Что такое термореактор в скважине

Обновлено: 07.07.2024

термореакторы лабораторные приборы

Нагрев проб в реакционных сосудах до определенной температуры

Терморекатор -оборудование предназначенное для нагрева проб в реакционных сосудах до определенной температуры и для поддержания этой температуры определенное время.

Термореактор ХПКТермореактор изготовлен в виде моноблока, в комплект которого входят нагреваемый термоблок с электронным управлением и съемный штатив с подставкой.

Этот прибор применяется в качестве вспомогательного оборудования в аналитических лабораториях.

На лицевой стороне термоблока расположена клавиатура с дисплеем. Сверху на приборе устанавливается штатив с отверствиями, в которые вставляются виалы (стеклянные или полипропиленовые пузырьки с пробами).Для большинства образцов используются виалы из бесцветного стекла. Если образец светочувствительный, то применяют виалу из темного стекла. Виала из полипропилена подходит для образца, химически реагирующего со стеклом.

Подготовленные пробы подвергаются исследованию при помощи специальных анализаторов.

Рабочий диапазон температур, при которых функционирует термореактор, составляет 50 – 175 градусов по Цельсию. Интервал времени – 1 мин.- 20 час. 59 мин. Температура окружающей среды – 10-35 градусов по Цельсию. Относительная влажность воздуха при 25 градусах по Цельсию равна 30-80%.

Прибор работает от электросети при напряжении тока 198 – 242 В. Частота переменного тока 49 – 51 Гц. Штатив имеет 29 гнезд для виал и гнездо для контрольного термометра.

Технические характеристики терморекатора ТЕРМИОН

Рабочий диапазон температур, °C			50 … 175
Дискретность задания температуры, °C			0,1
Точность установки температуры, °C			± 2
Точность поддержания температуры, °C			± 0,5
Диапазон установки интервала времени	от 1 мин до 20 ч 59 мин
Дискретность задания времени, мин			1
Потребляемая мощность, В*А, не более			400
Размер посадочного гнезда (диаметр х глубина), мм			17 х 72
Количество посадочных гнезд, шт			29
Габаритные размеры, мм, не более		300 х 300 х 120
Масса, кг, не более			8
Условия эксплуатации термореактора:
температура окружающей среды, °С			10 … 35
относительная влажность воздуха при +25°С ,%			30 … 80
напряжение питания переменного тока, В			198 … 242
частота переменного тока, Гц			49 … 51
Показатели надежности термореактора:

Средняя наработка на отказ, ч, не менее

Операции нагрева и выдержки происходят без перерыва. Сначала по команде оператора «Пуск» начинается нагрев термоблока. Затем по достижении определенной температуры виалы с образцами устанавливаются на прибор и начинается отсчет времени выдержки. По истечении заданного времени нагрев отключается и происходит естественное остывание термореактора.

Что такое термореактор в скважине

Дополнительный приток нефти в скважины, а следовательно, и дополнительный дебит обеспечивают применение методов увеличения проницаемости призабойной зоны пласта. На окончательной стадии бурения скважины глинистый раствор может проникать в поры и капилляры призабойной зоны пласта, снижая ее проницаемость. Снижение проницаемости этой зоны, загрязнение ее возможно и в процессе эксплу*. атации скважины. Проницаемость призабойной зоны продуктивного пласта увеличивают за счет применения различных методов: кислотной обработки скважин; гидравлического разрыва пласта; термокислотной обработки скважин; термохимической обработки скважин.

р<ислотная обработка скважин связана с подачей на забой скважины под определенным давлением растворов кислот. Растворы кислот под давлением проникают в имеющиеся в пласте мелкие поры и трещины и расширяют их. Одновременно с этим образуются новые каналы, по которым нефть может проникать к забою скважины. Для кислотной обработки применяют в основном водные растворы соляной кислоты и плавиковой (фтористоводородной) кислоты. Концентрация кислоты в растворе обычно принимается равной 10-15 %, что связано с опасностью коррозионного разрушения труб и оборудования. Однако в связи с широким использованием вьюокоэффективных ингибиторов коррозии и снижением опасности коррозии концентрацию кислоты в растворе увеличивают до 25-28 %, что позволяет повысить эффективность кислотной обработки. Длительность кислотной обработки скважин зависит от многих факторов - температуры на забое скважины, вида пород продуктивного пласта, их химического состава, концентрации раствора, давления закачки. Технологический процесс кислотной обработки скважин включает операции заполнения скважины кислотным раствором, продавливание кислотного раствора в пласт при герметизации устья скважин закрытием задвижки. После окончания процесса продавливания скважину оставляют на некоторое время под давлением для реагирования кислоты с породами продуктивного пласта. Длительность кислотной обработки после продавливания составляет 12-16 ч на месторождениях с температурой на забое не более 40° С и 2-3 ч при забойных температурах 100-150° CTJ

