Электрическая схема подключения насоса эцн

Электрическая схема подключения насоса эцн
Электрическая схема подключения насоса эцн
Электрическая схема подключения насоса эцн

МЕТОДЫ БОРЬБЫ С ОТЛОЖЕНИЯМИ ПАРАФИНА В ФОНТАННЫХ СКВАЖИНАХ

Динамика работы фонтанных парафинсодержащих скважин имеет закономерность, приведенную на рис. 7.8.

Развитие технологии и техники борьбы с парафинообразованием имеет длительную историю. Однако нельзя сказать, что к настоящему времени все трудности, связанные с решением данной проблемы, преодолены. Многообразие условий разработки месторождений и характеристик добываемой нефти требует индивидуальных подходов.

Сегодня, как и много десятилетий тому назад, в арсенале нефтяников преобладают следующие методы: тепловые, физические, химические, механические и применение покрытий.

На отдельных месторождениях в качестве экспериментальных проводятся работы по применению вибрационных и магнитных способов.

Перечисленные методы с небольшими изменениями, а иногда и без них, применяются в скважинах с различными способами эксплуатации. Поэтому при описании технологии применительно к тому или иному способу будем касаться только существенных отличий, характерных для данного способа эксплуатации.


Тепловые методы

Тепловые методы основаны на свойствах парафина плавиться при температурах выше 50 °С и, стекая с нагретой поверхности, освобождать ее.

Воздействие высокой температуры требует применения специального источника тепла, который может быть помещен непосредственно в зону отложений или вырабатывать теплосодержащий агент на устье скважины.

В настоящее время используются следующие технологии с применением:

clip_image002

35 40 45 Сутки

О 5 10 15 20 25 30 35

Сутки

Рис. 7.8. Графики падения производительности парафинсодержащих фонтанных скважин в процессе эксплуатации:

а — скв. 1; б — скв. 2; в — скв. 3

горячей нефти или воды в качестве теплоносителя;

острого пара;

электрических печей наземного и скважинного исполнения;

агентов, взаимодействие которых ведет к химической реакции, сопровождающейся выделением некоторого количества тепла.

Технология применения теплоносителя предусматривает нагрев жидкости в специальных нагревателях — котельных установках передвижного типа и подачу ее в скважину способом прямой или обратной промывки.

Для этой цели промышленность выпускает специальные агрегаты — депарафинизационные передвижные установки, оснащенные котлами — подогревателями жидкости до температуры 150 °С и насосами, развивающими давление до 16 МПа. Нагретый агент может циркулировать в скважине определенное время, обеспечивая расплавление и удаление отложений.

Наиболее предпочтительной считается обратная промывка, исключающая образование парафиновых пробок, часто возникающих при прямой промывке.

Применение острого пара, вырабатываемого

паропередвижными установками типа ППУА-1200/100, с температурой до 310 °С и давлением до 10 МПа для целей скважинной борьбы с отложениями неэффективно. При подаче пара в скважину происходит интенсивная конденсация пара и, как утверждают авторы [94], на глубине 300-400 м температура пара снижается до температуры скважины.

Наиболее целесообразно применять ППУ для очистки манифольдов, арматуры и трубопроводов в зоне расположения скважины. Поднятые на поверхность НКТ лучше очищать следующим образом. Поместить их в кассету и воздействовать на них паром от ППУ по схеме, приведенной на рис. 7.9. При этом одновременно очищаются 10-20 труб. Для усиления эффекта в трубы можно вставить поршни.

clip_image004

Гооооо оороо

Рис. 7.9. Способ

очистки труб от

парафина:

/ — паропередвижная

установка; 2 — кассета; 3

— емкость для слива

4 — поршень; 5-НКТ

I

clip_image006

Рис. 7.10. Схема

оборудования скважины

для депарафинизации

горячей нефтью по

центральной схеме с

применением

плунжера:

/ — направляющий ролик; 2 — лубрикатор; 3 — плунжер; 4 —парафин; 5 — лебедка с канатиком

Повышение эффективности очистки НКТ от отложений парафина может быть достигнуто ранее применявшейся, но к настоящему времени повсеместно утраченной технологией, приведенной на рис. 7.10. Улучшение процесса очистки происходит за счет совмещения операции промывки горячей

жидкостью со спуском поршня. Последний обеспечивает направленное движение теплоносителя вдоль внутренней поверхности НКТ и более рациональное использование тепла.

Электродепарафинизация

Применение электричества для депарафинизации имеет давнюю историю, когда на Сахалинских промыслах, а затем в НГДУ "Туймазанефть" на НКТ подавался электрический ток напряжением 2000-6000 В.

Одной из разновидностей депарафинизации является применение устройств, располагаемых в области интенсивного парафинообразования.

Конструкция первых нагревателей (рис. 7.11) включала обмотку 2, сердечник 3, подвижной контакт /, присоединительные клеммы 4 и 5, электроисточник 6.

Здесь сердечником служит колонна насосно-компрессорных
труб. Подача напряжения осуществляется на индукционную
катушку по обсадной колонне, а на сердечник по НКТ.
Условием работы схемы является обеспечение надежной
изоляции НКТ от обсадной колонны. Это достигается
применением центраторов, выполненных из

электроизоляционного материала.

Развитием этого вида электродепарафинизации являются разработанные в ТатНИПИнефть индукционные нагреватели, электропитание которых осуществляется по кабелю. Это обеспечивает более высокую надежность и безопасность конструкции.

В последние годы промышленность освоила выпуск установки для электропрогрева скважин типа УЭС-1500, которая обеспечивает спуск в скважину на кабель-канате на глубину до 1500 м электропечи мощностью до 50 кВт.

Установка создает температуру в интервале спуска до 100 °С и включает в себя лебедку, смонтированную на шасси автомобиля, автотрансформатор, кабель-канат и электропечь (рис. 7.12). Назначение автотрансформатора — компенсировать потери напряжения в кабеле, значение которых зависит от глубины спуска электропечи.

Опыт применения электронагревателей на промыслах Башкортостана показал их эффективность. Отмечена также ненадежная конструкция узла присоединения кабеля к нагревателю.

Дальнейшим развитием этого направления явился спуск нагревателей внутрь НКТ непосредственно в интервалы

парафинообразования, для чего была разработана малогабаритная печь диаметром 29 мм и мощностью 9,45 кВт.

Применение электронагревателей для борьбы с отложениями парафина в устьевой арматуре и манифольдах было реализовано в НГДУ "Туймазанефть" путем монтажа на устье скважины специальной батареи из трех сообщающихся между собой труб, на которые наматывалась электрическая обмотка. Трубы подключаются к арматуре и через них пропускается добываемая жидкость, а на обмотку подается напряжение (рис. 7.13).

