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

Прогнозируемые температуры на устье скважин, расчитанные специалистами Альянса, представлены в таблице 2.9.

Таблица 2.9 Прогнозируемые устьевые температуры

Представленные выше данные, замеренные и расчитанные независимо друг от друга различными организациями, имеют хорошую сходимость для устьевых температур ниже равновесной гидратообразования.

При протяженности шлейфов 2-4 км потери давления будут составлять - 0.3-2.4 МПа, а температуры - 2-7°С. На блоке входных манифольдов (БВМ) температура колеблется в пределах 25-40°С.

На территории месторождения Карачаганак на глубине нейтрального слоя (35м) температура равна +7.5°С. Устьевая температура в простаивающих скважинах зависит от продолжительности работы этих скважин до остановки и может понизиться до температуры нейтрального слоя и ниже (до температуры грунта). Так, например, по термометрии в простаивающих скважинах 20 (12.08.88, 19.04.89) и 312Д (01.12.91.) зарегистрирована температура +5°С.

УКПГ-3

Пластовая смесь по шлейфам под давлением 16 - 23.5 МПа с температурой 25-40°С поступает на БВМ. Перед поступлением в сепараторы первой ступени С-01А/В пластовая смесь подогревается в кожухотрубном теплообменнике Е-09 до температуры +36°С при давлении 12.6-13.0 МПа. Далее, выделившаяся жидкость из сепараторов первой ступени С-01А/В подогревается в кожутрубном теплообменнике Е-05 и при температуре +36°С поступает в трехфазные сепараторы С-03А/В. Газ, освобожденный от капельной жидкости поступает в теплообменники «газ-газ» Е-01А/В, где охлаждается встречным потоком газа до температуры +16°С и дросселируется до 8.0 МПа и температуры минус 10°С и поступает в сепаратор НТС С-02А/В. Газ с НТС подогревается встречным потоком газа до +30°С и направляется на ОГПЗ.

Газопроводы УКПГ-3 - ОГПЗ

Сероводородсодержащий газ, соответствующий требованиям ТУ-51-524-91, транспортируется по двум ниткам газопроводов УКПГ - ОГПЗ.

В таблице 2.10 даны параметры технологического режима газопровода.

Таблица 2.10 Нормы технологического режима газопровода

При расчетах учтены следующие условия:

· обеспечение оптимальных скоростей (до 4 м/с) для сокращения отложения влаги в трубопроводе;

· обеспечение расхода (50-100 тыс.м /сут) через тупиковые участки для исключения застойных зон.

Фактическая температура в газопроводе при входе в ОГПЗ равна зимой 3-8°С, летом 18-25°С. Снижение температуры происходит за счет теплообмена с окружающей средой и эффекта Джоуля-Томпсона.

Конденсатопровод нестабильного конденсата УКПГ- ОГПЗ

Транспорт нестабильного конденсата от УКПГ до ОГПЗ осуществляется по трём ниткам конденсатопроводов, данные которых представлены ниже:

Минимально допустимое давление в конденсатопроводе по замерному устройству УКГП-3 - 6.5 МПа.

В таблице 2.11 дана температура конденсатопровода на 50 и 100 км отметках трассы при различных объемах транспорта конденсата.

Таблица 2.11 Температура конденсатопровода

Температура грунта зимой (tгр) равна +2°С, летом - +13°С. Проектируемые сооружения

УКПГ-2

Газоконденсатная смесь со скважин и манифольдных станций поступает во входные манифольды технологических ниток D и E с температурой 25-45°С при давлении 8.0-12.0 МПа, далее поступает в трехфазный сепаратор-разделитель при давлении 7.5 МПа и температуре 25-40°С. Газ с трехфазного сепаратора-разделителя поступает в гликолевый абсорбер где осушается до точки росы по воде -60°С при давлении 7.0 МПа. Осущенный газ охлаждается в трех последовательно расположенных теплообменниках «газ-газ», за счет подачи газа с низкотемпературного сепаратора, до 2.9°С. Далее, осущенный газ из сепараторов теплообменников «газ-газ» охлаждается (в первой фазе - за счет дросселирования, во второй фазе - в пропановом испарителе) до температуры минус 9.3°С.

КПК

Система переработки высокосернистого газа состоит из установки контроля точки росы среднего давления (СД), установки контроля точки росы низкого давления (НД), установки компрессии выходящего газа, установки очистки газа (процессом МДЭА) и системы регенерации МДЭА.