ридравлический разрыв пласта - это процесс, связанный с образованием и раскрытием трещин в призабойной зоне продуктивных пластов под гидростатическим действием жидкости, закачиваемой в скважину под большим давлением. Давление закачки зависит от глубины залегания продуктивного пласта, вида пород, составляющих этот пласт, и др. Обычно давление при гидравлическом разрыве должно превышать гидростатическое давление в скважине в 1,5-3 раза. Конкретное давление гидравлического разрыва характеризуется градиентом разрывного давления, который изменяется в пределах от 0,0105 до 0,02 МПа/м. Например, для нефтяных месторождений Татарии и Башкирии при

глубинах скважин 1650-1800 м градиент разрывного давления составляет 0,014-0,017 МПа/м, т.е. давление гидравлического разрыва меняется в пределах от 23 до 30 МПа. Для предупреждения закрытия образовавшихся трещин в породах пласта в их полости вводят крупнозернистый песок. При производстве гидравлического разрыва применяют три вида рабочих жидкостей: жидкость разрыва, жидкость-пес-коноситель и продавочную жидкость. В качестве жидкости разрыва обычно применяют жидкости на углеводородной основе (нефть, дизельное топливо, керосин). Жидкость-песконоситель должна хорошо удерживать в своем составе частицы песка размером 0,3-1 мм и предназначена для заполнения песком раскрытых трещин в пласте. Жидкости-песконосители готовят на углеводородной основе с введением загустителей для повышения вязкости (например, нефтяного гудрона). В качестве продавочной жидкости в эксплуатационных скважинах используют нефть, а в нагнетательных - воду. Гидравлический разрыв пласта осуществляют закачкой в скважину рабочей жидкости под большим давлением с помощью поршневых насосных агрегатов. Вначале в скважину закачивают жидкость разрыва и проводят опробование пластов на приемистость и устанавливают возможность образования трещин в пласте. После этого, не снижая темпа закачки, с помощью второго агрегата в скважину закачивают жидкость-песконоситель. После того как в скважину вместе с жидкостью закачают необходимое количество песка, включают насосный агрегат для подачи в скважину продавочной жидкости, с помощью которой вдавливают частицы песка в об2азовавшиеся трещины пласта.

рГермокислотную обработку скважин применяют на месторождениях нефтей с большим содержанием парафина. В этом случае перед кислотной обработкой скважину промывают горячей нефтью или призабойную зону пласта прогревают каким-либо нагревателем для рас-плавленкя осадков парафинистых отложений. Сразу после этого проводят кислотную обработку.

Термохимическая обработка скважины связана с размещением на забое скважины термореактора - перфорированной трубы, которую предварительно заполняют прутками магния. Затем в термореактор с поверхности подают кислотный раствор. Кислота вступает с магнием в экзотермическую реакцию. Нагрев призабойной зоны пласта способствует лучшему проникновению кислоты в поры и трещины пласта. Применяют также внутрипластовую термохимическую обработку, когда при гидроразрыве пласта вместе с жидкостью-песконосителем в трещины и поры пласта закачивают порошок магния. При последующей кислотной обработке экзотермические реакции кислоты с магнием происходят непосредственно в трещинах пласта, а непрореагировав-шая кислота способствует расширению пор и трещин в пласте.

МЕТОДЫ ДОБЫЧИ ГАЗА И ГАЗОВОГО КОНДЕНСАТА

В зависимости от состава продукции, получаемой из газовых скважин, газовые месторождения разделяют на две группы: чисто газовые месторождения и газоконденсатные месторождения. На газовых месторождениях из скважин поступает чистый газ (именуемый в дальнейшем природный газ) вместе с небольшим количеством влаги и твердыми частицами механических примесей. Природный газ состоит в основном из легкого углеводорода - метана (94-98 %), не конденсирующегося при изменении пластового давления. Чисто газовые месторождения встречаются редко. Примерами чисто газовых месторождений являются Северо-Ставропольское, Уренгойское и Медвежье (в сеноманских отложениях)В состав газоконденсатных месторождений входит не только легкий углеводород парафинового ряда, метан, но и более тяжелые углеводороды этого ряда (от пентана и далее). При этом содержание метана в газе снижается до 70-90 % по объему. Более тяжелые, чем метан, углеводороды при изменении пластового давления переходят в жидкое состояние (конденсируются), образуя так называемый конденсат. Вместе с газом и конденсатом с забоя скважин поступает вода и твердые частицы механических примесей. На ряде отечественных (Оренбургское, Астраханское газоконденсатные месторождения) и зарубежных (например. Лакское во Франции) месторождений газы содержат достаточно большое количество сероводорода и углекислого газа (до 25 % по объему), Такие газы называются кислыми. Кроме того, на ряде местор(5ждений вместе с газом из скважин поступает достаточно большое количество ценных инертных газов (в основном гелия) -tttiisj

Основной метод добычи rnaajui газового конденсата - фонтанный, так как газ в продуктивном пласте обладает достаточно большой энергией, обеспечивающей его перемещение по капиллярным каналам пласта к забоям газовых скважин. Как и при фонтанном способе добычи нефти, газ поступает к устью скважины по колонне фонтанных труб.