Мощность нагревателя составляла 24 кВт, температура нагрева жидкости достигала 75 °С. Устройство позволяет осуществлять циркуляцию нагретой жидкости через арматуру и рабочий манифольд и обеспечивать удовлетворительную их очистку от парафина.

clip_image008

Рис. 7.11. Схема
оборудования скважины
и электрическая схема
цепи при

депарафипизации с

применением индукци­онной электропечи

Рис. 7.12.

Электронагреватель

скважинный:

/ — крепление кабеля; 2 —проволочный бандаж; 3 —кабель; 4 — головка; 5 -асбестовая оплетка; 6 — свинцовая заливка; 7 — гай­ка; 8 — клеммник; 9 —нагреватель

3500

clip_image010

clip_image012

Рис. 7.13. Индукционный прямоточный подогреватель и схема его подключения:

/ — скважина; 2 — устьевая арматура; 3 — подогреватель

Применение данного устройства особенно эффективно на удаленных скважинах, расположенных в труднодоступных местах.

Несмотря на некоторые положительные стороны электродепарафинизации, она получила ограниченное применение вследствие непродолжительного эффекта от воздействия и ненадежности серийных конструкций, делающих их эксплуатацию опасной для персонала.

Физические методы

Методы, относящиеся к физическим, основываются на применении электрических, магнитных, электромагнитных полей, механических и ультразвуковых колебаний. К наиболее перспективным из методов следует отнести воздействие

 

переменных электромагнитных полей на парафинистую нефть. Вследствие лабораторных и промысловых исследований установлено, что при обработке нефти электромагнитным полем степень парафинизации трубопроводов значительно уменьшается. Степень воздействия поля на интенсивность образования отложений зависит от физико-химических свойств, состава нефти, интенсивности поля и режима обработки нефтяного потока полем.

Как известно, нефть представляет собой смесь веществ,
обладающих различными характером и значением магнитной
восприимчивости, а также электрической поляризуемости.
Переменное электрическое поле характеризуется

напряженностью переменного электрического поля и напряженностью переменного магнитного поля.

При обработке нефтяного потока полем образуются дополнительные центры кристаллизации парафина по всему объему нефтяного потока. Кристаллы растут не на стенках оборудования, а в объеме нефти, что и уменьшает интенсивность накопления АСПО в оборудовании.

Для исследования влияния электромагнитного поля на процесс возникновения смолопарафиновых образований был сконструирован и изготовлен электромагнитный аппарат, который был испытан на Усинском месторождении. Результаты промысловых испытаний показали достаточно высокую эффективность метода.

В настоящее время в связи с трудностями приобретения химических реагентов и специального оборудования наиболее перспективными являются устройства, предотвращающие образование АСПО, на основе постоянных магнитов, которые не требуют ни химических реагентов, ни электроэнергии. В течение последних трех лет с этой целью предлагались петромагнитные устройства "Магнифло" производства компании "Петролеум Магнетик Интернешнл" (г. Одесса и штат Техас, США).

Они представляют собой трубы НКТ с внешним кожухом, в котором размещаются магниты. Технологическая конструкция устройства обеспечивает универсальность этих изделий, но из-за довольно значительных размеров (2-5 м) и массы (30-100 кг) иногда возникают проблемы с установкой и монтажом (обязате­лен подъем НКТ).

В России эти устройства продаются и перепродаются различными фирмами-посредниками по цене 8-12 тыс. долл. США, что в итоге не позволяет достичь хороших экономических и технологических результатов. В связи с большой удаленностью добывающих скважин от базы производственного обеспечения в

 

условиях Крайнего Севера эта технология не была принята надежной. Поэтому совместно с НПФ "Технологические системы" с 1994 г. были начаты работы по внедрению отечественных опытно-промышленных устройств с использованием постоянных спецмагнитов.

Устройства представляют собой цилиндры диаметрами 60 и 42 мм, длиной 450 и 350 мм, массой примерно 5 и 3 кг, выполненные из коррозионно-стойкой стали и снабженные элементами крепления внутри трубы и элементами, позволяющими подвешивать их в НКТ на проволоке, в том числе вместе с механическим скребком или утяжелителем. Подъема НКТ в большинстве случаев не требуется.

Конструкция магнитов, расположенных внутри корпуса, позволяет проводить обработку продукции скважины таким образом, что после прохождения жидкости через зазор между стенкой трубы и поверхностью магнитного устройства для обработки жидкости в нефтегазоводяном потоке за счет физико-химической модификации металлосодержащих микропримесей образуется огромное количество дополнительных центров кристаллизации и флотационного выноса. Они представляют собой газовые электрически заряженные микропузырьки, сформированные на коллоидных микропримесях. Форма корпуса МОЖ сконструирована так, что магнитный эффект усиливается гидравлическим. Защита от отложения осуществляется в результате формирования АСПО в объеме с последующим флотационным их выносом на устье скважины. Применение устройств, разработанных НПФ "Технологические системы", вызывает также газлифтныи эффект благодаря более раннему выделению газа в виде микроскопических пузырьков, что в некоторой степени увеличивает продуктивность скважин. Интенсивное выделение микропузырьков газа способствует выносу мелких (частицы размером примерно до 50 мкм) механических примесей, однако более крупные механические примеси (размеры, начиная с 50 мкм) могут быть не вынесены микропузырьками, что снижает эффективность работы депарафинизатора. Однако в последнем случае отнесение отложений механических примесей к АСПО является ошибочным, так как АСПО принято называть отложения, полученные в результате кристаллизации твердых веществ из растворенного состояния. Косвенно указывает на наличие крупных механических примесей в продукции скважины малый (1-5 мес) межремонтный период.

С декабря 1995 г. в ОАО "Оренбургнефть" развернуты работы по внедрению магнитных устройств для борьбы с

 

парафиноотложениями в НКТ добывающих скважин. В условиях фонтанного способа эксплуатации НГДУ "Южоренбургнефть" использует магнитные депарафинизаторы серии МОЖ НПФ "Технологические системы". Работы проводятся в 10 скважинах Росташинского нефтяного месторождения (НГДУ "Южоренбургнефть"). Скважины эксплуатируются с дебитом 22-150 т/сут и газовым фактором 500-1100 м3/т. Отложения парафина начинаются, как правило, с глубины 1200 м. Межочистные операции проводятся 3-10 раз в месяц. НКТ, в основном комбинированные, размером 73×62 мм спущены до глубины 4200-4500 м. Устройства МОЖ-42Э спущены в скважины на скребковой проволоке вместе со скребками. В течение первых 3 мес четко проявилась эффективность их применения: полностью были прекращены обработки скважин горячей нефтью или растворителями. Вместе с тем замечено, что проволока, на которой спускаются устройства, остается слабым звеном, так как в момент запуска скважин после остановки происходят подбросы устройств. Для повышения надежности системы в целом при незапланированных остановках скважины предложено поднимать магнитные устройства в устьевой лубрикатор.

