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

Несмотря на то, что гидраты являются неустойчивыми соединениями углеводородов с водой их образование приводит к серъезным нарушениям технологического процесса за счет уменьшения проходного сечения труобопроводов, вплоть до образования сплошной гидратной пробки. Удельный объем воды в гидратном состоянии - 1.26-1.32 см /г (для сравнения, удельный обьем воды в состоянии льда - 1.09 см /г).

В связи с вышеизложенным при разработке КНГКМ становится необходимостью проведение исследований и разработка мероприятий по предупреждению образования и ликвидации гидратов.

Существующие методы борьбы с гидратами основаны на изменении энергетических соотношений молекул газа-гидратообразователя и воды. Для борьбы с гидратами на КНГКМ необходимо выбрать один или сочетать несколько наиболее широко применяемых методов к которым относятся следующие.

1.   Осушка газового потока от влаги методами сорбции или низкотемпературной сепарации с понижением точки росы по воде ниже минимальной технологической температуры, что исключает конденсацию паров воды, а, следовательно, и образование гидратов.

2.   Ввод в газовый поток ингибиторов гидратообразования.

3.   Поддержание температуры газового потока выше температуры гидратообразования.

4.   Поддержание давления потока ниже давления гидратообразования.

5.   Уменьшение плотности газа путем извлечения из него тяжелых углеводородов (С3+В).

Для предупреждения гидратообразования, а также влажной коррозии на КНГКМ применимы несколько способов осушки газа, основными из которых являются низкотемпературная сепарация (НТС) с использованием естественного и искусственного холода, абсорбция (осушка жидкими поглотителями), адсорбция (осушка твердыми поглотителями) и комбинированный способ (например, сочетание абсорбции с охлаждением). Для линии высокого давления (ВД) возможно охлаждение газа дросселироваем самого газа (эффект Джоуля-Томпсона). При снижении давления ниже 11.5 МПа для достижения необходимого снижения температуры необходимо сочетание охлаждения дросселированием газа и охлаждение внешними холодильниками. Во всех случаях при осушке газа охлаждением одновременно происходит частичное извлечение из газа тяжелых углеводородов.

Абсорбционный метод осушки газа основан на способности некоторых жидких веществ поглощать влагу. Жидкий абсорбент должен удовлетворять ряду требований, основными из которых является высокая влагоемкость, нетоксичность, достаточная стабильность, отсутствие корродирующих свойств, низкая растворяющая способность по отношению к газу и жидким углеводородам и слабая растворимость в них, простота регенерации. В наибольшей степени этим требованиям отвечают диэтиленгликоль (ДЭГ) и триэтиленгликоль (ТЭГ).

Для извлечения из газа водяных паров твердыми поглотителями (адсорбентами) возможно применение активированной окиси алюминия, боксита, флорита, силикагеля, молекулярных сит и др. Содержание в Карачаганакском газе высокомолекулярных углеводородов, сероводорода, твердых и жидких взвешенных частиц снижает поглотительную способность адсорбентов, поэтому газ до поступления на осушку должен быть очищен от указанных примесей.

Молекулярные сита можно применять для одновременной осушки и очистки газа от тяжелых углеводородов и сероводорода. Они обладают более высокими поглощающими свойствами по сравнению с другими адсорбентами, способны поглощать влагу при более высоких температурах и повышенных скоростях движения газа.

Метод ввода ингибиторов гидратообразования в газовый поток наиболее технологичен для защиты скважин и трубопроводов сбора. Борьбу с гидратами в трубопроводах можно вести также поддержанием температуры газового потока выше температуры гидратообразования и/или давления потока ниже давления гидратообразования.

В любом случае для выбора того или иного способа необходимо определить условия и места образования гидратов в технологической системе добычи, транспорта, подготовки и использования газа. Выбор определяется технологическими возможностями, а также результатами всестороннего технико-экономического анализа.

1.3.2 Мероприятия по борьбе с парафиноотложениями

Нефть и конденсат КНГКМ характеризуются большим содержанием парафинов, смол и асфальтенов, количественнно отличающихся на различных участках месторождения. На юго-западном участке месторождения содержание парафинов, смол и асфальтенов в нефти колеблется соответственно в пределах: 1.7-12.4%, в среднем 5.0% [9]; 0.7-13.1%; 0.1-1.0%, а на северо-восточном участке соответственно в пределах: 3.1-5.2%, в среднем 3.8% [9]; 0.8-1.8%; 0.01-0.14%.