Следует отметить, что добычу газа ведут из одного продуктивного пласта (однопластовые месторождения) и из двух и более пластов

Для обеспечения нормальных условий эксплуатации газовых скважин и обеспечения оптимального дебита этих скважин большое значение имеет выбор оптимального диаметра фонтанных труб. Оптимальный диаметр фонтанных труб определяют исходя из двух критериев: максимального выноса с забоя скважины на поверхность твердых и жидких примесей газа и минимума потерь давления в трубах при заданном дебите газовой скважины. Вынос твердых частиц с забоя скважины с потоком газа обеспечивается в том случае, если скорость вос-

Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Тепловое воздействие на разрабатываемые нефтяные пласты применяют в тех случаях, когда месторождение характеризуется высокой вязкостью и повышенной плотностью нефти в пластовых условиях или содержанием в нефти парафина, смол и асфальтенов.

Оно предотвращает образование парафинистых и смолистых отложений в поровом пространстве пласта и способствует увеличению текущей и суммарной добычи нефти.

Прогрев зоны удлиняет межремонтный период эксплуатации скважины, т. к. повышается температура нефти и снижается ее вязкость; также уменьшается количество парафина, отлагающегося на стенках НКТ и в выкидных линиях.

Обработка паром и горячей водой

При этом способе теплоноситель - пар - получают от стационарных котельных и передвижных котельных установок (ППУ).

Устье оборудуют фонтанной запорной арматурой АП 60-150, лубрикатором ЛП 50-150 и колонной головкой ГКС.

Для разобщения затрубного пространства в скважине от закачиваемого пара в пласт предназначен термостойкий пакер, использование которого исключает необходимость в спуске дополнительной изолирующей колонны.

Электротепловая обработка

Этот способ проще и дешевле чем предыдущий, однако электропрогревом, вследствие малой теплопроводности горных пород, не удается прогреть значительную зону (в радиусе до 1м).

Для электротепловой обработки призабойной зоны применяют самоходную установку СУЭПС - 1200.

Состоит из 3 х электронагревателем с кабель-тросом, самоходного каротажного подъемного агрегата СКП с лебедкой и трех прицепов.

На каждом прицепе монтируют станцию управления и автотрансформатор.

Электронагреватель поднимают и спускают вместе со штанговым скважинным насосом.

В результате прогрев забоя происходит непрерывно и одновременно с процессом добычи нефти насосным способом.

Температура на забое стабилизируется через 3- 5 сут. непрерывного прогрева и нагретая зона распространяется примерно на 20-50 м вверх и на 10-20 м вниз от места установки нагревателя.

Нормализация паронагнетательных скважин подземно-поверхностной системы термошахтной разработки

В статье рассмотрены основные технологии нормализации забоев добывающих и нагнетательных скважин. Представлена основная технология очистки забоев паронагнетательных скважин при подземно-поверхностной системе термошахтной разработки месторождения и выявлены основные преимущества и недостатки.

Технологии нормализации скважин

Основной причиной снижения производительности добычных и нагнетательных скважин в процессе их эксплуатации является кольматация скважины в интервале вскрываемого продуктивного пласта. В результате проницаемость околоскважинной части пласта снижается, вызывая уменьшение коэффициент продуктивности или коэффициента приёмистости эксплуатируемой скважины.

При этом под «кольматацией» понимают загрязнение призабойной зоны буровым раствором при вскрытии продуктивного пласта, ухудшение свойств призабойной зоны при цементаже, перфорации продуктивного интервала, набухании глин или вынос песка в объем скважины из пласта в процессе длительной эксплуатации скважины.

В работе рассматривается влияние загрязнения (кольматации) скважины песчано-жидкостной смесью и устранение данного осложнения при помощи парлифтной технологии. Данная проблема проявляется при эксплуатации паронагнетательных скважин при использовании подземно-поверхностной системы разработки Ярегского месторождения [1].

Загрязнение забоя и перфорированной части скважины песчано-жидкостной смесью так же за собой влечет увеличение статического уровня жидкости, при этом уровень жидкости в некоторых случаях поднимается выше перфорации продуктивного интервала, ухудшая или вовсе снижая приемистость паронагнетательной скважины.

Следовательно, для ликвидации проблемы загрязнения паронагнетательных скважин при подземно-поверхностной системе разработки Ярегского месторождения необходимо обеспечить вынос песчано-жидкостной смеси с забоя скважины.

К работам по выносу скважинной жидкости относятся методы освоения скважин:

обновление скважинной жидкости;

освоение пенными системами;

применение глубинных и струйных насосов.

Также для очистки забоев скважин используются специальные устройства УОЗ (устройство очистки забоя), которые обычно применяются при очистке забоев от пропантовых отложений после проведения гидроразрывов пласта.

К методам, обеспечивающим одновременный вынос скважинной жидкости и песка, возможно отнести:

обновление скважинной жидкости с последующим тартанием;

освоение пенными системами.

При компрессировании [2] приток в скважину получают вследствие снижения уровня жидкости в трубах за счет ее вытеснения газом (рис. 1).

