30 Май

подбор растворителя для промывки скважинного оборудования




Номер части:
Оглавление
Содержание
Журнал
Выходные данные


Науки и перечень статей вошедших в журнал:
Авторы:
DOI:

  По мере эксплуатации оборудования в нефтяной скважине  происходит засорение полости  и  приемного фильтра электроцентробежного насоса (УЭЦН) механическими примесями, асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО), кристаллами солей, продуктами коррозионного разрушения металла. Для его очистки требуется подъем оборудования, промывка и чистка рабочих колес и направляющих аппаратов, смена фильтра или специальные обратные клапаны, позволяющие сливать жидкость из НКТ в скважину подъемом давления в НКТ с устья. Такие методы защиты насосного оборудования и увеличения его межремонтного периода широко применяются в промысловой практике. Однако оба эти  варианта требуют существенных издержек производства, а второй еще и повышает риск аварий, связанный с увеличением нагрузки на НКТ и, особенно, на верхнюю резьбу всей подвески.

Автором разработана технология очистки полости насоса и его приемного  фильтра (сетки) без подъема оборудования на поверхность или повышения давления жидкости в НКТ. Решение поставленных задач достигается путем реконструкции обратного клапана УЭЦН [1].

В корпусе 1 клапана, установленного выше насоса, размещено посадочное седло 2 тарельчатого клапана 3, переходящего в полый шток с горизонтальными окнами в верхней  части. В седло 2 упирается опорная гильза 4, над которой располагается шайба 5 с центральным  для полого штока и периферийными для протока жидкости каналами. Над шайбой расположена пружина 6, которая подпирает подвижную ступенчатую втулку 7, закрытую сверху крышкой 8 и имеющую центраторы 9. Во втулке 7 также выполнены горизонтальные отверстия большего диаметра. Клапан 3 для герметичной посадки в седло 2 имеет эластичную манжету 10. Для герметизации пары трения: втулка 7 – полый шток клапана 3 на последнем размещены эластичные манжеты 11. Для ограничения вертикального хода втулки 7 на полом штоке клапана 3 размещено стопорное кольцо 12. Для фиксации гильзы 4 и шайбы в корпусе 1 также установлено стопорное кольцо 13. Для работы клапана используется груз 14, в одном случае спускаемый в колонну насосно-компрессорных на скребковой проволоке через лубрикатор, а в другом — сбрасываемый в НКТ.

Рисунок 1.- Схема обратного клапана

1 – корпус устройства; 2 –седло клапана; 3 – клапан; 4 –втулка стопорная; 5 – переходник; 6 – пружина; 7 – втулка подвижная; 8 – тарелка; 9 – центратор; 10 – уплотнительное кольцо; 11 – прокладка; 12 – верхнее стопорное кольцо; 13 стопорное кольцо (для переходника и пружины).

Работа клапана состоит в следующем.

После спуска электроцентробежного насоса в скважину обратный клапан 3 под собственным весом принимает крайнее нижнее положение, указанное на рисунке 1. При этом пружина 6 остается в полностью разжатом положении, при котором горизонтальные отверстия во втулке 7 и полом штоке клапана 3 не совпадают, что предупреждает проток жидкости из НКТ в насос.

При запуске насоса в работу под действием напора жидкости снизу клапан 3 поднимается и пропускает жидкость в НКТ через периферийные каналы шайбы 5 (рисунок 2.). Приподнятие клапана 3 приведет к тому, что подвижная втулка 7 под собственным весом опустится по отношению к штоку, а горизонтальные каналы втулки и полого штока совпадут. Пружина 6 также, как и в случае, указанном на рис. 1, остается в разжатом состоянии. Таким образом, часть добываемой жидкости из насоса в НКТ будет поступать и через полый шток клапана 3.

