Затрубное пространство

При термическом обессоливании воды на испарители, как, правило, подается умягченная вода. Для обеспечения необходимой степени регенерации катионитов требуется расход реагентов, в 2—3 раза (а иногда и более) превышающий стехиометрический расход. Естественно, что это способствует более интенсивному загрязнению водоемов сбросными солями водоочистки. Как было отмечено ранее, с целью уменьшения сбросов солей от установок термического обессоливания до значения, близкого к количеству солей, содержащихся в исходной воде, высказываются мнения об отказе от катионитного метода глубокого умягчения и переходе к схемам с упрощенной предочисткой питательной воды испарителей (известкование, содоизвесткование, подкисление, введение затравочных кристаллов) либо о переводе испарителей на питание сырой водой без какой-либо предварительной обработки [8].

Скорость потока в зазоре магнитного аппарата играет существенную роль. Увеличение ее, с одной стороны, приводит к возрастанию генерации количества затравочных кристаллов, с другой — к уменьшению площади контактирующей поверхности во времени. Оптимальное значение скорости УОПТ находится в пределах 0,9-^-1,25 м/с [9].

ного поля, напряженностью до 10 А/м, создаваемое электромагнитной катушкой или постоянными магнитами. Экспериментально установлено, что при наложении магнитного поля на нестабильную по карбонату кальция воду, содержащую ферромагнитные примеси (Fe304, yFe203), происходит снижение интенсивности образования отложений на теплопередающих поверхностях и повышается количество выпадающего шлама. Одна из теорий механизма магнитной обработки воды объясняет это явление накоплением ферромагнитных оксидов железа в зазоре магнитного аппарата (магнитное фильтрование). Удерживаемый магнитным полем слой оксидов железа частично снимает пересыщение воды (контактная стабилизация) и ведет к образованию затравочных кристаллов, снижающих накипеобразование за счет конкурирующей реакции выпадения шлама в толще воды. Накопленный промышленный опыт эксплуатации магнитных аппаратов для стабилизационной обработки охлаждающей воды, а также для интенсификации процессов водообработки на ряде ТЭС противоречив, что не позволяет рекомендовать эту технологию для широкого использования без предварительного получения результатов на экспериментальных установках.

Требуемой ориентации кристаллической решетки отливки вдоль и поперек направления затвердевания можно добиться использованием затравочных кристаллов, установленных в форме, а также созданием необходимой конструкции затравочной части формы, обеспечивающей оптимальное ориентирование монокристалла в двух направлениях, например горизонтальном и вертикальном,

ды и подачи щелочи, осветлители и обслуживающие их насосы для введения затравочных кристаллов, а также декарбонизаторы для отгонки выделяющейся при подготовке воды углекислоты. Основным элементом установки является опреснитель О, состоящий из головного подогревателя, испарительных аппаратов или камер вскипания, промежуточных подогревателей, охладителя дистиллята, конденсатора и обеспечивающих перекачку рабочих сред циркуляционных и дистилляцион-ных насосов. Полное удаление из установки освобожденных в процессе опреснения газов происходит при помощи вакуумного деаэратора ВД. Необходимое разрежение в ступенях испарителей поддерживается эжек-тирующей установкой ЭУ.

Показатель использования греющего пара равен 8,3 м3 дистиллята на 1 т пара при расходе теплоты 0,31-Ю6 кДж/м3. Эффективность работы опреснительных установок этого типа зависит от предварительной подготовки исходной воды, осуществляемой либо введением затравочных кристаллов (мел, гипс, алебастр, кристаллы лимонной кислоты), либо применением кислотной обработки. Снижения габаритных показателей и металлоемкости установки можно добиться при использовании профилированных труб, позволяющих повысить коэффициенты теплопередачи в ступенях до 4000— 6000 Вт/(м2-°С).

На основании исследований и проработок ВНИИвод-гео, СвердНИИхиммаш создан ряд опреснительных установок мгновенного вскипания с двумя и тремя контурами рециркуляции рассола, способствующими повышению использования теплоты. В установках приняты различные способы предотвращения карбонатной накипи. В одной из них (рис. 1-3,а) применена рециркуляция затравочных кристаллов тонко размолотого мела, который вводится в установку при ее запуске из осветлительного

а — с рециркуляцией затравочных кристаллов; б — с обработкой исходной воды кислотой; / — камеры вскипания; 2 — основной подогреватель; 3 — деаэратор; 4 — конденсатор; 5 — охладитель; 6—фильтр; 7 — осветлительное устройство; S -— емкость для кислоты; 9 — декарбонизатор; 10 — смеситель; // — емкость для щелочи.