Рисунок 1 - Снижения уровня жидкости в скважине компрессированием

Перед компрессированием в скважину спускают лифт НКТ, в которой установлены на предварительно рассчитанных глубинах пусковые муфты с отверстиями или специальные пусковые клапаны. Подбивают компрессорный агрегат, в затрубное пространство нагнетают инертный газ и снижают уровень жидкости. Когда уровень жидкости в затрубном пространстве достигает уровня размещения пусковой муфты лифта НКТ, происходит резкое падение в затрубном пространстве, а через трубное пространство на поверхности поступает смесь закачиваемого газа со скважинной жидкостью. Давление в затрубе стабилизируется после полного выброса жидкости из трубок, и закачиваемый газ одновременно выходя через пройденную пусковую муфту начинает снова отдавливать жидкость в затрубе до следующей муфты или воронки НКТ.

Метод освоения пенными системами [2] похож по своей технологии на компрессирование. Данный способ заключается в том, что вместо инертного газа в затрубное пространство закачивается смесь газа с жидкостью (обычно вода или нефть). Плотность газожидкостной смеси зависит от соотношения расходов закачиваемых газа и жидкости. Это позволяет регулировать параметры процесса освоения. Плотность газожидкостной смеси больше плотности чистого газа, и это позволяет осваивать более глубокие скважины компрессорами, создающими меньшее давление. Так же пенные растворы имеют более высокую вязкость и менее подвержены к поглощению в продуктивном перфорированном интервале [3], что позволяет наиболее эффективно выносить песчаник с забоя скважины.

Для освоения к скважине устанавливают передвижной компрессор, насосный агрегат, создающий по меньшей мере такое же давление, как и компрессор, емкости для жидкости и смеситель для диспергирования газа в нагнетаемой жидкости. При нагнетании газожидкостная смесь движется сверху вниз при непрерывно изменяющихся давлении и температуре.

При закачке газожидкостной смеси на пузырьки газа действует архимедова сила, под действием которой они всплывают в потоке жидкости. Скорость всплытия зависит от размеров газовых пузырьков, вязкости жидкости и разности плотностей: чем мельче пузырьки, тем меньше скорость их всплытия. Обычно эта скорость относительно жидкости составляет 0,3- 0,5 м/с.

На данный момент на фонде паронагнетательных скважин НШУ «Яреганефть» применяется метод обновления скважинной жидкости с последующим тартанием.

Однако при применении поверхностно-подземной системы имеется возможность использования насыщенного пара высокого давления для подъема песчано-жидкостной смеси – парлифт, имеющий схожий принцип, как при использовании компрессирования и освоения пенными системами. При этом при смешивании пара высоких температур с водонефтяной эмульсией в скважине образуется паропенный раствор, следовательно, при парлифтном способе возможен вынос смеси с меньшей плотностью, что способствует увеличению полезной работы пара при подъёме скважиной смеси.

Описание метода

Конструкции паронагнетательных скважин нефтешахтных полей НШУ «Яреганефть» представлены обсадной колонной диаметром 168 мм, и длиной порядка 170 м., фильтром-хвостовиком диаметром 114 мм., длиной 30-40 м. Фильтр-хвостовик представляет из себя перфорированную насоснокомпрессорную трубу диаметром 114 мм. Закачка пара в скважину происходит по колонне насоснокомпрессорных труб диаметром 89 мм и спец. пакером посаженным на голову фильтра-хвостовика. Закачка пара в скважины осуществляется при давлении от 15 до 20 атм. Принципиальная схема нагнетательной скважины НШУ «Яреганефть» представлена на рисунке 2.

Рисунок 2 – Принципиальная схема нагнетательной скважины НШУ «Яреганефть»

На данный момент на фонде паронагнетательных скважин НШУ «Яреганефть» применяется классический метод нормализации забоев нагнетательных скважин. Суть применяемого метода заключается в промывке скважин технической водой. В большинстве случаев происходит прямая промывка скважины с поглощением закачиваемой технической воды пластом, тем самым происходит, вымыв песчаника с забоя в призабойную зону скважины, что снижает качество проводимого ремонта и уменьшает время межремонтного периода по очистке забоя скважины. На ряде скважин с низкой приемистостью возможна реализация обратной промывки, техническая вода не поглощается пластом, а по затрубному пространству поднимается на устье скважины, тем самым вымывая песчаник с забоя скважины в промывочную емкость бригады капитального ремонта скважин. После нормализации забоя скважин любым способом промывки происходит отстой жидкости в скважине, в результате чего взвесь песчаника в оставшемся столбе жидкости осаждается на забой скважины. На следующем шаге забой очищается бригадой КРС с помощью механической желонки, в среднем извлекаемый механической желонкой объем составляет всего 30-50 литров песчано-жидкостной смеси. Одним из неблагоприятных факторов также является заводнение призабойной зоны скважины, что в итоге снижает фазовую проницаемость при закачке пара.

