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

УКПГ-3, технологические линии 1,2 и 3.

Подготовка сырья на месторождении осуществляется на УКПГ-3, где осушка газа и одновременное извлечение жидких углеводородов проводится методом НТС - газ охлаждается расширением самого газа и обеспечивается точка росы по воде не более минус 5°С летом и не более минус 8°С зимой, при давлении 8.0 МПа. Технологические линии 1,2 и 3 идентичны.

При существующей системе подготовки газа на КНГКМ парафин отлагается на внутренних поверхностях аппаратов и трубопроводов, где конденсируется жидкая фаза и в конденсатопроводах технологических ниток:

· в трубках теплообменников С-09;

· в выходной трубе сепараторов С-01В;

· в трубном пучке теплообменников «газ-газ» Е-01А/В;

· в трубном пучке теплообменников Е-05;

· на выходе газа из сепараторов С-01А.

Следует отметить факт образования на поверхности оборудования и трубопроводов не только чисто парафиновых, но и отложений с включением в них гидратов, т.е. гидратопарафиновых отложений.

Гидратопарафиновые отложения, накапливаясь с течением времени в трубках теплообменников «газ-газ», ухудшают качество поставляемого газа и саму гидравлику газопроводов УКПГ-ОГПЗ.

Необходимо также отметить особенности выпадения парафинов в присутствии водного раствора метанола. В этом случае осадок парафинов формируется на границе раздела фаз "конденсат-водометанольный слой", а механические примеси, находящиеся в конденсате, переходят в осадок вместе с парафинами, что не исключает попадания механических примесей в экспортный конденсатопровод.

УКПГ3, четвертая технологическая линия

Четвертая технологическая нитка введена в эксплуатацию в 1989 году.

Опытная технологическая нитка запроектирована с целью проведения испытаний отечественного оборудования в условиях реального производства. Блок оборудования разработан ЦКБН.

Продукцией опытной нитки является газ природный, отсепарированный в соответствии с требованиями ТУ 51-524-91, и конденсат газовый нестабильный по ТУ-657РК-01-94.

Учитывая наличие осложняющих факторов (высокая объемная доля коррозионно-агрессивных и ядовитых компонентов в пластовом газе; высокое содержание жидких углеводородов в потоке; наличие твердых парафинов в конденсате с высокой температурой застывания), для четвертой технологической линии, также как и для трех технологических линий, принята схема подготовки газа и конденсата к транспорту методом низкотемпературной сепарации (НТС), как обеспечивающая длительную эксплуатацию и надежную подготовку газа и конденсата к транспорту с минимальными капитальными и эксплуатационными затратами.

В процессе эксплуатации опытной технологической нитки внесено изменение в технологическую схему - с целью увеличения эффективности сепарации на 1 ступени установлен дополнительный сепаратор С-401С между секциями теплообменника Е-401В и Е-401С.

Несмотря на внесенные изменения при эксплуатации 4-ой технологической нитки возникали осложнения из-за отложения парафина:

· в трубном пучке теплообменника Е-409;

· в выходной трубе сепаратора первой ступени С-401В;

· в трубном пучке теплообменников «газ-газ» Е-401А/В/С;

· в трубном пучке теплообменника Е-405;

· на выходе газа из сепараторов С-01А.

Конденсатопроводы УКПГ3 - ОГПЗ

После дегазации конденсат подается в конденсатопровод с ГНС при давлении 6.5-7.5 МПа и температуре 30-35°С.

Вследствие снижения температуры транспортируемого конденсата по длине конденсатопровода (см. таблицу 2.13) ниже температуры кристаллизации парафина на внутренней поверхности трубопровода начинают адсорбироваться кристаллы парафина с включениями продуктов коррозии и мехпримесей. Уменьшается "живое" сечение трубопровода, что приводит к постепенному снижению производительности конденсатопровода (увеличению перепада давления).

В связи с тем, что образование парафиновых отложений и накопление их на металлической поверхности, в первую очередь, зависит от абсолютной величины и разности температур на границе металл-конденсат, осложнения из-за отложений парафина в конденсатопроводе чаще возникают в холодное время года.

При этом важное значение имеет тот факт, что при температурах конденсата, равных или меньших температуры металлической поверхности, парафинизация последней не наблюдается.

Компонентный состав нестабильного конденсата и содержание в нем парафинов, асфальтенов, смол непостоянно во времени и зависит от схемы подключения скважин. С увеличением средней глубины отбора пластовой смеси содержание тяжелых компонентов будет расти, что приведет к увеличению АСПО в конденсатопроводе.

2.3.4 Существующее положение профилактики и удаления парафиноотложений

В настоящее время на КНГКМ применяют предусмотренные проектом ОПЭ методы предотвращения парафиноотложений. К числу их относится ввод химических реагентов в устье скважины (только для нефтяных скважин), а также в технологические трубопроводы УКПГ.

