Деревообрабатывающий станок мдс-1-05

Отложения парафина в трубах

При перекачке парафиновых видов нефти на стенках труб происходит отложение парафина, который уменьшает проходное сечение трубопровода, что сказывается на производительности перекачки и может привести к полной закупорке трубопровода и остановке перекачки.

Основными факторами , влияющими на отложение парафина, являются:

физико-химические свойства перекачиваемой нефти ;
изменение температурного режима ( охлаждение ) нефти в процессе перекачки;
изменение содержания растворенных газов ;
характер режима перекачки (изменение давления, остановки).

Физический процесс возникновения осадка парафина из нефти

Парафин выделяется из нефти в виде кристаллов, которые, соединяясь между собой, образуют парафиновую массу. Она представляет собой пористый скелет, поры которого заполнены нефтью и водой. Температура плавления такой массы зависит от ее состава и колеблется от 40 до 50° С. Вязкость застывания парафинистой нефти зависит от количества находящегося в ней парафина и температуры. Чем больше содержание парафина и ниже температура нефти, тем больше увеличивается ее вязкость и тем меньше ее тягучесть.

Распределение отложений вдоль нефтепровода

Научные исследования показали, что отложения располагаются вдоль нефтепровода неравномерно .

На начальном участке нефтепровода, где температура выше температуры начала выпадения кристаллов парафина, его отложение незначительны .

С понижением температуры парафин начинает интенсивно выделяться и откладываться на стенках трубы.

Затем толщина отложения парафина по длине нефтепровода уменьшается , так как нефть движется уже с постоянной температурой , равной температуре грунта, и основная масса парафина уже выпала из потока отложившись на предыдущем участке.

Распределение парафиновых отложений в поперечном сечении трубы

Процесс застывания начинается у стенок трубы и постепенно распространяется к центру.

Отложение парафина по диаметру трубопровода так же происходит неравномерно : в нижней части трубопровода парафина откладывается меньше, чем в верхней его части. Это объясняется тем, что верхняя поверхность трубы имеет более низкую температуру и что механические примеси сдирают с нижних стенок трубопровода отложившийся парафин.

Механическая очистка трубопровода

Наиболее распространенным и эффективным способом очистки внутренней поверхности нефтепровода от отложений парафина является механическая очистка с применением специальных скребков , чистящими элементами которых являются всевозможные диски, ножи и проволочные щетки. Скребки разных конструкций различны по эффективности удаления отложений со стенок труб, по износостойкости и проходимости.

Износостойкость характеризуется эффективной длиной очистки трубопровода. В настоящее время при регулярной очистке нефтепровода металлические очистные скребки могут без чрезмерного износа проходить до 100 км.

Проходимость скребков характеризуется способностью проходить через различные препятствия внутри трубопровода – задвижки, переходы, подкладные кольца, фланцы, выступы корней сварочных швов и так далее.

Для безостановочного прохождения скребков требуется определенное давление и скорость потока не менее 1,2 – 1, 5 м/с. Поэтому дежурный персонал должен строго следить за режимом перекачки. Так же должен осуществляться постоянный контроль за продвижением скребка по длине трубопровода. Для контроля для продвижении скребка применяются различные приборы слежения . Широкое распространение получил переносный звукоуловитель , состоящий из микрофона, усилителя и наушников.

