Режим - сепарация
Cтраница 2
Составы газа и конденсата, полученные из расчета при некоторых режимах сепарации, их молекулярные веса и плотности, а также выход конденсата показаны в табл. VII.3. Там же приведены экспериментальные результаты, полученные при одноступенчатой се-ларации пластового газа по скв. Сравнение показывает хорошее совпадение по составам газа и конденсата, а также по выходу конденсата. [16]
Кроме того, он обязан знать, что произойдет при нарушении режима сепарации, т.е. изменении величин Р и Т, предусмотренных проектом. [17]
Институтом БашНИПИнефть проводились опыты по изучении; многоступенчатой сепарации нефтей башкирских месторождений Режимы сепарации устанавливали практически возможные, исходя из существующего фонда скважин и давлений на их устьях. [18]
 |
Принципиальная технологическая схема улавливания легких фракций из резервуаров. [19] |
На рис. 1.7 приведен один из вариантов схемы технологии УЛФ при работе резервуара в режиме сепарации. [20]
На рис. 3.4 приведен один из вариантов схемы технологии УЛФ при работе резервуара в режиме сепарации. [21]
На рис. 3.1 приведен один из вариантов схемы технологии УЛФ при работе резервуара в режиме сепарации. [22]
 |
Принципиальная технологическая схема улавливания легких фракций из резервуаров. [23] |
На рис. 1.7 приведен один из вариантов схемы технологии УЛФ при работе резервуара в режиме сепарации. [24]
 |
Номограмма для определения выхода конденсата при различных р и Г из газа с потенциальным содержанием Cs до 280 10б м3 / м3. [25] |
На рис. 4.8 показана номограмма, которая позволяет по результатам замера газоконденсатного фактора на единичном режиме сепарации определить выход конденсата при различных давлениях и температурах смеси, содержащей более 60 см3 / м3 конденсата в пластовом газе. [26]
Для сокращения затрат, связанных с предупреждением образования гидратов в пределах месторождений необходимо устанавливать такой режим сепарации, при котором жидкая фаза, поступающая с газом из скважины, отделяется в первой ступени сепарации при температуре, несколько превышающей равновесную температуру гидратообразования. Давление во второй ( или последней) ступени сепарации определяют по давлению в газосборном коллекторе. Температуру последней ступени сепарации определяют из условия глубины выделения влаги и тяжелых углеводородов. Но всегда она должна быть ниже минимальной рабочей температуры в магистральных газопроводах, в которые подается газ. [27]
Чтобы устранить проскальзывания отсенарпровапного газа в конденса-топровод, необходимо поддерживать гидравлический затвор в трапах, что улучшает режим вторичной сепарации, значительно снижает потери тяжелых углеводородов и исключает необходимость дополнительных ступеней сепарации. [28]
Объем продуктов испарения нефти, вытесняемый из резервуара поступающей в него нефтью, по данным исследований разный и зависит в значительной степени от режима сепарации газа. Согласно исследованиям, проведенным ЦНИПРом Ишимбайнефть в 1963 г. [2], количество углеводородов в продуктах испарения нефти, выделившихся из сырьевого резервуара, составляет 11 1 % в осенне-зимний период и около 10 2 % в весенне-летний. [29]
При пуске линии необходимо соблюдать некоторые основные правила: заполнять линию газом по участкам, вначале при давлении коллектора, а затем скважины; устанавливать режим сепарации, а затем вспомогательного оборудования; не допускать резкого роста давления, образования гидратов, выхода из строя приборов. [30]
Страницы: 1 2 3 4