Ввод реагента-ингибитора парафиноотложений ЕС-6426А (фирмы Налко/Эксон) осуществляется в, единственно действующую в настоящее время, нефтяную скважину 905.

В связи с тем, что ингибитор парафиноотложений ЕС-6139А оказался не технологичным при использовании в зимних условиях из-за его высокой темпетатуры застывания (+26°С), начали испытания ингибитора парафиноотложений ЕС-6426А.

По исследованиям лаборатории ЛХАК КПО БВ от 27.07.98 г., содержание в нестабильном конденсате скважины 905 парафинов, смол и асфальтенов составляет соответственно 0.85%, 3.32% и 2.85% масс.

Ввод реагента начали, одновременно с запуском скважины 905, в декабре 1998 г., с начальной дозировкой ЕС-6426А 330 г/т нефти. Но 10 января 1999 г. образовалась пробка парафина в шлейфе скважины. В связи с тем, что такая дозировка не обеспечивала температуру застывания нефти на уровне температуры шлейфа в зимних условиях, то после продувки шлейфа скважины обратным потоком газа, увеличили норму дозировки до 400 г/т с 15 января 1999 года. После увеличения дозировки проблем из-за парафиноотложения в шлейфе скважины 905 не наблюдалось.

Впрыск реагента производится плунжерными насосом фирмы Бран-Люббе.

В летний период, в связи с повышением температуры окружающей среды, снизили норму дозировки ингибитора парафиноотложений ЕС-6426А 15 июня 1999 г. с 400 до 200 г/т нефти. В таблице 2.14 приведены данные исследования температуры застывания нефти со скважины 905. Такая дозировка обеспечивает работу скважины без осложнений, связанных с отложениями парафина в шлейфе, в летний период.

Таблица 2.14 Температура застывания нефти скважины 905

УКПГ- 3.

Существующий метод эксплуатации предусматривает использование всех четырех ниток и поочередный вывод из работы одной из них для удаления парафиноотложений.

На технологических нитках 1, 2, 3 и 4 продукция со скважин подогревается в кожухотрубных теплообменниках, расположенных перед входными сепараторами, до 36°C - выше температуры образования отложений парафина.

ДЭГ применяется для сопроводительного обогрева теплообменников и для обогрева пучка трубопроводов системы спутникового обогрева, системы КИП и А, предохранительных устройств, в том числе и головной насосной станции (ГНС). Водно-гликольная смесь (60% ДЭГ) подогревается до температуры +95-kL00°C, в системе с четырьмя параллельно включенными газовыми трубными печами R501-b504, c котлами ёмкостью по 11 м3 . Теплопроизводительность каждой печи 6000000 ккал/час.

Кроме этого предусмотрен подогрев до 36°С потока конденсата первой ступени сепарации, поступающего в трехфазный сепаратор С-03, и смеси потоков конденсата I и II ступеней сепарации в кожухотрубных теплообменниках Е-08, поступающих в выветриватели Е-01-01, Е-01-02, Е-01-03 с тем, чтобы исключить возможность парафиновых отложений на внутренней поверхности аппаратов и трубопроводов.

На УКПГ-3 до 1996 г. постоянно возникали проблемы отложений парафина в связи с нарушением герметичности в трубном и межтрубном пространствах теплообменников "газ-газ". Это приводило к частой остановке технологических линий для прогрева на 12 часов и более, от одного раза в неделю (зимой) до одного раза в месяц (летом). Кроме этого производились прогревы теплообменников "газ-газ" путем поднятия температуры теплоносителя (ДЭГ) в теплообменнике Е-09. По причине негерметичности трубного пространства теплообменников "газ-газ", а также из-за нарушения технологического режима, в газопровод попадали жидкие углеводороды, что осложняло транспортировку газа и приводило к необходимости внеочередного поршневания газопровода.

Глушение дефектных трубок (при ППР летом 1996 года) и очистка теплообменников водой при давлении 25 МПа позволили снять проблему отложения парафина на 70%. Очистка теплообменников водой при давлении 0.6 МПа не обеспечивала нужного эффекта из-за низких срывных усилий по причине малых скоростей потока.

Использование на Карачаганакском месторождении комплексного ингибитора гидратообразования и коррозии (КИГИК) позволило в определенной степени снизить количество отложений, главным образом, за счет предотвращения гидратообразования и уменьшения количества механических примесей (продуктов коррозии). Однако, решить проблему предотвращения парафиноотложений при помощи КИГИКа не удалось.

Из других мер по удалению отложений парафина, применяемых на УКПГ-3, следует отметить предусмотренную периодическую промывку теплообменников "газ-газ".

