Газодобывающей промышленности

2.3 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, асфальта смолистых и сернистых соединений. 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». 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 сепарации +30°С на внутренней поверхности сепаратора накопился слой парафина толщиной 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. Анализ устьевых температур показывает, что при дебитах газа менее 250-300 тыс.м3/сут, нефти менее 300-400 м3/сут вероятность выпадения парафинов в стволе и шлейфах добывающих скважин II и III объектов разработки высока.

       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 550 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 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 конденсата проводе чаще возникают в холодное время года.  

2.4 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.

       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÷100°С, в системе с четырьмя параллельно включенными газовыми трубными печами R501÷504, c котлами

ёмкостью  по 11 м3. Тепло производительность каждой печи 6000000 ккал/час.

       Конденсата проводы УКПГ-ОГПЗ - В процессе эксплуатации происходит постепенное снижение пропускной способности конденсата провода из-за отложения в трубе парафинов, а также накопления продуктов коррозии и механических примесей. Обеспечение максимальной пропускной способности конденсата проводов производится периодической очисткой внутренней полости с использованием очистных устройств. Для этого конденсата проводы оборудованы узлами запуска и приема поршней. Периодичность поршневания, не реже одного раза в неделю, установлена опытным путем за время эксплуатации конденсата провода. 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. 

2.5 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 конденсата проводы технологических ниток;

       - внутренние поверхности труб теплообменников "газ-газ";

       - технологические трубопроводы головной  насосной станции;

       - экспортные конденсата проводы.

       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 объект. Реагент необходимо подавать на забой скважины по реагента проводу, для защиты от парафиноотложений НКТ;

       - подавать ингибиторы парафиноотложений  во входные манифольда, до

      поступления газоконденсатной смеси на установку  первичной сепарации;

       - подогрев газоконденсатной 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 ново выбранные химические реагенты по результатам опытно-промысловых испытаний;

       - удаление отложения парафина  в теплообменниках «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); 555

       - выбор ингибитора парафина отложений 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;

       - разработать регламент на ингибиторы  парафина отложений для

      Карачаганакской нефтегазоконденсатной смеси. 

2.6 Профилактика парафиноотложений на проектируемых сооружениях. Саттелитная установка 

       В саттелитных установках, при замере дебита скважин, ГЖС подогревается  в теплообменниках до 50°С для предотвращения отложения парафина и снижения вязкости. В качестве теплоносителя используется 60% ДЭГ. Подогрев ДЭГа осуществляется на установке подогрева ДЭГ, которая монтируется на салазках. В связи с тем, что саттелитные установки предназначены для сбора продукции со скважин работающих на III (нефтяной) объект, предусматривается впрыск ингибитора парафиноотложений на входе в саттелитную установку, для предотвращения парафина отложений в технологических трубопроводах и оборудовании саттелитной установки, а также в коллекторных линиях.

       На  УКПГ-2 для очистки трубопроводов  от парафиноотложений размещаются  два устройства периодического приема и запуска скребков. Одно устройство приема и запуска расположено у входных манифольдов и используется для очистки от парафиноотложений выкидных трубопроводов Д=250 мм. Другое устройство приема и запуска скребков размещается рядом с площадкой UNIT-368 и используется для очистки от парафиноотложений трубопроводов экспорта конденсата Д=350 мм. На каждом трубопроводе предусмотрено необходимое количество ответвлений, оборудованных запорной арматурой, используемой для подключения передвижного устройства для приема и запуска скребка. Само устройство оснащено приборами для контроля температуры и давления среды, предохранительным клапаном и затвором, позволяющим производить укладку или выемку скребка. Предусмотрена возможность продувки устройства инертным газом или паром. На выкидных трубопроводах для фиксирования прохождения скребка устанавливаются индикаторы. Устройство для приема и запуска скребка кондесатопровода Д=350 мм передвижное и по мере необходимости подключается к одному из конденсатопроводов.

       Тестовые сепараторы УКПГ-2 -Для предотвращения отложения парафина в тестовых сепараторах предусмотрен подогрев газожидкостной смеси до 50°С в кожухотрубных теплообменниках, за счет подачи в межтрубное пространство теплообменников горячей нефти. 

2.7 Основные принципы выбора, контроль качества и эффективности ингибиторов парафиноотложений 

       Основным  требованием к ингибиторам парафиноотложений, бесспорно, является достижение высокой эффективной защиты оборудования от парафиноотложений, но на окончательный выбор ингибиторов решающее влияние оказывают их технологические свойства. При выборе ингибитора следует учитывать его физико-химические свойства (вязкость, температура застывания, растворимость, плотность), которые должны позволять применение их в зимних условиях. Кроме того, защищая оборудование от парафиноотложений, ингибиторы должны обладать определенным комплексом и других свойств обеспечивающих их активное использование. Так, химические реагенты, кроме извлекаемых и регенерируемых, в том числе и

      ингибиторы  парафиноотложений, применяемые на КНГКМ в конечном итоге попадают на газоперерабатывающий завод, поэтому важнейшими критериями возможности применения ингибиторов являются их способность не:

       - вызывать вспенивание растворов  аминов, гликолей, которые используются  в процессе очистки и осушки природного газа;

       - осложнять ведение технологического  процесса;

       - ухудшать качество газа и конденсата;

       - повышать устойчивость эмульсий.

       Необходимо  разработать методику мониторинга  парафиноотложений. Для этого нужно в первую очередь определить точки контроля за отложением парафина (ТКП) и установить образцы на них. Изучить возможность использования в качестве ТКП коррозионных зондов, которые обычно устанавливаются на всех аппаратах и трубопроводах УКПГ. Для эффективного контроля ингибиторной защиты, наряду с интенсивностью отложения парафина необходимо контролировать следующее:

       - концентрацию ингибитора в рабочих  растворах;

       - содержание ингибитора в пробах  конденсата;

       - количество используемых ингибиторов;