Способ предотвращения отложения парафина при добыче нефти из скважины. Фильтрация нефти при добыче


Способ добычи нефти | Банк патентов

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к способам для увеличения добычи нефти за счет физико-химического воздействия на призабойную зону скважин.

При добыче нефти из скважин происходит постепенное ухудшение коллекторских свойств нефтяного пласта за счет набухания глины, образования стойких эмульсий, выпадения различных солей, гидратации пород, асфальто-смолопарафиновых отложений и увеличение обводненности, вследствие чего производительность скважин со временем уменьшается.

В целях восстановления фильтрационных параметров и производительности нефтяных скважин существует большое количество различных способов обработки пласта: тепловое, газовое, микробиологическое и сейсмоакустическое воздействие, гидроразрыв пласта, солянокислотная и глинокислотная обработка, гидропескоструйная перфорация, метод межфазного катализа и внутрипластового горения, а также их различные комбинации.

Однако большинство из них не показывает достаточно высокую эффективность по нефтеотдаче и требует больших затрат энергоресурсов и применения дорогостоящих материалов. Особенно низка эффективность применения физико-химических методов воздействия на пласт.

Известен способ повышения нефтеотдачи пластов одновременной закачкой в нагнетательную и добывающую скважины суспензии гидрофобного порошка. В качестве гидрофобного порошка используют высокодисперсный гидрофобный диоксид кремния в органическом растворителе с концентрацией от 0,05 до 1,0 мас.%. /патент РФ №2105142, МПК 6 Е 21 В 43/22, опубликован 20.02.98/.

Этот способ позволяет увеличить дебит нефтяных скважин до 2,5 раз с незначительным снижением обводненности добываемой продукции (на 5-10%).

Известен способ добычи нефти из нефтесодержащих карбонатных пластов, включающий обработку призабойной зоны нагнетательной или добывающей скважины высокодисперсным водо- и кислотоотталкивающим гидрофобным материалом, закачку в пласт кислоты или ее растворов, вытеснение и доставку нефти из призабойной зоны скважины. В качестве гидрофобного материала используют суспензию высокодисперсного гидрофобного диоксида кремния в органическом растворителе /патент РФ №2149989, МПК 6 Е 21 В 43/22, опубликован 27.05.2000/.

Известен способ интенсификации добычи нефти с использованием суспензии в органическом растворителе гидрофобного - водоотталкивающего порошка с химически модифицированной поверхностью (высокодисперсные порошки на основе высокодисперсных материалов тетрафторэтилена, поливинилового спирта, оксида титана, кремния, железа, хрома, алюминия, цинка с краевыми углами смачивания от 114 до 178° и степенью гидрофобности от 96,0% до 99,99%), включающий закачку этой суспензии в скважину, создание повышенного давления в призабойной зоне продавочной жидкостью, выдержку под этим давлением /патент РФ №2125649, МПК 6 Е 21 В 43/22, опубликован 27.01.99/.

В наибольшей степени технический результат достигается при обработке призабойной зоны нефтяной скважины суспензией гидрофобного порошка с содержанием его от 0,5 до 2,5 мас.% в органическом растворителе.

При исследовании известных способов можно сделать следующие выводы: наиболее эффективно для интенсификации притока нефти в способах обработки добывающих скважин использование известных гидрофобных порошков в углеводородных растворителях с концентрацией не менее 0,5-2%, понижение которой может привести к обводнению забоя добывающих скважин. В период длительной эксплуатации неизбежно снижение концентрации (0,5-2%) гидрофобного порошка на поверхности коллектора за счет его десорбции и выноса из призабойной зоны пласта (ПЗП), это отражается на длительности действия гидрофобного агента - при понижении его концентрации происходит инверсия смачивания, то есть поверхность раздела фаз становится гидрофильной и возникает опасность прорыва пластовой воды к забою нефтяной скважины, что приведет к неблагоприятным последствиям (увеличение добычи попутно добываемой воды). Кроме того, это сокращает срок межремонтных мероприятий для эксплуатационных скважин.

