Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского НГКМ)
министерство
образования и науки республики казахстан
западно-казахстанский
аграрно-технический университет им. жангир хана
Диссертация
на соискание академической степени
магистра техники и технологии
Осложнения при сборе углеводородного сырья нефтегазоконденсатных
месторождений Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины и пути их ликвидации (на примере Карачаганакского
НГКМ)
Специальность: 6М070800 - Нефтегазовое дело
Специализация: Разработка и
эксплуатация нефтегазовых месторождений
Мурзагалиева Алма Аскаровна
Научный руководитель
Ахметжан С.З. к.т.н., ст.преподаватель
Уральск - 2013
ОПРЕДЕЛЕНИЯ, ОБОЗНАЧЕНИЯ И СОКРАЩЕНИЯ
Гидраты - белые кристаллы,
похожие на снегообразную кристаллическую массу. Кристаллогидраты состоят из
одной или нескольких молекул газа (метан, этан и т.д.) и несколько молекул
воды.
Гидратообразование - это
процесс, возникающий при падениях температуры и давления, что влечет за собой
уменьшение упругости водяных паров и влагоемкости газа, а, вследствие чего -
образование гидратов.
Коррозия - это самопроизвольный процесс
разрушения материалов и изделий из них под химическим воздействием окружающей
среды.
Парафинизация - отложение парафина в насосно-компрессорной колонне и наземных
выкидных трубопроводах - это проблема, возникающая в тех районах, где
добывается особый вид сырой нефти, называемый парафинистая сырая нефть.
АСПО - асфальтосмолистые - парафинистые отложения, в результате взаимодействия нефти с водой, которая
содержится в буровых пластах, образуется поверхностная пленка, обладающие
аномальной вязкостью из-за понижения температуры.
Солеотложение - отложения солей в скважинах и нефтепромысловом оборудовании
представляют собой кристаллические неорганические образования, формирующиеся в
результате выпадения солей в пластах и во всей цепочке нефтепромыслового
оборудования.
Ингибитор - вещество, замедляющее
или предотвращающее течение какой-либо химической реакции: коррозии
<#"888334.files/image001.gif">
Рис.
1. Структурная карта по кровле артинских отложений и профиль вдоль бортового
уступа северной бортовой зоны Прикаспийской впадины: 1 - изогипсы по кровле
артинских отложений, м; 2 - глубокие скважины; 3 - газоконденсатная залежь
Рис.
2. Геологический разрез Кардаиловской, Аксайской и Карачаганакской площадей: 1
- основные сейсмические отражающие горизонты; 2 - геологические границы; 3 -
предполагаемые сбросы; 4 - соль; 5 ангидрит; 6 - глубокие скважины
В
Месторождении Карашыганак отложения карбона имеют сложное строение и отличаются
от разрезов скв. П-9 Чинаревской и 63, 113 Кошинской площадей резко сокращенным
объемом составляющих его стратиграфических подразделений, в числе которых
присутствуют лишь отдельные фрагменты нижнего и среднего карбона, в то время
как отложения верхнего карбона, как и в вышеописанных разрезах, полностью
отсутствуют.
Нижний
отдел, турнейских ярус, распространен фрагментарного и имеет резко
сокращенный стратиграфический объем. В скв. 7 ( инт. 5050-5100 м.) и в скв. 9 (
5215-5197 м.) разрез слагают известняки темно-серые, светло-серые, детритовые,
перекристаллизованные с фораминиферами. Максимальная мощность 75 м (скв. 7),
средняя - 30 м, минимальная - 5 м (скв. 14).Отложения визейского яруса имеют
более широкое распространение, нежели породы турне. Они изучены по скв. 7, 8,
9, 15, 21. Их присутствие прослежено также в скв. 14, 16,19, 20, 23, 29.
Отличительной особенностью разреза отложений визе является сокращенный
стратиграфический объем. Во всех указанных скважинах наблюдаются отложения
только верхнего визе в объеме нерасчлененного окского надгоризонта. Таким
образом, для окского надгоризонта свойственен непостоянный стратиграфический
объем.
В
упомянутых выше скважинах нижняя граница окского надгоризонта определяется по
смене типов известняков. В скв. 7 и 9 наблюдается контакт сферовых известняков
фамена-турне с органогенно-обламочными-верхнего визе. В скв. 21 светлые
известняки фамена сменяются темноцветными глинисто-битуминозными,
доломитизированными известняками. Разрез слагают два типа пород, отражающие
мелководные и относительно глубоководные шельфовые фации. Первый тип разреза (
скв. 7, 15, 23) представлен известняками детритовыми, органогенно-обламочными,
водорослево - фораминиферовыми, онкоидными.
Мощность
окских отложений изменяется от 200 до 100 м и зависит от стратиграфического
объема отложений.
