Способы очистки нефтяных скважин

Способы промывки нефтяной скважины

Впервые промывка нефтяных скважин при бурении была осуществлена более 100 лет назад, при разработке нефтяного месторождения близ города Грозный. В качестве промывочной жидкости в то время использовали обыкновенную воду. В настоящее время эта технологическая операция является одной из основных при роторном способе бурения.

Что такое промывка нефтяной скважины

Основной задачей циркуляции промывочной жидкости в процессе бурения является удаление остатков разбуренных пород, во избежание дополнительного износа породоразрушающего оборудования. Эффективность очистки забоя зависит как от скорости прохождения промывочного раствора, так и от его рабочих характеристик. Именно поэтому промывочная жидкость подготавливается по установленным рецептурам и при приготовлении обязательно учитываются как геологические (тип породы, пластовое давление, температура пластов, наличие пластовых вод и т.п.), так и технологические факторы нефтяной скважины (глубина, диаметр).

Попутно при промывке нефтяной скважины осуществляется

• передача гидравлической энергии от насоса на турбо- или электробур, долото, винтовой забойный двигатель;
• охлаждение, смазка и антикоррозийная защита долота, при прохождении промывочной жидкости через отверстия бура. Окислительное разрушение металлических частей оборудования происходит вследствие воздействия на него кислорода, растворенного в промывочном растворе, сероводорода и солей горных пород. Антикоррозийный свойства рабочему буровому раствору придаются добавлением в него ингибиторов.
• промывка нефтяных скважин при бурении позволяет снизить размер абразивного износа в процессе бурения, при своевременном и правильном очищении буровой жидкости от твердых частиц шлама;
• облегчение процесса бурения, за счет кинетической энергии жидкости при выходе из бурового долота и снижение коэффициента трения. Особенно действенно это проявляется при работе на рыхлых грунтах;
• создание давления на скважинный ствол для предупреждения ГНВП (газонефтеводопроявлений) и обрушивания стенок скважины при проведении работ в неустойчивых породах;
• во время остановки насосов (в аварийной ситуации) временное поддержание взвешенного состояния шламовых частиц. Для этого буровому раствору путем добавок придаются тиксотропные свойства, позволяющие трансформироваться из золя в гель;
• предупреждение технологических сложностей в процессе бурения, в том числе дифференциального прихвата буровой колонны;
• укрепление стволового канала нефтяной скважины во время работы на слабых и трещиноватых породах, путем создания усиленной глиняной корки;
• сохранение продуктивности пласта в прискважинной зоне.

Прямой и обратный способы промывки нефтяной скважины

Существуют прямой, обратный и комбинированный способы промывки нефтяной скважины при бурении. Способ прямой циркуляции предусматривает спуск в скважину насосно-компрессорных труб. Буровой насос высокого давления нагнетает раствор, который проходит по ведущей колонне. Поток жидкости для промывки захватывает частицы шлама и выносит их на поверхность, двигаясь в обратном направлении по кольцевому каналу между стенкой скважины и бурильной установкой. Отработанный раствор многоступенчато очищается, для чего последовательно направляется на:

• предварительную механическую грубую очистки (блок вибросит);
• систему гидроциклонов, где под воздействием центробежной силы твердые шламовые частицы отделяются от бурового раствора. Очистка гидроциклона производится через нижний клапан, соединяющийся со шламовым амбаром ;
• пескоотделители. На этом оборудовании рабочий раствор полностью очищается от частиц ила и песка и может быть вновь использован для промывки нефтяной скважины при бурении.

Достоинством прямого метода промывки является увеличение скорости прохождения скважины . Этот эффект достигается благодаря расклинивающему воздействию потока рабочей жидкости, благодаря чему снижается механическая прочность горных пород. Кроме того, при бурении в слабых грунтах, можно подобрать специальный состав жидкости для промывки, который будет обеспечивать закрепление стенок нефтяной скважины.