Работу устройств затрудняют геолого-технологические факторы: наличие значительного количества механических примесей в нефти, подбросы скребков с депарафинизаторами при запуске скважин с большим газовым фактором. Это учитывается при изготовлении конструкций последующих приборов и их эксплуатации.

При проведении 02.03.96 г. текущего ремонта в скв. 904 Росташинская в компоновку НКТ был установлен муфтовый вариант конструкции МОЖ. Скважина была введена в эксплуатацию с дебитом 36 м3/сут. До установки МОЖ межочистной период составлял 2-5 сут. До настоящего времени скважина работает без отложений парафина в НКТ. Серьезных препятствий для проведения геофизических работ нет, так как внутренний диаметр МОЖ составляет 56 мм, наружный — 108 мм. Однако при спуске рекомендуется использовать свинцовый груз для утяжеления прибора.

На Гаршинском месторождении ОАО "Оренбургнефть"
магнитное устройство типа МОЖ-42Э спущено в скв. 700.
Скважина работает фонтанным способом безводной нефтью
дебитом 20 т/сут с газовым фактором 570 м3/т.

Отложения парафина начинаются с глубины 1200-1700 м, межочистной период составлял 5-6 сут. Контрольные подъемы устройства подтвердили его эффективность. МОЖ подвешен

 

вместе со скребком и грузом на одножильном каротажном кабеле.

На Покровском месторождении ОАО "Оренбургнефть" в скв. 716, оборудованной штанговой глубинной насосной установкой, использовано магнитное устройство типа МОЖ-22Ш. Дебит скважины 12 т/сут, газовый фактор 45,5 м3/т, нефть безводная, межочистной период составлял 30 сут. Устройство включено в состав колонны штанг. После установки магнитного устройства с 15.02.96 г. до 01.11.96 г. тепловые обработки не проводились. Скважина продолжает работать.

Результаты применения магнитных устройств в ОАО "Орен­бургнефть" подтвердили эффективность предложенной технологии борьбы с парафиноотложениями как при фонтанном способе эксплуатации скважин, так и при использовании глубинных насосных установок (ЭЦН и СШН). Перспективу развития данных работ специалисты ОАО "Оренбургнефть" видят в расширении области применения различных магнитных устройств, включая защиту выкидных линий скважин от парафиноотложений, ускорении водогазонефтесепарации, снижении коррозии.

Экономический эффект по Росташинскому месторождению составляет в среднем 15,5 млн руб/мес (примерно 3 тыс. долл. США по курсу ММВБ на 01.09.96 г.) на скважину.

За 1995-1998 гг. на месторождениях ОАО "Оренбургнефть" было испытано 115 магнитных депарафинизаторов различных конструкций, в том числе 61 АМС-2,5 производства НПК "Новые технологии" (г. Нижневартовск). Только в 1997 г. от использования 57 магнитных активаторов различных конструкций в целом по скважинам ОАО "Оренбургнефть" сократилась обработка горячей нефтью и химреагентами на 274 и механическими скребками на 185.

По результатам промысловых испытаний магнитных депарафинизаторов сделаны следующие выводы:

магнитными депарафинизаторами можно оборудовать скважины и выкидные линии;

в фонтанные скважины и скважины с ЭЦНУ депарафинизаторы следует спускать на скребковой проволоке;

в скважинах с большим газовым фактором депарафинизатор необходимо перед запуском поднимать до лубрикатора;

для месторождений с незаконченным обустройством магнитные депарафинизаторы являются оптимальным средством предотвращения АСПО;

 

срок окупаемости магнитных депарафинизаторов в скважинах с небольшим межочистным сроком (до нескольких суток) составляет не более одного месяца.

Вибрационные методы

Методы основаны на создании в области
парафинообразования ультразвуковых колебаний, которые,
воздействуя на кристаллы парафина, вызывают их
микроперемещение, что препятствует осаждению на стенках
труб. Устройство, приведенное на рис. 7.14, генерировало

гидравлические колебания частотой до 1,8 Гц за счет колебания пластины, помещенной в центр потока струи движущейся жидкости.

12 3 4 5 6 7 8 9 10111213 14 15

clip_image014

20 21 22 23 24 25

Рис. 7.14. Гидродинамический вибратор ВГ-2:

/ — гайка; 2 — фланец; 3 — шайба; 4 — винт; 5 — болт; 6 — воронка; 7 — червяк;

8 — червячное колесо; 9 — шайба латунная; 10 — труба; / / — шпонка; 12 —

прокладка; 13 — шайба уплотнительная; 14 — штуцер-сопло; 15 — пластина

вибрационная; 16 — пластинчатая шайба; 17 — планка; 18 — крышка; 19 —

прокладка; 20 -рукоятка; 21-25 — уплотнения

Опубликованные материалы по результатам испытания гидравлических вибраторов противоречивы. Есть основания предполагать, что вибрация влияет на прочность резьбовых соединений НКТ, а также способствует их разрушению или самоотвинчиванию.

Учитывая, что работающее в скважине насосное оборудование, особенно установки электроцентробежных

 

насосов, также вызывают вибрацию труб, могут возникнуть резонансные колебания системы, приводящие к авариям. Последнее имеет место на практике.

Применение вибраторов для целей борьбы с парафином широкого распространения не получило.

Тем не менее отдельные конструкции вибраторов применяют на некоторых месторождениях для предотвращения отложения парафина в рабочих манифольдах скважин (см. рис. 7.14). Вибратор монтировался на манифольде, и поток жидкости, выбрасываемый из скважины, воздействовал на пластину. Последняя начинала вибрировать с частотой до 1,8 кГц, передавая колебания жидкости.

Химические методы

Наиболее широко используемое в настоящее время
направление по предотвращению образования

асфальтосмолопарафиновых отложений базируется на исследованиях, в результате которых было установлено: дозирование в нефть или нефтяную эмульсию химических соединений, обладающих определенными свойствами, уменьшает, а иногда и полностью предотвращает образование от­ложений.

В основе действия реагентов ингибиторов

парафиноотложений лежат адсорбционные процессы, происходящие на границе раздела между жидкой фазой и твердой поверхностью.

По этому признаку ингибиторы подразделяются на: смачива­ющие, модификаторы, депрессаторы и диспергаторы.

Механизм действия смачивающих агентов сводится к образованию на поверхности металла труб гидрофильной пленки, препятствующей адгезии кристаллов парафина к трубам и создающей условия для их выноса потоком жидкости. Условием эффективного применения агентов этой группы является отсутствие каких-либо отложений на трубах перед использованием ингибиторов.

Модификаторы взаимодействуют с молекулами парафина, ослабляя процесс укрупнения кристаллов. Это способствует поддержанию кристаллов во взвешенном состоянии в процессе их движения.

Механизм действия депрессаторов заключается в адсорбции их молекул на кристаллах парафина, что затрудняет их способность к агрегации и накоплению.

Диспергаторы — химреагенты, обеспечивающие повышение теплопроводности нефти и, следовательно, замедляющие

процессы кристаллизации парафина. В результате время пребывания парафина во взвешенном состоянии в потоке и вероятность его подъема потоком жидкости увеличиваются.