Отложения
серпуховского яруса имеют широкое распространение. Они присутствуют во всех
скважинах, достигших их глубины. Нижняя граница чаще согласная, но отмечается и
трансгрессивный контакт ( скв. 21). Принимают, что нижняя граница серпуховского
яруса находится в основании пелито-морфных перекристаллизованных доломитовых
известняков и доломитов. По палеонтологическим остаткам эта граница отличается
резким обеднением комплекса фораминифер отложения расчленяются на нижний и
верхний подъярусы.
Нижний
подъярус присутствует в составе нерасчлененного тарусско-стешевского горизонта.
Его разрез слагают известняки перекристализованные, доломитовые, с прослоями
органогенно-детритовых и водорослевых разностей. Палеонтологические остатки
представлены фораминиферами.
Характерной
особенностью фораминифер являются их прерывистое распространение по разрезу и
относительная бедность комплекса в каждом конкретном интервале.
Верхний
подъярус представлен, по-видимому, только протвинским горизонтом. Разрез
слагают известняки органогенно-детритовые, детритовые и онколитовые с
фораминиферами. Максимальная мощность (450-600 м) наблюдается в присводовой
части мнсторождения, она сокращается до 300-350 м на крыльях структуры и до
180-200 м на южном крыле.
Средний
отдел карбона представлен только башкирским ярусом, а точнее -его нижней
частью. Отложения большей части башкирского и московский ярус отсутствуют.
Отложения
башкирского яруса имеют весьма ограниченное распространение. Среди
рассмотренных разрезов породы башкирского яруса присутствуют только в скв.13 и
21. Кроме того, имеются ссылки на наличие башкирских пород в скв. 1, 5 и 17. Все
остальные скважины на месторождении показали полное отсутствие пород
башкирского яруса. Разрез слагают известняки органогенно-детритовые,
криноидно-брахиоподовые и оолитовые с фораминиферами.
Первый
комплекс характерен для верхней части серпуховского яруса, второй и третий -
для нижней части башкирского яруса. Последовательная смена комплексов отражает
согласный характер границы нижнего и среднего карбона. Мощность отложений
достигает 65 м.
Отложения
башкирского яруса трансгрессивно перекрываются отложениями нижней перми. Таким
образом, типовой разрез каменноугольных отложений месторождения Карашыганак,
составленный путем синтеза данных по скв. 7, 9, 15, 21 характеризуется серией
стратиграфических несогласий различной амплитуды и генезиса:
на
границе каменноугольной и девонской систем слежится несогласие с амплитудой о
горизонта или его части до полутора яруса;
на
границе турнейского и визейского ярусов наблюдается несогласие, равное по
объему большей части турнейского и нижне - средневизейского подъярусов;
по-видимому,
имеет место несогласие на границе визейского и серпуховского ярусов;
на
границе нижнего-среднего карбона наблюдается высокоамплитудное несогласие
сложного генезиса, приведшее к почти полному исчезновению отложений башкирского
яруса и части серпуховского;
весьма
сложную историю осадконакопления и тектонических процессов.
Пермская
система Стратиграфический объем пород нижней перми в разрезах неясен, но их
неполнота, безусловно, по нижней, и вероятно, по верхним частям разреза
очевидно.
В
отложения нижней перми на месторождении Карашыганак имеют широкое
распространение. Они образуют рифовый массив, сформировавшийся на размытой
поверхности серпуховских и башкирских пород. Характерной особенностью
рифогенных образований является литологическое разнообразие типов известняков,
отражающих широкий диапазон изменчивости фаций: рифовых, склоновых и
относительно глубоководных, бассейновых. Наиболее типичный, рифовый тип разреза
ассельского яруса изучен по скв. 13, 10, 23 и 16. В разрезе выделяются отложения
ассельского, сакмарского и артинского ярусов.
Ассельскиий
ярус в фациях рифов представлен в скв.23. Нижняя часть разреза вблизи с
трансгрессивным контактом с подстилающей толщей нижнего карбона представлена
известняками биогермными, мшанково-тубитовыми, с характерным комплексом
фузулинид средней зоны ассельского яруса. Основная часть разреза сложена
биогермными известняками, серыми и светло-серыми доломитами. Породообразующими
организмами в основном являются водоросли Tubiphytes obscures Masl. Им сопутствуют мшанки,
криноидеи, брахиоподы, фузулиниды, остракоды и мелкие фораминиферы. Породы
пористокавернозные, инкрустированные кристаллами кальцита. Стратиграфический
объем ассельского яруса в разрезе скв.23 отвечает двум фузулинидовым и,
по-видимому, двум конодотовым зонам-средней и верхней. Средняя зона содержит
фузулинидовый комплекс. Конодонты Stretognathodus elongates Gun., S. simplex Gun., Gondolella bisseli Cl. et Behn.
Мощность ассельского яруса в биогермной фации изменяется от 178 до 250 м.
Отложения
ассельского яруса типовых склоновых фаций известны по скв. 16. Их состав
характеризуется преобладанием органогенно-детритовых, интенсивно
перекристаллизованных и доломитизиированных известняков, переходящих во
вторичные доломиты. Биогермные разности пород, представленные тубифитовыми,
мшанково-тубифитовыми известняками, встречаются редко и имеют незначительные
мощности. Органогенный детрит представлен мшанками, криноидеями, тубифитами,
багряными и зелеными водорослями. Нередко присутствуют раковины брахиопод,
остракод, фузулиниды и мелкие фораминиферы; иногда встречаются трилобиты.
Максимальная мощность (493 м.) отмечена в скв.7, средние значения - около 100 м
(9-93 м).
Ассельский
ярус в фациях замкнутой внутренней лагуны представлен в скв. 11, где он сложен преимущественно
мелкодетритовым известняком. Крупно детритовые разности с включениями криноидей
и фузулинид встречаются фрагментарно. Комплекс фораминифер этих разностей
известняков содержит крупный бентос: текстулярииды, тетратахисы, эндотириноиды.
В мелкодетритовых разностях доминируют мелкие эндотириды, аммодискусы,
хемидискусы и нодозарии. Стратиграфический объем ассельского яруса здесь
представлен лишь средней и верхней зонами. Породы средней зоны залегают
трансгрессивно на отложениях серпуховского яруса. Принадлежность отложений к
асслеьскому ярусу определяют фузулины. Комплексы средней и верхней зон
аналогичны разрезам склоновой фации. Мощность отложении до 150 м.
Сакмарский
ярус характеризуется непостоянным стратиграфическим объемом и фациальным разнообразием
известняков. Подобно ассельскому ярусу наблюдаются свойственные телу рифа
типовые разрезы. Типовые разрезы центральной части рифового массива
представлены в скв.10 и 23. От разрезов ассельского яруса они отличаются
преобладанием мшанковых известняков над тубифитовыми, сокращением площади
распространения за счет размыва отложений и сокращения мощности. В восточной
части рифового массива наблюдается размыв тастубского горизонта, а в западной
части - всего яруса. Мощность отложений изменяются от 23 до 87 м.
Типовые
разрезы рифового склона представлены разрезом в скв.13. Разрез слагают
органогенно-детритовые известняки с прослоями тонко-мелкозернистых известняков.
В некоторых скважинах имеется известняковая брекчия. Мощность их не более 21-57
м.
Артинский
ярус не имеет повсеместного распространения и отличается от нижележащих не
столь разнообразным литологическим составом. На материале представленных
скважин видно, что разрез слагают известняки органогенно-детритовые, глинистые,
с прослоями тонких глин. Стратиграфическим объем отложений неясен. Его
присутствие определяется по находкам отдельных видов, характерных для отложений
артинского яруса, а чаще палеонтологические остатки отсутствуют и возраст пород
предполагается на основании стратиграфического положения. Мощность артинского
яруса 30-40 м.
К
отличительным особенностями нижней перми месторождения Крашыганак следует
отнести:
большое
разнообразие типов разреза, связанное с формированием водорослевого рифового
массива;
стратиграфическую
неполноту. Отсутствует нижняя часть ассельского яруса, что можно объяснить
унаследованным ненакоплением послепредпермского перерыва; отложения сакмарского
яруса также чаще имеют неполный стратиграфическим объем;
затухание
к артинскому времени широкого разнообразия известняков асслеьского и
сакмарского ярусов. ( Гаврилов В.П., Ярошенко А.В., и др. 1998).
Газонефтеносность.
Карашыганакской
структуре, вмещающее залежь углеводородов представляет собой рифовую постройку
высотой до 1700 м с размерами в плане 16х29 км. Продуктивными являются
биогермные и биоморфно-детритовые известняки, доломиты и переходные разности.
Возрастной диапазон продуктивных отложений - от заволжского горизонта верхнего
девона до артинского яруса нижней перми. Покрышкой является галитовая толща
иреньской свиты кунгурского яруса, а в местах ее отсутствия, обусловленных солянокупольной
тектоникой, терригенно- галогенная толща казанского и уфимского ярусов верхней
перми. Коллекторы порового и порово-каверного типов. Залежь
нефтегазоконденсатная, массивная. Высота газоконденсатной части достигает 14200
м, толщина нефтяного слоя равна 200 м. Средняя проницаемость по газонасыщенной
части резервуара равна 0,008 мкм2, нефтенасыщенной - 0,05 мкм2. Средняя
эффективная толщина газонасыщенных коллекторов составляет 200м, нефтенасыщенных
- 45,7 м. Максимальная эффективная газонасыщенная толщина достигает 814 м,
нефтенасыщенная - 170 м коэффициент газонасыщенности для пермской части
газонасыщенных коллекторов составляет 0,90, для каменноугольной - 0,89.