Ламинарное течение в цилиндрическом канале ньютоновской жидкости

Полученные в настоящем разделе решения соответствуют переносу по столбу жидкости в скважине, требуемых для решения большинства технологических задач достаточно мощных гидродинамических волн давления (ГДВ), вызывающих виброперемещения жидкости относительно стенок волновода. При слабой интенсивности излучаемых ГДВ, используемых, например, для виброизмерений, влияние трения жидкости о стенки волновода сказывается меньше, а при измерениях в открытых емкостях или водоемах доминирующим становится влияние сил внутреннего трения в самой жидкости и глубина распространения ГДВ возрастает. Анализ влияния только сил внутреннего трения в жидкости на глубину распространения ГДВ подробно рассмотрен в многочисленной учебной литературе, поэтому в настоящем разделе не приводится. Ограничимся, в связи с указанным, анализом распространения только достаточно мощных ГДВ в скважине и в длинных трубопроводах амплитудой гидродинамического давления не менее десятых долей мегаПаскаля. На рисунке 2.1 представлена построенная по формуле (2.9) картина затухания ГДВ на интервале трубопровода (в колонне труб) длиной L = 600 м с внутренним диаметром d = 63,5 мм = 0,0635 м и толщине слоя АСПО перед промывкой 8Аспо = 5 мм ((Г = 0,0635 — 2 0,005 = 0,0535 м). Параметры прокачиваемой через участок трубопровода от скважины (с дебитом Q = 40 т/сут = 0,545 10″ м /с ) до групповой установки нефти: плотность р = 850 кг/м ; вязкость т = 16 мПа с Как видно из приведенного графика, глубина необходимого для обеспечения тех или иных технологических процессов проникновения ГДВ даже субинфразвукового диапазона частот не превышает нескольких сот метров. Следовательно, стационарные наземные или скважинные гидрогенераторы целесообразно использовать только (или преимущественно) в субинфра- или инфразвуковых диапазонах частот.

При небольшой длине трубопровода в отдельных частных случаях удовлетворительным может оказаться и использование ГДВ в нижних областях звукового диапазона. Высокочастотные ГДВ следует использовать только при наложении их на низкочастотные. На нижнем конце колонны НКТ в скважине лучше использовать низкочастотный пульсатор. 1. На основе проведенных аналитических исследований получена зависимость затухания амплитуды гидродинамических волн с учетом трения жидкости о стенки труб, обеспечивающая определение минимально допустимого расстояния между генераторами, с целью эффективной виброобработки колонны НКТ или наземного трубопровода: — периодической при очистки от АСПО; — стационарной для снижения интенсивности отложения АСПО. 2. Эффективные частоты гидродинамических волн для очистки от АСПО промысловых труб составляет 0,1-1,0 Гц. Скважинное оборудование: НКТ, плунжерный насос, штанги, скребки, электроцентробежный насос и другое оборудование опускают на глубину до 1500 м и более, длина устьевого трубопровода до замерного устройства составляет до 3000 м и более. При разработке пульсатора необходимо определить потребную частоту возбуждаемых колебаний. Дальность распространения колебаний жидкости зависит от частоты генерируемых колебаний пульсатора. Известно, что звуковые частоты колебаний жидкости быстро затухают, а низкочастотные, распространяются дальше.

По результатам аналитических исследований второй главы пульсатор для очистки от асфальтосмолистых и парафиновых отложений скважинного оборудования и нефтепроводов пульсированным методом должен иметь частоты до 10 Гц. В нефтепромысловом деле применяются пульсирующие устройства (рисунок 3.1): 1) использующие энергию упругих волн от источника, расположенного на устье скважины; 2) использующие энергию прокачиваемой жидкости. В устройствах, использующих энергию прокачиваемой жидкости, в качестве рабочих элементов применяются различные устройства. Показатели, характеризующие гидравлические вибраторы, создающие пульсацию жидкости следующие: 1) величина амплитуды и частоты колебаний; 2) устойчивость работы;

Агрегат АДПМ

Агрегат АДПМ для депарафинизации скважин горячей нефтью предназначен для нагрева и нагнетания нефти в скважину с целью удаления со стенок труб отложений парафина. Агрегат можно использовать также для депарафинизации трапов, мерников, манифольдов и др. (рис. 6.28).

