Главная --> Справочник терминов


Эксплуатации оборудования В условиях эксплуатации месторождения при облегчении состава исходной смеси эффективность охлаждения в детандере увеличивается при постоянном давлении на его входе, т. е. снижение степени извлечения целевых компонентов из облегчающегося состава газа будет компенсироваться автоматическим снижением температуры в детандере.

Сравнение турбодетандер ной установки по подготовке газа Уренгойского газоконденсатного месторождения с такой же по схеме установкой, в которой ТДА заменен пропановым холодильным циклом, показывает, что капитальные вложения при условии добычи 30 млрд. м3 в год газа в случае применения ТДА меньше на 15 млн. руб., а среднегодовые эксплуатационные расходы — на 1,5 млн. руб. По отношению к другим способам подготовки газа в соответствии с требованиями отраслевого стандарта применение ТДА еще более эффективно. В течение 13 лет эксплуатации месторождения среднегодовой экономический эффект от применения ТДА вместо пропановых холодильных установок будет составлять 3,9 млн. руб.

таких залежах вода выделяется из газа наряду с наиболее труднорастворимыми в газе УВ. Вода эта почти пресная и получила название конденсационной. Залегая в виде отдельной фазы в коллекторе, эта вода приобретает слабую минерализацию разного состава и в том числе с повышенным содержанием сульфата. Такие воды необычны для глубоких горизонтов осадочной толщи, так как для пластовых вод газонефтяных и нефтяных месторождений характерна сильная минерализация хлоркальциевого типа, и вначале генизис их был неясен. При эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в скважинах постоянно наблюдается выделение конденсационной воды. При понижении температуры она образует с УВ твердые гидраты, мешающие нормальной эксплуатации месторождения. В последнее время выявление пресных или очень слабоминерализованных вод на больших глубинах стали рассматривать в качестве нефтепоискового критерия. Роль конденсационных вод в гидрогеологии ряда нефтегазоносных провинций юга СССР детально рассмотрена [Колодий В. В., 1975J.

Часто сайклинг-процесс применяют после ряда лет эксплуатации месторождения на истощение, т. е. без поддержания пластового давления. В этих случаях обратная закачка газа в пласт позволяет получать высокие отборы конденсата не только из-за предотвращения дальнейшей его конденсации в пласте, но и за счет растворения в нагнетаемом газе ранее выпавшего в пласте конденсата.

Так как моделирование является источником наших реальных знаний пласта, то кажущаяся точность проектных расчетов является иллюзорной. Проведя стандартные расчеты, мы определим запасы нефти и газа, а также коэффициент извлечения их из пласта. Для месторождения, которые содержат одновременно две фазы, в ходе расчетов учитывается количество растворенного газа. Если анализируется жидкая проба, то можно предсказать отношение газа к нефти в пласте, плотность газа и т. д. Как правило, объем добычи является функцией продолжительности эксплуатации месторождения лли давления в пласте. Поэтому при составлении модели месторождения учитывается время эго эксплуатации.

Мы никогда не имеем пробы, которая позволила бы точно узнать строение-пласта и его поведение в процессе эксплуатации месторождения. Лучшее, что мы можем сделать, — это построить модель, которая вела бы себя так же, как пласт. При макроскопическом подходе к проблеме такая модель является вполне удовлетворительной; при микроскопическом, необходимом для последующих модулей, — надежности получаемых данных присуща неопределенность. Поэтому необходимо получить наиболее вероятные величины, которые можно будет использовать для проектирования других модулей. В прошлом эта проблема не стояла так остро из-за довольно продолжительного промежутка времени между окончанием бурения скважин и началом обустройства промыслов. Теперь эти сроки становятся все короче. Экономика больших проектов требует, чтобы начальный период освоения месторождений был сокращен, поэтому времени для отбора проб и анализа продукции пласта остается все меньше и меньше.

Рассмотрим модули, необходимые для эксплуатации месторождения.

Критическая температура, максимальная температура, при которой жидкость и пар могут сосуществовать в равновесии, а также кривая точек кипения характеризуют продукт пласта, добываемого при эксплуатации месторождения. Соотношение газ—жидкость, плотность жидкости, ее цвет, давление и температура пласта являются лишь общими параметрами и указателями системы и только характеристики фазовой оболочки позволяют определить тип жидкости.

В начальный период эксплуатации месторождения на газовых промыслах месторождения Медвежье наблюдался избыток давления на входе в установку в течение 8-10 лет от начала эксплуатации. На УКПГ-1, 3-6 для обеспечения циркуляции давления газа с использованием избытка давления на входе были применены схемы регенерации неосушенным отсепарированным газом.

- производить регенерацию без газовых компрессоров в начальный период эксплуатации месторождения;

Одной из основных проблем разработки морских нефтяных месторождений, осуществляемой с металлических сооружений, является защита существующих стальных конструкций от коррозии и продление «жизни» морских нефтепромысловых сооружений. В настоящее время коррозия морских нефтепромысловы-х сооружений определя~ ет срок их службы. В то время как срок эксплуатации месторождения нефти измеряется десятками 'лет, срок службы свай, без применения защиты в наиболее опасной зоне, не превышает 10—12 лет- ,

Производство водорода методами паровой каталитической конверсии или паро-кислородной газификации углеводородного сырья представляет собой многостадийный процесс с использованием почти на каждой стадии различных катализаторов. Успешная реализация процесса с получением водорода требуемой степени чистоты при удовлетворительных технико-экономических показателях зависит не только от выбора схемы и условий ведения процесса, подбора катализаторов, оборудования, но определяется также соблюдением условий правильной эксплуатации оборудования и катализаторов.