Газонефтяной контакт установлен на отметке - 4950 м, водонефтяной контакт на
отметке - 5150 м. Содержание конденсата в среднем для пермской части залежи
составляет 486 г/м3, для каменноугольной - 644 г/м3. Дебиты газа достигали 590
тыс.м3/сут, конденсата - 500 м3/сут, нефти 326 м3/сут.
В
нефтяной части месторождения выделяются два поля : юго-западное и
северо-восточное, различающиеся по свойствам нефтей. Нефть юго-западного поля
более тяжелая со средней плотностью 861кг/м3 при среднем газосодержании 520
м3/м3. Нефть северо-восточного поля легкая, со средней плотностью - 830 кг/м3 и
средним газосодержанием 900 м3/м3. Плотность конденсата меняется от 778 до 814
кг/м3. В конденсате содержится парафина - 1.8-3.0 %, смол - 1.0-1.7 %, серы -
0.55-2.16%, меркаптанов - 0.09-0.26%. Доля фракций, выкипающих до 2000С,
составляет 39-52%; до 3000С - 60-77.5%. В конденсате преобладают углеводороды
метанового ряда ( 49-68%) при содержании нафтеновых - 21.0-44.7% и
ароматических - 6.2-13.6%. Плотность нефти колеблется от 810 до 888 кг/м3. В нефти
содержится: серы 0.54-1.98%, парафинов 3.71-6.64%, асфальтенов - 0.07-0.71%,
фракций, выкипающих до 2000С - 20-43%, до 3000С - 38-60%. Как и в конденсате, в
нефти преобладают метановые углеводороды.
Пластовый
газ состоит из метана - 70,6%, этана - 6,1%, пропана - 2,9%, бутанов - 1,8%,
пентанов и более тяжелых углеводородов - 8,5%, азота - 0,7%, сероводорода -
3,5%, двуокиси углерода - 5,6%, меркаптанов - 0,07%. В газе сепарации
содержание сероводорода колеблется от 2,96 до 3,84%, двуокиси углерода от 5,18
до 6,96%, азота - от 0,39 до 1,83%. Растворенный в нефти газ содержит метана -
69,8%, этана - 9,0%, пропан - 4,2%, бутанов - 2,8%, пентанов - 1,5%, азота -
0,9%, сероводорода - 5,0%, двуокиси углерода - 6,1%, меркаптанов - 0,03%.
Кроме
основной, небольшие залежи углеводородов выявлены в перекрывающих отложениях
иреньской свиты и филипповского горизонта кунгурского яруса. Нефтяная залежь в
иреньских отложениях установлена в межкупольной мульде. Коллекторами являются
спорадически развитые песчаники и доломиты со средней пористостью 8%. Нефть
имеет плотность 896-935 кг/м3 и содержит серы - до 2,2%, меркаптанов - 0,24%,
парафинов - 2,5-9,8%, асфальтенов - 5,3-9,1%, фракций, выкипающих до 2000С -
17%, до 3500С - 36%. К карбонатным пластам филлиповского горизонта, залегающим
среди ангидритов, приурочена газоконденсатная залежь. Выявлено 5 небольших
участков развития коллекторов, пространственно тяготеющих к краевым частям
подстилающего карбонатного массива. Средняя пористость коллекторов составляет
8%, газонасыщенность - 92% при средней эффективной толщине 5,8 м. дебит газа
достигал 48 тыс. м3/сут., конденста - 47 м3/сут. По составу газ и конденсат не
отличаются от основной залежи.
Подошвенные
воды месторождения относятся к сильно минерализованным, высокосульфатным
рассолам хлоркальциевого типа с высоким содержанием редких элементов.
Минерализация меняется от 112 до 159 г/л, режим залежи упруговодонапорного.
Наряду с этим, в карбонатно-терригенных отложениях среднего девона, залегающих
на глубине 5600 м и ниже, установлена залежь легкой нефти с высоким газовым
фактором. Дебит нефти достигал 73 м3/сут, газа -69 48 тыс. м3/сут. Кроме того,
в 1991 г. Установлена залежь в карбонатных бийских отложениях ( скв Д-1), дебит
нефти плотностью 843 кг/ м3 на 6 мм штуцере составил 114 м3/сут и газа 73 тыс.
м3/сут. Пластовое давление на глубине 6190 м равно 93,7 МПа. Этой скважиной
установлена также нефтяная залежь в карбонатных отложениях верхнефранского
подъяруса в интервале глубин 5690-5792 м, дебит нефти, плотностью 834 кг/ м3 на
8 мм штуцере составил 136,7 м3/сут, газа - 18,5 тыс. м3/сут. Коллекторами
являются биоморфно-детритовые, сгустково-комковатые перекристаллизованные
известняки, тип коллекторов поровый, порово-каверновый. Залежь литологическая.
( Нефтяная энциклопедия Казахстана, 1999).