Для промывки полости  насоса, очистки  фильтра на его приеме  от налипшихмехпримесей (АСПО) производится его остановка. Клапан 3 под собственным весом опустится вниз и прижмется гидростатическим давлением сверху к седлу 2 (см. рисунок 1.). Пружина 6 вернет втулку 7 в крайнее верхнее положение, при котором отверстия во втулке 7 и полом штоке клапана 3 уже не совпадут, что предотвратит переток жидкости из НКТ в насос.

Далее в НКТ скважины через лубрикатор на скребковой проволоке спускают груз 14, который благодаря весу, превышающему силу упругости пружины 6, сожмет ее и переместит втулку 7 вниз до положения, указанного на рисунке 3. При этом отверстия во втулке 7 и полом штоке клапана 3 совпадут и жидкость из НКТ под большим напором будет перетекать в скважину через полость насоса и  приемный  фильтр с обратной ее стороны. Промывка полости насоса нефтью из НКТ с добавлением специально подобранных растворителей освободит рабочие органы насоса (Обратная промывка жидкостью фильтра позволит смыть с нее налипшую грязь. По истечению определенного времени груз 14 приподнимают и втулка 7 под действием сжатой пружины 6 вернется в крайнее верхнее положение, при котором прекратится переток жидкости из НКТ в скважину.

 Для правильного подбора растворителя необходимо определить состав накоплений, образовавшихся в полости насоса, а также физико-химические характеристики пробнефтей, взятых из разных кустов.  В таблице 1. показаны причины отказов насосного оборудования в трех скважинах А, Б, В Ванкорского месторождения.

Таблица1.

 Общая характеристика скважинного оборудования

Условное обозначение пробы А Б В
скважина 230 935 703
куст 100 2 бис 102
дата отказа 08.11.14 29.11.14 08.12.14
наработка 196 363 615
тип насоса 538 P31 123 ст 538 P23 9SD 115ст 538 P17 SSD125 ст
причина отказа нет подачи нет подачи клин
место отбора проб насос насос насос

Очевидно, что отсутствие подачи в скважинах 320, 935 и заклинивание насоса в скважине 703 произошли по причине засорения полости или приемной сетки насоса (или и то, и другое  —  вместе).

Анализ накоплений, отобранных из полостей насосов, показал содержание значительного количества механических примесей и пластовой воды. Консистенция проб этих накоплений – полужидкая масса из-за присутствующей в образцах нефти. В целях подбора оптимального растворителя были проведены лабораторные исследования, показанные в таблице 2.

Наличие заметного количества смол в ванкорской нефти приводит к предположению, что осадки содержат механические примеси и капли воды в смолистой оболочке, что повышает адгезию осадков к поверхности металла и увеличивает устойчивость суспензии [2].

Методами борьбы с осадкообразованием могут быть обработка внутренних поверхностей насоса полярными растворителями и разрушение водонефтяных эмульсий с помощью ПАВ.

Из набора растворителей (таблица 2.) для предварительных испытаний мы выбрали менее экологически опасные, обладающие различной полярностью, склонные как к растворению смол (ацетон), так и к растворению парафинов (гексан, дизельное топливо, толуол).

Были проведены предварительные испытания растворимости осадковОбработка навесок проб (А, Б, В) (0,1 г) проводилась растворителями (1 мл): гексан, дизельное топливо (из нефти Ванкорского месторождения), толуол, ацетон. В ходе опыта стало очевидно, что ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду.

Таблица2.