Недостатками известных способов с использованием гидрофобных агентов является также и то, что закачивание их при повышенных концентрациях часто ведет к тампонажу порового пространства призабойной зоны пласта вследствие сопоставимости размеров пор с размерами частиц суспензии гидрофобного порошка, что ограничивает их применение в низкопроницаемых коллекторах. Кроме того, суспензия является нестабильной системой и готовится непосредственно перед закачкой, что требует дополнительного оборудования. Технология приготовления растворов из высокодисперсных гидрофобных порошков оксидов кремния и оксидов металлов требует особых условий работы (респираторы). Модифицированные оксиды являются очень дорогостоящими компонентами, и использовать их при обработке скважин на месторождениях, находящихся на поздней стадии выработки, нерентабельно.

Задачей изобретения является повышение эффективности способа за счет предотвращения снижения со временем гидрофобного эффекта.

Поставленная задача решается способом добычи нефти, включающим обработку призабойной зоны нефтесодержащего пласта гидрофобным агентом в органическом растворителе и вытеснение нефти из коллектора с последующей доставкой нефти из призабойной зоны добывающей скважины. Причем для обработки нефтесодержащего терригенного пласта в качестве гидрофобного агента используют раствор сополимера этилена с винилацетатом в этилбензоле или этилбензольной фракции в соотношении 1:1-10, обработку призабойной зоны осуществляют при следующем соотношении компонентов, мас.%: сополимер этилена с винилацетатом 0,05-2,0, этилбензол или этилбензольная фракция 0,05-20,0, органический растворитель - остальное.

В таблице 1 - оценка гидрофобного эффекта составов в зависимости от концентрации используемых компонентов, в таблице 2 - изменение фазовой проницаемости по воде и по нефти при обработке 0,1% заявляемого гидрофобного агента в углеводородном растворителе.

Методика оценки гидрофобного действия по поднятию воды в капилляре

Готовым раствором гидрофобного агента в органическом растворителе пропитывают активированный и неактивированный кварцевый песок диаметром 0,14-0,25 мкм, активированный песок - гидрофильный (обработанный НСl) и неактивированный песок (не обработанный НСl, частично гидрофобный). Сушат в сушильном шкафу в течение двадцати четырех часов или до высыхания. Песок, пропитанный и высушенный, набивают в трубки высотой 16 см с башмачком через воронку. Уплотняют лабораторным встряхивателем 250 циклов в минуту при амплитуде 4 в течение 15-20 минут. Набитые трубки с активированным и неактивированным песком, обработанным исследуемыми растворами, ставят в коническую колбу с дистиллированной водой (всегда на одном уровне). Засекают время. Выдерживают в течение пяти часов, замеряя высоту подъема воды в капилляре через каждые 10 минут.

Пример 1. Готовят гидрофобный агент смешением СЭВА с этилбензолом (ЭБ) в соотношении 1:1. Этот агент смешивают с органическим растворителем (дизельное топливо - ДТ) при концентрации СЭВА 0,05%, ЭБ - 0,05%, органический растворитель - остальное. По приведенной методике приготовленным реагентом пропитывают кварцевый песок (активированный и неактивированный) диаметром 0,14-0,25 мкм.

Сушат в течение двадцати четырех часов или в сушильном шкафу до высыхания. Песок, пропитанный и высушенный, набивают в трубки высотой 16 см с башмачком через воронку. Уплотняют лабораторным встряхивателем 250 циклов в минуту при амплитуде 4 в течение 15-20 минут. Набитые трубки с активированным и неактивированным песком, обработанным раствором реагента в ДТ, ставят в коническую колбу с дистиллированной водой (всегда на одном уровне). Засекают время. Выдерживают в течение пяти часов, замеряя высоту подъема воды в капилляре через каждые 10 минут.

Результаты экспериментов приведены в таблице 1.

Однако при переходе к промышленным испытаниям необходимо дополнительно учитывать сложные геологофизические условия; неоднородность участков с различной степенью нефтенасыщенности и обводненности, степень десорбции гидрофобизатора с породы, факт низкой концентрации и возможное гидрофилизирующее его поведение, которое может привести к прорыву пластовой воды. Поэтому был проведен ряд экспериментов по определению изменения фазовой проницаемости по воде и нефти до и после обработки составом на моделях пласта с различными фильтрационными характеристиками, различной водо- и нефтенасыщенностью, оценивали также степень десорбции гидрофобизатора с поверхности породы в ходе фильтрации нефти и воды. После чего был произведен расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде до и после обработки гидрофобным агентом, рассчитана степень (кратность) ее увеличения для нефти и уменьшения для воды.