«КАРАШЫГАНАКГАЗПРОМ» -
многостороннее (кипрско-английско-российско-казахстанское) совместное
предприятие ( акционерное общество) созданное для добычи, переработки,
транспортировки и реализации жидких и газообразных углеводородов на Карашыганакском
нефтегазоконденсатным месторождении. Гигантское по запасам углеводородного
сырья месторождение Карашыганак открыто в 1979 г. В 1981 г. началось
обустройство месторождения с базой в г. Аксае и было образование
Карашыганакское газопромысловое управление ( КГПУ), а также Карашыганакское
управление буровых работ (КУБР). В том же году построена установка комплексной
подготовки газа (УГПГ-3), несколько позже - УППГ-2. В 1985 г. создается
производственное объединение «Казахгазром», в том году добыто 1,5 млрд.м3 газа
и около 900 тыс. т конденсата. В соответствия с Ямбургским соглашением (1985
г.), в 1987-88 гг. в г. Аксае Чехословацкие фирмы построили жилые и
производственные здания. В 1988 г. в ГКЗ СССР утверждены запасы месторождения и
коэффициенты извлечения конденсата и нефти для варианта разработки с
поддержанием пластового давление. В 1991 г. в связи с распадом СССР, образовано
Госпредприятие «Карашыганакгазпром» с выделением самостоятельного подразделение
- Карашыганакское газопромысловое управление, непосредственно владеющего
добычей, подготовкой и транспортировкой газа и конденсата, в октябре того же
года - Государственный концерн «Казахпром». В 1993 г. СП «Конденсат» начато
строительства завода по выпуску бензина, дизельного топлива, масел, сжиженного
газа. В 1995 г. Главное управление по комплексному освоению Карашыганакского
месторождения акционировано и образована АО «Карашыганакгазпром». Несколько
позже образована Карашыганакская производственная структура с участием
казахстанских и иностранных специалистов. Специалистами альянса «Бритищ газ» -
«Аджип» в 1996 г. обнародован план будущей разработки Карашыганака, на основе
полученного в 1991-92 гг. банка данных создавалась компьютерная модель
месторождение. На основе полученных результатов Карашыганак оценивается как
супергигантских месторождение, которое может давать продукцию до конца XXI
века. В 1997 г. на внеочередном собрании акционеров Президентом избран А.
Тегисбаев. в 18 ноября 1997 г. в Вашингтоне подписано Окончательное Соглашение
по Разделу Продукции на месторождении Карашыганак. Контракт подписан
Правительством РК на 40 лет с фирмами: «Аджип», «Бритиш Газ», «Тексако»,
«Лукойл».
КАРАШЫГАНАКСКИЙ
ПЕРЕРАБАТЫВАЮЩИЙ КОМПЛЕКС был построен после принятие в сентябре в 1993 года
Постановления Кабинетом Министров Республики Казахстан «О строительстве и вводе
в действие малотоннажной установки по переработке нестабильного газового
конденсата на Карашыганакском месторождении». Для указанного инвестиционного
проекта были привлечены под гарантии Правительства Республики Казахстан кредиты
Канады, Чехии и Израиля. Первый пусковой комплекс объекта позволял
перерабатывать конденсат и получать полуфабрикаты для дальнейшей переработки на
других заводах. С момента ввода полного пускового комплекса завод мог получать
товарные автобензины А-76, Аи-93, летнее и зимнее дизельные топлива. Для
обеспечения работы комплекса необходимо ежегодно поставить 400,0 тыс.тонн
конденсата.
Месторождение
Гремячинск
Нефтегазоконденсатное
месторождение Гремячинск находится в 36 км к северу-западу от Уральска.
Установлена газоконденсатная залежь в нижнем карбонатном пласте филипповского
горизонта.
Южный
Гремячинск - нефтяное месторождение находится в 35 км к северу-западу от
Уральска. Выявлено в 1994 г.
Структура
представляет собой брахиантиклинальное поднятие, северный склон которого
частично срезается выклиниванием карбонатных калиновских отложений. Она двумя
тектоническими нарушениями делится на три блока. Продуктивность установлена в
пределах южного блока, полузамкнутое поднятие которого экранируется продольным
и, частично поперечными нарушениями. Размеры структуры 1,5х15,0 км, амплитуда
400 м. Продуктивные отложения вскрыты на глубине 3152 м. Коллекторами являются
преимущественно доломиты, пористость которых меняется от 6 до 13,5 % при
среднем значении 8 %. Эффективная нефтенасыщенная толщина в скважине 2 составил
15,9 м. Дебит нефти на 4 мм штуцере 13 м3/ сут, газа 3 тыс. м3/ сут, после
проведения солянокислотной обработки дебит нефти увеличился до 21,5 м3/ сут,
газа до 5,3 тыс. м3/ сут.
