Нефтегазовая смесь

Cтраница 2

Нефтегазовая смесь из скважин подается на автоматизированные групповые замерно ереключающие установки ( АГЗУ) типа Спутник, которые предусматривают замер дебита скважин, переключение скважин с безводного на обводненный коллектор, и наоборот. Если АГЗУ находятся недалеко от центрального сборного пункта ( ЦСП), то нефтегазовая смесь подается по безводному или обводненному коллектору. Если АГЗУ далеко от ЦСП, то нефтегазовая смесь со Спутника поступает в сепаратор обводненной или безводной нефти, где газ отделяется от нефти при давлениях 0 4 - - - 0 6 МПа. Из сепаратора нефть с оставшимся газом в количестве Ю - г - 20 м3 / т поступает на прием дожимных насосов, которые подают нефть на ЦСП. [16]

Затем нефтегазовая смесь направляется в трапы среднего давления, в которых отделяются более тяжелые компоненты, после чего она последовательно проходит для более глубокого разделения нефти и тяжелых газов через трап низкого давления и вакуум-трап. Регулирование давления на каждой стадии сепарации осуществляется соответствующими регуляторами давления. Часть газа из трапа низкого давления поступает в разделитель. [17]

Нефтегазовую смесь из скважины направляют сначала в газосепаратор высокого давления, в котором из нефти выделяется основная масса газа. Этот газ может транспортироваться на большие расстояния под собственным давлением. [18]

Поэтому нефтегазовая смесь рассматривается нами как двухфазная только тогда, когда содержание газа в общей смеси потока равно 20 % и более, при этом не наблюдается равенства между значениями пластового и устьевого газовых факторов. [19]

В нефтегазовых смесях происходит окисление нефти, а в смеси с воздухом образует взрывоопасные смеси. [20]

Из него нефтегазовая смесь может направляться или в линию 6 для измерения нефти и газа в сепараторе 10, или в линию 8 - общую для безводной нефти, поступающей со всех скважин. Дебит жидкости ( нефть вода) определяется измерением массы жидкости, накапливаемой в объеме между гамма-датчиками верхнего и нижнего уровней и регистрации времени накопления этого объема. Дебит чистой нефти определяется сравнением массы жидкости в заданном объеме с массой чистой воды, которая занимала бы этот объем. [21]

При движении нефтегазовой смеси по сборному трубопроводу происходит непрерывное зарождение новых и рост уже образовавшихся пузырьков. Для перехода газа из растворенного в свободное состояние необходимо определенное время. Процесс выделения газа может не закончиться в трубопроводе, поскольку в нем отсутствует равновесное состояние из-за больших скоростей потока и непрерывного движения давления по ходу движения смеси. Поэтому пузырьки продолжают зарождаться и формироваться внутри сепаратора и после него. [22]

Сепараторы для нефтегазовой смеси / / Нефтепромысловое дело. [23]

Принципиальная схема ступенчатой сепарации нефти и газа. [24]

При сепарации нефтегазовых смесей температуру, как правило, искусственно не меняют. Поэтому изменение температуры сепарации связано в основном с изменением температуры окружающей среды и дебита скважин. [25]

Состав нефтяных газов ( % Ромашкинского месторождения, скв. 989. [26]

При движении нефтегазовой смеси от забоя к устью в стволе происходит непрерывное разгазирование нефти. [27]

Для каждой пенистой нефтегазовой смеси должна быть определена оптимальная длина ТГК, так как дальнейшее ее увеличение приведет только к повышению металлоемкости комплекса. [28]

Обвязка гидроциклонного сепаратора ГС-8-1600 по ступеням сепарации. [29]

При такой обвязке нефтегазовая смесь может подаваться в любую-гидроциклонную головку или в несколько гидроциклонных головок одновременно в зависимости от заданной скорости, а также-на один или на все гидроциклонные сепараторы в зависимости от объема продукции, поступающей на центральный пункт сбора. [30]

Страницы: 1 2 3 4 5