Пример 2. В моделях пласта в качестве пористой среды использовали среднезернистый кварцевый песок (0,140-0,315 мм). В качестве "сухого" песка выступал прокаленный кварцевый песок; "начально водонасыщенного" - "сухой" песок, через который был профильтрован один поровый объем воды; "начально нефтенасыщенного" -"начально водонасыщенный" песок, через который был профильтрован один поровый объем нефти; "остаточно нефтенасыщенного" - "начально нефтенасыщенный" песок, через который был профильтрован объем воды, необходимый для достижения полной обводненности выходящей из модели пласта жидкости.

Для определения фазовой проницаемости модели пласта замеряют время прохождения каждых 20 мл (1 поровый объем) воды или нефти через пласт. Эксперимент проводят при остаточном давлении 0,01 атм. (8 мм рт. ст.). Вакуумирование прекращают после выравнивания границы раздела фаз жидкость - воздух с границей раздела фаз жидкость - порода.

Аналогично были проведены эксперименты с дезинтегрированным керном карбонатной породы после обработки заявляемым реагентом.

Расчет коэффициентов фазовой проницаемости по нефти и воде до и после обработки заявляемым составом производится по закону Дарси.

Из полученных данных видно (таблица 2), что в общем случае для всех моделей пласта наблюдается снижение фазовой проницаемости по воде (до 11 раз) и существенное повышение фазовой проницаемости по нефти (до 9 раз).

Необходимо также отметить, что прокачка 30 поровых объемов воды, в лабораторных условиях соответствующая полному отмыву нефтенасыщенной модели пласта водой, не приводит к десорбции гидрофобного агента с поверхности породы, об этом можно судить по постоянной скорости фильтрации воды через модель пласта.

Результаты экспериментов, приведенные в таблице, свидетельствуют, что заявляемый способ эффективно увеличивает проницаемость интервалов с начальной нефтенасыщенностью и при этом практически не снижает продуктивности высокопроницаемых интервалов с остаточной нефтенасыщенностью, причем продуктивность высокопроницаемых интервалов восстанавливается до первоначальной. Последнее важно для доизвлечения остаточной нефти, которая отмывается и транспортируется потоком воды, причем тем эффективнее, чем больше скорость фильтрации в призабойной зоне скважины.

Наш способ позволяет увеличить проницаемость по нефти до 9 раз и понизить фазовую проницаемость по воде до 11 раз (см. табл. 2). Известный гидрофобный порошок в углеводороде в таких же условиях приводит к снижению проницаемости высокопроницаемых, что затрудняет их эффективную разработку и может привести к снижению конечной нефтеотдачи.

Кроме того, использование заявляемого способа с СЭВА, обладающего высокими адгезионными, кислото- и водоотталкивающими свойствами, позволяет снизить коррозию нефтепромыслового оборудования. Используемый в способе гидрофобный агент дешевле известных кремнийорганических гидрофобных порошков в 20 раз, что позволяет снизить стоимость технологий с применением гидрофобных порошков.

bankpatentov.ru

Способ предотвращения отложения парафина при добыче нефти из скважины

 

Использование: изобретение относится к области нефтедобычи. Сущность изобретения: способ включает пропускание потока нефти через устройство, изменяющее скорость нефтяного потока. В качестве устройства, изменяющего скорость нефтяного потока, используют штуцирующее устройство. Пропускание потока нефти через указанное устройство производят с перепадом давления от 0,015 до 0,035 МПа. Использование изобретения снижает эксплуатационные и материальные затраты на борьбу с отложениями парафина. Изобретение может быть использовано при любом методе эксплуатации скважины.

Изобретение относится к области нефтедобычи, в частности к способам предотвращения парафинообложений в нефтепромысловом оборудовании, преимущественно в глубинном, и предназначается к использованию в процессе насосной и фонтанной добычи нефти.