Предлагаемый метод очистки забоев паронагнетательных скважин нефтешахтных полей НШУ «Яреганефть» парлифтным способом позволит решить проблему скважин с низкой приемистостью за счет удаления песчано-жидкостной смеси с забоя скважины на поверхность. Принцип предлагаемого метода заключается в подъеме песчано-жидкостной смеси с забоя скважины на поверхность за счет энергии расширения пара. При подъеме жидкость уносит с собой скопившийся на забое скважины песчаник, тем самым достигается двойной эффект – чистка забоя скважины и дренирование от лишней жидкости призабойной зоны скважины.

Чистка забоя и дренирование призабойной зоны скважины производится при помощи дополнительной колонны НКТ диаметром 48 мм. НКТ-48 без демонтажа фонтанной арматуры скважины, через герметизирующее устройство и лубрикаторную задвижку, с помощью автокрана спускается до текущего забоя скважины (рис. 3). К НКТ-48 на устье скважины, подсоединяется пароподающая линия, а буферная задвижка обвязывается на накопительную емкость для сбора поднятой жидкостнопесчаной смеси (схема №1. рис. 3). Далее подается пар с расчетным расходом и запускается процесс очистки забоя скважины.

Рисунок 3 – Принципиальная схема парлифта на нагнетательных скважинах НШУ «Яреганефть»

В ряде случаев, на скважинах с высоким статическим уровнем жидкости, существующего давления закачки пара будет недостаточно для запуска парлифтного процесса. В таких случаях производится поэтапное понижение уровня жидкости в скважине – колонна НКТ-48 спускается не на текущий забой, а на расчетную глубину скважины, с которой пускового давления будет достаточно для запуска парлифтного процесса. После понижения статического уровня жидкости в скважине колонна НКТ-48 углубляется, и таким образом опускается до текущего забоя скважины. В случае удаления всего объема жидкости из скважины при не достижении проектного забоя, производится долив в скважину тех. воды и процесс парлифта запускается вновь. Схема №2 (рис. 3) отличается тем, что подъем песчано-жидкостной смеси осуществляется по спущенной НКТ-48, а подача пара по кольцевому пространству между НКТ-48 и эксплуатационной НКТ-89 мм.

Моделирование парлифтного способа в симуляторе многофазового потока PIPESIM

Моделирование парлифтного способа подъема песчано-жидкостной смеси осуществлялось по исполнению, предложенному во второй схеме (см. рис. 3). Подъем ГСЖ осуществляется по спущенной НКТ-48, а подача пара по кольцевому пространству между НКТ-48 и эксплуатационной НКТ-89 мм.

Для определения возможности подъема песчаной смеси выбрана глубина спуска НКТ-48 равная 199 м. Глубина спуска НКТ-89 составляет 200 метров, в модели скважины НКТ-89 представлена как обсадная колонна. Следовательно, увеличенный объём, созданный между НКТ-48 и фильтром-хвостовиком диаметром 114 мм, пренебрегается в связи программных ограничений PIPESIM. Конструкция скважины представлена на рисунке 4.

Рисунок 4 – Модель парлифтной скважины

Параметры труб НКТ-48 и НКТ-89 мм представлены на рисунке 5.

Рисунок 5 – Параметры труб

Так как спуск НКТ-48 предполагается на максимально возможную глубину, и подача пара производится по кольцевому пространству между НКТ-89, то отметка установки газлифтного клапана принимается на глубине спуска НКТ-48 и на этом же уровне ставится пакер для перекрытия подъема жидкости по кольцевому пространству, пакер «предполагает», что для запуска парлифтного процесса давление нагнетания пара достаточно при любом гидростатическом уровне, так как возможно поэтапное понижение уровня в скважине, описанное в предыдущем разделе. Таким образом достигается максимально приближенная технология парлифта, представленная во второй схеме (см. рис. 3). Установка оборудования представлена на рисунке 6.

Рисунок 6 – Оборудование для парлифта

В симуляторе PIPESIM нет возможности прямого выбора закачки пара при моделировании газлифтной технологии, но имеется возможность приближения используемых для расчетов свойств газового агента к свойствам насыщенного пара. Главными характеристиками газов для расчетов в PIPESIM является плотность, вязкость и температура. Плотность определяется как отношение её величины к плотности воздуха в стандартных условиях, следовательно, относительная плотность пара к воздуху устанавливается на уровне 0,49 д.ед. [4].

В PIPESIM используется единая термобарическая зависимость вязкости для любого газа, но для уточнения значений имеется калибровка вязкости. Для калибровки вязкости пара выбрано табличное значение при давлении 1,55 МПа [5]. При установленном давлении табличное значение температуры 200 °С [5].

Свойства закачиваемого агента, приближенного к насыщенному водяному пару представлены на рисунке 7.

Рисунок 7 – Свойства закачиваемого агента

Описание свойств поднимаемого флюида (песчано-жидкостной смеси) требует установки значений плотности жидкости и вязкости. Плотность жидкости в расчете устанавливалась значениями 1000 кг/м 3 , 1100 кг/м 3 , 1200 кг/м 3 , 1300 кг/м 3 , 1400 кг/м 3 , 1700 кг/м 3 и 2000 кг/м 3 . Данные значения обуславливаются необходимостью проведения анализа возможности подъема жидкости при разной концентрации песка, однако пренебрегается процесс оседания песка на забой скважины и расчет ведется с условием, что весь песок находится в взвешенном состоянии по объему скважинной жидкости.