Паро-кислородная газификация мазута — процесс безинерцион-ный. Нарушение заданного соотношения компонентов, поступающих в реактор, даже на короткое время приводит к резкому и значительному повышению (или понижению) температуры, что вызывает оплавление футеровки и выход реактора из строя на продолжительное время. Понижение температуры в реакторе вызывает резкое и быстрое повышение выхода сажи, что существенно ухудшает условия эксплуатации оборудования для охлаждения и очистки газа. Поэтому надежность эксплуатации установки может быть обеспечена

Жидкий водород бесцветен, прозрачен и не имеет запаха, он в 14 раз легче воды. Низкая температура жидкого водорода обусловливает затвердевание в его среде почти всех газов, кроме гелия. Затвердевший газ забивает ограниченные пространства или малые отверстия, например вентили, что может привести к аварии при эксплуатации оборудования в результате разрывов отдельных его узлов из-за большого давления. При конденсации и замерзании воздуха или кислорода в жидком водороде возникает потенциальная опасность взрыва [26]. Подробнее взрывоопасность водорода рассматривается в последней главе настоящей книги.

дении технологического режима в соответствии с регламентом и достаточно высоком уровне эксплуатации оборудования.

Важной проблемой обеспечения длительной и безопасной работы оборудования является создание резинотехнических изделий с повышенным ресурсом. Как известно, свойства резин во многом определяются типом используемого каучука. Данное обстоятельство вызвало необходимость выбора типа каучука, наиболее полно отвечающего условиям эксплуатации оборудования.

Производство современных стереорегулярных каучуков растворной полимеризацией потребовало углеводородного сырья высокой степени чистоты. Для промышленного синтеза бутадиена, изопрена и изобутилена каталитическим дегидрированием требуются соответственно бутановая, изопентановая и изобутановая фракции с содержанием основного продукта не менее 98 % (масс.). Для улучшения качества продуктов и условий эксплуатации оборудования углеводороды предварительно подвергают специальной подготовке, состоящей в очистке газа от механических примесей, осушке от влаги, удалении сероводорода и двуокиси углерода.

Поскольку большинство процессов получения мономеров, а также их выделение и очистка осуществляются при высоких давлениях и температурах под воздействием агрессивных сред, для предупреждения аварий при эксплуатации оборудования особое внимание должно уделяться его механической прочности, жаропрочности и коррозионной стойкости. Для изготовления нефтехимического оборудования и аппаратов применяются высоколегированные (жаропрочные, жаростойкие, нержавеющие и кислотостойкие) стали. Если применение легированных сталей оказывается недостаточным, то используют другие коррозионностойкие материалы,

Наряду с коррозией при эксплуатации оборудования большие трудности создает эрозия аппаратов, трубопроводов, запорной и регулирующей арматуры. Действие эрозии особенно стало проявляться с внедрением в производство мономеров процессов дегидрирования углеводородов с использованием пылевидного катализатора. В результате уноса контактным газом катализаторная пыль попадает в цилиндры компрессоров и нарушает нормальную работу цеха компримирования контактного газа. При уносе ката-лизаторной пыли дымовыми газами загрязняется атмосфера территории предприятия вредными веществами. Повышенный унос катализатора газами часто происходит из-за эрозии циклонов. Для устранения или уменьшения эрозии необходимо совершенствовать конструкцию циклонов и изготовлять их из эрозионностойких материалов.

Перед началом работы шприц-машину разогревают подачей пара в рубашку корпуса и в головку в течение 10—15 мин. Такой предварительный разогрев шприц-машины повышает пластичность резиновой смеси, уменьшает нагрузку электромотора шприц-машины, устраняет перенапряжение в отдельных частях машины, создает более благоприятные условия эксплуатации оборудования и сокращает непроизводительные затраты времени на регулирование процесса.

С ростом концентрации ТЭГа в растворе его потери с осушенным газом и рефлюксной жидкостью увеличивались. Так, при концентрации 87,4 % потери ТЭГа с газом из контактора составляли 1,4, а при концентрации 99,3—2,7 г/1000 м3, т. е. возрастали в 1,9 раза. При тех же концентрациях потери ТЭГа с жидкостью из емкости орошения возрастали от 0,57 до 1,67 г/1000 м3, т. е. в 2,95 раза. Эксперименты показали, что при нормальной эксплуатации оборудования промышленных установок, при некотором запасе тарелок в десорбере и эффективной работе отбойной секции контактора общие потери ТЭГа на установке осушки можно снизить до 5 г/1000 м3.

Широко применяемые в настоящее время на нефтеперерабатывающих заводах процессы полз'чения водорода каталитической конверсией углеводородов при температуре 700-900°С также требуют значительных энергозатрат и связаны с трудностями эксплуатации оборудования при высокой температуре. Кроме этого, водородсодержащпй газ, получаемый на этих установках, содержит оксиды углерода.




Электрофильного ароматического Электрофильном ароматическом Электрофилъного замещения Электроны бензольного Электроне акцепторные Эффективной ректификационной Электронных микрофотографий Электронных состояний Электронными системами

-
Яндекс.Метрика