Известен способ предотвращения отложений парафина в трубопроводах путем пропускания нефти через устройство, содержащее манифольд с внутренним гидрофильным покрытием, снабженный теплоотводящими элементами, укрепленными на его наружной поверхности, и участками, имеющими повышенные гидравлические сопротивления (например, змеевиками). При реализации этого способа нефть из устьевой арматуры попадает в змеевик, где гасится излишняя энергия потока и происходит частичное разрушение эмульсии за счет столкновения с гидрофильными стенками труб, а также происходит охлаждение нефти и выпадение кристаллов парафина в твердую фазу [1] Однако указанный известный способ предназначается для использования только в наземном нефтепромысловом оборудовании. Он не обеспечивает защиту от парафиноотложений глубинного нефтепромыслового оборудования. Кроме того, для реализации такого способа требуются значительные материальные затраты на изготовление и установку громоздкого участка змеевиков. Наиболее близким к предлагаемому техническому решению является способ предотвращения солеотложения в нефтепромысловом оборудовании нефтедобывающей скважины путем пропускания нефти через устройство, посредством которого происходит разгон потока нефти с последующей его круткой и образованием турбулентного потока, который далее с помощью диффузора подвергается процессу местного разрыва сплошности среды с образованием каверн (пузырьков) с последующим их смыканием на выходе диффузора перед лопатками рабочих колес погружного центробежного насоса [2] Однако указанный известный способ предназначен для использования только при добыче нефти погружными центробежными насосами. Он не может быть реализован при добыче нефти штанговыми глубинными насосами и при добыче нефти из скважин фонтанным способом. Кроме того, известный способ требует высоких эксплуатационных и материальных затрат, т.к. для его реализации необходимо сложное устройство. Целью настоящего изобретения является обеспечение возможности использования способа при любом методе эксплуатации скважины при одновременном обеспечении простоты реализации способа, снижении эксплуатационных и материальных затрат и высокой эффективности способа. Поставленная цель достигается тем, что в известном способе предотвращения отложения парафина при добыче нефти из скважины путем пропускания потока нефти через устройство, изменяющее скорость нефтяного потока, в качестве устройства, изменяющего скорость нефтяного потока, используют штуцирующее устройство, а пропускание потока нефти через указанное устройство производят с перепадом давления от 0,015 до 0,035 МПа. Было установлено и подтверждено опытами, что благодаря заявленному диапазону перепада давления при штуцировании потока нефти, по-видимому, происходит спонтанное образование микрокристаллов парафина в объеме нефти и совершенно отсутствует образование таких микрокристаллов на стенках нефтепромыслового оборудования. В результате чего кристаллы парафина беспрепятственно выносятся из скважины, исключается их отложение на стенках оборудования, а значит повышается эффективность защиты его от парафиноотложений. При реализации предлагаемого способа осуществляют следующие операции в нижеуказанной последовательности: для каждой скважины по ее геолого-техническим данным устанавливают диаметр проходного отверстия штуцирующего устройства, чтобы при прохождении через такое отверстие потока добываемой из пласта нефти обеспечить перепад давления в пределах от 0,015 до 0,035 МПа; для скважин, ведущих добычу нефти насосным способом (погружные центробежные насосы, штанговые насосы и т.п.) производят установку штуцирующего устройства в непосредственной близости перед приемным клапаном насосной установки; для скважин, ведущих добычу нефти фонтанным способом, производят установку штуцирующего устройства в скважину внутрь колонны НКТ в зону начала кристаллизации парафина; после установки штуцирующего устройства в скважину, ее пускают в эксплуатацию, т.е. ведут добычу нефти из скважины. Пример 1. Способ был опробован при добычи нефти из скважины с дебитом 4 т/сут, в колонну НКТ которой на глубину 776 м был опущен насос марки Н-43. Предварительно перед приемным клапаном насоса было установлено штуцирующее устройство, представляющее собой шайбу с диаметром отверстия 8 мм, обеспечивающее перепад давления нефтяного потока 0,015 МПа. При эксплуатации данной скважины с установленным штуцирующим устройством вот уже на протяжении 24 месяцев беспрерывной работы с тем же дебитом 4 т/сут отложений парафина нет, отпала необходимость проводить профилактические работы по удалению парафина (без промывок горячей нефтью), в то время как ранее эта же скважина требовала ежемесячно (12 раз в год) проводить очистку НКТ от парафина. Пример 2. Способ был опробован при добыче нефти на скважине с дебитом 6 т/сут. В колонну НКТ указанной скважины на глубину 1000 м был спущен насос марки Н-43, перед приемным клапаном которого предварительно было установлено штуцирующее устройство, представляющее собой шайбу с диаметром отверстия 8 мм из расчета обеспечения в месте установки этой шайбы перепада давления нефтяного потока, равного 0,035 МПа. При эксплуатации такой скважины вот уже в течение 10 месяцев она работает без ремонта и без снижения первоначального дебита. А до обработки этой скважины предлагаемым способом ежегодно осуществляли 12 горячих промывок этой скважины с целью удаления парафина из НКТ и для поддержания ее первоначального дебита. Таким образом, предлагаемый способ позволяет с высокой степенью эффективности обеспечивать предотвращение отложения парафина при добыче нефти из скважины при любом методе ее эксплуатации (как насосном, так и фонтанном). Кроме того, способ прост в эксплуатации, т.к. для его осуществления не требуется сложного оборудования (а используемое штуцирующее устройство легко изготавливается в обычной мастерской). И благодаря этому, эксплуатационные и материальные затраты предлагаемого способа мизерны.

Формула изобретения

Способ предотвращения отложения парафина при добыче нефти из скважины, включающий пропускание потока нефти через устройство, изменяющее скорость нефтяного потока, отличающийся тем, что в качестве устройства, изменяющего скорость нефтяного потока, используют штуцирующее устройство, а пропускание потока нефти через указанное устройство производят с перепадом давления 0,015 0,035 МПа.

www.findpatent.ru

7.4 Загрязнение окружающей среды при добыче, сборе и подготовке нефти

Загрязнение почвы и воды может происходить и при добыче, сборе, подготовке, транспорте и хранении нефти, газа и воды.

Однотрубная герметизированная система сбора имеет несомненные преимущества с точки зрения охраны окружающей среды.

Применение герметизированных однотрубных систем сбора продукции скважин и блочного оборудования позволяет все процессы, связанные с выделением газа из нефти, подготовкой нефти, газа и воды, сосредоточить на установках, расположенных в одном центральном пункте.

Система сбора нефти на промыслах является источником загрязнения водных ресурсов и почвы. Это обусловлено:

  • большой протяженностью трубопроводной сети, которая достигает 100 км для среднего промысла;

  • невозможностью практически предугадать место порыва коллекторов;

  • невозможностью обнаружить мгновенно порывы коллекторов, особенно небольшие.

В итоге объемы разлитой нефти, как правило, превышают объем остальных загрязнений.

Внедрение герметизированных систем сбора и транспорта нефти, хотя в значительной степени и снижает вероятность коррозии оборудования и коммуникаций, однако при подготовке нефти и воды герметизация часто нарушается вследствие коррозии, что приводит к утечке нефти и пластовых вод и загрязнению тем самым объектов окружающей среды.

Территория нефтепромыслов может загрязняться из-за неплотности в промысловых нефтепроводах и водоводах (утечки через сальники задвижек, фланцевые соединения, коррозия, эрозия, механические повреждения тела трубы и т. д.).

Работа промыслового оборудования в нефтяной промышленности происходит в крайне неблагоприятных условиях. Наряду с почвенной коррозией весьма существенное коррозионное воздействие на оборудование оказывает продукция самой скважины.

Узлы промысловой подготовки нефти (газосепарация, предварительный сброс пластовой воды, блоки обезвоживания и обессоливания) и общепромысловые резервуарные парки являются конечными пунктами сбора н транспорта нефти на промыслах. Обычно они располагаются на одной территории и объединяются в одно хозяйство. Поэтому канализация резервуарных парков и деэмульсационных установок также объединяются в общую систему.

При эксплуатации этих установок источниками загрязнения могут быть переливы и продукты, накапливающиеся в отстойной аппаратуре, резервуарах, которые составляют 0.5 – 12 г/т подготовленной нефти.

Остатки подготовки нефти, нефтяные шламы, значительно отличаются по физико-химическим свойствам от самой нефти, и требуют периодического удаления из аппаратуры, что осуществляется при чистке аппаратов и сопровождается загрязнением территории.

Для интенсификации процессов разрушения эмульсии на установках подготовки нефти и даже в отдельные скважины дозируются поверхностно-активные вещества (ПАВ) — деэмульгаторы.

Деэмульгаторы (химические реагенты с большой поверхностной активностью) — могут быть использованы при всех способах разрушения водонефтяных эмульсий: механических (отстой, фильтрация, центрифугирование), термических (подогрев, промывка горячей водой), электрических (обработка в электрическом поле постоянного или переменного тока) и т.д. Их применение позволяет улучшить качество товарной нефти, упростить технологический процесс, сократить время отстоя, осуществить предварительный сброс основной массы воды из эмульсии и способствует более полной очистке отделившейся воды от нефти и взвешенных частиц.