Для борьбы с накипеобразованием в опреснительных установках используются способы введения затравочных кристаллов, полифосфатов, обработка углекислым газом и подкиеление соляной или серной кислотой, что также накладывает ограничения как на параметры теплоносителя, так и на предельную температуру нагрева подаваемой на опреснение воды.

Применение затравочных кристаллов (мел, алебастр, гипс), вводимых в исходную воду, позволяет доводить нагрев исходной воды до 80—100°С при скорости рассола не менее 0,5—2,5 м/с и кратности концентрирования 2,5—3,0. Эксплуатационный пробег установки между чистками при использовании затравки составляет 5000— 7000 ч.

По способу обработки воды различают тепловые схемы: с обработкой воды стабилизацией полифосфатами с подачей затравочных кристаллов, с обработкой кислотой, с умягчением воды.

— закачка ингибитора в затрубное пространство с последующей подачей через специальный ингибиторный клапан;

Ингибиторной защитой на ОНГКМ охвачены все объекты добычи, подготовки и транспорта газа, а также системы очистки сточных вод и подземные емкости хранения конденсата. Ингибирование подземного оборудования скважин производят периодически через насосно-компрессорные трубы и постоянной или периодической (в зависимости от концентрации скважин) подачей ингибитора через затрубное пространство. Во все скважины постоянно подают комплексный ингибитор гидратообразования и коррозии (0,15-6,3%-й раствор в метаноле) в количестве 40-60 л/ч по метанолопроводу из насосной УКПГ. Периодическое Ингибирование скважин производят один раз в год высококонцентрированным ингибиторным раствором, а Ингибирование аппаратов УКПГ — согласно графику (один раз в три месяца). Защиту шлейфов скважин и блоков входных ниток осуществляют ингибитором, который находится в выносимом из скважин газоконденсатном потоке [147]. Отсутствие изменений коррозионно-механических свойств металла катушек, периодически вырезаемых из этих трубопроводов, свидетельствует об их эффективной ингибиторной защите.

ПАКЕЛЯЖ - разновидность основания под дорожное покрытие или полужёсткое основание для трамвайных рельсов, прокладываемых непосредственно по грунту. Устраивается из колотого камня пирамид, формы (па-келяжного камня), укладываемого по песчаному слою на широкое основание с засыпкой промежутков между камнями щебнем и с последующим уплотнением катками. ПАКЕР (англ, packer, от pack - упаковывать, заполнять, уплотнять) -устройство для разобщения пластов при их раздельной эксплуатации. Опускается в скважину на трубах; имеет резиновую кольцевую манжету, к-рая при нажиме на неё колонны труб расширяется и герметизирует затрубное пространство скважины. ПАКЕТ ПРИКЛАДНЫХ ПРОГРАММ -комплекс программ ЭВМ, предназ-нач. для решения класса задач, близких друг к другу либо по содержанию, либо по применяемым матем. методам, напр, для расчёта строит, конструкций, лётно-технич. хар-к са-

Ингибитор И-25-Д совместим и с водным или водометанольным раствором ингибитора солеотложения НТФ. Из расходной емкости смесь ингибиторов (И-25-Д + метанол + НТФ) по ингибиторопроводам непрерывно подают в затрубное пространство скважин. Далее из скважин вместе с газом и минерализованным водометанольным раствором эта смесь поступает на УКПГ. Наряду с эффективнойзащитой от коррозии и гидратообразования скорость отложения солей при температу-