Недостатком метода является появление песчаных пробок в процессе бурения из-за теплового воздействия на залежи. В результате перед наращиванием труб тратится дополнительное время на промывку нефтяной скважины «до чистых вод». Немаловажно и то, что способ прямой циркуляции требует большого количества рабочей жидкости, особенно при бурении долотом максимального диаметра.

В целом, благодаря технологической простоте и эффективности, прямой способ промывки нефтяной скважины получил наибольшее распространение в бурении.

Способ обратной промывки используется в случае аварийных ситуаций, при малой мощности бурового оборудования, а также при увеличенном диаметре шахты. Этот метод предусматривает спуск буровой жидкости в шахту по межкольцевому пространству забоя, вдоль стволовых стенок и ее дальнейшую подачу в отверстия долота. Подъем рабочей жидкости происходит по внутреннему каналу буровых труб. По технологии в устье шахты герметично устанавливают промывочную головку с сальником. При обратной промывке нефтяной скважины достигается более интенсивный вынос крупных частиц шлама, а также появляется возможность поднятия керна без остановки процесса бурения.

Среди основных пороков обратного метода промывки нефтяной скважины при бурении следует, прежде всего, отметить разрушение стенок при работе на мягких породах и частые аварийные ситуации из-за разрыва горизонтальных пластов. Кроме того, керн при воздействии на его торцевую часть потоков промывочной жидкости, частично разрушается во время его подъема на поверхность, из-за чего объем его добычи сокращается.

Комбинированный способ промывки скважины

Комбинированный способ промывки возможно использовать только при наличии специального оборудования с эрлифтом и тремя каналами, по которым отдельно происходит

• подача раствора для промывки нефтяной скважины в процессе бурения;
• поднятие пульпы;
• подача сжатого воздуха для работы эрлифта.

При этом поступление промывочной жидкости до колонковой трубы происходит аналогично прямому способу, а ниже нее — обратному. При осуществлении совмещенной промывки обратным каналом может служить опережающая скважина минимального диаметра, в забое которой оседают более крупные частицы. Основная же часть шлама выносится на поверхность эрлифтом. Комбинированная циркуляция позволяет досконально произвести очистку забоя от шламовых остатков и получить максимально возможный выход керна высокого качества. Однако этот способ достаточно сложен технологически, из-за чего используется достаточно редко.

Отдельно следует рассмотреть способ призабойной циркуляции бурового раствора. Его применяют в случае проведения бурения с осложнением в виде сильнопоглощающих пластов. Осуществляют призабойную (местную) промывку нефтяной скважины, используя погружные насосы или плунжерный пульсатор. Шлам в этих случаях собирается в шламоуловителях, которые могут размещаться как внутри буровой колонны, так и на поверхности.

Промывка нефтяной скважины: видеоинструктаж

Источник

Технологии подготовки (методы очистки) исходной нефти к дальнейшей переработке

Опубликовано: 10.07.2015 Рубрика: Статьи Автор: Единый Стандарт

Из нефтяных скважин вместе с нефтью поступают и другие сопутствующие продукты, которые влияют на качество сырья и эксплуатацию производственно-технологического процесса. Кроме нее (нефти) извлекается попутный газ, твердые частицы, представляющие собой разнообразные смеси в виде мелких частиц пород и цемента, а также минерализованная пластовая вода. Эта жидкость имеет высокое содержание соли (до 300 г\л) и ее количество в углеводороде может доходить до 80%. Она отрицательно влияет на технологическую часть оборудования, увеличивая на его металлических поверхностях коррозионные процессы. Механические примеси, которые вместе с нефтью поступают из скважинных отверстий, негативно влияют на трубопроводную систему. Постоянное их воздействие ведет к их преждевременному износу.

Газ попутный или нефтяной с помощью специальных технологий вовлекается в хозяйственный оборот.

Естественно, что в газовую магистральную трубопроводную систему «грязную» нефть с содержанием всех перечисленных включений направлять нельзя. Необходима ее подготовка, предусматривающая использование технологических процессов, призванных удалить лишнюю воду и соль, дегазировать продукт, убрав из него механические включения.