Группы растворителей и их физико-химические характеристики

Растворитель Диэлектрическая

проницаемость

Температура

кипения, ºС

Температура

плавления, ºС

Растворимость

в воде, г/100г

Молекулярная масса
Углеводороды
Гексан 2 68,7 -95,3 0,014 86
Дизельная фракция 2,1 180-350 -35
Толуол 2-2,4 110,6 -95 0,05 92
Галогенпроизводные углеводородов
Хлороформ 4,8 60,2 -63,5 1 119
Четырех-хлористый углерод 2,2 76,7 -22,9 0,08 154
1,2-Дихлорэтан 10,4 83,5 -35,9 0,81 99
Спирты
Этанол 24,3 78,4 -114,2 Смешивается 46
Изопропанол 18,7 82,4 -89,5 Смешивается 60
Октанол 10,3 195 -16,3 Растворим 130
Кетоны
Ацетон 20,9 56,2 -9,4 Смешивается 60
Циклогексанон 18,3 155,6 -40,2 7 (20 ºС) 98

Были проведены предварительные испытания растворимости осадков

Обработка навесок проб (А, Б, В) (0,1 г) проводилась растворителями (1 мл): гексан, дизельное топливо (из нефти Ванкорского месторождения), толуол, ацетон. В ходе опыта стало очевидно, что ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду. Все пробысодержали механические примеси. В пробе (В) после обработки ацетоном присутствовали парафинистые отложения. К отфильтрованному от ацетона осадку был добавлен толуол (1 мл). После удаления растворителей было проведено взвешивание осадков. Получены следующие результаты:

где -масса остатка, не содержащего следов растворителей,

-масса навесок до добавления растворителей.

Проба (А) в ацетоне

Проба (Б) в ацетоне

Проба (В) в ацетоне

Проба (В) (ацетон+толуол)

Сочетание ацетона и толуола наилучшим образом влияет на освобождение механических примесей от смол и воды.

Позже были проведены количественные опыты с большей навеской испытуемых АСПО (0,5 г) и уменьшенным (0,5 мл) объемом растворителя.

Опыт № 1

Навеска проб АСПО (А, Б, В) 0,5 г;

Растворитель: ацетон, 0,5 мл.

Время опыта 24 час.

Результаты определения (% мас.) мехпримесей:

Проба (А): (0,43*100/0,5) = 86%

                   (0,43*100/0,5) = 86%

Проба (Б): (0,33*100/0,5) = 66%

                   (0,40*100/0,5) = 80%

Проба (В): (0,42*100/0,5) = 82%

                   (0,42*100/0,5) = 82%

Опыт № 2

Навеска проб АСПО (А, Б, В) 0,5 г;

Растворители: (ацетон, 0,5 мл + толуол, 0,5 мл).

Время опыта 24 час.

Результаты определения (% мас.) мехпримесей:

Проба (А): (0,36*100/0,5) = 72%

                   (0,37*100/0,5) = 74%

Проба (Б): (0,39*100/0,5) = 78%

                   (0,43*100/0,5) = 86%

Проба (В): (0,36*100/0,5) = 72%

                   (0,43*100/0,5) = 86%

Разброс между параллельными определениями связан с уменьшением объема растворителя (использовалось минимально возможное для достижения эффекта количество).

Проверялась также гомогенность смесей нефть-растворитель (1:1).

Нефть Растворитель Отсутствие второй фазы (водной)
Нефть (А) Ацетон + + + +
Нефть (А) Ацетон + + + +
Нефть (Б) Ацетон + + + —
Нефть (Б) Ацетон + + — —
Нефть (В) Ацетон — — — —
Нефть (В) Ацетон — — — —

Для смесей нефть-ацетон-толуол в соотношении 2:1:1 результаты следующие.

Нефть Растворитель Отсутствие второй фазы (водной)
Нефть (А) Ацетон+толуол + + + +
Нефть (А) Ацетон+толуол + + + +
Нефть (Б) Ацетон+толуол + + — —
Нефть (Б) Ацетон+толуол + — — —
Нефть (В) Ацетон+толуол — — — —
Нефть (В) Ацетон+толуол — — — —

Во всех случаях после отделения смолисто-нефтяной и водной компонент получали остаток в виде крупного песка (пробы А, В) или глины (проба Б),

ПробыА,В также содержали окалину.

Наличие смолистых оболочек у мельчайших капель воды и частиц породы (механических примесей) позволило надеяться на разрушение эмульсий и суспензий при введении поверхностно-активных веществ.