Нефть
имеет плотность 879 кг/м3 с содержанием фракций, выкипающих до 2000С около 40
%, до 3000С около 70 %. Нефть содержит (% масс.): асфальтенов 0,02, серы
0,47-0,73, меркаптанов 0,05. В нефтерастворенном газе содержится (% мол.):
метан 55,0, этан 10,0, пропан 3,8, бутаны 1,9, азот 19,7, диоксид углерода 7,0,
сероводороды 1,85.
Месторождение
Дарьинское
Нефтегазоконденсатное
месторождение Дарьинское расположено в Западноказахстанской области, в 30 км к
северу-востоку от г.Уральска. Открыто в 1989 г. Структура приурочена к
визейско-башкирскому бортовому уступу и, по имеющимся данным, представляет
собой органогенную постройку с размерами 1,6х0,5 км и амплитудой около 150 км.
Продуктивны органогенные известняки нижнебашкирского подъяруса, залегающие на
глубине 4218 м ниже. Коллекторы порового, каверного-порового типов. Средняя
пористость их 7,4%, проницаемость достигает 144 фм2. Покрышкой служат аргиллиты
верейского горизонта толщиной 64-100 м. Залежь массивная, водонефтяной контакт
ее прослеживается на отметке 4210 м, а газонефтяной контакт на отметке 4200м.
Дебит нефти на 8 мм штуцере составил 54 м3/ сут, газа - 214,8 тыс. м3/ сут.
Плотность нефти 862-871 кг/м3. Нефть малосернистая (0,37%), высокопарафинистая
(6,8%), малосмолистая (2,5%). До 2000С выкипает менее 10 % фракций, до 3000С -
около 20%. В растворенном газе содержится сероводород 0,22-0,57%, диоксид
углерода - 1,38-1,97%.
Газоконденсатной
части состоит из метана (94%), этана (2,4%), пропана (0,8%), бутанов (0,7%),
пентанов и др.(0,3%), азота (0,7%), диоксида углерода (1,1%), сероводорода
(0,54%). Конденсат относительно тяжелый (791 кг/м3) с содержанием дистиллятной
части ( до 340 0С) - 8- %, меркаптанов - 0,06%. Подошвенные воды представляют
собой хлоридно-кальциевые. Месторождение находится в стадии разведки.
Месторождение
Каменское
Газоконденсатное
месторождение Каменское находится в Западно-Казахстанской области в 75 км к
западу от г. Уральска. Открыто в 1986 г.
Месторождение
приурочено к межсолевой толще ( 156-180 м) карбонатных пород калиновской свиты
нижнеказанского подъяруса. Толща интенсивно дислоцирована и образует сложную
блоковую структуру. Продуктивность установлена в пределах центрального блока,
разделенного субширотным сбросом на две части - восточную и западную. В
восточной части толща образует антиклинальную складку амплитудой около 800 м с
положением свода на отметке - 2300 м.
Месторождение
газовое с небольшим содержанием конденсата. Залежы пластовые сводовые,
пластовые тектонически экранированные. Самая выскоя точка залежи вскрыта на
глубине 2662 м ( абс.-2530 м). Нижняя граница продуктивности доказана
опробованием до отметки - 3050 м. ГВК прослеживается на отметке - 3100 м.
Установленная высота залежи равна 530 м. Продуктивные отложения представлены в
нижней части глинистами, песчано-глинистыми трещиноватыми известковистыми
породами, а в верхней (80% разреза) - известняками и доломитами. Покрышкой
служат соленосная толща казанского яруса.
Доля
коллекторов в толще по пробуренным скважинам колеблется от 5 до 75 %.
Коллекторы порового и порово-трещинного типов. Средняя пористость от 5,7 до
12,6%, проницаемость 156 МКМ2. Начальное пластовое давление для уровня
приведения - 2700 м равно 45,4 МПа, а пластовая температура - 780С. Начальные
дебиты газа составляли от 6,4 до 1280 тыс. м3/ сут. Содержание конденсата в
газе среднем 40 г / м3, плотность 760-790 кг/ м3. Пластовой газ состоит из (%
мол.) метана - 87, этана - 1,2, пропана - 0,6-0,8, бутанов - 0,19-0,28,
сероводорода - 0,93-1,65%, диоксида углерода - 4,4-5,7%, азота - 2,3-4,2%.
Месторождение
находится в разведке.
Месторождение
Приграничное
Нефтяное
месторождение Приграничное находится в 90 км к северу - западу от г. Уральска.
Выявлено в 1993 г. Размеры структуры 4,7х6,7 км, амплитуда - 175 м. Возможно
также литологическое экранирование залежи за счет выклинивание пластов -
коллекторов с юга на север. Размеры структуры в этом случае составят 4х8 км.