Результаты испытаний и промышленного применения ингибитора на Свидницком и Опошнянском газоконденсатных месторождениях, в продукции которых содержится соответственно 0,3 % С02 + 10 — 14 мг/л H2S и4%С02, показали его высокую эффективность. Так,после ввода ингибитора в парообразном состоянии в шлейф опытной скважины Свидницкого газоконденсатного месторождения прекратились пропуски газа (рис. 40), а в результате закачки ингибитора в затрубное пространство скважины в течение 5 сут на Опошнянском газоконденсат-ном месторождении содержание ионов Fe2+ в водном конденсате снизилось с 54,5 мг/л до закачки до 8 мг/л к концу закачки ингибитора [15] . Высокая летучесть и защитная способность позволяют широко применять его для защиты газопроводов от углекислотной и углекислотно-сероводородной коррозии и коррозионно-механического разрушения. Для защиты от углекислотной коррозии скважинного оборудования газоконденсатных скважин месторождений разработан ингибитор ГРМ, активным началом которого является смесь жирных кислот и их сложных эфиров. Ингибитор ГРМ при дозировке 0,35-0,40 г на 1 кг добываемого конденсата или на 1 тыс. м3 газа газоконденсатных месторождениях Украины, в продукции которых содержится до 5 % С02 и до 0,002 % H2S, обеспечивает защитный эффект 96-98 %. Ингибитор вводят в затрубное пространство скважин в виде 25 %-ного раствора в газоконденсате. Кроме того, ингибитор может применяться для защиты нефтяного оборудования от коррозии, вызываемой минерализованной водой, содержащей кислород. В этом случае ингибитор подается в затрубное

без пакера, может также осуществляться различными способами. Через затрубное пространство в насосные скважины закачивают ударные дозы ингибитора коррозии без разбавления или 10 %-ный раствор в дизельном топливе, керосине, обезвоженной нефти или воде. Для эффективного формирования защитной пленки необходимо обеспечить содержание ингибитора в откачиваемой жидкости не менее 1000 мг/л в течение 1 ч. Метод обработки ударной дозой через затрубное пространство наиболее эффективен в скважинах с дебитом менее 16 м3/сут и уровнем жидкости не более 215м.

Стандартная периодическая обработка позволяет защищать от коррозии подземное оборудование всех видов скважин за исключением фонтанных. При этом ингибитор коррозии или его растворы подаются в затрубное пространство, поднимаются по НКТ и возвращаются на забой скважины. Длительность циркуляции обычно двух объемов скважины определяется временем, необходимым для формирования защитной пленки.

Скважины даже одного месторождения могут значительно отличаться интенсивностью коррозионных процессов. Эффективная защита от коррозии возможна только при строго определенном для каждой скважины режиме ввода ингибитора коррозии. В этом случае целесообразно использовать автоматические дозаторы для подачи ингибитора методом циркуляции и методом обработки ударной дозой через затрубное пространство. Использование таких дозаторов позволяет задавать объем ингибитора, частоту обработок и время циркуляции с учетом особенностей каждой скважины.

Для увеличения надежности эксплуатации обсадных колонн используются буферные жидкости, которыми заполняют затрубное пространство выше цементного камня. В буферные жидкости добавляют реагенты, подавляющие жизнедеятельность СВБ и связывающие кислород. В качестве буферных' жидкостей применяют высокощелочные глинистые растворы (рН^П). Для удаления кислорода в замкнутой системе применяют сульфит натрия (Na2SO3), гидразин (N2H4-H2O). Обескислороживание сульфитом натрия и гидразином достигается по реакциям

Процесс сероводородного растрескивания начинает развиваться в местах концентрации растягивающих напряжений. Поэтому правильный выбор типа резьбы и типа соединения максимально устраняет возможность сероводородного растрескивания торцевых концов насосно-компрессорных труб. Наиболее целесообразными считаются утолщения концов труб на высоту нарезки резьбы, безмуфтовое соединение, применение специальных типов резьб. Для устранения утечек газа в затрубное пространство применяют специальные системы уплотнений.

КОМПРЕССОРНЫЙ СПОСОБ ДОБЫЧИ НЕФТИ — эксплуатация нефт. скважин искусственно поддерживаемым фонтанным способом. Сжатый газ, нагнетаемый компрессором в затрубное пространство скважины, поднимается на поверхность по эксплуатац. трубам, захватывая нефть.

Подземные воды могут также нуждаться в обеззараживании. Наблюдения за качеством подземной воды показали, что и глубокие артезианские воды м^гут более или менее интенсивно загрязняться и быть причиной распространения эпидемий. Причиной бактериального загрязнения воды здесь может быть: 1) наличие карстовых явлений, т. е. воронок на поверхности земли, непосредственно сообщающих глубоко залегающие породы с поверхностной водой; 2) наличие поглощающих и неэксплуатируемых скважин, подводящих загрязненную или поверхностную воду в более глубокие водоносные горизонты; 3) изношенность и техническая несовершенность самих скважин, в результате чего загрязненная вода может попадать через неплотности оголовка, затрубное пространство и т. д.