Содержание парафинов, смол и асфальтенов в конденсате составляет соответственно: 1.0-5.6% в среднем 2.9%; 0.02-2.90% в среднем 0.7%; 0.0-0.23% в среднем 0.07% [3].

Одним из наиболее распространенных осложненний при добыче таких нефтей являются асфальтосмолопарафиновые отложения (АСПО). Основными причинами, приводящими к образованию АСПО, являются снижение растворяющей способности нефти по отношению к парафину в результате уменьшения температуры и разгазирования, причём преобладает температурный фактор. При эксплуатации нефте- и газоконденсатных скважин, характеризующихся глубокими депрессионными воронками резко увеличивается возможность выпадения АСПО. В условиях низкопроницаемых пластов КНГКМ депрессия на пласт может достигать 10 МПа и более, поэтому при достижении величины забойного давления ниже давления насыщения по пласту вместе с частично разгазированной нефтью движется свободный газ. В призабойной зоне пласта происходит дросселирование газо-нефтяной смеси, что приводит к резкому снижению температуры фильтрующих агентов на 6.5-16°С и вероятности выпадения парафинов в порах пласта.

При движении нефти от забоя до промысловых сооружений охлаждение, в основном, происходит при движении по стволу скважины за счет теплообмена с окружающей средой, а также за счет выделения и расширения газа обусловленное снижением давления (примерно в два раза). В результате уменьщения температуры снижается растворяющая способность нефти и твердые парафины начинают выделяться из раствора, при этом наиболее интенсивная парафинизация происходит в подъемных трубах и в прискважинном оборудовании. До настоящего времени состав парафиновых отложений, содержащихся в конденсатах КНГКМ, изучен недостаточно. Не исследовано изменение состава отложений из конденсатов, выделяемых на различных ступенях сепарации на установках промысловой подготовки газа при различных термодинамических условиях сепарации.

По данным исследования МИНГ им. И.М.Губкина парафины выделенные из конденсата КНГКМ состоят из n-парафинов с числом углеродных молекул С24-С34 (табл.1.8).

Таблица 1.8 Индивидуальный состав парафинов, выделенных из газоконденсатов Карачаганакского месторождения

По исследованиям, проведенным лабораторией химико-аналитического контроля (ЛХАК) Карачаганак Петролеум Оперейтинг Бизнес Венче (КПО БВ), температура плавления парафинов, выделенных из нефти и конденсата незначительно отличаются друг от друга и составляют соответственно 55°С и 53°С. Температура помутнения конденсата составляет +22°С, нефти - +44°С.

По исследованиям проведенными AGIP/LACH, температура застывания (с предварительным подогревом) конденсата составляет минус 16°С, нефти-+15°С, температура застывания (без подогрева) конденсата составляет минус 33°С, нефти - +9°С.

Температура начала кристаллизации парафинов из стабильного конденсата КНГКМ находится в пределах 33-36°С. Основная масса твердых парафинов выпадает в интервале температур от 25 до 0°С, достигая максимума при 15-25°С.

Фирма AGIP/LACH провела исследования нефти со скважины 713 в результате которых получены следующие данные:

· температура застывания +15°С;

· температура помутнения нефти +44°С;

· содержание парафина 1.416 кг/тн нефти, (содержание парафинов в конденсате составляет 0.3 кг/тн - по исследованиям AGIP/LACH в 1994 г.).

Парафиновый осадок содержит значительную долю нормальных парафинов С30-С40.

Высокое содержание нормальных парафинов и наличие асфальтосмолистых веществ (АСВ) обуславливает возникновение плотных парафиновых отложений в скважинном оборудовании, трубопроводах и на УКПГ.

Результаты вышеприведенных исследований свойств нефти и конденсата, проведенных различными организациями, имеют хорошую сходимость и могут быть использованы при проектировании разработки месторождения.

2. Виды осложнений и применяемые методы предупреждения и ликвидации

2.1 Методика исследования коррозии металлов, гидратообразования, парафиноотложения и солеотложения

2.1.1 Коррозия металлов

Выбор материала для скважинного оборудования для новых скважин осуществляется с учетом степени коррозионного риска при максимальном использовании углеродистых сталей. В общем случае, решение о применении углеродистых сталей и коррозионностойких материалов для скважинного оборудования конкретной скважины принимается с учетом критических значений коррозионного риска.