И действительно, введение нескольких капель октанола-1 привело к разделению водонефтяной эмульсии. Особенно наглядно это видно на примере пробыВ (рисунок 6.). В случае применения ПАВ поверхность раздела фаз после центрифугирования более четкая. Добавление ПАВ в смеси (нефть + соответствующая проба АСПО) привело к разделению органической и водной фаз. Частицы породы, составляющие механические примеси, полностью перешли в водную фазу и сохранили в ней подвижность, «сыпучесть».

Рекомендации:

Ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду. После обработки ацетоном механические примеси проб (А, Б, В)  переходили в водную фазу и становились подвижными, «сыпучими». Легко перемещались.

Применение ПАВ может при существенно меньших затратах перевести механические примеси проб (А, Б, В) в сыпучее состояние.  Однако, окончательное решение можно будет принять по результатам испытаний действия обратного клапана УЭЦН по промывке насоса от накопленных ТВЧ.

Библиографический список:

1.Патент RU 2544930 C1. Клапан обратный электроцентробежной установки и способ очистки фильтра на приеме насоса. Заявлено17.09.2013.Опубликовано 20.03.2015.

2.Рахманько Е.Н., Елашева О.М., Плешакова Н.А. и др. Нефть Юрубчено-Тохомского месторождения в сопоставлении с нефтямиВанкорского месторождения // Технология нефти и газа. № 1. 2011. С. 14-20.

подбор растворителя для промывки скважинного оборудования
Written by: БулчаевНурдиДжамалайлович, Безбородов Юрий Николаевич, Орловская Нина Федоровна
Published by: БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА
Date Published: 03/15/2017
Edition: ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_30.05.2015_05(14)
Available in: Ebook
30 Апр

Подбор растворителя для промывки скважинного оборудования




Номер части:
Оглавление
Содержание
Журнал
Выходные данные


Науки и перечень статей вошедших в журнал:
Авторы:
DOI:

По мере эксплуатации оборудования в нефтяной скважине  происходит засорение полости  и  приемного фильтра электроцентробежного насоса (УЭЦН) механическими примесями, асфальтеносмолопарафиновыми отложениями (АСПО), кристаллами солей, продуктами коррозионного разрушения металла. Для его очистки требуется подъем оборудования, промывка и чистка рабочих колес и направляющих аппаратов, смена фильтра или специальные обратные клапаны, позволяющие сливать жидкость из НКТ в скважину подъемом давления в НКТ с устья. Такие методы защиты насосного оборудования и увеличения его межремонтного периода широко применяются в промысловой практике. Однако оба эти  варианта требуют существенных издержек производства, а второй еще и повышает риск аварий, связанный с увеличением нагрузки на НКТ и, особенно, на верхнюю резьбу всей подвески.

Автором разработана технология очистки полости насоса и его приемного  фильтра (сетки) без подъема оборудования на поверхность или повышения давления жидкости в НКТ. Решение поставленных задач достигается путем реконструкции обратного клапана УЭЦН [1].

В корпусе 1 клапана, установленного выше насоса, размещено посадочное седло 2 тарельчатого клапана 3, переходящего в полый шток с горизонтальными окнами в верхней  части. В седло 2 упирается опорная гильза 4, над которой располагается шайба 5 с центральным  для полого штока и периферийными для протока жидкости каналами. Над шайбой расположена пружина 6, которая подпирает подвижную ступенчатую втулку 7, закрытую сверху крышкой 8 и имеющую центраторы 9. Во втулке 7 также выполнены горизонтальные отверстия большего диаметра. Клапан 3 для герметичной посадки в седло 2 имеет эластичную манжету 10. Для герметизации пары трения: втулка 7 – полый шток клапана 3 на последнем размещены эластичные манжеты 11. Для ограничения вертикального хода втулки 7 на полом штоке клапана 3 размещено стопорное кольцо 12. Для фиксации гильзы 4 и шайбы в корпусе 1 также установлено стопорное кольцо 13. Для работы клапана используется груз 14, в одном случае спускаемый в колонну насосно-компрессорных на скребковой проволоке через лубрикатор, а в другом — сбрасываемый в НКТ.