Объединив реагенты по принципу их химического воздействия на АСПО, получим следующие данные (табл. 7.5).

В последние годы, благодаря усилию ученых многих исследовательских центров и промысловых инженеров, создан целый ряд химических веществ — ингибиторов парафина, которые применяются с различной степенью эффективности.

Отдельную группу образуют химреагенты, назначение которых удалить уже образовавшиеся отложения или несколько уменьшить интенсивность их накопления. Они получили название удалителей и по химическому составу — это растворители, являющиеся отходами или промежуточными производными нефтехимических производств (табл. 7.6).

В ОАО "Оренбургнефть" прошли испытания в лабораториях и непосредственно в скважинах ингибиторы марок ДМ-650, ДМ-655, ДВ-02, ИНПАР, ДВ-03, "Урал-04/8", ДМ-512 и др.

Проведем оценку эффективности ингибиторов разными методами.

Метод стальных стержней. Технологией метода предусматривается оценка количества отложившегося парафина на стальных стержнях длиной 200 мм и диаметром 15 мм, помещенных в стаканы с нефтью, предварительно нагретой до 60 °С и насыщенной до 10 % парафином и раствором реагента-ингибитора. Стержень выдерживается в растворе в течение 6—8 ч, а затем в него вводят 100 г толуола и дополнительно выдерживают еще 4 ч для растворения отложившегося парафина.

Таблица 7.5 Классификация химических реагентов для предупреждения АСПО

Группа ингибитора

Подгруппа и основной компонент

Смачиватели

Диспергаторы

Модификатор ы

Депрессаторы

Полиакриламид (ПАА); ингибиторы парафинообразования —

ИП-1, ИП-2, ИП-3; кислые органические фосфаты; силикаты

щелочных металлов; водные растворы синтетических

полимерных ПАВ

Соли металлов; соли высших синтетических жирных кислот;

силикатно-сульфанольные растворы; сульфатированный

щелочной лигнин

Атактический пропилен с молекулярной массой 2000-3000;

низкомолекулярный полиизобутилен с молекулярной массой

8000-12000; сополимеры: алифатические, этилена и сложного

эфира с двойной связью; тройной сополимер этилена с

винилацетатом и винилпиролидоном; полимер с молекулярной

массой 2500-3000

Парафлоу АзНИИ; алкилфенол ИПХ-9; "Дорад-1А"; ВЭО-504

ТюмИИ; "Азолят-7"

Таблица 7.6 Удалители АСПО на основе органических и неорганических соединений

Класс удалителя

Растворитель, удалитель

Индивидуальные растворители

Растворители различного класса органических соединений природного характера

Смесь одного или разных классов органических соединений — продуктов нефтехимии и нефтепереработки

Органические смеси с добавкой ПАВ

Органические композиции целенаправленного смешивания химических и нефтехимических продуктов

Удалители на водной основе и многокомпонентные смеси

Толуол; 2-метил-метил-бисамин; 4,1,1-пропилен-1,3-диоксан; 4,4-метил-5,6-дигидропирин; 2-метилфуран; сернистый углерод; дихлорпропан Газоконденсат; газовый бензин; смесь сжиженных нефтяных газов; пироконденсат; МОН-47; Д-13; углеводородный слой; промежуточный продукт; "Волжский 1, 2, 3, 4" Легкая нефть; керосиновая фракция; хлорированные углеводороды; пипериленовая фракция; смесь ацетатов; альфа-олефиновая фрак­ция; уайт-спирит; осветленный керосин; пенореагент; адсорбент; нефтяной сольвент

Газовый бензин с ПАВ; ароматизированный бензин с пипериленовой фракцией и СЖК; ароматизированный конденсат с нефтью и сульфанолом или ПАВ ОП-10; димеры и тримеры изобутилена с ОП-10 и И-1-А; растворители с оксиэтиловым эфиром алкиларилового соединения; растворители с катализатором; СНПХ-7Р-1; изопарафины с сульфанатом натрия; бутилбензольная фракция с октадецилпропиленом-диамином Керосиновый дистиллят с ацетоном; керосиновая фракция с ацетоном; кубовые остатки перхлор-этилена с бензиновой фракцией; спирты и кетоны с керосином; четыреххлористый углерод с этилбензольной фракцией; СНПХ-7р-2; МЛ-72; раствор полиэтиленамина; прозрачные эмульсии Растворы оксиалкилированных продуктов; хло­риды алюминия, магния, кальция с щелочью.эму-льталом и органическим растворителем; лигнин с водным раствором щелочи; дисульфид углерода с бензолом, эфиром этиленгликоля, спиртом, соля­ной кислотой или другими кислотами; смесь али­фатических и ароматических углеводородов с эфи-ром многоатомных и низших спиртов; ПАВ-1, ПАВ-2; растворитель с щелочью и эмульга­тором; каустик

По увеличению массы раствора определяют количество образовавшихся на стержне смолопарафинистых отложений. Эффективность Э ингибитора определяется по формуле

 

 

где G\, G2 — количество отложений при контрольном и рабочем опыте соответственно.

Нефть скв. 216 Никольского месторождения НГДУ "Соро-чинскнефть" имеет следующую характеристику:

Состав, % (по массе):

смолы………………………………………. 4,87

асфальтены……………………………………. 1,72

парафин………………………………………….. 3,93

Свойства:

динамическая вязкость, мПа-с…………….. 4,87

плотность, кг/м3…………………………………………………….. 830

Результаты испытания ингибитора СЭВА-28,

представляющего собой сополимер этилена с винилацетатом и разработанного ВНИИНП и ВНИИТнефть, следующие:

Концентрация ингибитора, % (по массе) …0 0,01 0,05 0,1 0,5

Количество отложений парафина, г…….. 2,64 2,13 1,25 0,59 0,72

Защитный эффект, % …………………………. 0 19,6 52,6 70,5 45,5

Опыты показали эффективность СЭВА-28, но он удовлетворительно растворим лишь в ароматических углеводородах, в частности в толуоле, поэтому практическое его использование связано с рядом трудностей.

По вязкости нефти. В эксперименте участвовали ингибитор СЭВА-28 и нефть скв. 216 Никольского месторождения. Вязкость определялась на ротационном вискозиметре РЕОТЕСТ-2. Результаты показывают, что при 40 и 60 °С добавки ингибитора не меняют вязкость нефти. Наибольшая эффективность получена при массовой концентрации 0,05-0,1 %. Эти данные согласуются с результатами, полученными по методу "стальных стержней".

По отмыву пленки нефти. Метод состоит в определении процента отмыва пленки нефти пластовой водой со стенки стеклянной пробирки во времени. За 100 % принимается отмыв половины всей поверхности пробирки. Результат считается отличным при отмыве 70-90 % за 30 с, хорошим — за 60 с, удовлетворительным — за 180 с, плохим — более 3 мин.