Кровля продуктивных отложений в скважине в вскрыта на глубине 4444м, подошва -
на глубине 4454 м. толщина пласта 10 м, эффективная нефтенасыщенная толщина
8,4.ВНК залежи не установлен и предполагается на отметках 4400-4450 м. Общая
высота залежи оценивается в 191 м. Коллекторами являются песчаники с
пористостью по ГИС 7-14% при средней пористости 10,0%. В качестве покрышки
выступает глины и аргиллиты тиманского горизонта толщиной около 5 м. Дебит
нефти из опробованного интервала 4442-4457 м составил 12 м3/ сут ( штуцер 4
мм). Плотность нефти 805 кг/м3 . Месторождение находится в стадии поисковой
оценки (1997).
Месторождение
Тепловское-Токаревское.
Нефтегазоконденсатное
месторождение Тепловское расположено в 22 км к северу- западу от Уральска,
имеет наиболее мощную нефтяную оторочку (40 м), оно состоит их двух куполов -
западного и восточного с лучшим развитием коллекторов в пределах последнего.
Тепловское
Западное - нефтегазоконденсатное месторождение, находящееся в 25 км к
северо-западу от Уральска, характеризуется наибольшей концентрацией запасов
газа на единицу площади. В его пределах вскрыта наиболее высокая часть рифовой
постройки. Кроме основной рифовой залежи, на месторождении установлена
продуктивность верхнего карбонатного пласта филипповского горизонта. Их всех
местрождений Тепловско-Токаревсой группы Западно-Тепловское является наиболее
крупным, по запасам газа оно относится к категории средних.
Токаревское
- газоконденсатное месторождение, расположение в 80 км к западу от г. Уральска.
Оно состоит из четырех отдельных залежей, продуктивность которых, в основном,
установлена в единичными скважинами. Положение газоводного контакта (ГВК) отдельных
залежей колеблется от -2776 до 2082 м.
Месторождение
Ульяновское.
Газоконденсатное
месторождение Улбяновское расположено в 46 км к запад-северо-западу от г.
Уральска. Здесь, наряду со сводовой массивной залежью, установлена пластовая
залежь, приуроченная к доломитовому пласту толщиной 9 м в перекрывающем
филипповском горизонте, а так же ограниченная газоконденсатная залежь на
северном склоне структуры, экранированная, по-видимому, тектоническим
нарушением.
Месторождение
Ростошинское
Газовое
месторождение Ростошинское находится в Западно-Казахстанской области в 15 км к
западу от г. Уральска. Выявлено в 1993 г.
Структура
связана с предполагаемой органогенной постройкой, осложняющей
визейско-башкирский бортовой уступ. Размеры 3,0 х 10,0 км, высота около 200 м.
Продуктивны органогенно - детритовые, оолтовые известняки нижнебашкирского
подъяруса и верхней части серпуховского яруса. Коллекторы порового и, в меньшей
мере, порово-каверного типов и пористость от 4,4 до 12%, в среднем 6,1% .
Покрышкой служат аргиллиты верейского горизонта толщиной от 6 до нескольких
десятков метров, кроме того, в качестве покрышки, при условии морфологической
выдержанности структуры, могут выступать отложения кунгура. Залежь массивная.
Установлена до отметки - 4676 м, этаж продуктивности 69 м. Дебит газа на 6 мм
шайбе составил 119,3 тыс.м3/сут . Начальное пластовое давление 54,9 МПа,
пластовая температура - 1020С. Газ преимущественно метановый ( 89-95%),
содержание других компонентов ( % мол): этан 0,6-4,1; пропан 0,04-0,006; бутаны
и другие гомологи до 0,02; сероводород 2,85-3,56; диоксид углерода 3,41-4,03;
азот до 2,79. Помимо залежи в башкирских отложениях, на месторождении
установлена продуктивность калиновского карбонатного пласта, вскрытого
скважиной 1 в интервале 4218-4395 м, из которого пластоиспытателем был получен
приток газа дебитом 32,9 тыс.м3/сут. Месторождение находится на стадии
поисковых работ; относится к категории мелких.
1.2 Исследования физико-химических свойств и
состава углеводородного сырья нефтегазоконденсатных месторождений Северной
бортовой зоны Прикаспийской впадины
Северный
борт Прикаспийской
впадины имеет ступенчатое строение - по
дизъюнктивным нарушениям он уступами погружается к центральной части впадины. В осадочном чехле этим
уступам соответствуют зоны поднятий, состоящих из серии локальных складок,
протягивающихся в целом параллельно простиранию обрамляющих впадину горных
хребтов.
Нефти Северного борта Прикаспийской впадины (Карачаганакское, Чинаревское,
Западно-Тепловское, Тепловское, Дарьинское, Цыгановское, Ульяновское,
Каменское, Гремячинское, Восточно-Гремячинское и др.) - сернистые, содержание
общей серы в них от 1,23 до 1,30, они также и более меркаптанистые
( 0,0414 - 0,0547) по сравнению с другими нефтями.
