Ввод - нефть
Cтраница 3
Отделившаяся при этом капельная нефть стекает по трубе 13 через распылитель 14 в центральную часть газоотделителя, расположенную над зоной ввода нефти в газоотделитель. [31]
Следует отметить, что основными факторами, влияющими на унос капельной жидкости из сепаратора, являются скорость газа в аппарате, способ ввода нефти, конструкция от-бойно-сепарационных элементов, значение турбулентности потока при входе в сепаратор, свойства нефти и, в частности, ее пенообразующая способность. [32]
Нагревание нефти осуществляется в специальных нагревательных установках, которые располагают в технологической линии обезвоживания нефти после отделения ( сепарации) из нефти газов, но ранее ввода нефти в отстойник. Температура нагревания устанавливается с учетом особенностей водонефтяных эмульсий и элементов принятой системы обезвоживания. [33]
Результаты испытаний колонны-деэмульсатора [9], приведенные в табл. 3, прежде всего показывают, что производительность аппарата глубина обезвоживания нефти зависят от положения уровня раздела фаз по отношению к месту ввода нефти. [34]
Таким образом, результаты исследования в лабораторных условиях ТГК показывают, что средствами интенсификации разрушения пенных структур и ликвидации метастабильности нефти являются: подбор оптимальных размеров ТГК, использование принципа последовательного расширения секций ТГК, перемешивание потока, сепарация при низком содержании свободного газа в рабочих условиях, подбор системы ввода нефти в ТГК в зависимости от характеристики нефти. [35]
Как видно из таблицы, повышение температуры ввода нефти на 20 - ю и 23 - ю тарелки, хотя и увеличивает общий отбор углеводородов С2 - С5 и снижает содержание тяжелых бензиновых фракций С6 на 4 82 %, не дает проектного отбора легких составных частей из промысловой нефти, что требует увеличения температуры ввода нефти и низа колонны. [36]
Введение нефти в межэлектродное пространство трехэлектродных электродегидраторов и увеличение объема электрического поля для обессоливания нефтей, образующих агрегатно-устойчивые трудноразрушаемые эмульсии. Возможны и две системы ввода нефти - в нижнюю зону и в межэлектродное пространство с регулированием соотношения подачи в зависимости от изменения свойств сырья. [37]
Введение нефти в межэлектродное пространство трехэлектродных электродегидраторов и увеличение объема электрического поля для обессоливания нефтей, образующих агрегатно-устойчивые трудноразрушаемые эмульсии. Возможны и две системы ввода нефти - в нижнюю зону и в межэлектродное пространство с регулированием соотношений подачи в зависимости от изменения свойств сырья. [38]
Недостатками предложенных нехнико-технологаче-ских решений является передиспергирование водонефтя-ной эмульсии при перемешивании и, вследствии этого, увеличение необходимого времени отстоя, что при неизменной производительности, ухудшает качество разделимых сред. Периодически этого следует ожидать и при вводе нефти и воды, тем более, что заложенный в технологическом решении принцип обращения фаз, будучи справедливым при смешении чистых веществ, с увеличением концентрации воды в нефти не проявляется. При этом образуется еще более сложная, множественная эмульсия воды и нефти, распределенная в объеме свободной неэмульгированной воды. [39]
 |
H-4. Горизонтальный электродегидратор. [40] |
В таком аппарате водно-нефтяная эмульсия обрабатывается последовательно в трех зонах. В первой зоне, между маточником для ввода нефти и уровнем воды, эмульсия промывается водой, содержащей деэмульгатор. При этом из нефти отделяются наиболее крупные капли воды. Перемещаясь вверх, нефть попадает во вторую зону, находящуюся между уровнем воды и нижним электродом, где нефть подвергается воздействию слабого электрического поля. [41]
ВНИИСПТНефть для повышения равномерности распределения эмульсии предложил выполнять верхний электрод из чередующихся сплошных и решетчатых пластин, а распределяющие эмульсию щелевые головки устанавливать под решетчатыми пластинками. Институт Гипровостокнефть ( г. Самара) в своих конструкциях электродегидраторов объединяет межэлектродный ввод нефти с ее нижним вводом. Предотвращение замыкания электродов поляризационными цепочками из капель воды достигается снижением напряженности электрического поля за счет увеличения межэлектродного расстояния. [42]
 |
Концевой делитель фаз с путевым газоотбором. [43] |
КДФ такой конструкции 2, который является естественным продолжением подводящего трубопровода 1 и разделен на секции 3, 4, 5 вертикальными перегородками 6 в виде пластин с отверстиями 7 в нижней части. Сепаратор 11, выполняющий По существу функции промежуточной емкости, имеет трубопровод 14 для ввода нефти, соединенный с концевым делителем фаз, а также трубопровод 15 вывода нефти, может эксплуатироваться в этом случае с производительностью в 5 - 7 раз больше номинальной. [44]
При положении газового пласта ниже нефтяного ( рпгрпн) принципиальная схема оборудования при внутрискважин-ном газлифте представлена на рис. 9.8 в. Колонну НКТ спускают до кровли газового пласта, между пластами устанавливают пакер, рабочий клапан ввода нефти, снабженный обратным клапанам, устанавливают обычно на уровне кровли нефтяного пласта. Давление в НКТ на уровне рабочего клапана р определяют зная забойное давление нефтяного пласта рт и потери в клапане. Затем находят диаметр НКТ и расход газа, обеспечивающий на длине газожидкостного подъемника от рабочего клапана до устья скважины перепад давления vrpl до ру при заданном дебите. Штуцер устанавливают у башмака НКТ, его диаметр определяют исходя из расхода газа и давлений под штуцером ( - рт) и над ним. [45]
Страницы: 1 2 3 4 5