Газоконденсатная смесь со скважин и манифольдных станций поступает во входные манифольды технологической нитки СД с температурой 25-45°С при давлении 8.0-12.0 МПа, далее поступает в слаг-кетчер при давлении 7.0МПа и температуре 33°С.

Основной поток газа поступает в гликолевый абсорбер где осушается до точки росы по воде -60°С при 7.0 МПа. Далее газ охлаждается в теплообменниках «газ-газ» и при дросселировании - в первой фазе, во второй фазе - в пропановом испарителе, до температуры минус 13°С.

Другая часть газа со слаг-кетчера НД поступает на установку очистки от серы и далее при температуре 40°С во входной сепаратор технологической линии осушки газа. В силикагелевом адсорбере газ осушается до точки росы по воде минус 20°С при давлении 8.0МПа и далее направляется потребителю.

Выводы

Анализ термобарических условий в скважине, системе сбора и подготовки продукции скважин, транспорта газа и конденсата и данные расчетов равновесных параметров гидратообразования, проведенных различными организациями, показывает, что условия для образования гидратов создаются в стволе экcплуатационных скважин:

· в работающих скважинах обычно в клапане-отсекателе (например: в скв 700,13.01.98.);

· в пусковой период (например: в процессе очистки скважины 5 после СКО в НКТ и ФА происходило образование гидратопарафиновых отложений);

· при дебитах газа ниже 150-200 тыс м /сут (в зависимости от КГФ) и нефти ниже 200-250 м /сут, когда температура в стволе скважин может понизиться ниже равновесной температуры гидратообразования;

· при длительной остановке скважин (например: скважинах 152, (09.90г), 163 (02.93) [Геологические отчеты за 1990 и 1993гг]).

в системе сбора и транспорта:

· в шлейфах малодебитных и простаивающих скважин (при комплексном исследовании интервала 4154-4343 на установке «Порта-Тест» скважины 2 в 1981г, при давлении в сепараторе 60 кгс/см2 и температуре 12-15°С отмечались нарушения технологического процесса из-за отложения парафинов и образования гидратов в технологическом оборудовании и шлейфовом газопроводе. При температуре шлейфового газопровода +7 - +13°С образовывались гидраты. Результаты исследований позволяют предположить возможность осложнений, связанных с комбинированным воздействием отложения парафинов и гидратообразованием;

· в конденсатопроводах нестабильного конденсата при объемах транспорта менее 5100 т/сут.

· в газопроводах, особенно в пусковой период и зимне-весеннее время.

на УКПГ-3:

· в дроссельных устройствах входных манифольдов;

· в трубках теплообменников Е-09 на входе технологических ниток;

· в трубках теплообменников "газ-газ" Е-01А/В/С;

· в трубках теплообменников Е-05А/В/С;

· в трубопроводах газа мгновенного испарения.

на УКПГ-2 и КПК:

-  в дроссельных устройствах входных манифольдов.

2.2 Существующие методы предотвращения коррозии металлов, гидратообразования, парафиноотложения и рапопроявления при сборе и подготовке углеводородного сырья

2.2.1 Существующее положение и рекомендации по предупреждению образования и ликвидации гидратов

В связи с тем, что продукция скважин содержит коррозионно-агрессивные компоненты (H2S и CO2), для обеспечения защиты оборудования от коррозии и исключения возможности образования гидратов на КНГКМ применяется комплексный ингибитор коррозии и гидратообразования (КИГИК - раствор ингибитора коррозии ИКТ-1 в метаноле). Причем, метанол помимо функции носителя ингибитора коррозии и предотвращения образования гидратов предупреждает также замерзание отводных линий водной фазы из сепаратов 1 ступени в зимний период,.

Анализ текущего состояния и рекомендации по предупреждению образования и ликвидации гидратов на месторождении Карачаганак проведены отдельно для разных участков технологической схемы добычи, сбора, подготовки и транспорта газа.

Подземное оборудование эксплуатационных скважин и шлейфы

В настоящее время на КНГКМ для защиты подземного оборудования эксплуатационных скважин и шлейфов от коррозии и образования гидратов применяется КИГИК в виде 20%-го раствора ингибитора коррозии ИКТ-1 в метаноле.

Согласно проекту ОПЭ метанол подавался в затрубное пространство скважины дозировочным насосом с УКПГ, по специальному метанолопроводу, проложенному к устью скважину вдоль выкидной линии. Из затрубного пространства ингибитор через ингибиторный клапан поступал в НКТ и выносился из скважины газожидкостным потоком. Однако, в связи с выходом из строя большей части метанолопроводов, в настоящее время производится периодическая подача в затрубное пространство скважины 2.5 м3 комплексного ингибитора КИГИК (20% раствор ингибитора коррозии в метаноле) с помощью передвижной установки.