При подготовке нефти используют анионоактивные и неионогенные ПАВ: блоксополимеры окиси этилена и пропилена, оксиэтилированные амины, СЖК, высшие жирные спирты и алкилфенолы.

Основными источникамизагрязнения окружающей среды при эксплуатации систем сбора и транспорта продукции скважин на нефтяных месторождениях являются следующие сооружения и объекты нефтепромыслов:

Устья скважин и прискважинные участки,где разлив нефти, пластовых и сточных вод происходит из-за нарушений герметичности устьевой арматуры, а также при проведении работ по освоению скважин, капитальному и профилактическому ремонту.

Трубопроводная системасбора и транспорта добытой жидкости из пласта и закачки сточных вод в нагнетательные скважины из-за неплотностей в оборудовании, промысловых нефтесборных и нагнетательных трубопроводах.

Резервуарные парки и дожимные сборные пункты, где разлив добытой жидкости происходит при спуске из резервуаров сточных вод, загрязненных осадками парафино-смолистых отложений, переливах нефти через верх резервуаров.

Земляные амбары, шламонакопители и специальные площадки, в которые сбрасываются осадки с резервуаров и очистных сооружений, представляющие отложения тяжелых фракций нефти, парафино-смолистых веществ и всевозможных примесей, насыщенных нефтью, нефтепродуктами и химреагентами, а также твердых минеральных примесей. В этих шламах могут содержаться до 80 – 85 % нефти, до 50 % механических примесей, до 70 % минеральных солей и до 5 % поверхностно-активных веществ.

Факельные установки предназначены для сжигания некондиционных газов, образующихся при пуске, продувке оборудования или в процессе работы, дальнейшая переработка которых экономически нецелесообразна или невозможна. С факельных устройств, котельных, нагревательных печей в качестве продуктов сгорания в окружающую среду выбрасываются оксиды азота, диоксид серы, оксид углерода, сажа.

studfiles.net

Методы очистки сточных вод, образующихся при бурении и добыче нефти и газа

Основными загрязняющими веществами сточных вод на предприятиях нефтяной и газовой промышленности являются нерастворимые и органические примеси, обычно находящиеся в стоках во взвешенном состоянии.

Грубодисперсные минеральные и органические загрязняющие вещества выделяют из сточных вод с помощью механических методов очистки (процеживание, отстаивание, разделение в поле центробежных сил на гидроциклонах или в центрифугах). Для отделения мелкодисперсных загрязняющих частиц широко используется фильтрование. Основные сооружения для отстаивания нефтесодержащих сточных вод ‑ нефтеловушки, в которых нефть или нефтепродукты выделяются из воды и всплывают на поверхность, а значительное количество твердых механических примесей оседает. На крупных нефтебазах, перекачивающих станциях и других объектах нефтяной промышленности применяют также мазутоловушки, бензо- и маслоловушки ‑ аналоги нефтеловушек.

 

Физико-химические методы очистки сточных вод находят все более широкое применение в качестве самостоятельного метода и в сочетании с другими видами очистки. Обусловлено это все возрастающим использованием на нефтегазовых предприятиях оборотных систем водоснабжения, требующих глубокой очистки сточных вод, а также стремлением к максимальному извлечению из стоков полезных продуктов с целью их повторного использования. Наиболее широко используются методы коагуляции, флотации, экстракции и некоторые другие. Все остальные методы (электрохимические, сорбционные, дистилляция, ректификация, перегонка с паром) не являются универсальными и используются, как правило, в системах локальной очистки. Они энергоемки и имеют ограничения по производительности.

 

Из химических методов очистки в нефтяной и газовой промышленности используются озонирование, хлорирование и умягчение воды. Озонирование применяют для глубокой очистки сточных вод, прошедших механическую, физико-химическую или биологическую очистку от растворенных в них нефтепродуктов и других органических примесей, а также сероводорода, тетраэтилсвинца, дезодорации (устранения специфического запаха нефтепродуктов) и бактериального обеззараживания воды.

  Эффективность очистки от тетраэтилсвинца сточных вод озонированием составляет 90 %. Более глубокая очистка (до 100 %) возможна при использовании катализатора (силикагель). Концентрация озона при этом должна быть не менее 15 мг/л, а время контакта очищаемой воды с озоновоздушной смесью ‑ 1 ч.  