Технологически процесс очищения нефти осуществляется на специализированных производственных пунктах по ее приему и подготовке к дальнейшему использованию. Это централизованная процедура. Существуют так называемые АГЗУ или автоматизированные групповые замерные установки, на которые по специальным трубопроводным сетям поступает исходный продукт, как правило, из нескольких близлежащих скважин. Здесь вся поступившая продукция подлежит учету. Далее осуществляется первичное частичное удаление пластовых вод, попутного газа и механических частиц твердого типа. Газ, выделенный из нефти, направляется на расположенный рядом газоперерабатывающий завод. А оставшийся, частично очищенный продукт поступает на ЦПС (Центральный пункт сбора, — ред.). Эти производственные подразделения, как правило, имеются на каждом нефтяном месторождении, но бывают исключения, когда такие пункты обслуживают несколько подобных объектов. Тогда ЦПС создается на самом крупном из них, а на остальных организуется КСП (Комплексный сборный пункт, — ред.), где осуществляется первичная обработка нефти.

Центральный пункт сбора нефтяных ресурсов состоит из оборудования по подготовке нефти и воды. В процессе нефтяного промысла задействованы следующие производственные подразделения и оборудование:

• Горная выработка по добыче нефти (нефтяная скважина).
• АГЗУ (Автоматизированная групповая замерная установка, — ред.).
• ДНС (Дожимная насосная станция, — ред.).
• Устройство по очищению нефти от пластовых вод.
• Оборудование по подготовке нефти.
• Газокомпрессорная станция.
• ЦПС (центральный пункт сбора нефти и сопутствующих включений).
• Парк резервуарный.

После обработки исходной нефти (удаления из нее грунтовой воды, твердых примесей и газа) она принимает товарный вид и сначала поступает в соответствующие резервуары, а далее на основную насосную станцию, являющуюся отправной точкой магистрального нефтепровода.

Технологические процессы очищения исходной нефти достаточно трудоемки, особенно это относится к ее обезвоживанию. Дело в том, что присутствие воды в нефти образуют своеобразную эмульсию, имеющую стойкую структуру. Поэтому для того чтобы очистить вещество от соли и осуществить процедуру обезвоживания, как раз и необходимо отделить воду от нефти. В этих целях применяются следующие технологии:

1. Обезвоживание и обессоливание с помощью электричества.
2. Термохимические способы.
3. Отстой нефти (горячий).
4. Отстой нефти гравитационным путем.

Самым легким и доступным способом очистки исходного нефтяного продукта является холодный гравитационный отстой. Эта технология предполагает заполнение нефтью специальных резервуаров, где она в течение 48 часов отстаивается. В результате осуществляется процесс коагуляции, когда тяжелые капли оседают вниз. Но этот метод не такой эффективный, так как осуществляется в холодном режиме. Его производительность резко повышается, когда нефть нагревается до температуры 50 -70 С. Тем не менее, эти технологии используются редко. Качество результата не всегда соответствует требованиям, предъявляемым к конечному продукту.

К более действенным и распространенным методам очистки воды и обессоливания нефти относятся химические и термохимические способы, а также технологии с использованием электричества.

При химической очистке нефти применяется вещество (деэмульгатор), которое в количестве от 5 до 60 г. на 1 тонну, вводится в продукт. Деэмульгаторы вытесняют (заменяют) эмульгаторы природного типа, содержащиеся в жидкости. Пленка, которая формируется на поверхности продукта недостаточно прочная, что позволяет активизироваться процессу коалесценции или соединению более мелких капель жидкости в крупные, которые свободно оседают на дно специального резервуара. Эффективность этой технологии возрастает в случае изменения температурного режима исходного нефтяного продукта. Подобный метод называется термохимический.

