Магистерская работа: Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского НГКМ)

· в трубках теплообменника Е-409. Ликвидация гидрата проводится закачкой КИГИК через БВМ или повышением температуры в теплообменнике Е-409 увеличением потока теплоносителя;

· в трубном пучке теплообменников «газ-газ» Е-401А/В/С и на расходном клапане (J-T) Предупреждение гидратообразования проводится подачей КИГИК во вход этих теплообменников. Ликвидация гидратов производится кратковременным увеличением подачи КИГИК перед теплообменниками «газ-газ» Е-401А/В/С и перед клапаном J-T;

· в трубках теплообменника Е-405. Ликвидация гидрата проводится увеличением потока теплоносителя (ДЭГ).

Подача КИГИК на все четыре технологические линии осуществляется насосами, установленными в технологичной насосной. Для дозировки химреагентов применяются трех- и шести цилиндровые насосы фирмы «Бран и Люббе».

Ингибиторные растворы готовятся на складе химреагентов, который включает в себя парк емкостей для хранения ингибиторов коррозии, метанола, теплоносителя-диэтиленгликоля, емкости для приготовления ингибиторных растворов и расходные емкости.

Газопроводы УКПГ3 - ОГПЗ

Для предупреждения и ликвидации гидратных отложений в газопроводе неочищенного газа "УКПГ3 - ОГПЗ" используется метиловый спирт (СН3ОН). Удельная норма расхода метанола составляет 0.143 м3/км.

Для предотвращения скопления влаги, с целью снижения коррозии и предотвращения гидратообразования в газопроводе обеспечивается:

· скорость газа не менее 4 м/с;

· относительная влажность газа в любой точке газопровода не выше 65%, для чего в зимнее время поддерживаеся температура сепарации не выше минус 8°С, а в летнее время не выше минус 5°С.

При накоплении жидкости в газопроводе, вследствие снижения давления и температуры в ней, внутреннюю полость газопровода очищают очистным поршнем. Для этого газопроводы оборудованы узлами запуска и приема очистных поршней. Очистка газопровода от накопленной жидкости осуществляется при коэффициенте гидравлической эффективности (E) меньше 0.85. E = 0.85 - соответствует фактическому уровню при рабочих режимах газопровода.

Поршневание первой и второй ниток газопроводов осуществляется поочередно один раз в квартал, при этом расход в газопроводе, где проходит поршень, обеспечивается не менее 10 млн м /сут. Периодичность поршневания установлена в ходе эксплуатации газопровода с учетом того, что при поршневании заводненного газопровода резко повышается давление в трубопроводе, вследствии чего снижается эффект «Джоуля-Томпсона», повышается давление НТС, тем самым привлекается больше жидкости в газопровод.

Оперативным критерием необходимости очистки газопровода является рост перепада давлений между УКПГ-3 и ОГПЗ более 1.77 МПа при расходе газа по одной нитке 11 млн м /сут.

В качестве очистных устройств используются монтажные очистные поршни. Перед запуском поршня в газопровод закачивается 2 м3 ингибиторного раствора для нанесения антикоррозионной пленки.

Газопроводы оснащены системами контроля давления и температуры, расположенными по всей длине трассы с интервалом не менее 10 км. С целью прогнозирования осложнений из-за гидратообразований и их своевременного предупреждения обеспечивается ежечасный динамический контроль за состоянием газопровода с графическим построением зависимости давление-расход.

Для ликвидации гидратов предусмотрена заливка метанола по трассе газопровода.

Конденсатопровод УКПГ-3 - ОГПЗ

В настоящее время дополнительное постоянное ингибирование конденсатопровода не производится, так как с УКПГ-3 в конденсатопровод попадает раствор ингибитора коррозии в метаноле 200-400 г/т конденсата.

В случае образования гидратов в конденсатопроводе нестабильного конденсата "УКПГ-3 - ОГПЗ" применяется метанол. По системе телемеханики определяются участки с повышеным давлением и перед этим участком заливают метанол в конденсатопровод.

Для очистки конденсатопровода от различных отложений (парафина, мех.примесей и др.) и скоплений влаги применяются очистные устройства (поршни).

Периодичность пропуска и конструктивные особенности очистных устройств обеспечивают вынос влаги, предотвращают образование застойных водных скоплений и очищают от отложений парафина. Из опыта работы конденсатопровода в период ОПЭ, периодичностью поршневания один раз в неделю обеспечивается очистка конденсатопровода.

2.3   
Способы ликвидации последствий гидратообразования и АСПО

.3.1 Предупреждение образования и ликвидация гидратов на проектируемых сооружениях

УКПГ-2

С целью предотвращения образования гидратов в каждую манифольдную и тестовую линии предусмотрена подача метанола. Для этого на УКПГ-2 предусмотрена установка хранения и дозирования ингибитора гидратообразования.

На УКПГ-2 осушка газа и достижение требуемой точки росы по воде осуществляется комбинированием процессов дегидратации гликолем и НТС.

Из гликольных процессов DRIZO (разработан фирмой Dow Chemical в 1976 г., в 1985 г. фирма ОРС Engineering Inc получила эксклюзивную международную лицензию на процесс DRIZO) дает более низкую точку росы по воде и имеет более низкие выделения вредных компонентов в окружающую среду чем другие гликольные процессы. В технологии DRIZO применяется ДЭГ или ТЭГ. ДЭГ можно приобрести в России.

Из практики использования ДЭГа в качестве сорбента для осушки газов от влаги установлено, что его потери при регенерации наименьшие по сравнению с другими гликолями и составляют 40 г/тыс м3.

Выбор того или иного абсорбента проводится на основе технико-экономических расчетов. В любом случае обеспечивается точка росы по воде минус 60°С при давлении 7.0 МПа. Такой глубиной осушки газа снижается до минимума возможность осложнений из-за гидратообразования при транспорте и в системе нагнетания газа.

В первой фазе при НТС используется эффект Джоуля-Томпсона, а во второй фазе газ охлаждается в пропановых холодильниках, когда из-за низкого давления невозможно будет достичь охлаждения за счет расширения самого газа. В обоих случаях достигается точка росы по углеводородам минус 9.3°С при давлении 7.34 МПа.

КПК

С целью предотвращения образования гидратов в каждую манифольдную и тестовую линии предусмотрена подача метанола.

Осушка газа и достижение требуемой точки росы по воде осуществляется дегидратацией гликолем (процесс DRIZO) и твердым адсорбентом (силикагелем), а также НТС.

Часть потока газа с установки контроля точки росы низкого давления перерабатывается на установке очистки газа, с целью извлечения серы и сепарации жидкостей. Активированный абсорбер МДЭА будет снижать концентрацию Н2S до 0.0004 %, а концентрацию СО2 до 1.2% или 2%.

Дальнейшая осушка сероочищенного газа на продажу и контроль углеводородной точки росы производится адсорбцией силикагелем. Силикагелевые установки компактны и снижают точку росы в широком диапазоне рабочих условий. Несложен процесс регенерации силикагеля. Силикагелевая установка обеспечит требованиям спецификации газа на продажу.

Требования спецификации газа на продажу следующие:

Углеводородная точка росы минус 10°С при давлениях 0.1-8.0 МПа

Точка росы по воде минус 20°С при давлении 8.0 МПа

Содержание H2S ниже 13 частей на млн

Содержание меркаптановой серы ниже 25 частей на млн

На технологических линиях УКПГ-2 и КПК, после гликолевого абсорбера, на требуется дополнительных мероприятий по предупреждению образования гидратов в связи с тем что газ осушен до точки росы по воде минус 60°С при давлении 7.0 МПа.

Проектируемые экспортные газопроводы

Для предотвращения образования гидратных пробок при пуске магистральных газопроводов необходимо полностью удалить свободную влагу и очистить от грязи газопровод.

Образование гидратов возможно также в связи с переходом собированной воды со стенок трубы в подаваемый в газопровод сухой газ и насыщающий его до равновесных значений. Со временем на некотором участке трубопровода пленка со стенок трубы испаряется полностью и на некотором участке газопровода при значениях влагосодержания выше равновесного происходит конденсация паров воды на стенках труб и при определенных термобарических условиях возможно образование гидратов.

Максимальная толщина гидратной пленки на стенках труб не зависит от расхода газа, а определяется условиями транспорта газа, длиной участка очищенной «сухой» трубы и толщиной начальной пленки воды на стенках труб.

Полное перекрытие сечения трубопровода гидратной фазой (28 m = D) в точке (x) произойдет при D[W(l)-Wo]

4l (------------------------------------------------ -)lw

dx

через время (х), рассчитываемое по уравнению

где: D - диаметр трубопровода, мм;

o - первоначальная толщина пленки воды на поверхности трубы, мм;

Q - расход газа за время ;

Wо - влагонасыщенность газа на приеме газопровода;

Wг(l) - равновесное влагосодержание газа в точке l;

w - плотность воды в пленках на стенках труб перед пуском газопровода;

ра - плотность воды в гидратной фазе;

S m - максимальная толщина слоя гидрата;

Wr_ влагонасыщенность газа, находящегося в равновесии с гидратом.

Образование гидратных пробок возможно в течение длительного времени, и отсутствие заметного влияния гидратообразования в начальный период нельзя рассматривать как гарантию от появления гидратных пробок в дальнейщем.

На практике трудно определить толщину пленки, характеризующую возможность появления гидратных пробок, поэтому для контроля за состоянием газопровода необходимо регулярное измерение распределение давления, температуры и влагосодержания газа вдоль трассы магистрали. На участках газопровода, где возможно образование гидратов устанавливаются устройства для ввода метанола.

На рисунке 2.3 схематически представлено возможное место образования гидратов в газопроводе.

точка х, где возможно образование

I- длина "сухого " трубопровода гидратов

.>> направление потока газа

Рис 2.3 Схематический чертеж газопровода

Для предотвращения скопления влаги в газопроводе обеспечивается скорость газа не менее 4 м/с, который учитывается при проектировании строительства газопровода исходя из профиля добычи продукции.

Очистка внутренней полости газопровода от накопленной жидкости осуществляется очистными поршнями. Для этого газопроводы оборудуются узлами запуска и приема поршней.

Газопроводы оснащаются системами контроля давления и температуры согласно ТУ.

При эксплуатации газопровода предупреждение и ликвидация гидратов осуществляется как и на существующем газопроводе УКПГ-3 - ОГПЗ (см. подраздел «Газопроводы УКПГ-3 - ОГПЗ».

2.3.2 Парафиноотложения при существующей системе добычи, сбора, подготовки и транспорта сырья

Как известно, факторами, определяющими состав и интенсивность образования отложений парафина, являются гидродинамическая характеристика потока, абсолютная величина и разность температур между металлической поверхностью и нефтью, природа и чистота обработки поверхностей оборудования и трубопроводов, физико-химические свойства конденсата и растворенных в нем твердых углеводородов, степень обводненности конденсата и наличия в нем растворенного газа, механических примесей, смолистых, асфальтосмолистых и сернистых соединений.

Но, к сожалению, в период ОПЭ целенаправленные исследования по изучению процесса отложения парафина на КНГКМ проводились в недостаточных объемах для полного освещения данной проблемы.

Подземное оборудование эксплуатационных скважин и шлейфы

Ниже приведены данные исследований процесса отложений парафина, выполненные при пробной эксплуатации месторождения Карачаганак.

За период с 1981-1982 гг. в скважине 2 проведены поинтервальные комплексные исследования на установке «Порта-Тест», результаты которых представлены в таблице 3.2.

Интервал исследования 4154-4343м. При давлении сепарации 6.0 МПа и температуре сепарации +12+15°С отмечались нарушения технологического процесса вследствие отложения парафинов и образования гидратов в технологическом оборудовании и шлейфовом газопроводе. При температуре сепарации +30°С отложения парафинов были отмечены только в сепараторе. В течение 53 часов, при температуре сепарациии +30°С на внутренней поверхности сепаратора накопился слой парафина толшиной до 5-7мм, а при температуре сепарации +12 - +15°С за 71 часов - 30 мм. В обоих случаях - парафин был черного цвета с желтыми включениями, густой, нетекучий.

Интервал исследований 4114-4126 м. Максимальная температура начала отложения парафинов в шлейфовом газопроводе, полученная при испытании, равна +33°С [77].

Таблица 2.12 Результаты исследования скважины №2 на установке "Порта-Тест"

НСК - нестабильный конденсат СК - стабильный конденсат ТП - твердые парафины

ДГК - дегазированный конденсат ДБК - дебутанизированный конденсат

Результаты исследований интервалов 4154-4343 и 4114-4126 м позволяют предположить возможность осложнений при эксплуатации скважин, связанных с комбинированным воздействием отложения парафинов и гидратообразованием.

Анализ устьевых температур показывает, что при дебитах газа менее 250-300 тыс.м / сут, нефти менее 300-400 м /сут вероятность выпадения парафинов в стволе и шлейфах добывающих скважин II и III объектов разработки высока.

В результате изучения материалов по 53 скважинам эксплуатационного фонда за период с 1995 г. по декабрь 1998 г., находящихся в бездействующем фонде, выявлено, что на 15 скважинах, в которых нет прохода в НКТ, установлено наличие осадка различного характера (грязь, смолы, парафины и др.), в т.ч.:

· по I объекту - 7 скважин (101,102,109,146,170,215,329);

· по I+II+III объектам - 2 скважины (116, 347);

· по II объекту - 3 скважины (196, 326, 806);

· по II+III объектам - 3 скважины (213, 310, 319).

В 1997 г. на 13 скважинах не было прохода в НКТ по причине отложений парафина.

При профилактическом ремонтах парафин обнаружен в следующих скважинах (таблица 2.13).

Таблица 2.13 Скважины, в которых обнаружен парафин при профилактическом ремонте