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

Рис 3.1 Cнижение температуры гидратобразования от концентрации метанола, ДЭГ

При отрицательных температурах газа проверяется возможность замерзания растворов ингибитора по специальному графику по значению концентрации ингибитора. При необходимости увеличивают концетрацию.

При использовании метанола в качестве ингибитора гидратообразования весьма целесообразно регенерировать отработанный раствор метанола после выхода его их системы предупреждения гидратов.

Физико-химические свойства ингибиторов гидратообразования представлены в приложении 87 (таблицы П-87.1 - П-87.2).

Расход метанола для предупреждения гидратообразования

Минимальная требуемая концентрация метанола (С2) в водном растворе определяется по следующей аналитической зависимости.

Т = 0.39 С2 + 0.0056 С22

где, AT - необходимое снижение температуры гидратообразования,

Т= Тгидр - Т газа, (К, °С)

При определении значения С2 в практических расчетах следует устанавливать некоторый запас, обусловленный рядом факторов: неравномерным поступлением жидкости с газом, неравномерностью закачки ингибитора, колебанием термобарических параметров в системе сбора и подготовки, изменением концентрации исходного ингибитора и др.

Наиболее приемлемыми представляются следующие два способа обоснования "запаса" по концентрации насыщенного (отработанного) метанола:

· исходя из обеспечения безгидратного режима при возможных колебаниях температуры газа (принимается диапазон в 3°С);

· исходя из установленных значений концентрации на 3-5% мас. Выше теоретической (минимально допустимой).

В расчетах принято значение С2 на 3% массовых выше минимального.

В таблицах 3.1 и 3.2 приведены значения концентраций метанола в зависимости от температуры газа в различных участках системы сбора и подготовки газа.

Таблица 3.1 Концентрация метанола для предупреждения гидратообразования в шлейфах (Р = 14 МПа)

Таблица 3.2 Концентрация метанола для предупреждения гидратообразования в НТС (Р = 9 МПа)

Уравнение для расчета расхода летучих и растворимых в углеводородном конденсате ингибиторов, в т. ч. метанола, имеет вид:

G = AWC2/(CrC2) + (100- C1) * (qг + qк)/ (C1-C2)

Где AW - количество жидкой воды в газе, кг на 1000 м3 газа;

C1 - концентрация вводимого ингибитора, % масс.;

C2 - концентрация отработанного ингибитора, % масс.;

qг - количество ингибитора, растворенного в газовой фазе, кг на 1000 м3 газа;

qк - количество ингибитора, растворенного в конденсате выделяемого из 1000 м газа, кг.

По расчетам выполненным для фиксированного значения давления (14 МПа) и диапазона температур 10-22°С расход метанола составляет (см. таблицу 3.3).

Максимальная температура соответствует граничным условиям гидратообразования в системе газ-вода.

Таблица 3.3 Расход метанола при давлении 14 МПа

Вследствие утечек при транспортировке, испарения при хранении и проведении операций, не связанных с предупреждением гидратообразования, дополнительные затраты метанола составляют около 0.240 кг/1000 м3 газа.

Итоговый удельный расход метанола с учетом потерь по указанным причинам составил 2.510 кг/1000 м3 газа.

В работе выполнены расчеты необходимого количества метанола для подачи в различные точки технологической цепочки с учетом термобарических условий, влажности добываемой продукции, растворимости метанола в газе и конденсате. При длительной остановке шлейфа, без стравливания газа, необходимо подавать метанол 1.850 кг/1000 м газа. Перед теплообменниками "газ-газ" необходимо подавать метанол 0.6кг/1000 м3 газа.

По расчетам, проведенным для надежной работы необходимо обеспечить следующие концентрации метанола:

· в сепараторе НТС (С-02А) необходимо поддерживать концентрацию метанола в водной части жидкой фазы не ниже 41%;

· в конденсатопроводе необходимо поддерживать концентрацию метанола в водной части жидкой фазы продукта не ниже 20%.

Карачаганакской производственной структурой (КПС) в мае 1997 года на УКПГ-3 проводилась работа по оптимизации расхода химических реагентов на УКПГ-3.

Расход метанола был снижен на 60%, перед сепаратором 1 ступени расход КИГИК уменьшен до 37% от регламентного, а на всех остальных точках до 75%. Таким образом расход метанола и ингибитора коррозии для каждой технологической линии был сокращен с 9 м3/сут до 5.7 м3/сут. (1.2 м3/сут перед сепаратором 1 ступени, 3.6 м3/сут перед сепаратором 2 ступени и 0.9 м /сут для всех остальных точек). Но в осенний период 1997 г это повлекло к ускорению скорости коррозии оборудования и частым гидратообразованиям. После чего увеличена дозировка КИГИК до 80% от раннее подаваемого.

В итоге расход метанола на УКПГ-3 уменьшен до 1.68 кг/1000 м3 газа.

Фактический расход метанола на УКПГ-3 за время ОПЭ представлен в таблице 6.1.1 и таблице 6.2.15.