Рис. 6.28. Агрегат для депарафинизации скважин АДПМ: 1 — нагнетательный насос; 2 — система КИПиА; 3 — силовая передача; 4 — нагреватель нефти; 5 — воздуховод; 6 — шасси автомобиля КрАЗ-255Б1А; 7 — технологические трубопроводы; 8 — топливная система; 9 — вспомогательные трубопроводы

Агрегат смонтирован на шасси автомобиля высокой проходимости КрАЗ-255Б1А. Привод всех механизмов агрегата осуществляется от тягового двигателя автомобиля. Агрегатом управляют из кабины водителя. В качестве нагреваемой среды используют сырую нефть. Ресурс работы агрегата по запасу нефти равен 4 ч. Агрегат обслуживают два человека.

Весь агрегат состоит из нескольких узлов и систем: нагревателя змеевикового типа, нагнетательного насоса, силовой передачи, вспомогательного оборудования, трубопроводов, контрольно-измерительных приборов и системы автоматики.

Нагреватель представляет собой змеевик высокого давления, состоящий из конвекционной и радиационной частей и заключенный в двухстенный кожух. В нижней части нагревателя выложена топка, в которую через специальный люк введена форсунка. Здесь же смонтировано запальное устройство и сделан ввод для подачи инертного газа.

Принцип работы агрегата заключается в следующем. Нефть из емкости всасывается насосом и прокачивается через змеевики нагревателя. При своем движении по змеевикам нефть нагревается до определенной температуры и далее через напорный трубопровод нагнетается в скважину.

Перед вводом в эксплуатацию агрегата необходимо проверить комплектность и сохранность контрольно-измерительных приборов и регулирующей аппаратуры, провести расконсервацию оборудования агрегата, провести обкатку двигателя в соответствии с инструкцией по эксплуатации автомобиля.

Во время работы агрегата оператор должен поддерживать оптимальный режим его работы на данной передаче, контролируя нормальное функционирование систем агрегата по приборам и внешним осмотрам. Температура нагрева нефти не должна превышать 150°С, а давление, развиваемое агрегатом, максимальных значений для данного режима работы.

Конструктивные особенности станка

Внешний вид

Основное назначение станка – выполнение нескольких видов операции по обработке деревянных изделий и заготовок. Он имеет небольшие габариты и может быть применен для комплектации домашней мастерской или небольшого производства.

Одним из определяющих качеств этого деревообрабатывающего оборудования является возможность выполнять основные типы обработки при небольших размерах конструкции. Для этого используется общий привод от асинхронного электродвигателя мощностью 2,2 кВт. С помощью ременной передачи на основной рабочий вал передается крутящий момент.

Перечень выполняемых операций:

распиловка. Может делать как вдоль, так и поперек волокон. Резание под углом невозможно, так как в комплектации отсутствует соответствующее приспособление;
строгание. Для улучшения качества обработки используется прижимное устройство;
сверление. Осуществляется после установки патрона на конус ножевого вала. В конструкции не предусмотрен опорный стол для фиксации заготовки.

Расположение компонентов в деревообрабатывающем станке МДС-1-05 положительным образом сказывается на его габаритах. Для строгания материалов необходимо снять верхнюю часть опорного стола. Делать это во время распиловки категорически запрещается.

Конструктивные особенности станка

Внешний вид

Перечень выполняемых операций:

распиловка. Может делать как вдоль, так и поперек волокон. Резание под углом невозможно, так как в комплектации отсутствует соответствующее приспособление;
строгание. Для улучшения качества обработки используется прижимное устройство;
сверление. Осуществляется после установки патрона на конус ножевого вала. В конструкции не предусмотрен опорный стол для фиксации заготовки.

Механизм образования и отложения парафина

К первым обстоятельным исследованиям в этой области следует отнести работы Рестли, опубликованные им в 1932-1942 гг. и признанные за рубежом как наиболее авторитетные. Причины выпадения парафина из нефти Рестли видит в уменьшении растворимости парафина за счет снижения температуры нефти при отдаче тепла в окружающую среду, а также в результате разгазирования.

Эту точку зрения разделяет и Браун. Развивая основные положения теории Рестли, в своей работе Браун отмечает, что присутствующие в нефти механические примеси в значительной мере интенсифицируют рост парафиновых гранул и увеличивают скорость образования парафиновых отложений.