Вязкость пластового флюида, который попадает в скважину, устанавливается либо уже имеющимися корреляциями в PIPESIM, либо используется таблица описывающая зависимость вязкости жидкости от температуры. Следовательно, вязкость жидкости устанавливалась как зависимость вязкости Ярегской нефти от температуры [«Мини-проект разработки шахтного блока 2Т-4 НШ-3 по одногоризонтной системе 2016 год»]. Данная зависимость представлена в таблице 1.

Термореакторы

Термореактор лабораторный – это прибор предназначенный для нагрева проб воды в реакционных сосудах до определенной температуры и поддержания заданной температуры в течении определенного времени. Прежде чем можно будет определить необходимые параметры, большинство проб воды требуют разложения. Термореакторы Hach Lange LT200 предварительно запрограммированы для определения ХПК, общего азота, металлов, хрома, общего органического углерода и формальдегида. Управление одной кнопкой и нагрев до 150 °C менее чем за 10 минут обеспечивают точные результаты за короткое время. Лабораторные термореакторы Hach оснащены защитными крышками и подходят для самых распространенных размеров кювет (реакционных сосудов). В зависимости от количества выполняемых параллельно процедур, вы можете выбрать LT200 с одинарным или двойным нагревательным блоком, с независимым контролем температуры и продолжительности нагрева. Для еще более быстрого разложения и экономии времени лучшим выбором будет высокоскоростной термореактор Hach HT200S с системой охлаждения. Свяжитесь с нами и наши специалисты помогут вам выбрать лабораторный термореактор для ХПК и других ключевых параметров в соответствии с вашими требованиями.

Термореактор LT200 / DRB200 с одним блоком, кюветы 9x13 мм / 2x20 мм

LT200 - цифровой термореактор с одним блоком и отверстиями для кювет 9 x 13 мм / 2 x 20 мм. Термостат соответсвует требованиям быстрого и качественного разложения в муниципальных, промышленных и сервисных лабораториях.

Термореактор LT200 / DRB200 с 2 блоками, 15x13 мм, 6x13 мм / 4x20 мм

LT200 - цифровой термореактор с двумя блоками и отверстиями для кювет 15x13 мм, 6x13 мм / 4x20 мм. Термостат соответсвует требованиям быстрого и качественного разложения в муниципальных, промышленных и сервисных лабораториях.

HT 200S - цифровой термореактор с технологией высокоскоростного разложения (HSD). Термостат соответсвует требованиям быстрого и качественного разложения в муниципальных, промышленных и сервисных лабораториях.

Термореактор LT200 / DRB200 с 2 блоками, 15x13 мм / 15x13 мм

LT200 - цифровой термореактор с двумя блоками и отверстиями для кювет 15x13 мм / 15x13 мм. Термостат соответсвует требованиям быстрого и качественного разложения в муниципальных, промышленных и сервисных лабораториях.

Термореактор LT200 / DRB200 с 2 блоками, оба блока с отверстиями 6x13 мм и 4x20 мм

LT200 - цифровой термореактор с двумя блоками и отверстиями для кювет оба блока с отверстиями 6x13 мм и 4x20 мм. Термостат соответсвует требованиям быстрого и качественного разложения в муниципальных, промышленных и сервисных лабораториях.

Термореактор LT200 / DRB200 с одним блоком, кюветы 9x13 мм / 2x20 мм

Термореактор LT200 / DRB200 с 2 блоками, 15x13 мм, 6x13 мм / 4x20 мм

Термореактор LT200 / DRB200 с 2 блоками, 15x13 мм / 15x13 мм

Термореактор LT200 / DRB200 с 2 блоками, оба блока с отверстиями 6x13 мм и 4x20 мм

Термореактор LT200 / DRB200 с одним блоком, кюветы 9x13 мм / 2x20 мм

Термостат LT200 (DRB200) для стандартных и особых условий разложения:

Предварительно запрограммирован для всех стандартных процессов разложения и легко программируется для ввода пользовательских программ;
Отверстия 9x13 мм и 2x20 мм;
Встроенная защитная крышка;
Цифровой дисплей с подсветкой для отображения оставшегося времени / температуры и указаниями для оператора;
Настройка температуры от 37 °C до 150 °C с шагом 1 °C;
Настройка времени от 1 до 480 мин.

Термореактор LT200 / DRB200 с 2 блоками, 15x13 мм, 6x13 мм / 4x20 мм

Термореактор LT200 / DRB200 с 2 блоками, 15x13 мм / 15x13 мм

Описание

Универсальный

Предварительно запрограммирован для всех стандартных процессов разложения и свободно программируется для соответсвия нужд пользователя.

Отличная воспроизводимость

Очень хорошая температурная стабильность.

Простой в использовании

Большой, легко читаемый дисплей и управление одной кнопкой для процесса стандартного разложения.