С ноября 1998 г. по настоящее время проводятся опытно-промышленные испытания ингибитора парафиноотложений ЕС-6172А (фирма Налко/Эксон) на технологической линии 2 УКПГ-3. Физико-химическая характеристика ингибитора приведена в приложении 87 (таблица П-87.3). Ингибитор ЕС-6172А подается во вход сепаратора С-201А из расчета 100 г на тонну нефти.

Дозировка ингибитора производится плунжерными насосами фирм Бран-Люббе и Тиссен.

За период проведения испытаний отмечена относительная стабилизация перепада температур в теплообменниках Е-201А/В. Окончательные выводы об эффективности ингибитора парафиноотложений ЕС-6172А можно будет сделать после проведения опытно-промышленных испытаний.

Недостатком реагента является относительно высокая температура застывания (-12°С). При малейшех остановках потока реагента, по различным причинам в зимнее время, он застывает. Теплоизоляция и мощность нагревательного элемента под ней не обеспечивают необходимой температуры в нагнетательных трубопроводах.

Несмотря на все предпринимаемые меры, отложения парафина на поверхностях труб и оборудования имеют место, что частично подтверждается снижением коэффициента теплопередачи теплообменников и повышением температуры потока газа на входе в сепараторы II ступени.

Конденсатопроводы УКПГ-ОГПЗ

В процессе эксплуатации происходит постепенное снижение пропускной способности конденсатопровода из-за отложения в трубе парафинов, а также накопления продуктов коррозии и механических примесей.

Обеспечение максимальной пропускной способности конденсатопроводов производится периодической очисткой внутренней полости с использованием очистных устройств. Для этого конденсатопроводы оборудованы узлами запуска и приема поршней. Периодичность поршневания, не реже одного раза в неделю, установлена опытным путем за время эксплуатации конденсатопровода.

В качестве очистных устройств применяются:

· очистные поршни типа ОП, ОПРМ (для ликвидации газовых «шапок»);

· скребковые очистные поршни (для очистки от парафинов).

Пропуск поршней состоит из следующих этапов:

· запасовки и запуска очистного поршня;

· контроля движения очистного поршня;

· приема очистного поршня.

Как изложено выше на технологической линии 2 УКПГ-3 с ноября 1998г начаты испытания ингибитора парафиноотложений ЕС-6172А. Во время проведения испытаний ингибитора парафиноотложений ЕС-6172А снизился перепад давления в конденсатопроводе с 35 кг/см2 до 20 кг/см2 при уровне транспортировки конденсата 6000-7000 т/сут и уменьшение длительности поршневания с 5-6 дней до 3-4 дней, а также уменьшилось количество выносимого парафина с очистным поршнем. В ходе испытаний установлена оптимальная дозировка ингибитора парафиноотложений ЕС-6172А на уровне 100-120 г/т конденсата.

3. Разработка наиболее приемлемых методов борьбы с осложнениями при освоении нефтегазоконденсатных месторождении Северной бортовой зоны Прикаспийской вапдины (на примере КНГКМ)

.1 Результаты исследований по предупреждению и ликвидации гидратообразования в технологических линиях сбора и подготовки скважинной продукции

.1.1 Принципы выбора и определение расхода ингибиторов гидратообразования

Выбор ингибитора гидратообразования на установках комплексной подготовки газа

Анализ результатов использования различных ингибиторов гидратообразования-метанола и диэтиленгликоль на газоконденсатных месторождениях позволяет сделать следующие выводы.

1.   В качестве ингибиторов гидратообразования может быть рекомендованы метанол и ДЭГ. Растворы хлористого кальция (СаСl2) высококоррозионны и приопределенных условиях выпадают в осадок и образуют твердые прочные пробки в системе добычи и транспорта газа.

2.   При использовании ДЭГа в качестве ингибитора гидратообразования его потери возрастают из-за утечек в системе циркуляции. Кроме того, ДЭГ обладает высокой вязкостью, превышающий вязкость растворов метанола в десятки раз при пониженных температурах. Вязкость растворов ДЭГа резко растет с повышением
давления. Засолонение ДЭГа при контакте с минерализованными водами приводит к резкому осложнению технологии его регенерации.

3.   Метанол широко опробован и зарекомендовал себя в качестве высокоэффективенного ингибитора гидратообразования в самых жестких климатических условиях. Метанол обладает вязкостью ниже вязкости воды и низкой температурой замерзания, недефецитен. Производство метанола можно наладить непосредственно на месторождении.

4.   Сопоставление затрат на ДЭГ и метанол при использовании в качестве ингибитора гидратообразования показало, что использование метанола всегда экономичнее применения ДЭГа. Технологические осложнения при использовании ДЭГа, высокиегидравлические потери давления в шлейфах ограничивает его применение в холодное время года.

На рисунке 3.1 представлена зависимость снижения температуры гидратообразования от концетрации метанола и ДЭГа.