Рисунок 1.- Схема обратного клапана

1 – корпус устройства; 2 –седло клапана; 3 – клапан; 4 –втулка стопорная; 5 – переходник; 6 – пружина; 7 – втулка подвижная; 8 – тарелка; 9 – центратор; 10 – уплотнительное кольцо; 11 – прокладка; 12 – верхнее стопорное кольцо; 13 стопорное кольцо (для переходника и пружины).

 

 

Работа клапана состоит в следующем.

После спуска электроцентробежного насоса в скважину обратный клапан 3 под собственным весом принимает крайнее нижнее положение, указанное на рисунке 1. При этом пружина 6 остается в полностью разжатом положении, при котором горизонтальные отверстия во втулке 7 и полом штоке клапана 3 не совпадают, что предупреждает проток жидкости из НКТ в насос.

При запуске насоса в работу под действием напора жидкости снизу клапан 3 поднимается и пропускает жидкость в НКТ через периферийные каналы шайбы 5 (рисунок 2.). Приподнятие клапана 3 приведет к тому, что подвижная втулка 7 под собственным весом опустится по отношению к штоку, а горизонтальные каналы втулки и полого штока совпадут. Пружина 6 также, как и в случае, указанном на рис. 1, остается в разжатом состоянии. Таким образом, часть добываемой жидкости из насоса в НКТ будет поступать и через полый шток клапана 3.

Для промывки полости  насоса, очистки  фильтра на его приеме  от налипших мехпримесей (АСПО) производится его остановка. Клапан 3 под собственным весом опустится вниз и прижмется гидростатическим давлением сверху к седлу 2 (см. рисунок 1.). Пружина 6 вернет втулку 7 в крайнее верхнее положение, при котором отверстия во втулке 7 и полом штоке клапана 3 уже не совпадут, что предотвратит переток жидкости из НКТ в насос.

Далее в НКТ скважины через лубрикатор на скребковой проволоке спускают груз 14, который благодаря весу, превышающему силу упругости пружины 6, сожмет ее и переместит втулку 7 вниз до положения, указанного на рисунке 3. При этом отверстия во втулке 7 и полом штоке клапана 3 совпадут и жидкость из НКТ под большим напором будет перетекать в скважину через полость насоса и  приемный  фильтр с обратной ее стороны. Промывка полости насоса нефтью из НКТ с добавлением специально подобранных растворителей освободит рабочие органы насоса (Обратная промывка жидкостью фильтра позволит смыть с нее налипшую грязь. По истечению определенного времени груз 14 приподнимают и втулка 7 под действием сжатой пружины 6 вернется в крайнее верхнее положение, при котором прекратится переток жидкости из НКТ в скважину.

Для правильного подбора растворителя необходимо определить состав накоплений, образовавшихся в полости насоса, а также физико-химические характеристики проб  нефтей, взятых из разных кустов.  В таблице 1. показаны причины отказов насосного оборудования в трех скважинах А, Б, В Ванкорского  месторождения.

                                                                                                                  Таблица 1.

               Общая характеристика скважинного оборудования

Условное обозначение пробы

А Б

В

скважина 230 935 703
куст 100 2 бис 102
дата отказа 08.11.14 29.11.14 08.12.14
наработка 196 363 615
тип насоса 538 P31 123 ст 538 P23 9SD 115ст 538 P17 SSD125 ст
причина отказа нет подачи нет подачи клин
место отбора проб насос насос насос

Очевидно, что отсутствие подачи в скважинах 320, 935 и заклинивание насоса в скважине 703 произошли по причине засорения полости или приемной сетки насоса (или и то, и другое  —  вместе).

Анализ накоплений, отобранных из полостей насосов, показал содержание значительного количества механических примесей и пластовой воды. Консистенция проб этих накоплений – полужидкая масса из-за присутствующей в образцах нефти. В целях подбора оптимального растворителя были проведены лабораторные исследования, показанные в таблице 2.

 Наличие заметного количества смол в ванкорской нефти приводит к предположению, что осадки содержат механические примеси и капли воды в смолистой оболочке, что повышает адгезию осадков к поверхности металла и увеличивает устойчивость суспензии [2].

Методами борьбы с осадкообразованием могут быть обработка внутренних поверхностей насоса полярными растворителями и разрушение водонефтяных эмульсий с помощью ПАВ.

Из набора растворителей (таблица 2.) для предварительных испытаний мы выбрали менее экологически опасные, обладающие различной полярностью, склонные как к растворению смол (ацетон), так и к растворению парафинов (гексан, дизельное топливо, толуол).

Были проведены предварительные испытания растворимости осадков Обработка навесок проб (А, Б, В) (0,1 г) проводилась растворителями (1 мл): гексан, дизельное топливо (из нефти Ванкорского месторождения), толуол, ацетон. В ходе опыта стало очевидно, что ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду.

                                                                                                                  Таблица 2.

 Группы растворителей и их физико-химические характеристики

Растворитель

Диэлектрическая

проницаемость

Температура

кипения, ºС

Температура

плавления, ºС

Растворимость

в воде, г/100г

Молекулярная масса

Углеводороды

Гексан 2 68,7 -95,3 0,014 86
Дизельная фракция 2,1 180-350 -35
Толуол 2-2,4 110,6 -95 0,05 92

Галогенпроизводные углеводородов

Хлороформ 4,8 60,2 -63,5 1 119
Четырех-хлористый углерод 2,2 76,7 -22,9 0,08 154
1,2-Дихлорэтан 10,4 83,5 -35,9 0,81 99

Спирты

Этанол 24,3 78,4 -114,2 Смешивается 46
Изопропанол 18,7 82,4 -89,5 Смешивается 60
Октанол 10,3 195 -16,3 Растворим 130

Кетоны

Ацетон 20,9 56,2 -9,4 Смешивается 60
Циклогексанон 18,3 155,6 -40,2 7 (20 ºС) 98

Были проведены предварительные испытания растворимости осадков

 Обработка навесок проб (А, Б, В) (0,1 г) проводилась растворителями (1 мл): гексан, дизельное топливо (из нефти Ванкорского месторождения), толуол, ацетон. В ходе опыта стало очевидно, что ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду. Все пробы  содержали механические примеси. В пробе (В) после обработки ацетоном присутствовали парафинистые отложения. К отфильтрованному от ацетона осадку был добавлен толуол (1 мл). После удаления растворителей было проведено взвешивание осадков. Получены следующие результаты:

где  — масса остатка, не содержащего следов растворителей,

— масса навесок до добавления растворителей.

Проба (А) в ацетоне

Проба (Б) в ацетоне

Проба (В) в ацетоне

Проба (В) (ацетон+толуол)

Сочетание ацетона и толуола наилучшим образом влияет на освобождение механических примесей от смол и воды.

Позже были проведены количественные опыты с большей навеской испытуемых АСПО (0,5 г) и уменьшенным (0,5 мл) объемом растворителя.

Опыт № 1

Навеска проб АСПО (А, Б, В) 0,5 г;

Растворитель: ацетон, 0,5 мл.

Время опыта 24 час.

Результаты определения (% мас.) мехпримесей:

Проба (А): (0,43*100/0,5) = 86%

                   (0,43*100/0,5) = 86%

Проба (Б): (0,33*100/0,5) = 66%

                   (0,40*100/0,5) = 80%

Проба (В): (0,42*100/0,5) = 82%

                   (0,42*100/0,5) = 82%

Опыт № 2

Навеска проб АСПО (А, Б, В) 0,5 г;

Растворители: (ацетон, 0,5 мл + толуол, 0,5 мл).