Параметр	Температура [°C]	Время [мин]
ХПК	148	120
Органические кислоты	100	10
Азот общий (Laton)	100	60
Фосфор общий	100	60
Металлы	100	60
Хром общий	100	60
AOX, ООУ	100	120
Углекислый газ	100	60
Олово	100	30
Формальдегид	40	10
Цианид	100	60
Пользовательские программы	37 - 150	1 - 480

Характеристики

Область применения	Экологический мониторинг, Сточные воды, Лабораторный анализ, Контроль технологических процессов
Тип	Лабораторный
Индустрия	Целлюлозно-бумажная, Энергетика, Химическая, Еда и напитки, Муниципальная
Параметры	Азот общий, Фосфор общий, Серебро, Свинец, ООУ, Олово, Никель, Кадмий, Железо, Цинк, Хром, ХПК
Совместимость	Кюветные тесты LCK
Питание	115 - 230 В +5%/-15%
Диапазон рабочих температур	10 - 45 °C
Программы пользователя	6 режимов температуры/времени
Количество кювет	9 x 13 мм диаметр, 2 x 20 мм диаметр
Скорость нагрева	20°C - 148°C за 10 минут
Программы нагрева	Запрограммировано на 40 ° C, 100 ° C, 148 ° C и свободный выбор 37-150°C, 1-480 мин.

Документация

Инструкция по эксплуатации термореактора: LT 200 и DRB 200

Анализ химического потребления кислорода в сточных водах оборудованием Hach

ХПК - это количество растворенного кислорода, которое должно присутствовать в воде для окисления химических органических материалов. Анализ представляет собой измерение количества органических соединений в пробе воды. Другими словами, измеряется способность воды потреблять кислород при разложении органических веществ и окислении неорганических химикатов, таких как аммиак и нитраты. На очистных сооружениях параметр этот используется для измерения краткосрочного воздействия сточных вод на уровень кислорода в водоприемниках.

В чем разница между ХПК и БПК

Как и ХПК, измерение биохимической потребности в кислороде (БПК) можно использовать для оценки количества загрязнения в пробе воды. ХПК описывает количество кислорода, необходимое для химического разложения загрязнителей, в то время как БПК указывает количество кислорода, необходимое для биологического разложения органических загрязнителей с помощью микроорганизмов. Между ХПК и БПК существует корреляция, однако ее необходимо установить экспериментально, прежде чем использовать один параметр для выражения другого. Обычно анализ ХПК (который является гораздо более быстрым и точным методом) используется для оценки БПК с использованием установленной зависимости.

Зачем измерять химическое потребление кислорода?

Когда очищенные сточные воды сбрасываются в окружающую среду, они могут привести к загрязнению водоприемников органическими веществами. Высокий уровень ХПК в сточных водах указывает на концентрацию органических веществ, которые могут истощать растворенный кислород в воде, что приводит к негативным экологическим и нормативным последствиям. Потребление кислорода является важным параметром качества воды, так как его знание помогает определить воздействие органических веществ и ограничить количество загрязнений в воде.

Какие процессы требуют мониторинга ХПК?

Очистка городских и промышленных сточных вод

Поступающие воды на очистные сооружения, содержат большое количество органических веществ, соответственно водоочистные сооружения должны обязаны снижать «органическую нагрузку» перед сбросом воды в принимающий водоем.

Анализ и мониторинг ХПК полезны для оценки эффективности процесса очистки и соблюдения нормативных требований в отношении концентрации этого параметра в сточных водах.

Первичный этап очистки: отстойники и песколовки замедляют поток сточных вод, позволяя взвешенным твердым частицам осесть. Поверхностные скиммеры (специальные фильтровальные установки) собирают плавающие жиры, масла, смазки и нефтепродукты. С помощью этих механических и физических средств примерно 30% органических веществ удаляется из сточных вод и направляется в зону удаления твердых частиц на предприятии.
Вторичная очистка: В этом процессе используются живые организмы для уменьшения количества органических и биологических веществ. В бассейне аэрации бактерии и микроорганизмы превращают биоразлагаемые органические вещества в углекислый газ и воду. При таком преобразовании уменьшается количество органических веществ, тем самым снижая потребность в кислороде.
Допустимые пределы ХПК при сбросе отработанной воды: Пределы варьируются от предприятия к предприятию в зависимости от характеристик принимающей воды, воздействия на водную флору и фауну, рекреационных целей и других факторов. Разрешения на сброс могут предусматривать конкретную максимальную концентрацию БПК и ХПК или процент удаления органики. Некоторым растениям требуется обеспечить удаление ХПК до 90%.

Для обеспечения соответствия нормативным показателям необходимо измерять БПК / ХПК в поступающей воде, перед процессами механической очистки, и после обработки этой же воды в точке сброса.

При выборе метода анализа ХПК важно учитывать следующее:

Особенности вашего производства
Окислитель, который будет использоваться
Время которое вы готовы тратить на анализ
Точность и прецизионность измерения

Анализ в лаборатории

В лаборатории химическая потребность в кислороде определяется методом реакторного разложения - расщепление образца в термореакторе. Просто добавьте образец в кювету, разложите пробу в термостате и считайте показания на спектрофотометре.