Одной из первых отечественных работ, в которой более или менее четко высказано мнение о способе накопления отложений на поверхности оборудования, является работа А.Д. Амирова . Освещая опыт борьбы с отложениями парафина на Бакинских промыслах, автор считает, что их образование в фонтанно — компрессорных и глубинно — насосных скважинах связано с осаждением на стенках оборудования отделившейся в твердую фазу части парафина.

Первой крупной работой в области борьбы с отложениями парафина следует считать работу П.П. Галонского .

В этой работе впервые поднимается вопрос о флотации кристаллов парафина пузырьками выделяющегося из нефти попутного газа.

В работах автор впервые четко формирует понятие о двух механизмах формирования смоло-парафиновых отложений. В частности, Н.Н. Непримеров считает, что для более ясного понимания явлений в процессе отложения парафина необходимо учитывать тот факт, что они обусловлены двумя совершенно различными механизмами, один из которых связан с выпадением парафина из нефти, а другой относится к осаждению уже выпавшего парафина на поверхности труб.

Несколько позже С.Ф. Люшин, В.А. Рассказов, Д.М. Шейх-Али, P.P. Иксанова, Е.П. Линьков рассматривают уже три механизма парафинизации оборудования, причем два из них — для фонтанной колонны и один — для манифольдных линий. В частности, авторы пишут, что в скважинах можно рассматривать два механизма отложения парафина: один обычный — выкристаллизовыванием твердой фазы из насыщенного раствора; другой связан с возникновением газовых пузырьков и их поведением при подъеме жидкости.

В одной из своих последних работ С.Ф. Люшин и Н.Н. Репин снова возвращаются к точке зрения о запарафинивании оборудования за счет кристаллов парафина, взвешенных в потоке нефти. Аналогичную точку зрения определенно высказывает в одной из своих последних работ и В.А. Рассказов .

В одной из своих работ Ю.В. Капырин и Г.Ф. Требин также отмечают, что в общем случае нельзя отождествлять процесс кристаллизации парафина из нефти с процессом осаждения парафина на поверхности труб, считая, что возникновение отложений обязано осаждению на стенках оборудования уже готовых кристаллов парафина, взвешенных в объеме нефти.

Рассматривая работы различных авторов об исследовании механизма формирования смолопарафиновых отложений, выполненные до 1970 года нетрудно заметить, что с небольшими отклонениями все они группируются вокруг трех основных направлений: 1 Первая, наиболее многочисленная группа авторов считает, что в отложениях парафина участвуют именно те кристаллы и их скопления, которые возникли в нефти и затем приклеились к стенкам оборудования.2 Вторая группа признает особую роль газовых пузырьков. 3 Третья группа считает, что отложения возникают за счет кристаллов парафина, выросших непосредственно на контактирующей с нефтью поверхности, а также кристаллов, которые могли войти в состав отложений чисто механически.

В работах приводятся результаты исследований по разработке способов борьбы с отложениями парафина и выбор материалов для защитных покрытий.

Закономерности кристаллизации высокомолекулярных парафинов и формирования АСПО приводятся в работе .