Таблица 3.4 Фактический расход метанола на УКПГ-3 за 1992-1998гг и за 5 месяцев 1999 г

Расход метанола для ингибирования скважин связан, в основном, с использованием его в качестве носителя ингибитора коррозии. Для предупреждения коррозии подземного оборудования и шлейфов применяется 20% раствор ингибитора коррозии ИКТ-1 в метаноле. Расход метанола на эти цели и для ликвидации гидратов за 1997-1999 гг представлен в таблице 3.5

Таблица 3.5 Фактический расход метанола на ингибирование скважин за 1997-99гг

При работе технологический линий подготовки газа на УКПГ-3 гидраты обычно образуются между выходом теплообменника «газ-газ» и клапаном Джоуля-Томпсона, а также после клапана Джоуля-Томпсона и установки НТС. Расход метанола для этих участков практически можно определить. Исходя из условий гидратообразования входного газа и допуская самый неблагоприятные условия до клапана Джоуля-Томпсона (12.5 МПа) и после, а также предполагая максимальное содержание метанола в газовой фазе, расход метанола определяется по графикам на рисунках 3.1 и 3.2, исходя из условий, что:

· из первой ступени сепарации не выносится капельная влага;

· вся капельная влага, поступающая в сепараторы первой ступени выносится в теплообменники «газ-газ».

При крайне низкой температуре окружающей среды, при расчете расхода метанола, учитывается возможность охлаждения незаизолированных аппаратов и линий ниже температуры НТС.

Реально количество выносимой воды будет зависеть от расхода газа и термодинамических условий первой ступени сепарации и фактически это будет какая-то точка между двумя кривыми

Рис 3.2 Норма расхода метанола после клапана J-T

3.1.2 Основные рекомендации, направления исследований и организация работ по предупреждению и ликвидации гидратов

Таким образом, из анализа существующих методов, фактического состояния на месторождении Карачаганак, анализа условий образования гидратов вытекают следующие рекомендации.

1. Провести комплекс экспериментальных исследований условий образования гидратов Карачаганакского газа с целью создания более эффективных методов и средств борьбы с гидратами.

2. Определить возможность установки клапана-отсекателя на глубину ~ 400-500 м, где температура потока газа при дросселировании через клапан-отсекатель не сможет опуститься ниже равновесной температуры гидратообразрвания.

3. Определить экспериментальным путем количество метанола, растворяющегося в жидкой углеводородной фазе (gк), выделяемой из 1000м3 Карачаганакского газа (кг) с целью оптимизации расхода ингибитора гидратообразования.

4. Провести исследования и опытно-промышленные испытания раздельной подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования.

5. Ограничить применение метода ликвидации гидратов уменьшением давления в газопроводе, так как это связано с выбросом газа в атмосферу и/или снижением пропускной способности газопровода. К тому же его использование при температурах ниже 0°С может привести к образованию ледяных пробок в результате замерзания воды образовавщейся при разложении гидратов.

6. Подогрев газа использовать для обеспечения работ дроссельных устройств и коротких участков газопроводов.

7. Во-избежание потерь метанола производить регенерацию метанола из ее водных растворов.

8. Предусмотреть в системе дозировки химических веществ замерные устройства фактического расхода реагента по каждой точке впрыска и автоматизировать расход в зависимости от фактических параметров технологического режима.

9. Рассчитать расход ингибитора по годам, в том числе применительно к зимним и летним месяцам с учетом изменений значений давления, температуры и влагосодержания газа. При этом на каждый промежуток времени расход ингибитора определить, исходя из наихудших условий эксплуатации скважин и газопроводов .

3.2 Результаты исследований по предупреждению и ликвидации парафиноотложений в эксплуатационных скважинах и в линиях сбора и подготовки скважинной продукции

3.2.1 Выводы и рекомендации по предотвращению и удалению парафиноотложений

Из вышеизложенного можно сделать вывод, что участками, подверженными парафинизации при добыче, сборе, подготовке и транспорте сырья на КНГКМ, являются:

· насосно-компрессорные трубы скважин 2 и 3 объектов разработки;

· выкидные линии скважин 2 и 3 объектов разработки;

· коллекторные линии;

· внутренние поверхности аппаратов и трубопроводы, где возможна конденсация жидкой фазы и конденсатопроводы технологических ниток;

· внутренние поверхности труб теплообменников "газ-газ";

· технологические трубопроводы головной насосной станции;

· экспортные конденсатопроводы.

В соответствие с приведенными данными состава и свойств пластовых флюидов, а также термодинамическими условиями добычи, сбора, подготовки и транспорта продукции на КНГКМ, для предупреждения и удаления парафиноотложений рекомендуется:

· вводить ингибитор парафиноотложений в устье скважин, работающих на нефтяной обьект. Реагент необходимо подавать на забой скважины пореагентопроводу, для защиты от парафиноотложений НКТ;

· подавать ингибиторы парафиноотложений во входные манифольды, до поступления газоконденсатной смеси на установку первичной сепарации;

· подогрев газокондесатной смеси осуществлять до 36°С, то есть выше температуры кристаллизации парафина;

· увеличить мощности фильтрования (сепарации) газа, для снижения выноса жидкости в теплообменники "газ-газ" и в экспортные газопроводы;

· оптимизировать систему нагнетания химических реагентов, с учетом новых выбранных химических реагентов. Система должна быть переоборудована с тем, чтобы впрыскивать нововыбранные химические реагенты по результатам опытно-промысловых испытаний;

· удаление отложения парафина в теплообмениках «газ-газ» производить с помощью пара, через специальный штуцер, с соблюдением допустимого температурного режима и/или промывать теплообменники диспергатором/ растворителем парафина;

· для обеспечения легкого и безопасного техобслуживания теплообменников и очистки различного оборудования построить систему подготовки пара для исключения использования передвижной паровой установки (ППУ);

· выбор ингибитора парафиноотоложений произвести, исходя из условий его максимальной растворимости в конденсате с тем, чтобы часть ингибитора уносилась с капельной влагой попадающей в теплообменники «газ-газ» для предотвращения парафиноотложения в последних;