По исследованиям, проведенным ЮжНИИГипрогаз (Донецк), технологии постоянного и периодического ингибирования скважин и шлейфов практически одинаково эффективны и могут быть взаимозаменяемы.

В настоящее время в работающие скважины КИГИК закачивается один раз в два месяца, в бездействующие - два раза в год. Скважины, закрытые по причине Рнк, обрабатываются КИГИК при остановке и перед ее запуском. При пуске и после СКО в НКТ и затрубное пространство скважин дополнительно закачивается КИГИК в таком же объеме.

Ингибирование скважин, оборудованных ингибиторным клапаном (ИК) производится по следующей технологии: готовится 2.5 м3 20% раствора ИКТ-1 в метаноле (2м3 метанола + 0.5 м3 ИКТ-1), который подается (1.25 м3) в затрубное пространство и (1.25 м ) в трубное пространство скважины.

В скважины с новой компановкой подземного оборудования, т.е. без ИК, закачивается 2.5 м3 КИГИК в трубное пространство. Затрубное пространство этих скважин заполняется антикоррозионной жидкостью при капитальном ремонте скважин (КРС). Антикоррозионная жидкость представляет собой рассол, обработанный ингибитором гидратообразования (хлористым кальцием), ингибитором коррозии (баракор) 800кг, поглотителем кислорода (бараскаф) 400кг и антибактериальным средством (биосайд) 200 кг.

УКПГ-3,1-3 технологические линии.

Отделение газа от механических примесей, его осушку от влаги и извлечение жидких углеводородов осуществляется на УКПГ-3.

На 1-3 технологических линиях осложнения в работе оборудования, контактирующего с влажным неочищенным газом, вызываются образованием гидратов:

· в дроссельных устройствах входных манифольдов;

· в трубках теплообменников Е-09;

· в клапане Джоуля-Томпсона;

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

Для защиты от коррозии и предотвращения образования гидратов на УКПГ-3 используется КИГИК в виде 2-4% раствора ингибитора коррозии ИКТ-1 в метаноле. Постоянная подача КИГИК ведется в точки до места конденсации жидкой фазы, происходящей при охлаждении газа в теплообменниках и дросселировании, на каждой технологической линии УКПГ-3.

В настоящее время на 1-3 технологических линиях, с целью предотвращения гидратообразования и коррозии КИГИК подается на следующие участки:

· насосами позиции Р-801А/В/D в точки Тц1 Т^/Г^з перед теплообменниками «газ-газ» Е-101А/Е-201А/Е-301А и в точки Т2 ]/Т2 2/Т2 з перед теплообменниками «газ-газ» Е-101В/Е-201В/Е-301В;

· насосами позиции Р-801D в точки А3.1/А3.2/А3.3 перед теплообменниками Е-109/209/309 (при необходимости КИГИК этим насосом подается в точку А2 перед контрольным сепаратором С-401);

· насосами позиции Р-803F - в точки В2 j/B2 2 в газопровод после сепараторов С- 101 А/201 А и в тело аппаратов и в точки В3 1/B3 2 в газопровод после сепараторов С-101В/201В и в тело аппаратов; насосами позиции Р-803 F, А - в точки В4 .1/В4.2/В4 3 в газопровод после С-102А/202А/302А.

При образовании гидрата в трубках теплообменников Е-09 подается метанол на вход газа в теплообменники Е-09 или через блок входных манифольдов (БВМ).

При образовании гидратов в теплообменниках «газ-газ» Е-01А/В их ликвидация производится увеличением подачи КИГИК на вход этих теплообменников.

В процессе эксплуатации в холодное время гидраты образуются, как правило, в расходных клапанах (TV - 1014 - 3014) и в линиях перетока с сепаратора С-02А в С-02В. Ликвидация гидратов проводится кратковременным увеличением подачи КИГИК.

УКПГ-3, 4 технологическая линия

В процессе эксплуатации опытной технологической линии с целью увеличения эффективности сепарации на 1 ступени установлен дополнительный сепаратор С-401С между секцией теплообменника Е-401В и секцией Е-401С.

Несмотря на внесенное изменение в технологическую схему четвертой технологической линии продолжают возникать осложнения при ее работе из-за образования гидратов: