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

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:

в трубках теплообменника Е-409. Ликвидация гидрата проводится закачкой КИГИК через БВМ или повышением температуры в теплообменнике Е-409 увеличением потока теплоносителя;

в трубном пучке теплообменников «газ-газ» Е-401А/В/С и на расходном клапане (J-T) Предупреждение гидратообразования проводится подачей КИГИК во вход этих теплообменников. Ликвидация гидратов производится кратковременным увеличением подачи КИГИК перед теплообменниками «газ-газ» Е-401А/В/С и перед клапаном J-T;

в трубках теплообменника Е-405. Ликвидация гидрата проводится увеличением потока теплоносителя (ДЭГ).

Подача КИГИК на все четыре технологические линии осуществляется насосами, установленными в технологичной насосной. Для дозировки химреагентов применяются трех- и шести цилиндровые насосы фирмы «Бран и Люббе».

Ингибиторные растворы готовятся на складе химреагентов, который включает в себя парк емкостей для хранения ингибиторов коррозии, метанола, теплоносителя-диэтиленгликоля, емкости для приготовления ингибиторных растворов и расходные емкости.

Газопроводы УКПГ3 - ОГПЗ

Для предупреждения и ликвидации гидратных отложений в газопроводе неочищенного газа "УКПГ3 - ОГПЗ" используется метиловый спирт (СН3ОН). Удельная норма расхода метанола составляет 0.143 м3/км.

Для предотвращения скопления влаги, с целью снижения коррозии и предотвращения гидратообразования в газопроводе обеспечивается:

скорость газа не менее 4 м/с;

относительная влажность газа в любой точке газопровода не выше 65%, для чего в зимнее время поддерживаеся температура сепарации не выше минус 8°С, а в летнее время не выше минус 5°С.

При накоплении жидкости в газопроводе, вследствие снижения давления и температуры в ней, внутреннюю полость газопровода очищают очистным поршнем. Для этого газопроводы оборудованы узлами запуска и приема очистных поршней. Очистка газопровода от накопленной жидкости осуществляется при коэффициенте гидравлической эффективности (E) меньше 0.85. E = 0.85 - соответствует фактическому уровню при рабочих режимах газопровода.

Поршневание первой и второй ниток газопроводов осуществляется поочередно один раз в квартал, при этом расход в газопроводе, где проходит поршень, обеспечивается не менее 10 млн м /сут. Периодичность поршневания установлена в ходе эксплуатации газопровода с учетом того, что при поршневании заводненного газопровода резко повышается давление в трубопроводе, вследствии чего снижается эффект «Джоуля-Томпсона», повышается давление НТС, тем самым привлекается больше жидкости в газопровод.

Оперативным критерием необходимости очистки газопровода является рост перепада давлений между УКПГ-3 и ОГПЗ более 1.77 МПа при расходе газа по одной нитке 11 млн м /сут.

В качестве очистных устройств используются монтажные очистные поршни. Перед запуском поршня в газопровод закачивается 2 м3 ингибиторного раствора для нанесения антикоррозионной пленки.

Газопроводы оснащены системами контроля давления и температуры, расположенными по всей длине трассы с интервалом не менее 10 км. С целью прогнозирования осложнений из-за гидратообразований и их своевременного предупреждения обеспечивается ежечасный динамический контроль за состоянием газопровода с графическим построением зависимости давление-расход.

Для ликвидации гидратов предусмотрена заливка метанола по трассе газопровода.

Конденсатопровод УКПГ-3 - ОГПЗ

В настоящее время дополнительное постоянное ингибирование конденсатопровода не производится, так как с УКПГ-3 в конденсатопровод попадает раствор ингибитора коррозии в метаноле 200-400 г/т конденсата.

В случае образования гидратов в конденсатопроводе нестабильного конденсата "УКПГ-3 - ОГПЗ" применяется метанол. По системе телемеханики определяются участки с повышеным давлением и перед этим участком заливают метанол в конденсатопровод.

Для очистки конденсатопровода от различных отложений (парафина, мех.примесей и др.) и скоплений влаги применяются очистные устройства (поршни).

Периодичность пропуска и конструктивные особенности очистных устройств обеспечивают вынос влаги, предотвращают образование застойных водных скоплений и очищают от отложений парафина. Из опыта работы конденсатопровода в период ОПЭ, периодичностью поршневания один раз в неделю обеспечивается очистка конденсатопровода.

2.3 Способы ликвидации последствий гидратообразования и АСПО

2.3.1 Предупреждение образования и ликвидация гидратов на проектируемых сооружениях

УКПГ-2

С целью предотвращения образования гидратов в каждую манифольдную и тестовую линии предусмотрена подача метанола. Для этого на УКПГ-2 предусмотрена установка хранения и дозирования ингибитора гидратообразования.

На УКПГ-2 осушка газа и достижение требуемой точки росы по воде осуществляется комбинированием процессов дегидратации гликолем и НТС.

Из гликольных процессов DRIZO (разработан фирмой Dow Chemical в 1976 г., в 1985 г. фирма ОРС Engineering Inc получила эксклюзивную международную лицензию на процесс DRIZO) дает более низкую точку росы по воде и имеет более низкие выделения вредных компонентов в окружающую среду чем другие гликольные процессы. В технологии DRIZO применяется ДЭГ или ТЭГ. ДЭГ можно приобрести в России.

Из практики использования ДЭГа в качестве сорбента для осушки газов от влаги установлено, что его потери при регенерации наименьшие по сравнению с другими гликолями и составляют 40 г/тыс м3.

Выбор того или иного абсорбента проводится на основе технико-экономических расчетов. В любом случае обеспечивается точка росы по воде минус 60°С при давлении 7.0 МПа. Такой глубиной осушки газа снижается до минимума возможность осложнений из-за гидратообразования при транспорте и в системе нагнетания газа.

В первой фазе при НТС используется эффект Джоуля-Томпсона, а во второй фазе газ охлаждается в пропановых холодильниках, когда из-за низкого давления невозможно будет достичь охлаждения за счет расширения самого газа. В обоих случаях достигается точка росы по углеводородам минус 9.3°С при давлении 7.34 МПа.

КПК

С целью предотвращения образования гидратов в каждую манифольдную и тестовую линии предусмотрена подача метанола.

Осушка газа и достижение требуемой точки росы по воде осуществляется дегидратацией гликолем (процесс DRIZO) и твердым адсорбентом (силикагелем), а также НТС.

Часть потока газа с установки контроля точки росы низкого давления перерабатывается на установке очистки газа, с целью извлечения серы и сепарации жидкостей. Активированный абсорбер МДЭА будет снижать концентрацию Н2S до 0.0004 %, а концентрацию СО2 до 1.2% или 2%.

Дальнейшая осушка сероочищенного газа на продажу и контроль углеводородной точки росы производится адсорбцией силикагелем. Силикагелевые установки компактны и снижают точку росы в широком диапазоне рабочих условий. Несложен процесс регенерации силикагеля. Силикагелевая установка обеспечит требованиям спецификации газа на продажу.

Требования спецификации газа на продажу следующие:

Углеводородная точка росы минус 10°С при давлениях 0.1-8.0 МПа

Точка росы по воде минус 20°С при давлении 8.0 МПа

Содержание H2S ниже 13 частей на млн

Содержание меркаптановой серы ниже 25 частей на млн

На технологических линиях УКПГ-2 и КПК, после гликолевого абсорбера, на требуется дополнительных мероприятий по предупреждению образования гидратов в связи с тем что газ осушен до точки росы по воде минус 60°С при давлении 7.0 МПа.

Проектируемые экспортные газопроводы

Для предотвращения образования гидратных пробок при пуске магистральных газопроводов необходимо полностью удалить свободную влагу и очистить от грязи газопровод.

Образование гидратов возможно также в связи с переходом собированной воды со стенок трубы в подаваемый в газопровод сухой газ и насыщающий его до равновесных значений. Со временем на некотором участке трубопровода пленка со стенок трубы испаряется полностью и на некотором участке газопровода при значениях влагосодержания выше равновесного происходит конденсация паров воды на стенках труб и при определенных термобарических условиях возможно образование гидратов.

Максимальная толщина гидратной пленки на стенках труб не зависит от расхода газа, а определяется условиями транспорта газа, длиной участка очищенной «сухой» трубы и толщиной начальной пленки воды на стенках труб.

Полное перекрытие сечения трубопровода гидратной фазой (28 m = D) в точке (x) произойдет при D[W(l)-Wo]

4l (-- --)lw

dx

через время (х), рассчитываемое по уравнению

где: D - диаметр трубопровода, мм;

o - первоначальная толщина пленки воды на поверхности трубы, мм;

Q - расход газа за время ;

Wо - влагонасыщенность газа на приеме газопровода;

Wг(l) - равновесное влагосодержание газа в точке l;

w - плотность воды в пленках на стенках труб перед пуском газопровода;

ра - плотность воды в гидратной фазе;

S m - максимальная толщина слоя гидрата;

Wr_ влагонасыщенность газа, находящегося в равновесии с гидратом.

Образование гидратных пробок возможно в течение длительного времени, и отсутствие заметного влияния гидратообразования в начальный период нельзя рассматривать как гарантию от появления гидратных пробок в дальнейщем.

На практике трудно определить толщину пленки, характеризующую возможность появления гидратных пробок, поэтому для контроля за состоянием газопровода необходимо регулярное измерение распределение давления, температуры и влагосодержания газа вдоль трассы магистрали. На участках газопровода, где возможно образование гидратов устанавливаются устройства для ввода метанола.

На рисунке 2.3 схематически представлено возможное место образования гидратов в газопроводе.

точка х, где возможно образование

I- длина "сухого " трубопровода гидратов

.>> направление потока газа

Рис 2.3 Схематический чертеж газопровода

Для предотвращения скопления влаги в газопроводе обеспечивается скорость газа не менее 4 м/с, который учитывается при проектировании строительства газопровода исходя из профиля добычи продукции.

Очистка внутренней полости газопровода от накопленной жидкости осуществляется очистными поршнями. Для этого газопроводы оборудуются узлами запуска и приема поршней.

Газопроводы оснащаются системами контроля давления и температуры согласно ТУ.

При эксплуатации газопровода предупреждение и ликвидация гидратов осуществляется как и на существующем газопроводе УКПГ-3 - ОГПЗ (см. подраздел «Газопроводы УКПГ-3 - ОГПЗ».

2.3.2 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, асфальтосмолистых и сернистых соединений.

Но, к сожалению, в период ОПЭ целенаправленные исследования по изучению процесса отложения парафина на КНГКМ проводились в недостаточных объемах для полного освещения данной проблемы.

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», результаты которых представлены в таблице 3.2.

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 сепарациии +30°С на внутренней поверхности сепаратора накопился слой парафина толшиной 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. Максимальная температура начала отложения парафинов в шлейфовом газопроводе, полученная при испытании, равна +33°С [77].

Таблица 2.12 Результаты исследования скважины №2 на установке "Порта-Тест"

интервал исследования, м	КГФ, см3/м3	Содержание, %масс	Т застывания, °С	Тплавления, °С	Тпомутнения, °С	Вязкость, сСт
	НСК	СК	тп	смол	масел	ДГК
4154-4343	714±25	-	3.0-3.3	13.18	-	<-21
4114-4126	600±15	480±15	3.3	0.51	29.84	<-22

НСК - нестабильный конденсат СК - стабильный конденсат ТП - твердые парафины

ДГК - дегазированный конденсат ДБК - дебутанизированный конденсат

Результаты исследований интервалов 4154-4343 и 4114-4126 м позволяют предположить возможность осложнений при эксплуатации скважин, связанных с комбинированным воздействием отложения парафинов и гидратообразованием.

Анализ устьевых температур показывает, что при дебитах газа менее 250-300 тыс.м / сут, нефти менее 300-400 м /сут вероятность выпадения парафинов в стволе и шлейфах добывающих скважин II и III объектов разработки высока.

В результате изучения материалов по 53 скважинам эксплуатационного фонда за период с 1995 г. по декабрь 1998 г., находящихся в бездействующем фонде, выявлено, что на 15 скважинах, в которых нет прохода в НКТ, установлено наличие осадка различного характера (грязь, смолы, парафины и др.), в т.ч.:

по I объекту - 7 скважин (101,102,109,146,170,215,329);

по I+II+III объектам - 2 скважины (116, 347);

по II объекту - 3 скважины (196, 326, 806);

по II+III объектам - 3 скважины (213, 310, 319).

В 1997 г. на 13 скважинах не было прохода в НКТ по причине отложений парафина.

При профилактическом ремонтах парафин обнаружен в следующих скважинах (таблица 2.13).

Таблица 2.13 Скважины, в которых обнаружен парафин при профилактическом ремонте

СКВ	дата	глубина, м	СКВ	дата	глубина, м
170	30.10.98	3904	212	19.12.98	3927
804	04.11.98	4897	127	28.08.98	С забоя до глубины 1700 м затяжки шаблона из-за парафиноотложений
804	07.11.98	5138	112	08.01.92	3351
713	22.02.99	3889

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

Норма дозировки, г/тн	400	200
Дата исследования	21.05.99	01.06.99	08.06.99	1.06.99	1.06.99	01.06.99
Tемпература застывания, °С	+10	+9	+7	+6	+11	+9

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)

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

3.1.1 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.