Еще более действенный метод обезвоживания нефти и удаления из нее соли применяется с помощью электричества. Специальные устройства электродегидраторы, пропуская через себя так называемую «грязную» нефть, формируют электрическое поле высокого напряжения, как правило, 20-30 кв. Для активизации этот процесса продукт обычно нагревают до температуры 50-70 С. Легкие углеводороды в процессе перевозки в цистернах железнодорожным, водным или автомобильным путем, а также в результате транспортировки по нефтепроводам, испаряются. Но, при этом, подобные вещества являются качественным сырьем и топливным продуктом, так называемы легким бензином. Его соответственно на определенной технологической стадии извлекают.

Но наибольшее распространение в области очищения исходного нефтяного продукта получил метод сепарации жидкости на промышленной установке стабилизационного типа. При этой технологи нефть нагревается до 40-80 С и в дальнейшем попадает на сепарирование, где легкие углеводороды, испаряясь, направляются в газопровод.

Если вы нашли ошибку, пожалуйста, выделите фрагмент текста и нажмите Ctrl+Enter.

Источник

Статьи

Методы очистки внутренних поверхностей нефтепроводов от парафина

К числу нефтепродуктов, относящихся к твёрдым углеводородам, относятся церезины, петролатумы, озокериты, парафины и некоторые другие. Данные продукты нашли широкое применение в таких отраслях промышленности как пищевая, бумажная, электротехническая. Используются твёрдые углеводороды в медицине, а также в ходе изготовления пластичных смазочных материалов.

Парафиновая масса, выделяемая из нефти, является пористым скелетом, образованным из кристаллов парафина, соединённых между собой. Поры данного скелета заполняются водой и нефтью. Плавится данная масса при температуре около +40 °С. При уменьшении температуры прокачиваемой нефти и увеличении количества содержащегося в ней парафина, возрастает вязкость нефти и уменьшается её тягучесть.

В ходе добычи и перекачки нефтей с содержанием парафина, к сожалению, происходит отложение выраженного количества данного вещества на внутренних поверхностях трубопроводной системы. Данный процесс приводит к значительному уменьшению проходного сечения нефтепровода. Этот факт в свою очередь приводит к значительной закупорке трубопровода вплоть до полной остановки перекачки нефти.

На процесс отложения парафиновых масс на внутренней поверхности труб оказывают влияние следующие факторы:

• Физические и химические свойства самой нефти;
• Снижение температуры нефти в ходе перекачки;
• Режим перекачивания нефти;
• Изменение количества растворённых в нефти газов.

Парафин откладывается неравномерно на поверхности нефтепровода. В самом начале трубопровода нефть ещё тёплая, а потому кристаллы парафина откладываются в незначительном количестве. Далее температура нефти снижается. Парафин начинает выделяться из продукта интенсивно. Естественно, и отложение парафина на стенках в этот период возрастает. Далее температура нефтяного потока не меняется на большом протяжении, так как она уравнивается с температурой самого грунта. И кристаллы парафина на трубах откладываются, соответственно, в малом количестве. В нижнем сечении трубопровода отложение сформированных парафиновых кристаллов становится незначительным, так как основная их масса отложилась уже на верхних участках нефтепровода. Также уменьшению отложений парафиновой массы способствуют механические примеси, которые способствуют удалению имеющихся на стенках труб отложений.

Для поддержания проходимости трубопровода требуется проведение ряда мер по профилактике отложений парафина на стенках трубопроводной системы, а также по очистке поверхностей нефтепровода от уже имеющихся отложений. Все мероприятия проводятся после тщательного изучения как условий отложения парафина, так и его свойств на каждом конкретном месторождении. Способы депарафинизации зависят от физических и химических условий пластовых флюидов. Выбирая способы борьбы с отложениями парафина предпочтение всё же отдают методам предупреждения отложений. Ведь всегда легче предупредить какой-либо процесс, нежели бороться с последствиями.