Аннотация

Добыча высокозастывающих аномальных нефтей (с содержанием парафина свыше 30 % по массе) в условиях Крайнего Севера осложняется интенсивным образованием асфальтосмолопарафиновых отложений (АСПО) в призабойной зоне продуктивного пласта, внутрискважинном и наземном оборудовании. Существующие способы и технологии борьбы с образованием органических отложений во внутрискважинном оборудовании обладают многими достоинствами, однако их применение при добыче высокопарафинистой нефти не в полной мере предотвращает образование АСПО в колонне лифтовых труб, что приводит к существенному снижению отборов нефти, сокращению межремонтного и межочистного периодов работы добывающих скважин, росту удельных эксплуатационных затрат по депарафинизации. Представленные в статье результаты теоретических и лабораторных исследований показывают, что одним из перспективных способов повышения эффективности эксплуатации скважин, оборудованных погружными установками электроцентробежных насосов, при добыче высокопарафинистой нефти из многопластовых залежей является применение новой комплексной технологии, основанной на совместной добыче высокозастывающей аномальной нефти с нефтью, характеризующейся меньшим содержанием парафина и проявлением структурно-механических свойств, в совокупности с регулированием параметров работы погружного электроцентробежного насоса. Результаты численного моделирования с использованием симулятора установившегося многофазного потока PIPESIM, физико-химических и реологических исследований показывают, что с уменьшением доли высокопарафинистой нефти продуктивного пласта D 2ef в смеси со старооскольской нефтью Кыртаельского месторождения наблюдается снижение массового содержания парафина в смеси и температуры насыщения ее парафином, глубины и интенсивности образования органических отложений в колонне НКТ, температуры застывания, а также улучшение реологических свойств исследуемых структурированных дисперсных систем. В статье приводится описание перспективной компоновки внутрискважинного оборудования для одновременно-раздельной добычи высокопарафинистой нефти из многопластовых залежей Тимано-Печорской провинции, обеспечивающей разобщение зон перфорации двух продуктивных пластов с помощью пакерно-якорной системы при одновременно-раздельной эксплуатации пластов двойной погружной электроцентробежной насосной установкой.

Читать целиком

Ключевые слова:

Предупреждение отложений парафина

Для поддержания пропускной способности нефтепровода требуется проводить профилактические мероприятия по предупреждению отложений парафина или очистку трубопровода от отложений парафина. В настоящее время применяются практически оба способа.

К профилактическим мероприятиям относятся:

исключение закачки в трубопровод накопившейся в резервуарах парафинистой взвеси (шлаков);
проведение в соответствии с ГОСТ 1510 ежегодных зачисток резервуаров от остатков нефти;
применение термообработки высокопарафинистой нефти, которая заключается в подогреве нефти до определенной для каждого сорта температуры и охлаждении ;
смешение высокопарафинистой нефти с маловязкой или малопарафинистой нефтью;
механическое перемешивание и перекачка переохлажденной нефти, чтобы кристаллы парафина вместе с адсорбированными на них смолами не могли цементироваться друг с другом, прилипать к стенкам трубопровода и уносились потоками нефти;
введение специальных присадок в высокопарафинистую нефть, повышающих текучесть нефти, и другие способы.

Депарафинизация. Депарафинизация скважин

Депарафинизация. Депарафинизация скважин и нефтепромыслового оборудования устройствами «ШТОРМ УКМ НП».

Депарафинизация в нефтедобыче – это удаление парафиновых отложений с внутренних стенок труб НКТ, установленных в скважинах, по которым поднимается добываемая нефть из пласта, а так же удаление парафинов с нефтепромыслового оборудования. Депарафинизация скважин осуществляется скребками, химическими средствами, физическими способами, прогревом труб горячей нефтью или паром. Для предотвращения отложений парафина в трубах НКТ, внутренняя их поверхность покрывается стеклом, эмалями, лаками.

Депарафинизация скважин и различного оборудования является одной из главных задач в нефтедобывающей отрасли. Если для депарафинизации скважин можно использовать любой из вышеперечисленных способов, то для депарафинизации нефтепромыслового оборудования подойдут не все эти способы.

В совокупности как для депарафинизации нефтяных скважин так и для депарафинизации различного нефтепромыслового оборудования можно особое внимание уделить физическому методу. К физическим методам депарафинизации относятся:

К физическим методам депарафинизации относятся:

1) магнитный;

2) акустический;

3) гидродинамический (предполагает создание в потоке жидкости ультразвуковых колебаний).

4) резонансный магнитогидродинамический (обеспечивает образованию центров кристаллизации по всему объему нефтяного потока, что способствует более интенсивному выносу парафина и создание в потоке жидкости радиочастотных резонансных колебаний, которые препятствуют адгезии кристаллов парафина друг к другу и к металлу труб и оборудования).

Аппарат «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения на откидной линии нефтескважины для очистки и уменьшения образований парафинов, АСПО и иных отложений.

Наиболее эффективным и самым последним и передовым методом физического воздействия на депарафинизацию является резонансный магнитогидродинамический способ

Физический метод депарафинизации основанный на резонансно магнитогидродинамическом воздействии заслуживает особое внимание, он является экологически безопасным и одним из самых экономически выгодных и привлекательных способов

Именно к магнитогидродинамическому резонансному методу депарафинизации скважин и нефтепромыслового оборудования без сомнения относятся устройства «ШТОРМ УКМ НП». Это инновационный импортозамещающий высокотехнологичный промышленный продукт, основанный на самом современном методе воздействия (аналогов работающих по данному методу воздействия как в России, так и за рубежом на сегодняшний день практически нет). Устройства «ШТОРМ УКМ НП» осуществляют как депарафинизацию самих скважин, так и депарафинизацию нефтепромыслового оборудования.

Только в устройствах «ШТОРМ УКМ НП» 2-го поколения был изначально заложен принцип воздействия на обрабатываемую среду, который основан на ударно резонансно — частотных сигналах радиочастотного спектра излучения с определенной частотой магнитогидродинамического резонанса. Под воздействием магнитогидродинамического резонанса, на молекулярном уровне происходит изменение химических и физических свойств обрабатываемой среды, изменяется процесс кристаллизации парафинов и других отложений присутствующих в сырой нефти в жидком состоянии. Меняется кинетика процесса кристаллизации – уменьшается механическое сцепление вязких парафинов, АСПО друг с другом. За счет этого данные отложения (парафиновые, АСПО и иные различные отложения) остаются растворенными, не налипая на стенки труб НКТ и на технологическое оборудование.

Сам метод воздействия, применяемый в аппаратах «ШТОРМ УКМ НП», для депарафинизации скважин и нефтепромыслового оборудования не является: ни ультразвуком; ни магнитным; ни высокочастотным; ни низкочастотным; не создает ни какой вибрации и микровибрации, не производит ни какого разрушения и разгерметизации швов и различных соединений.

Область воздействия в борьбе и предотвращении кокса, парафинов, АСПО, солей, шлака и иных видов отложений распространяется в обе стороны от места установки аппарата «ШТОРМ УКМ НП»

Технические характеристики оборудования

Прижимное устройство

Для ознакомления с эксплуатационными качествами станка МДС-1-05 рекомендуется изучить инструкцию по эксплуатации. Важнейшими характеристиками являются допустимые габариты обрабатываемых заготовок и характеристики выполняемых операций.

Масса агрегата в сборе составляет всего 66 кг, без дополнительных комплектующих – 48 кг. При этом его габариты равны 95*75*46 см. В наборе со станком поставляется опорный столик. Однако он не имеет функции регулирования по высоте. Поэтому зачастую домашние мастера делают самодельные конструкции.

Основные технические характеристики оборудования:

максимальная толщина деревянной заготовки не должна превышать 70 мм;
диаметр пилы равен 250 мм;
габариты пильного стола – 87*41 см;
размеры стола для строгания – 39*24 см;
допустимая ширина материала для строгания – 23,5 см;
ширина заготовки при строгании, если применяется прижимное устройство – 25 см;
глубина обработки при строгании за один проход равна 4 мм;
частота вращения вала, об/мин – 5000;
потребляемая мощность оборудования – 2,9 кВт.

Из особенностей конструкции можно выделить наличие удобных ручек, предназначенных для перемещения. В нижней части пильного диска расположен кожух с патрубком, который можно подсоединить к стружкопылесосу. Это необходимо для защиты узлов и агрегатов от забивания стружкой и древесной пылью. Опция актуальна при выполнении больших объемов работ.

Методика исследований

Нефти продуктивных пластов D₂_ef (верхняя часть эйфельского яруса) и D₂_st (старооскольская нефтегазоконденсатная залежь – основной объект разработки) Кыртаельского месторождения по содержанию парафина относятся к категории высокопарафинистых. Исследуемые нефтяные дисперсные системы (НДС) существенно отличаются как по компонентному составу, так и содержанию высокомолекулярных парафиновых углеводородов, что обуславливает различие их физико-химических и реологических свойств. Предлагается рассмотреть возможность применения технологии одновременно-раздельной добычи высокозастывающей аномальной нефти залежи D₂_ef совместно со старооскольской нефтью, характеризующейся меньшим содержанием парафина и проявлением структурно-механических свойств.

С целью обоснования эффективности предлагаемой технологии одновременно-раздельной добычи высокопарафинистой нефти из продуктивных пластов D₂_ef и D₂_st Кыртаельского месторождения был выполнен расчет с использованием симулятора установившегося многофазного потока PIPESIM. Численное моделирование осуществляется с учетом модели двух- и трехфазного состояния флюида. Применение модуля Multiflash Wax обеспечивает детальное описание процесса образования парафина и поведения жидкой фазы при изменении термобарических условий на основе построения модели термодинамического равновесия .

Определение физико-химических свойств устьевых безводных проб нефтей, отобранных с ряда скважин, вскрывших терригенные отложения среднего девона на Кыртаельском месторождении, проводилось в соответствии с ГОСТ Р 51858-2002. Температура застывания исследуемых высокопарафинистых нефтей и их смесей определялась согласно ГОСТ 20287-91 (метод Б). Определение группового углеводородного состава безводных проб нефтей проводилось в соответствии с ГОСТ 11851-85 (метод А).

Исследование реологических свойств высокопарафинистых нефтей Кыртаельского месторождения и их смесей осуществлялось методом ротационной вискозиметрии по стандартным и разработанным методикам . Реологические исследования проводились на ротационном реометре Rheotest RN 4.1 с использованием цилиндрической измерительной системы Н1. Данная система позволяет проводить измерения вязкости жидкости в рекомендуемом интервале 10-105 мПа∙с при регулируемом напряжении и скорости сдвига в диапазоне 0,2-2000 с–1. Необходимый объем жидкости для проведения испытания составляет 35 мл. Регулирование и поддержание температурного режима в исследуемом диапазоне 65-20 °С осуществлялось с помощью циркуляционного термостата Julabo F25-ME.

Величина предельного (статического) напряжения сдвига исследуемых высокопарафинистых нефтей Кыртаельского месторождения и их смесей при заданной температуре определялась в режиме Controlled Shear Stress при регулируемом увеличении напряжения сдвига от 0 до 10, 50, 100 и 150 Па в течение 100, 200 и 400 с соответственно в зависимости от температуры и равнялась такому значению напряжения сдвига, при котором скорость сдвига становится отличной от нуля. Определение кривых течения и эффективной вязкости исследуемых нефтей и их смесей при заданной температуре осуществлялось в режиме Shear Rate Ramp при плавно (линейно) изменяемой скорости сдвига в диапазоне 0-300 с–1 в течение 300 с. Значение температуры, соответствующей началу структурообразования в исследуемых НДС при их охлаждении, косвенно оценивалось по полученным для разных режимов течения вязкостно-температурным характеристикам согласно методике, изложенной в работах . Точка пересечения двух касательных к построенной вязкостно-температурной характеристике в полулогарифмических координатах при определенной скорости сдвига соответствует температуре начала структурообразования.

Полная информация

Для корректной работы необходимо включить поддержку JavaScript в Ваше браузере или отключить режим совместимости для Intenet Explorer.

№ тендера	Начало сбора заявок	Окончание сбора заявок	Тип
К-43 -18	16.02.2018 12:01, (Иркутск) GMT +08:00	05.03.2018 23:59, (Иркутск) GMT +08:00	Стандартный Тендер на поставку МТР
Техническая документация:
Разделы номенклатуры: (Для участия в тендере необходимо в личном кабинете указать разделы номенклатуры данного тендера.) Оборудование и инструмент для проведения ремонтных и восстановительных работ Инструмент для ремонта скважин (КРС) Инструмент для очистки забоя и улавливания шлама

Источник тендера

Доступ к информации по источнику закупки закрыт. Зарегистрируйтесь для получения бесплатных рассылок по новым тендерам и просмотра дополнительной информации. Регистрация

Организатор тендера

ООО «Иркутская нефтяная компания»

Информация о снабженцах

Телефоны (396 записей)Возможные контактные лица (26 записей)

Полный список

18-02-2018 Грунт растительный с сертификатом МЭР; состав: торф: 50%; растительный грунт: 25%; песок крупнозернистый: 25%. Организатор тендера ООО «ЭТП Стройторги»18-02-2018 Выполнение работ по закачке сшитых полимерных систем (СПС) в нагнетательные скважины с целью увеличения нефтеотдачи пластов. Организатор тендера ОАО «НК «Роснефть»18-02-2018 «Право заключения договора аренды части помещения для организации розничной торговли на территории Тематического парка». Организатор тендера ОАО «Сочи — Парк» 18-02-2018 Выполнение ПИР по объекту «Обустройство кустов скважин №№ 142бис, 242бис, 284бис правобережной части Приобского месторождения. Расширение» (ИИ, ИКН) (0054). Организатор тендера ОАО «НК «Роснефть»18-02-2018 Установка автоматическая депарафинизации скважин (МДСА, «лебедка Сулейманова») с комплектом монтажного и технологического оборудования (объем поставки 2018 года, согласно графику). Организатор тендера ЭТП Закупки.ру

Заключение

Осложнения, возникающие при добыче высокопарафинистых нефтей, приводят к существенному снижению отборов нефти, сокращению межремонтного и межочистного периодов работы добывающих скважин и росту удельных эксплуатационных затрат по депарафинизации. Обладая многими достоинствами, существующие методы и технологии борьбы с АСПО не способны решить данную проблему в полной мере, а экономические затраты на проведение мероприятий по предупреждению образования и удалению органических отложений во внутрискважинном оборудовании при добыче высокопарафинистой нефти остаются весьма высокими.

Предложенная авторами комплексная технология предупреждения образования АСПО при добыче высокозастывающей аномальной нефти (с содержанием парафина свыше 30 % по массе) из многопластовых залежей, основанная на применении специального внутрискважинного оборудования для одновременно-раздельной эксплуатации нескольких продуктивных пластов и выборе режима работы скважины с учетом особенностей реологического поведения высокопарафинистых нефтей (проявление сверханомалий вязкости и наличие структурно-механических свойств) при разных температурных условиях и режимах течения, позволит снизить риски возникновения негативных последствий, связанных с интенсивным образованием во внутрискважинном оборудовании органических отложений, повысит межочистной и межремонтный периоды работы добывающих скважин осложненного фонда. Результаты теоретических и лабораторных исследований показывают, что с уменьшением доли высокопарафинистой нефти продуктивного пласта D_2ef в смеси со старооскольской нефтью Кыртаельского месторождения наблюдается снижение массового содержания парафина в смеси и температуры насыщения ее парафином, глубины и интенсивности образования органических отложений в колонне НКТ, температуры застывания и улучшение реологических свойств исследуемых структурированных дисперсных систем.

Авторский коллектив выражает искреннюю признательность и благодарность В.И.Акшаеву и А.В.Кулешу, а также научным сотрудникам, специалистам и руководству филиала «ПермНИПИнефть» ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» в г. Перми: С.А.Лапшиной, С.Е.Быкову, Р.М.Габнасырову, А.В.Митрошину и Н.А.Лядовой за оказанное содействие, полезные советы и замечания.