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.

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.

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.

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.

At "с

35 -30 -25 -20 -15 -10 -5 _ 0 1

конц., %

/

/

/

1

/

У

У

А

У

У

у

У

к

(

5 1

0 1 г I --

5 20 25 3

0 35 40 45 5

0

¦-- метанол --¦-- ДЭГ

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.

DТ = 0.39 С2 + 0.0056 С22

где, AT - необходимое снижение температуры гидратообразования,

DТ= 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)

1	Температура,°С	10	15	20
2	Требуемое снижение температуры образования гидратов, °С	11.4	6.4	1.4
3	Концентрация метанола, % масс.	23	17	7

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

1	Температура,°С	-10	-5	0	5	10
2	Требуемое снижение температуры образования гидратов, °С	28.5	23.5	18.5	13.5	8.5
3	Концентрация метанола, % масс.	48	41	36	28	20

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

Температура, °С	22	21	20	19	18	17	16
Расход метанола, кг/1000м3	0	0.312	0.563	0.781	0.937	1.122	1.250

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

Год	1992	1993	1994	1995	1996	1997	1998	1999,за 5 мес
Добыча	Газа	млрд. м	3.94	3.48	1.65	2.58	1.98	2.67	2.32	1.455
	Конденсата	млн.т	3.84	3.3	1.67	2.47	1.86	2.32	2.08	1.333
Расход метанола	Всего	тн	11724.4	8559.9	4339.3	6576.1	5890.8	5890.3	3461.9	2315.7
	Удельный расход	кг/1000 м3 газа	2.976	2.460	2.630	2.549	2.975	2.206	1.492	1.592

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

	1997	1998	За пять месяцев 1999
Фонд скважин	Кол-во скв	Расход метанола	Расход на 1 скв	Кол-во скв	Расход метанола	Расход на 1 скв	Кол-во скв	Расход метанола	Расход на 1 скв
Эксплуатационный	81	336.112	4.150	91	328.85	3.614	92	164.7	1.790
Действующий	36	207.252	5.757	35	160.63	4.589	36	115.51	3.209
Бездействующий	45	128.86	2.864	56	168.22	3.004	56	49.19	0.878

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.

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

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.

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

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

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.

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

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

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.

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;

разработать регламент на ингибиторы парафиноотложе ний для Карачаганакской нефтегазоконденсатной смеси.

3.2.2 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 парфиноотложений в технологических трубопроводах и оборудовании саттелитной установки, а также в коллекторных линиях.

УКПГ-2

На проектируемой УКПГ-2 технологические линии "D" и "E" подготовки газоконденсатной смеси аналогичны. Достижение точки росы по воде осуществляется на гликольной установке DRIZO. Достижение точки росы по УВ осуществляется методом НТС, на первой фазе с применением эффекта Джоуля-Томпсона, а во второй фазе газ охлаждаетсся в пропановых холодильниках.

Для предотвращения отложений парафина на внутренних поверхностях аппаратов и трубопроводов УКПГ2 перед поступлением газожидкостной смеси во входной сепаратор (2-200-VQ-01/02) в ее поток вводится ингибитор парафиноотложений.

Для хранения и дозирования ингибиторов парафиноотложений предназначена установка хранения и подачи ингибиторов парафиноотложений, которая включает в себя следующее оборудование:

2-122-VA-01 - емкость хранения ингибитора парафиноотложений;

2-122-VA-02 - расходная емкость ингибитора парафиноотложений;

2-122-PD-01 A/B - дозировочные насосы ингибитора парафиноотложений.

С этой установки ингибиторы парафиноотложений подаются на линии подготовки газа "D" и "E".

Подача ингибитора парафиноотложений в емкость хранения ингибитора парафиноотложений (2-122-VA-01) осуществляется по трубопроводу диаметром 50 мм. С емкости хранения ингибитора парафиноотложений подается в расходную емкость (2-122-VA-02) по трубопроводу диаметром 50 мм, откуда ингибитор подается на прием дозировочных насосов ингибитора парафиноотложений (2-122-PD-01A/B) по трубопроводу диаметром 50 мм и откачивается по трубопроводам 40мм в линии подготовки газа.