|
Технические характеристики фильтроэлементов из ПВПМ:
–
плотность, кг/м
3
120 ÷500
–
пористость, %
83
–
тонкость очистки, мкм
0,12; 1; 5; 10; 20
–
прочность на сжатие при 20 °С, кгс/см
2
2,8 ÷ 730
_____________________________________________________________________________
Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, №
5
http://www.ogbus.ru
164
–
рабочая температура, °С от - 80 до +163
–
взаимодействие с агрессивными средами – инертны;
–
высокая адгезия в технологическом цикле производства ПВПМ к арми-
рующим материалам и компаундам;
–
низкая адгезия готовых ВПМ к смолам, растворам, красителям;
Материал: полиэтилен, полипропилен, полиуретан.
Композиты: углерод, серебро, катионообменные смолы, анионитные смо-
лы.
Отличительные особенности: возможность многократной регенерации
обратно продувкой воздухом, водой или паром, промывкой любыми растворите-
лями; дезинфекционная обработка различными веществами с целью уничтоже-
ния образующейся микрофлоры и фауны (в том числе и агрессивными); утилиза-
ция осуществляется термоспособом.
Для оценки потерь напора в фильтрах из ПВПМ проведены эксперименты
при расходах жидкости от 15 до 45 м
3
/сут с разной обводненностью нефти.
Эксперименты проведены на лабораторной установке (рис. 3), состоящей
из фильтрующего элемента ПВПМ и гидравлической системы подачи рабочей
жидкости. Гидравлическая система позволяет регулировать расход жидкости и
замерять перепад давления в фильтре.
Рис. 3. Лабораторная установка:
1 – фильтр; 2, 7 – гидравлический канал; 3 – емкость для жидкости;
4 – баллон с газом (азот); 5 – манометр; 6 – регулятор расхода,
Рабочая жидкость – нефть с заданным расходом (регулятор расхода 6) из
емкости 3 сжатым газом из баллона 4 по гидравлическому каналу 2, 7 подается во
внутреннюю полость фильтрующего элемента. При этом манометром 5 замеряет-
ся перепад давления в фильтре 1.
_____________________________________________________________________________
Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, №
5
http://www.ogbus.ru
165
Модель фильтра представляет собой полый заглушенный с торцов цилиндр
из ПВПМ рабочей длиной 1 м (рис. 4).
Рис. 4. Модель фильтра
Эксперименты проведены с девонской нефтью с обводненностью 30 %,
40 % и 100 %.
Результаты эксперимента приведены в табл. 2 и на рис. 5.
Таблица 2. Результаты эксперимента с девонской нефтью 30 %, 40 % и 100 %
Обводненность,
%
Плотность,
кг/м
3
Вязкость,
сСт
Расход жидкости, м
3
/сут
при перепаде давления, МПа
до
фильтра
после
фильтра
до
фильтра
после
фильтра
до
фильтра
после
фильтра
0,02
0,04
0,06
0,08
0,1
31
30
968
965
70,6
69,5
15,91 21,21 23,48 28,78 33,33
40
40
975
979
68,2
60,2
17,42 22,72 25,75 31,06 34,84
100
100
1200
1200
0,83
0,83
26,51 34,84 38,52 42,42 45,45
_____________________________________________________________________________
Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, №
5
http://www.ogbus.ru
166
0,02
0,04
0,06
0,08
0,1
15
20
25
30
35
40
45
Расход жидкости, м
3
/сут
Пе
ре
па
д д
ав
ле
ни
я,
М
Па
Обводненность, 30%
Обводненность, 40%
Обводненность, 100%
Обводненность, 30%
Обводненность, 40%
Обводненность, 100%
Рис. 5. Зависимость перепада давления от расхода жидкости
Таким образом, потери напора в фильтрующем элементе из ПВПМ при
длине 1 м, размере ячеек 100 мкм незначительны. Для промышленного внедрения
фильтры были изготовлены длиной 8 м.
Разработана, изготовлена и прошла промысловые испытания новая конст-
рукции фильтра тонкой очистки: ФТО (рис. 2). В Нижневартовском УДНГ филиа-
ла ОАО «АНК Башнефть» «Башнефть - Уфа» проведены испытания трех фильт-
ров тонкой очистки.
Применение фильтров из ПВПМ позволило увеличить наработку скважин
в среднем с 78 до 236 суток. Из табл. 2 видно, что после установки на прием насо-
са фильтра содержание мехпримесей в добываемой продукции существенно
уменьшилось. В среднем, до применения фильтров по трем скважинам среднее
содержание механических примесей составляло 391 мг/л, после установки фильт-
ров среднее содержание составило 208 мг/л. При этом среднесуточный дебит
скважин практически остался неизменным (табл. 3).
_____________________________________________________________________________
Электронный научный журнал «Нефтегазовое дело», 2012, №
5
http://www.ogbus.ru
167
Таблица 3. Среднесуточный дебит скважин
№ Скв
До внедрения ФТО
После внедрения ФТО
КВЧ, мг/л
МРП, сут
КВЧ, мг/л
МРП, сут
226
Do'stlaringiz bilan baham: |
