Шлейфовый трубопровод
Cтраница 2
В настоящее время 21 % шлейфовых трубопроводов скважин ГПУ находится в непрерывной эксплуатации свыше 30 лет, 44 % - от 20 до 30 лет, 35 % шлейфов скважин - до 20 лет, т.е. шлейфовые трубопроводы практически выработали нормативный ресурс, установленный требованиями НТД. [16]
Рабочее давление в трубопроводах не всегда постоянно, а изменяется во времени по детерминированному или случайному закону. Например, давление в шлейфовых трубопроводах Оренбургского газоконденсатного месторождения за 14 лет эксплуатации снижается практически в 2 раза пропорционально годам. [17]
При строительстве промысловых надземных трубопроводов организационно-технологическую схему комплексного потока определяют конструкцией прокладки трубопровода. Наиболее сложные конструктивные решения имеются по шлейфовым трубопроводам. [18]
Выкидные линии нефтяных скважин обрабатываются ингибирован-ной жидкостью, поступающей из добывающих скважин, а ингибирование шлейфовых трубопроводов, как правило, осуществляется за счет ингибитора, применяемого для защиты оборудования для добычи газа. Для увеличения степени защиты выкидных линий и шлейфовых трубопроводов их дополнительно защищают периодическим или непрерывным вводом раствора ингибитора в начальные участки. Лучшая ингибиторная защита шлейфовых трубопроводов достигается при условии эксплуатации их в кольцевом режиме движения среды, когда растворенный в жидкой фазе ингибитор равномерно смачивает внутреннюю поверхность трубопроводов. [19]
 |
Схема ввода ингибитора в скважину. [20] |
В настоящее время для ввода ингибиторов в защищаемую систему применяются разнообразные методы. На рис. 9 приведена принципиальная схема ввода ингибитора в скважину, а на рис. 10 - схема подключения ингибиторной установки в шлейфовый трубопровод. [21]
Следует отметить, что сварные стыки шлейфовых трубопроводов предусмотрено контролировать только рентгеновской пленкой Д-7. Для такой пленки нужны надежные и долговечные рентгеновские аппараты. Опыт монтажа шлейфовых трубопроводов неочищенного газа свидетельствует о целесообразности использования для контроля качества сварки источников радиоактивного излучения, в том числе в комплекте с самоходными установками типа Сирена. Кольцевые сварные стыки трубопроводов, транспортирующих высокосернистый газ, контролируют радиографическим методом в объеме 100 % и после термической обработки в объеме 25 % ультразвуковым методом. Угловые и раструбные сварные соединения проверяют в объеме 100 % ультразвуковым методом, методом магнитных порошков или проникающей жидкостью. [22]
Выкидные линии нефтяных скважин обрабатываются ингибирован-ной жидкостью, поступающей из добывающих скважин, а ингибирование шлейфовых трубопроводов, как правило, осуществляется за счет ингибитора, применяемого для защиты оборудования для добычи газа. Для увеличения степени защиты выкидных линий и шлейфовых трубопроводов их дополнительно защищают периодическим или непрерывным вводом раствора ингибитора в начальные участки. Лучшая ингибиторная защита шлейфовых трубопроводов достигается при условии эксплуатации их в кольцевом режиме движения среды, когда растворенный в жидкой фазе ингибитор равномерно смачивает внутреннюю поверхность трубопроводов. [23]
Влияние скорости движения газоконденсатного потока на электрохимическую коррозию металла оборудования оболочкового типа имеет сложный характер. Как правило, увеличение скорости потока, особенно если она превышает 15 м / с, приводит к интенсификации коррозионных процессов. В условиях ОНГКМ скорость газо-жидкостного потока в шлейфовых трубопроводах составляет 2 - 4 м / с и не вызывает эрозию металла. Объем воды, поступавшей из скважин вместе с газом, с 1975 по 1990 гг. постоянно увеличивался. [24]
Для трубопроводов малого диаметра ( до 150 мм) успешно применяются литые эластичные манжетные разделители ( рис. 1.10, в) из мас-лобепзостойкой резины, имеющие 2 уплотнительпые манжеты. В передней части разделителя запрессован специальный контейнер, куда помещают датчик для контроля за движением разделителя. Разделители данного типа применяются в условиях нефтебаз и шлейфовых трубопроводов. Даже при ламинарном режиме перекачки объем образующейся при этом смеси не превышает 0 15 % от объема трубы. [25]
Для трубопроводов малого диаметра ( до 150 мм) успению применяются литые мастичные манжетные разделители ( рис. 1.10) из масло-оенчосгонкой резит i. В передней части разделителя запрессован специальный кошейнер. Разделители данного чипа применяются к условиях нефтебаз и шлейфовых трубопроводов. Даже при ламинарном режиме перекачки объем образующейся при этом смеси не превышает 0 15 % от объема трубы. [26]
Для трубопроводов малого диаметра ( до 150 мм) успешно применяются литые эластичные манжетные разделители ( рис. 1.10, в) из мас-лобензостойкой резины, имеющие 2 уплотнительные манжеты. В передней части разделителя запрессован специальный контейнер, куда помещают датчик для контроля за движением разделителя. Разделители данного типа применяются в условиях нефтебаз и шлейфовых трубопроводов. Даже при ламинарном режиме перекачки объем образующейся при этом смеси не превышает 0 15 % от объема трубы. [27]
Для трубопроводов малого диаметра ( до 150 мм) успешно применяются эластичные манжетные разделители из маслобензостойкой резины ( рис. 16), имеющие две уплотнительные манжеты. В передней части разделителя запрессован специальный контейнер, куда помещают датчик для контроля за движением разделителя. Разделители данного типа выполняются из литой резины, обладающей хорошей износостойкостью, что позволяет применять их для разделения нефтепродуктов при перекачке на расстояние до 30 км. В условиях нефтебаз и шлейфовых трубопроводов, по которым перекачиваются различные нефтепродукты при малых числах Рей-нольдса, применение таких разделителей оказалось очень эффективным - объем образующейся смеси не превышал 0 15 % от объема трубы. [28]
Страницы: 1 2