Время опыта 24 час.

Результаты определения (% мас.) мехпримесей:

Проба (А): (0,36*100/0,5) = 72%

                   (0,37*100/0,5) = 74%

Проба (Б): (0,39*100/0,5) = 78%

                   (0,43*100/0,5) = 86%

Проба (В): (0,36*100/0,5) = 72%

                   (0,43*100/0,5) = 86%

Разброс между параллельными определениями связан с уменьшением объема растворителя (использовалось минимально возможное для достижения эффекта количество).

Проверялась также гомогенность смесей нефть-растворитель (1:1).

Нефть Растворитель Отсутствие второй фазы (водной)
Нефть (А) Ацетон + + + +
Нефть (А) Ацетон + + + +
Нефть (Б) Ацетон + + + —
Нефть (Б) Ацетон + + — —
Нефть (В) Ацетон — — — —
Нефть (В) Ацетон — — — —

Для смесей нефть-ацетон-толуол в соотношении 2:1:1 результаты следующие.

Нефть Растворитель Отсутствие второй фазы (водной)
Нефть (А) Ацетон+толуол + + + +
Нефть (А) Ацетон+толуол + + + +
Нефть (Б) Ацетон+толуол + + — —
Нефть (Б) Ацетон+толуол + — — —
Нефть (В) Ацетон+толуол — — — —
Нефть (В) Ацетон+толуол — — — —

 Во всех случаях после отделения смолисто-нефтяной и водной компонент получали остаток в виде крупного песка (пробы  А,  В) или глины (проба Б),

Пробы  А, В также содержали окалину.

Наличие смолистых оболочек у мельчайших капель воды и частиц породы (механических примесей) позволило надеяться на разрушение эмульсий и суспензий при введении поверхностно-активных веществ.

И действительно, введение нескольких капель октанола-1 привело к разделению водонефтяной эмульсии. Особенно наглядно это видно на примере пробы  В (рисунок 6.). В случае применения ПАВ поверхность раздела фаз после центрифугирования более четкая. Добавление ПАВ в смеси (нефть + соответствующая проба АСПО) привело к разделению органической и водной фаз. Частицы породы, составляющие механические примеси, полностью перешли в водную фазу и сохранили в ней подвижность, «сыпучесть».

                                       Рекомендации:

Ацетон наилучшим образом растворяет смолы и воду. После обработки ацетоном механические примеси проб (А, Б, В)  переходили в водную фазу и становились подвижными, «сыпучими». Легко перемещались.

Применение ПАВ может при существенно меньших затратах перевести механические примеси проб (А, Б, В) в сыпучее состояние.  Однако, окончательное решение можно будет принять по результатам испытаний действия обратного клапана УЭЦН по промывке насоса от накопленных ТВЧ.

                        Библиографический список:

1.Патент RU 2544930 C1. Клапан обратный электроцентробежной установки и способ очистки фильтра на приеме насоса. Заявлено 17.09.2013. Опубликовано 20.03.2015.

2.Рахманько Е.Н., Елашева О.М., Плешакова Н.А. и др. Нефть Юрубчено-Тохомского месторождения в сопоставлении с нефтями Ванкорского месторождения // Технология нефти и газа. № 1. 2011. С. 14-20.

Подбор растворителя для промывки скважинного оборудования
Written by: Булчаев Нурди Джамалайлович, Безбородов Юрий Николаевич, Орловская Нина Федоровна
Published by: БАСАРАНОВИЧ ЕКАТЕРИНА
Date Published: 04/13/2017
Edition: ЕВРАЗИЙСКИЙ СОЮЗ УЧЕНЫХ_30.04.2015_4(13)
Available in: Ebook