Необходимое оборудование и реагенты:

Тест наборы - предварительно дозированные реагенты в герметичные кюветы, кюветные тесты LCK на ХПК, пользуются популярностью среди лабораторий благодаря широкому диапазону измерений, безопасности и простоте использования.
Термореактор - Простые в использовании и быстрые, безопасные в эксплуатации и универсальные термореакторы Hach LT200 или HT200S подходят для всех распространенных размеров кювет. Термореактор LT200 доступен с двумя нагревательными блоками, что позволяет ускорить и оптимизировать процесс анализа и параллельно запускать две программы.
Спектрофотометр - спектрофотометры Hach с предварительно запрограммированными методами (более 250, в зависимости от модели), заводской калибровкой и автоматическим выбором длины волны делают анализ ХПК и не только максимально простым.

Промышленный on-line анализ

Онлайн-анализаторы ХПК серии EZ предлагают несколько вариантов для мониторинга ХПК в сточных и поверхностных водах. Анализаторы ХПК серии EZ7000 представляют собой однопараметрические автоматические титраторы. Согласно специфике вашего предприятия вы можете выбрать между двумя методами расщепления. Перед анализом образец окисляется с помощью раствора дихромата или перманганата и нагревается в соответствии с выбранным стандартным методом. Встроенный блок расщепления / окисления проб, возможность многопоточного анализа (до 8 потоков) и аналоговые и / или цифровые выходы для соединений делают анализатор ХПК EZ7000 незаменимым прибором на вашем предприятии.

Перманганатный метод (подробнее можно ознакомиться по ссылке ->)

EZ7050, 1-20 мг/л O2
EZ7051, 20 - 200 мг/л O2

Бихроматный метод (подробнее можно ознакомиться по ссылке ->)

EZ7000, 5 - 100 мг/л O2
EZ7001, 40 - 500 мг/л O2
EZ7002, 60 - 1000 мг/л O2
EZ7003, 80 - 1500 мг/л O2
EZ7004, 600 - 10 000 мг/л O2

Преимущества анализа ХПК

Анализ данного параметра отлично подходит для быстрого и регулярного мониторинга эффективности работы очистных сооружений и качества воды.
Этот метод более точен, чем БПК (с относительным стандартным отклонением 5–10%), и предлагает относительно короткое время анализа (2 часа расщепления) по сравнению с 5-дневным тестом БПК.
Окислитель не подвержен влиянию токсичных материалов в образце.
Изменения значения ХПК между втоком и стоком могут соответствовать содержанию БПК и дополнять результаты БПК.

Недостатки анализа ХПК

Некоторые органические соединения окисляются не полностью.
При измерении ХПК могут возникать помехи от ионов хлора.

Все сооружения по регенерации водных ресурсов должны снижать количество органических веществ в сточных водах. Независимо от того, будь то лабораторный анализ, составление отчетов о соответствии нормативным требованиям или мониторинг в реальном времени, у нас есть гибкие решения для оптимизации процесса контроля ХПК на предприятиях любого типа и масштаба.

Компания АкваАналитикс является официальным представителем Hach Lange на территории России и СНГ. Для получения дополнительной информации о приборах, реагентах или методах анализа химического потребления кислорода свяжитесь с нами удобным для Вас способом.

DRB 200

Удобство, быстрота, точность и экономичность методов определения ХПК.

Область применения: Лабораторный анализ / Оборудование для водоканалов / Очистные сооружения / Природная вода / Сточная вода / Экология Размер: Настольный Для полевых работ: Нет Дисплей: ЖК Производитель: HACH Подробнее

Удобство, быстрота, точность и экономичность методов определения ХПК, предлагаемых американской фирмой НАСН обеспечили им первое место в мире по количеству выполняемых анализов.

Преимущества систем НАСН для определения ХПК: каждая система для определения ХПК включает предварительно отмеренные, готовые к использованию реагенты, расфасованные в специальные реагентные пробирки с уникальной герметичностью; компактный ХПК-реактор для разложения образцов и спектрофотометр или колориметр для прямого считывания результатов.

Читайте также:

Что такое термореактор в скважине

термореакторы лабораторные приборы

Нагрев проб в реакционных сосудах до определенной температуры

Технические характеристики терморекатора ТЕРМИОН

Что такое термореактор в скважине

Тепловая обработка призабойной зоны скважины

Нормализация паронагнетательных скважин подземно-поверхностной системы термошахтной разработки

Термореакторы

Термореактор LT200 / DRB200 с одним блоком, кюветы 9x13 мм / 2x20 мм

Описание

Универсальный

Отличная воспроизводимость

Простой в использовании

Характеристики

Документация

Рекомендуемые товары

Анализ химического потребления кислорода в сточных водах оборудованием Hach

В чем разница между ХПК и БПК

Зачем измерять химическое потребление кислорода?

Какие процессы требуют мониторинга ХПК?

Анализ в лаборатории

Промышленный on-line анализ

DRB 200