Испытание проводится в следующей последовательности.

Колбу заполняют 50 мл нефти с добавлением 0,02 % (по массе) ингибитора и перемешивают в течение 3-5 мин. Переливают раствор в пробирку и выдерживают в течение 20 мин. Затем переводят раствор из пробирки в колбу, а пробирку на 0,5 объема заполняют пластовой водой исследуемого месторождения. Оставшийся объем заполняют нефтью из колбы. Пробирку закрывают, а затем переворачивают и включают секундомер, регистрируя смыв пленки нефти во времени.

Результаты эксперимента приведены в табл. 7.7.

Таблица 7. 7 Результаты испытаний ингибиторов парафинообразования по отмыву пленки нефти

Действие

ингибиторов

на отложения АСПО

Оценка

Индекс

Отмыв пленки

в пластовой воде

действия

Наименование месторождения

ингибито-

нефти по вре-

Совмести-

Otmktr °/„

Замазывание

ингибито-

нефти, АСПО, пластовой воды

ра АСПО

мени, %/с

мость

Дисперсия,

V-/1 J4DJ-D у /О

рабочей по­верхности

(полосы), %

ра АСПО

ингибитора с пластовой

мм/%

рабочей поверхности

водой

Бобровское, скв. 788

ДМ-650

20/180, н

Эмульсия, х

1-5/100, у

5, о

40, о

X

НГДУ "Бузулукнефть"

ДМ-655

40/180, н

То же

>7/30

45, н

55, н

н

1-7/40, у

ДВ-02

70/60, х

"

0,5-1/70

30, у

25, у

У

1-7/30, у

ИНПАР

80/60, х

"

0,1-0,5/80

10, х

6, X

X

1-3/20, х

ДВ-03

70/180, у

"

1-7/100, у

15, у

25, у

У

ДМ-51

70/60, х

1-7/100, у

о

о

X

"Урал

90/15, о

"

0,5-1/100, х

о

о

о

04/88"

Бобровское, скв. 788

ДМ-513

70/60, х

> 7/100, н

20, у

30, у

У

НГДУ "Бузулукнефть"

СД-1

70/60, х

1-5/100, у

10, х

о

X

СД-2

70/180, у

1-7/100, у

30, у

25, у

У

Бобровское, скв. 788

О-1

40/180, н

1-7/100, у

20, у

о

У

НГДУ "Бузулукнефть"

В-1

30/180, н

0,5-1/80, х

25, у

30, у

У

НГДУ "Южоренбургнефть"

ДВ-03

90/30, о

1-7/100, у

о

о

X

Примечание, н — неудовлетворительно; х

— хорошо; у —

удовлетворительно; о — отлично.

Метод дисперсии и отмыва АСПО. Этот метод состоит в следующем. В 50 мл пластовой воды дозируют 0,5 мл реагента и помещают 2,5 г АСПО. Содержимое колбы нагревают, перемешивая до полного расплавления АСПО. Затем колбы охлаждают струей водопроводной воды и фиксируют диспергирование парафиновых отложений, налипание на стенки колбы и замазывание.

Метод "холодного цилиндра". Оценка эффективности ингибитора этим методом состоит в нагреве определенного количества нефти, а именно 400 мл, и 48 г измельченного парафина в термостатируемой бане до 90 °С с последующим вводом микрошприцем в раствор ингибитора в количествах 0,02; 0,04; 0,08; 0,1 мл.

Температура нефти в начале опыта должна быть ниже температуры растворения парафина в нефти, а температура "холодной" поверхности стакана — ниже температуры начала кристаллизации парафина. После нагрева до 65 °С стакан из бани вынимают и в него опускают цилиндр, который охлаждают в течение 20-30 мин водопроводной водой. Затем в течение 10 мин цилиндр охлаждают на воздухе, чтобы с его поверхности стекла нефть.

Таблица 7.8

Результаты испытаний ингибиторов парафиноотложений на нефти скв. 788 Бобровского месторождения методом "холодного" цилиндра

Продол-

Дозировка

Эффективность ингибитора АСПО

Номер

Время

ч-мин

житель­ность

Марка

реагента

по уменьшению

опыта

опыта,

реагента

налипания

начала

конца

мин

% (по

о/

опыта

опыта

г

массе)

г

1

11-05

11-30

25

Без реагента

57,136

2

13-00

13-25

25

ДМ-650

0,04

0,01

42,014

26

3

14-15

14-40

25

ДМ-650

0,08

0,02

30,962

46

4

9-30

9-55

25

ИНПАР

0,04

0,04

38,134

33

5

10-40

11-05

25

ИНПАР

0,08

0,02

24,761

57

6

12-55

13-20

25

ДМ-512

0,04

0,01

34,698

39

7

14-15

14-40

25

ДМ-512

0,08

0,02

27,740

51

8

9-15

9-40

25

"Урал

0,04

0,01

30,116

47

04/88"

9

10-20

10-45

25

То же

0,08

0,02

17,730

69

10

9-40

10-05

25

СД-1

0,04

0,01

35,250

38

11

10-55

11-20

25

СД-1

0,08

0,02

25,786

55

12

13-25

11-50

25

ДВ-02

0,04

0,01

52,096

9

13

14-35

15-00

25

ДВ-02

0,08

0,02

39,652

31

14

9-15

9-40

25

ДВ-03

0,04

0,01

48,860

15

Таблица 7.9

Показатели

Удалители

пипериленовая фракция

тяжелые углеводороды

Плотность, кг/м3 Температура начала кипения, °С Температура конца кипения, °С Остаток после перегонки, % (по массе)

680 40 99 1,0

850 50-60 До 260

15,4

Далее через цилиндр пропускают горячую воду, при этом происходит смыв отложений в подставленный под цилиндр стакан.

Масса отмытых отложений при различных дозах ингибитора и является мерой эффективности его действия.

Характеристика продукта приведена в табл. 7.9.

В табл. 7.8 представлены результаты испытания эффективности различных ингибиторов парафиноотложений на нефти скв. 788 Бобровского месторождения. В опытах в исследуемую нефть добавлялось 12 % (по массе) парафина, температура в начале опыта составляла 65 °С, в конце 26 °С, холодной поверхности 12 °С.

Промысловые испытания реагентов-удалителей АСПО. В качестве удалителей отложений парафина были применены отходы и побочные продукты Самарского завода синтетического каучука, содержащие углеводороды метанового, бензольного и диэтиленового рядов (пипериленовая фракция), а также тяжелые углеводороды.

Эффективность удалителей, определенная методом "стержней", приведена в табл. 7.10.

В эксперименте использовались нефти ряда скважин. Для сравнения были взяты известные растворители — бензин, керосин и бензол.

Установлено, что пипериленовая фракция по эффективности может конкурировать с известными и дорогими растворителями — бензином и керосином.

Промышленные испытания пипериленовой фракции проводились на Бобровском месторождении. Объектом испытания стал выкидной трубопровод скв. 406.

Технологией предусматривалось:

а) закачка 9 м3 удалителя отложений в выкидной
трубопровод при неработающей скважине агрегатом АН-700;

б) выдержка реагента в течение 90 мин;

в) запуск скважины в работу.

Поверхность трубы после такой обработки была отмыта практически полностью. Продолжительность работы скважины с дебитом 116 м3/сут между двумя обработками от 30 до 75 сут.

от

кольцевое растворитель

закачивают ] а нагреваемый

подается насосным агрегатом в центральную трубу,

Применение горячего растворителя для удаления АСПО. Опыт применения растворителей показал, что с повышением температуры до 60 °С скорость растворения АСПО увеличивается в 4 раза. Для этой цели был разработан специальный подогреватель, представляющий собой теплообменник "труба в трубе". Теплоноситель паропередвижной установки пространство теплообменника,

Таблица 7.10 Время очищения стержня, мин

Реагенть

i

осветленная

Место

ПРТ1Ч ТТТТ

освети-

осветлен-

тяжелые

пипериленовая фракция плюс

отбора АСПО

А-66

тельный

бензол

ная пипериле-

углево-

тяжелые

керосин

новая

дороды

углеводороды в

фракция

соотношении

1:1

1:2

Скв. 68, пласт Ог

38

93

21

20

72

28

40

Скв. 78, пласт А4

20

120

99

85

120

120

120

Скв. 406,

10

48

10

8

8

9

9

выкидная линия

Скв. 406, НКТ

20

37

33

10

31

28

12

Скв. 610, пласт Аэ

27

53

23

47

40

90

15

Скв. 709, пласт А4

50

120

59

68

78

18

40

сообщающуюся с арматурой скважины.

При расходе 2 л/с и температуре 60-70 °С растворитель дозируют в скважину.

Технология обработки скважины состоит из следующих операций.

Оборудование и скважины обвязывают по схеме, приведенной на рис. 7.15.

Пар от ППУ подают одновременно с растворителем в подогре­ватель. Давление пара рекомендуется поддерживать не более 1,5 МПа, а температуру — не менее 200 °С. Растворитель в объеме 6 м3 подают в НКТ в область, расположенную ниже границы интенсивного выделения парафина из нефти, т.е. на глубину 2000-2100 м.

После закачки растворителя в НКТ скважину оставляют на "реагирование" в течение 2 ч, а затем запускают в работу. При ремонтных работах для очистки НКТ и эксплуатационной колонны рекомендуется поднять НКТ на глубину до 1000 м и выполнить циркуляционную промывку горячим растворителем в объеме 16-18 м3.

Основным показателем технико-экономической

эффективности описанной технологии является увеличение межочистного периода скважины, а также изменение дебита нефти и газа в течение всего периода работы скважины

/ — линия подачи растворителя; 2 — термокарман; 3 — регулирующая задвижка; 4 — обратный клапан; 5 — линия выхода отработанного пара; 6 — кольцевое пространство подогревателя; 7 — манометр; 8 — линия выхода горячего растворителя; 9

паропровод от ППУ; 10 — выкидная линия

Таблица 7.11 Физико-химические свойства растворителей АСПО, применяемых в ОАО "Оренбургнефть"

Содержание основных компонентов, % (по массе)

Вязкость

Температура, °С

Наименование растворителя

Се и выше,

при 20 °С,

Плотность

Г ТТТТ TVP КТ

С5+С6,

«JJUMdl H4CL

полимеры,

мПа-с

начало

конец

при 20 "С,

1Д1-Л]- IJi- Di

полимеры

КИС

углеводород ы

бензол, ацетон

кипения

кипения

кг/м3

Бутан-бутиленовая фракция

35

До 10

45

До 10

0,7-0,95

58

94

700-750

Бутилен-дивидильная

48

До 10

32

До 10

0,7-0,95

55

90

700-750

фракция

Бутил-бензольная фракция

5

65

30

1,1-1,2

150

210

850-875

Толуольная фракция

30

60

10

0,8-0,9

35

190

720-740

КОН

12

48

40

0,85

88

180

850-900

СНПХ-7-p-l

5-10

45-50

50-40

0,6

30

85

750-790

СНПХ-Гр-2

6

30

64

0,82

52

95

780-800

Д-7002

36

29

35

0,9-1,0

60-70

120-140

840-870

Фракция СбСв

8,5

71

20,5

1,0-1,1

65-75

130-150

850-890

Керосин

До 5

95

2-2,5

90

120

840-850

Полимерная фракция

3,23

34

0,8-0,9

60

310

850

ПЛ-10

1

90

3

0,7-0,85

110

195

855-870

Полимеры вторичного

1,38

49,2

41,94

0,8-0,9

60

310

800

бутилового спирта

"Нефрас Ар 120/200"

1,5

50

48,5

0,7-0,85

120

200

865

ЛПСЕ5

60

30

0,7-0,8

35

230

750-900

Смола нефтяная Е-11

50

30

0,7-0,8

30

220

750-850

В табл. 7.11 приведены физико-химические свойства растворителей, применяемых на промыслах ОАО "Оренбургнефть".

Опыт применения зарубежного ингибитора ХТ-48 на месторождениях ОАО "Оренбургнефть". Реагент ХТ-48 представляет собой соединение азотистых ПАВ и смачивающих реагентов и является нефтерастворимым и диспергируемым в воде веществом. При добавлении в систему, содержащую отложения парафина, ХТ-48 проникает в кристаллическую липкую массу парафина, разрушая ее на отдельные частички. Последние обволакиваются неадгезионной пленкой, удерживающей частицы в виде суспензии в нефти.

Хотя реагент ХТ-48 не является растворителем парафина, спе­циальные химические добавки, используемые при его изготовле­нии, способствуют его проникновению в твердую массу парафина, который он диспергирует.

Внедрение ХТ-48 на ряде месторождений с газовым фактором до 30 м3/т оказалось успешным.

Однако при использовании ХТ-48 в скважинах с большим газовым фактором получить увеличение межочистного периода не удалось. Причина этого состоит в вытеснении газом жидкостной прослойки между стенкой трубы и отложениями и упрочнении жесткой связи частиц, представляющих твердую фазу в отложениях.

Применение ингибитора ХТ-48 на промыслах НГДУ "Бузу-лукнефть" и "Бугурусланнефть" осуществлялось несколькими спо­собами:

непрерывная дозированная подача реагента через затрубное пространство с помощью дозировочных насосов;

периодическая обработка насосно-компрессорных труб и выкидных линий;

применение для обработки выкидных линий горячего раствора ХТ-48 в нефти с нагревом в подогревателях.

Способы подачи ингибитора в скважину и оценка их эффективности. Как отмечалось ранее, в ОАО "Оренбургнефть" получили применение несколько способов подачи ингибиторов в нефтяные скважины — периодический и подача в затрубное пространство устьевыми дозаторами.

Периодический способ предполагает разовую "задавку" в пласт определенного объема раствора насосным агрегатом через затрубное пространство скважины или НКТ без подъема оборудования. Такой способ прост, технологичен, однако, как отмечают исследователи, весьма дорог, так как непродолжителен по сроку действия. По данным работы [147], в первое время

clip_image033

после задавки выносится вместе с добываемой жидкостью основное количество ингибитора.

Рис. 7.16. Дозатор гравитационного типа:

/ — фильтр; 2 — заглушка; 3 — отверстие диаметром 1,5 мм; 4 — отверстие диаметром 3 мм; 5 — штуцер; 6 — державка; 7 — контейнер

Подача раствора в затрубное
пространство устьевыми дозаторами
требует монтажа дозирующих насосов,
что не представляет технических
трудностей. Но, как отмечают авторы
работы [182] на основе проведенных
исследований, затрубное дозирование
требует также повышенного расхода
реагента вследствие потери его
активности при прохождении

значительного столба газожидкостной смеси от устья до башмака НКТ.

Наиболее целесообразной является скважинная подача ингибитора. При фонтанном способе добычи для этой цели могут использоваться несколько конструкций дозаторов, получивших применение в Башкортостане и Татарстане.

Дозатор гравитационного действия состоит из контейнера, собираемого из нескольких насосно-компрессорных труб, заполняемых ингибитором, и дозирующего устройства. Последнее представляет собой штуцер с двумя отверстиями разного диаметра. Дозатор монтируется в конце колонны НКТ (рис. 7.16). Предполагается, что через отверстие большего диаметра пластовая жидкость поступает в контейнер и вследствие большей, чем у ингибитора плотности, осаждается на дно. При этом ингибитор поднимается вверх и вытесняется из контейнера через отверстие меньшего диаметра.

Объем реагента, а следовательно, и количество НКТ, образующих контейнер, выбирается исходя из планируемой дозы реагента и межремонтного периода работы фонтанной скважины. Несмотря на простоту, указанный дозатор обладает весьма существенным недостатком: вытеснение реагента из контейнера происходит независимо от работы скважины. Это делает его неэкономичным. Последнее проявляется наиболее остро в периодически работающих скважинах.

 

Механические методы

Механические методы предполагают удаление уже образовавшихся АСПО на насосно-компрессорных трубах. Для этой цели разработана целая гамма скребков различной конструкции.

clip_image036

Рис. 7.17. Штанговый Рис. 7.18. Скребок: Рис. 7.19. Скребок с
скребок для перио- / — стержень; 2 — хомут; ножами переменного се
дической очистки НКТ от 3 — нож; 4 — чения:

/ — пластина; 2 — скре­бок

парафина: утяжелитель

/ — штанга; 2 — диск в положении спуска; 3 —

диск в положении

подъема;4 — очищаемые

трубы

Одним из первых нашедших применение было скребковое устройство, состоящее из изогнутой штанги и скользящего по ней ножа-диска (рис. 7.17). Устройство опускалось в скважину на штангах или канате. В начале спуска нож поднимался до изогнутой части штанги и занимал в ней вертикальное

положение. Это обеспечивало свободный пропуск его в скважину. При подъеме диск опускался вниз и занимал горизонтальное положение, очищая со стенок НКТ АСПО. Скребок опускался на штангах или тартальном канате. Существенным недостатком такого метода очистки является его периодичность. Последнее не позволяет контролировать процесс и приводит к образованию пробок при очистке, заканчивающейся подъемом НКТ.

clip_image038

Рис. 7.20. Принципиальная схема депарафинизационной установки АДУ-3:

/ — индукционный датчик ДИ-3; 2 — лубрикатор; 3 — скребок; 4 — хомут; 5 —

кронштейн; 6 — грундбукса; 7 — уплотнитель; 8 — пружина; 9 — рычаг ролика;

10 — оттяжной ролик; / / — блок управления; 12 — барабан лебедки; 13 —

храповик; 14 — укладчик; 15 — кольца; 16 — пружина; 17 — головка; 18 —

червяк; 19 -узел счетчика; 20 — рукоятка тормоза; 21 — муфта; 22 —

электродвигатель

Скребки с боковой режущей частью (рис. 7.18) первоначально оснащались боковыми ножами постоянного сечения и по идее изобретателей должны были срезать парафин при движении скребка вниз и вверх. Скребки часто застревали, проволока, на которой они опускались, обрывалась, что создавало массу осложнений и заканчивалось подъемом труб. В

390

clip_image040

clip_image042

Рис. 7.21. Автоматический скребок б. УфНИИ:

/ — головка; 2 — возвратная пружина; 3, 18 —соответственно нижний и верхний штоки; 4 — державки; 5 — стержни; 6 — винт; 7 -клапанная рама; 8 — фиксаторная планка; 9 — клапаны; 10 — оси; // — крылья; 12 —ножи; 13 — винт; 14 — корпус замка; 15 —

шарик; 16 — пружина замка; 17 —

ловильная головка; 19 — пружина; 20 —

\

clip_image044

планки; 21 — шарниры

конструкции скребков с ножами
переменного сечения (рис. 7.19)
ножи были выполнены

V

раздвижными: при спуске они
складывались, уменьшая

-19

поперечный габарит, при подъеме
раздвигались. Спуск скребков
осуществлялся ручными лебедками,
что являлось длительной и
трудоемкой операцией.
В последние годы усилия
инженеров и конструкторов были
направлены на механизацию и
автоматизацию этого процесса. Для
этого ОФ "ВНИИКАнефтегаз"
(Башкортостан) разработал

комплекс устройств, включающих датчики контроля за переме­щением скребка, временем его спуска, а также автоматическую лебедку. Комплекс получил название автоматизированной депарафинизационной установки и длительное время эксплуатировался (и сейчас эксплуатируется) на промыслах страны (рис. 7.20).

Одновременно продолжались работы по созданию скребков, принцип действия которых был основан на использовании энергии фонтанной струи. БашНИПИнефть разработал конструкцию автоматического "летающего" скребка (рис. 7.21). Скребок оснащался ножами-крыльями, которые складывались при движении вниз и раскрывались при движении вверх. Этим и обеспечивалась подъемная сила скребка. Переключение скребка на спуск и подъем обеспечивалось концевыми верхним и нижним

переключателями, установленными соответственно в устьевой арматуре и колонне НКТ. Для нормальной работы "летающего" скребка требовалась тщательная подготовка внутренней поверхности НКТ, устранение выступов, заусенцев, овальности труб, что приводило к заклиниванию. Это накладывало ограничение на широкое применение "летающих" скребков.

Применение гладких защитных покрытий

Исследованиями ученых БашНИПИнефти и ТатНИПИнефти установлено, что шероховатость поверхности труб обсадных и подъемных колонн является одним из факторов, способствующих образованию отложений АСПО.

По данным работы [43], отложения парафина возрастают с увеличением шероховатости поверхности. Установлено, что чем выше шероховатость поверхности, тем интенсивнее парафинообразование.

Дальнейшие исследования показали, что на гладкой поверхности, образованной из лаков, стекла, эмали, отложения незначительны.

В результате промысловых экспериментов была установлена эффективность применения НКТ с покрытиями из различных материалов в скважинах Туймазинского месторождения. Также были получены данные о механической и эксплуатационной надежности насосно-компрессорных труб с покрытием разных видов (табл. 7.12).

Известно, что при эксплуатации в промысловых условиях НКТ подвергаются при перевозках, спускоподъемных операциях и в скважинах значительным ударным, растягивающим, сжимающим, изгибающим и другим нагрузкам. Испытания показали, что этим условиям наиболее соответствуют трубы с эпоксидными и эмалевыми покрытиями.

Стеклянное покрытие ввиду его хрупкости, значительной тол­щины и отсутствия сцепления с металлом трубы не надежно и разрушается в процессе спускоподъемных операций. Последнее ведет к образованию стеклянных пробок в колонне НКТ и заклиниванию насосов. Кроме того, технология образования стеклянных и эмалевых покрытий предполагает нагрев труб до 700-800 °С, что вызывает необратимые процессы в структуре металла и расплавление вершин резьб. Последнее приводит к уменьшению прочности резьбового соединения труб и провоцирует обрывы.

На промыслах ОАО "Оренбургнефть" были опробованы насос-но-компрессорные трубы с покрытиями из бакелитового лака, бакелитоэпоксидной композиции, эпоксидного лака и стеклоэмали.

В НГДУ "Бузулукнефть" в 210 скважин были опущены трубы с эпоксидным покрытием, в четыре скважины — трубы, футерованные стеклоэмалью. Опыт их эксплуатации показал, что лучшими свойствами для применения в промысловых условиях обладают трубы с эпоксидным и стеклоэмалевым покрытиями.

Применение футерованных лифтов в скважинах, эксплуатируемых УЭЦН, особенно эффективно, так как спуск скребка в скважину с большим дебитом затруднителен, а зачастую невозможен. Для спуска скребка насос необходимо остановить, но и это не исключает подбросов, запутывания проволоки и других осложнений, в ряде случаев заканчивающихся подземным ремонтом.

Таблица 7.12

Результаты испытания труб с различными покрытиями

Показатель

Покрытие

Характер разрушения при действии силы

Растяжение1, кН:

   

160/100

Стекло

Трещина по окружности на концах образца

172/163

Эмаль

То же

325/200

Эпоксидный

Разрушение происходит только вместе с те-

 

компаунд

лом образца между 8-11 нитками резьбы

Сжатие1, кН:

   

280/242»

Стекло

Трещины по окружности в средней части

288/191

Эмаль

Выкрашивание на концах образца

550/540

Эпоксидный

Разрушение вместе с телом образца

 

компаунд

 

Изгиб (стрела

   

прогиба)1, мм:

   

4,1/3,9»

Стекло

Трещины по окружности

4,0/2,5

Эмаль

Выкрашивание в зоне сжатия

50,0/50,0

Эпоксидный

Разрушение не происходит

 

компаунд

 

Удар (работа

   

свободного

   

падения), Дж:

   

37,5

Стекло

Лучевые трещины, сходящиеся в центре

   

удара; выкрашивание стекла

50,0

Эмаль

Выкрашивание в центре удара

170,0

Эпоксидный

Разрушение не происходит; незначительное

 

компаунд

отслаивание и легкое побеление слоя

   

покрытия

Твердость (по

   

шкале Мооса):

   

5

Стекло

Значительная царапина

6

Эмаль

Легкая царапина

          clip_image047   clip_image048

Эпоксидный компаунд

Стекло

Продолжение таблицы 7.12 Глубокая царапина

"С:

Трещины по окружности при охлаждении

водой

Разрушение не происходит

Разложение и размягчение покрытия

Термостойкость, 300

400 Эмаль

200 Эпоксидный

компаунд

Примечания: 1. В числителе даны максимальные значения показателя, в знаменателе — минимальные. 2. Толщина слоя при однослойном покрытии для стекла составляет 1,2-1,8 мм, для эмали — 0,1-0,3 мм, для эпоксидного компаунда — 0,3-0,5 мм.

Многократные отключения для спуска скребка и последующие включения пагубно отражаются на работе погружного электродвигателя. Опыт показывает, что применение футерованных лифтов приводит к увеличению межремонтного периода работы скважин на 30-40 %. Спускоподъемные операции с футерованными трубами не отличаются от аналогичных операций с обычными трубами. Необходимо только снизить скорость спуска и подъема труб до 0,25 м/с.

Следует иметь в виду, что в стыковых соединениях труб, не защищенных специальными футерованными кольцами, откладывается парафин. Поэтому установка колец в таких лифтах обязательна.

Остеклованные насосно-компрессорные трубы не нашли широкого применения на промыслах ОАО "Оренбургнефть" из-за частого разрушения покрытия вследствие отсутствия достаточной адгезии стекла с металлом, а также из-за большой чувствительности к ударам и изгибам.

Нагрев трубы при нанесении покрытия ведет к ее деформации. В процессе приложения нагрузки при спуске трубы в скважину она выпрямляется, вызывая сколы стекла и разрушение покрытия. Эти недостатки отсутствуют у трубы с эпоксидным покрытием. Кроме того, такое покрытие наносится при нагреве трубы до температуры 100—150 °С, поэтому нарушения в структуре металла трубы и деформации не происходят. Этим объясняется внедрение труб с эпоксидным покрытием на промыслах Оренбуржья.

Однако недостаточная термо- и морозостойкость эпоксидных смол является сдерживающим фактором их широкого применения.

С этих позиций лучшими могут считаться НКТ, футерованные стеклоэмалью. Прочность и адгезия эмали высоки. Сколы в процессе спускоподъемных операций и транспортировки не наблюдаются.

Большое сопротивление истиранию, низкая тепло- и электропроводность открывают большие перспективы внедрения труб с эмалевым покрытием.

.

Электрическая схема подключения насоса эцн Электрическая схема подключения насоса эцн Электрическая схема подключения насоса эцн Электрическая схема подключения насоса эцн Электрическая схема подключения насоса эцн Электрическая схема подключения насоса эцн Электрическая схема подключения насоса эцн Электрическая схема подключения насоса эцн Электрическая схема подключения насоса эцн Электрическая схема подключения насоса эцн Электрическая схема подключения насоса эцн Электрическая схема подключения насоса эцн

Изучаем далее:



Летние сарафаны для девочек спицами схемы

Как быстро сделать брелок своими руками

Как сделать открытку к 9 маю

Схема крючком для юбки платья фото

Вязание ваше хобби дети