 2 км. [22]
Анализ испытанных схем ввода ингибиторов показал, что наиболее эффективной следует считать схему ввода ингибитора непосредственно в трубопроводы сточных вод, минуя нефтеловушки, пруды, резервуары отстоя. [23]
Независимо от способа ввода ингибиторов различные участки газопровода оказываются защищенными неравномерно. Это обусловлено тем, что в трубопроводах для перекачки нефтяного газа благодаря конденсации воды и углеводородов при низких ( менее 10 м / с) скоростях потока образуется гетерогенный газожидкостный поток с раздельной или пробковой структурами. На участках газопровода, контактирующих с газовой фазой потока, пленка ингибитора сохраняет свои защитные свойства в 4 - 6 раз дольше, чем на участках, омываемых двухфазным жидким конденсатом. В связи с этим даже при систематическом применении ингибиторов нижняя часть газопровода корродирует со скоростью до-3 - 4 мм / год. [24]
Анализ испытанных схем ввода ингибиторов показал, что наиболее эффективной следует считать схему ввода их непосредственно в трубопроводы сточных вод ( минуя резервуары отстоя) для девонских нефтей и в резервуары предварительного сброса воды перед поступлением сырья на установки подготовки нефти для угленосных сероводородных нефтей. [25]
Для определения места ввода ингибитора в газовый поток необходимо правильно определить участок возможного гидрато-образования. Желательно, чтобы между точкой образования гидратов и установкой ввода ингибиторов не было дриппов, в которых будет бесполезно собираться раствор ингибитора. Иногда целесообразно иметь на головной части магистрального газопровода передвижную установку для ввода ингибитора, для подключения которой в соответствующих точках необходимо иметь штуцера с вентилями по трассе газопровода примерно через 1 - 2 км. Это позволит более точно контролировать состояние газопровода при его обследованиях и возможность более экономично предупреждать гидраты. [26]
Иногда управление процессом ввода ингибитора заключается только в автоматической стабилизации его расхода. Например, на сборных пунктах раствор диэтиленгликоля подается в скважины одним насосом, а газ осушается на абсорбционных установках. Раствор вместе с газом по шлейфам поступает в сепараторы, где отделяется от газа. Затем раствор регенерируется и снова подается в скважины. [27]
Анализируя известные способы ввода ингибитора в поток газа, можно прийти к выводу, что они не всегда обеспечивают достаточно равномерное распределение ингибитора в потоке газа. В ряде случаев это приводит к перерасходу ингибитора по сравнению с его минимально необходимым количеством, иногда значительному. [28]
Автоматическое управлении процессом ввода ингибитора гидрато-образования. [29]
По промежутку между вводом ингибитора и выполаживанием кривой на графике определяют время, необходимое для образования совершенной для данной концентрации ингибитора поверхностной пленки. [30]