В настоящее время на территории нашей страны для профилактики отложения парафина в ходе добычи, хранения и транспортировки нефти используются следующие методы:

• Проведение теплоизоляционных работ для нефтепроводов;
• Исключение закачки парафинистой взвеси из резервуаров в нефтепровод;
• Регулярное очищение самих резервуаров от нефтяных остатков;
• Смешивание нефтей с различным содержанием парафина;
• Подогрев прокачиваемой нефти различными способами;
• Поддержание давления в пластах на уровне, превышающем давление, при котором начинается разгазирование;
• Добыча нефти в постоянном устойчивом режиме;
• Методы, повышающие растворяющую способность нефти с применением растворителей;
• Применение эффективных покрытий, наносимых на насосно–компрессорные трубы;
• Использование ингибиторов отложения парафина.

Однако, ни один из методов очистки нефти от парафина на скважине не избавляет от последующего загрязнения насосно–компрессорных трубопроводов. Поэтому разрабатываются различные методики для удаления уже имеющихся отложений кристаллов парафина в процессе перегонки нефти.

Методы, применяемые для удаления парафиновых отложений с внутренней поверхности трубопровода:

• Гидрохимический метод, при котором скважины промывают горячей водой с ингибиторами или химреагентами;
• Механический способ, при котором отложения удаляются при помощи различных по конструкции скребков;
• Метод волнового воздействия, когда депарафинизация проводится при помощи акустических, ультразвуковых, взрывных волн;
• Метод удаления отложений под воздействием магнитных полей;
• Тепловой метод, при котором насосно-компрессорная труба прогревается паром или горячей жидкостью, электрическим током.

К сожалению, многие мероприятия требуют больших финансовых вложений, а также замедляют или временно приостанавливают процесс добычи нефти. Поэтому организации, сталкивающиеся с данной проблемой, разрабатывают различные методики, используемые без остановки процесса перекачки нефти.
Рассмотрим некоторые виды обработки, проводимые без поднятия НКТ и остановки процесса перегони нефти.

Электродепарафинизация.

Электрический ток применяется с давних пор на промыслах Сахалина. В первое время применялся сердечник, на который подавался электрический ток от источника питания. В дальнейшем в ТатНИПИнефть стали применять индукционные нагреватели, обеспечивавшие надёжную и безопасную работу всей конструкции. Были попытки использования электропечи, спускаемой в скважину на канате. Все эти конструкции ненадёжны, а потому не нашли широкого применения. В настоящее время используется методика, при которой нагрев осуществляют специальным нагревательным кабелем. В ходе подготовительных мероприятий определяют зону максимального образования парафина. Затем рассчитывают длину нагревательного кабеля и температуру его нагрева. Важно при этом учитывать скорость нефтяного потока и содержание парафина в перекачиваемой нефти. Данный метод позволяет проводить высокоэффективную очистку нефтепровода в непрерывном режиме.

Физические методы депарафинизации.

Данные методы основаны на использовании различных полей, ультразвуковых и механических колебаний для воздействия на нефть, содержащую парафин в своём составе. Перспективным направлением является на нефть переменными электромагнитными полями. При этом учитывают состав и свойства обрабатываемой нефти, интенсивность поля и режим обработки. В ходе обработки нефтяного потока полем в нефти образуются дополнительные центры кристаллизации. Они позволяют снизить образование кристаллов на стенках трубопровода, так как кристаллы образуются в объёме нефти. В нашей стране применяют в последние годы магнитные цилиндры, подвешиваемые в трубах. В объеме нефти при воздействии электромагнитного поля возникают дополнительные центры кристаллизации и последующий флотационный вынос парафина. У данной методики есть минус. В ходе обработки вместе с кристаллами парафина удаляются мелкие механические примеси, а крупные остаются. Это сокращает межремонтный период работы скважины до нескольких месяцев.

Многие нефтеперерабатывающие компании в настоящее время ведут разработки новых методов депарафинизации и модернизация уже существующих методов с учётом особенностей нефтедобычи на конкретных промыслах.

Источник