Изучение выбора материала.

Для определения методов предотвращения коррозии были проведены различные исследования и экспериментальные испытания отделом коррозии и материалов компании "Аджип" и Британской научно-исследовательской и технической лабораторией "Бритиш Газ".

"Предварительное изучение выбора материалов" было проведено с целью определения методов предотвращения коррозии и выбора для возможного использования металлических и неметаллических материалов.

Программы испытаний предназначались для изучения как углеродистых стальных материалов, так и коррозионностойких сплавов в имитированных промысловых условиях.

Были выбраны параметры испытаний для имитации таких скважинных условий, при которых разовьются максимальная коррозия в углеродистых стальных материалах и максимальная восприимчивость к растрескиванию коррозионностойких сплавов.

Был произведен предварительный выбор материалов для скважинного оборудования.

Методы усиления сопротивляемости материалов агрессивности среды

Критерии выбора метода

Одним из критериев выбора материала для месторождения Карачаганак является максимальное использование углеродистых сталей, где это представляется возможным.

Электрохимический контакт материалов в среде электролита является фактором, инициирующим коррозионные процессы. Не ожидается существенных электрохимических действий между коррозионностойким сплавом с никелевым основанием и нержавеющих сталей, когда они находятся в электрическом контакте в окислительных средах.

Коррозия под действием серы и коррозия во время кислотных обработок представляют опасность не только для углеродистых, но и легированных сталей при условиях, когда частицы серы, контактируя с поверхностью материала, инициируют электрохимическую реакцию или ионы водорода деполяризуют катодный процесс.

Коррозионностойкие сплавы могут пострадать от местной коррозии и/или общей коррозии при кислотных обработках даже в присутствии ингибиторов коррозии в определенных условиях. Их устойчивость к коррозии зависит от структуры стали, типа кислоты и относительной концентрации, температуры внутри скважины, времени контакта между кислотой и металлической поверхностью, типа ингибитора и его количества, количества кислотных обработок.

Коррозионностойкие сплавы также подвержены серной коррозии. Фактически известно, что хлориды, сульфиды и кислоты уменьшают способность Сr2O3 сопротивляться разрушению. Причем при коррозии коррозионностойких сплавов был замечен синергический эффект хлоридов и серы. Без присутствия как серы, так и хлоридов, инициация и рост местных изъязвлений не будут иметь места для КСС.

Ограничение максимальной скорости потока важно для предотвращения эрозионной коррозии, так как скорости потоков при превышении определенного предела обуславливают развитие процессов эрозионной коррозии.

Стандарт А.P.I. RP-14Е рекомендует использовать С-фактор, равный 150для углеродистой стали и 200 - для коррозионностойких материалов..

КИО (Карачаганакская Интегрированная Организация) принят критерий для оценки вероятности эрозионной коррозии в зависимости от соотношения действительной и критической скоростей потока. Может быть принят следующий критерий для оценки вероятности эрозионной коррозии в зависимости от соотношения действительной и критической скорости потока (V/VЕ):

При оценке вероятности коррозионной эрозии помимо рассматриваемого сопоставления действительной и критической скоростей необходимо учитывать то, что возникновение коррозионной эрозии не ожидается там, где в добываемом флюиде отсутствует вода. Для эксплуатируемых скважин с содержанием воды ниже 1% возникновение коррозионной эрозии не ожидается.

Целесообразность химического ингибирования будет определяться экономическим расчетом, когда выбор материала не может обеспечить надежность эксплуатации оборудования.

Применение химического ингибирования скважин будет осуществляться в случаях, когда материал оборудования будет подвергаться воздействию агрессивной среды в условиях роста обводненности, процессах интенсификации добычи методом кислотной обработки.

Принципы выбора материала для проектируемых сооружений подготовки и переработки продукции.

При выборе материала основываются на критериях, взятых из литературных источников, а также на фактическом опыте эксплуатации оборудования и трубопроводов в рамках ОПЭ месторождения, аналогичных сооружений, и руководствуются следующими основными принципами:

· выбор материала должен осуществляться в соответствии с требованиями NACE МR0175-97;

· выбор материалов основывается на вышеуказанных критериях с максимальным использованием углеродистых сталей, где это представляется возможным.