Для удаления из сточных вод растворенных в них органических веществ часто применяют биологическое окисление в природных или искусственно созданных условиях. В первом случае используются почвы, проточные и замкнутые водоемы, во втором ‑ специально построенные для очистки сооружения (биофильтры, аэротенки и другие окислители различных конструкций). Содержание нефтепродуктов в сточных водах после биологической очистки составляет 5-10 мг/л при начальном содержании их 20-50 мг/л.

Очистка буровых сточных вод, утилизация отходов бурения

Коагуляция ‑ один из наиболее доступных и дешевых методов очистки буровых сточных вод. Цель коагуляции ‑ освобождение воды от нефти, мути, взвешенных веществ, физико-химические свойства которых не позволяют или делают нерациональным удаление их отстаиванием. Высокая эффективность очистки сточных вод достигнута при использовании сернокислого алюминия в качестве коагулянта. Очищенные таким методом буровые сточные воды по коррозионной активности соответствуют чистым водам, в большинстве случаев прозрачны. Их можно повторно использовать в технологических процессах бурения скважин. Для улучшения очистки сточную воду перед подачей на коагуляцию необходимо предварительно отстаивать от нефти и взвешенных частиц в шламовых амбарах.

Методы очистки буровых сточных вод: фильтрация, центрифугирование, окисление органических примесей озоном с последующим использованием вод в оборотном водоснабжении не получили широкого распространения.

 

Методы очистки пластовых вод

Для очистки пластовых и в целом промысловых сточных вод наиболее широко в нефтяной и газовой промышленности применяют самый простой и дешевый способ ‑ отстой в резервуарах-отстойниках. Однако такой способ не всегда обеспечивает необходимую степень очистки. Дополнительно используют фильтры, гидроциклоны. С помощью флотации из сточных вод удаляют эмульгированные нефтепродукты и твердые частицы, которые не задерживаются в нефтеловушках. Для повышения эффективности флотационной очистки применяют различные коагулянты (водные растворы глинозема, хлорного железа и др.). Продолжительность нахождения сточной воды во флотаторах 10-20 мин.

Для очистки сильно эмульгированных стоков применяют электрофлотаторы ‑ в результате электролиза сточной воды под действием постоянного электрического тока очищаемая вода насыщается микропузырьками. Обработки сточных вод в электрическом поле микродуговыми разрядами позволяет разлагать органические соединения под действием образующегося при этом озона.

Использование на нефте- и газодобывающих предприятиях сооружений, включающие каскады биологической и механической очистки сточных вод, малоэффективно из-за их громоздкости и большой стоимости. Капитальные затраты на их строительство достигают 30 % от стоимости предприятий. Высокоэффективно сочетание различных методов очистки промысловых сточных вод, например отстаивания или электрофлотации и метода микродугового разряда.

Утилизация нефтепромысловых сточных вод для поддержания пластовых давлений на разрабатываемых нефтяных месторождениях позволит решить проблему защиты водоемов от загрязнения.

Кроме загрязнения окружающей среды пластовые воды вызывают интенсивную коррозию нефтепромыслового оборудования из-за наличия остаточного газа, механических примесей, растворенных солей, кислорода, химических реагентов, продуктов коррозии, а также появления в них на поздней стадии разработки месторождения сероводорода в результате жизнедеятельности сульфатвосстанавливающих бактерий. Коррозия приводит к нарушению герметичности колонн, а попадающие в почву сточные воды вызывают засоление почвы и грунтовых источников питьевой воды. В связи с этим пластовые воды обрабатывают ингибиторами коррозии, на внутреннюю поверхность трубопроводов и рабочих органов насосов, предназначенных для перекачки сточных вод, наносят защитные полимерные покрытия, проводят мероприятия по предотвращению попадания в них кислорода, кислотных и щелочных стоков, отделению газа и песка.

Для борьбы с бактериальным заражением в пласты закачивают сильноминерализованные воды с добавлением в них бактерицидов ‑ химических реагентов, ядовитых для сульфатвосстанавливающих бактерий.

В целом для защиты окружающей среды от загрязнения пластовыми водами необходимо проведение следующих мероприятий: обеспечение глубокой очистки промысловых сточных вод; широкое применение антикоррозийных покрытий и химических реагентов для защиты от коррозии нефтедобывающего оборудования; полное использование получаемых на промыслах сточных вод в системе поддержания пластового давления; контроль за состоянием поверхностных вод и качеством сточных вод, используемых в системе поддержания пластового давления.

ekologyprom.ru