По северному борту прогиба ( рис. 1),
где не известны структурные ловушки, имеются залежи газа в литологических
ловушках меотических отложений, связанных с выклиниванием песчаных горизонтов к
северу. Для нефтегазоконденсатных месторождении Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины характерно
высокое содержание сероводорода (в глубинах расположены изгибы колонн, т.к сверглубокие
залежи) Компонентный состав продукции скважины содержит газовый фактор. Поэтому
легкие нефти являются гиратообразующими. Месторождения в пределах северного борта
Прикаспийской впадины обладают рядом особенностей, резко отличающих их от
месторождений нефтедобывающих районов Волго-Уральской НГО. Эти особенности
порождают целый ряд проблем, которые необходимо решать в процессе промышленного
освоения месторождений нового района.
Применение в этих условиях обычных технологических приемов извлечения
жидких УВ без учета всего спектра их термодинамических и физико-химических
особенностей может привести к необратимым последствиям, резко снижающим
эффективность процесса выработки запасов.
Залежи связаны с отложениями девона. Продуктивные пласты ДI, ДVI и ДV,
залегающие на глубинах свыше 4500 м, характеризуются невысокими емкостными и
фильтрационными свойствами. Пористость изменяется от 11 до 14 %, проницаемость,
по промысловым данным, колеблется в пределах 0,0098-0,22 мкм2. Расчлененность
пластов составляет 1,8-3,5, коэффициент песчанистости - 0,46-0,84. Одной из
основных особенностей залежей является то, что нефть и конденсат находятся в
жестких термобарических условиях: пластовое давление достигает 50-52 МПа,
температура - 95- 100 °С. Нефть содержит большое количество растворенного газа
(до 900 и более м3/т) и обладает чрезвычайно низкой, сопоставимой с газом,
вязкостью (0,07-0,14 мПа·с). Столь низкая вязкость нефти даже при условии
невысоких фильтрационных свойств коллектора обеспечивает значительную
гидропроводность пластов и высокую продуктивность скважин. Коэффициент
продуктивности по отдельным разведочным скважинам достигает 174,6 т/сут·Па.
Залежи природного газа содержат значительное количество конденсата
(500-700 г/м3). Близкие по величине соотношения газовой и жидкой фаз в нефтяных
и газоконденсатных залежах делают чрезвычайно трудным однозначное решение
вопроса о фазовом состоянии УВ-систем в пластовых условиях. По данным Ч.
Кронквиста [1], пластовую УВ-систему с газовым фактором, превышающим 650-700 м
/м3, обычно относят к газовым, а системы с газосодержанием 270-650 м3/м3
именуются как “летучие” нефти. В качестве дополнительных признаков отнесения
нефти к типу “летучих” им рекомендуется использовать фракционный состав и
динамику изменения объемного коэффициента в зависимости от давления.
Проведенные нами исследования с помощью установки фазовых равновесий
пластовых флюидальных систем по ряду месторождений, открытых в прибортовой зоне
Прикаспия, свидетельствуют, что в качестве информативных признаков “летучей”
нефти необходимо учитывать ряд таких дополнительных параметров, как коэффициент
сжимаемости, плотность пластовой нефти, молекулярная масса, объемный коэффициент.
Значения указанных параметров у “летучих” нефтей лежат соответственно в
пределах 25-50-4 МПа-1, 0,412-0,620 т/м3, 40-60, 1,755-3,373.
Исходя из выявленных критериев, нефть разведанных залежей по всем без
исключения месторождениям описываемой зоны можно отнести к категории “летучих”.
По фракционному составу они занимают промежуточное положение между газовым
конденсатом и тяжелой нефтью. Одной из их характерных особенностей является
резкая усадка нефти в пласте при снижении давления ниже давления насыщения.
Общая усадка нефти после полной ее дегазации достигает значительной величины,
что предопределяет, по сравнению с разрабатываемыми месторождениями
Урало-Поволжья, крайне низкую плотность запасов нефти, содержащихся в единице
объема. В связи с высокой стоимостью эксплуатационных скважин разбуривание
продуктивных пластов по обычной сетке с расстояниями между скважинами 500 или
600 м, как показали расчеты, не обеспечивает окупаемости капитальных затрат. По
этой же причине экономически нецелесообразным является разбуривание и
вовлечение в активную разработку участков залежи, где эффективная
нефтенасыщенная толщина пластов не превышает 4-5 м.
Разведанные залежи нефти отличаются достаточно высоким внутренним
энергетическим потенциалом, однако в связи с их полузакрытостью либо полной
изолированностью от законтурной системы характеризуются даже при низких темпах
отбора высоким темпом падения пластового давления.
Как показали технологические расчеты, разработка продуктивных пластов на
естественном режиме характеризуется неустойчивой динамикой отбора и низкой
выработанностью запасов.
Период эксплуатации залежей, когда пластовое давление становится ниже
давления насыщения нефти газом, будет сопровождаться интенсивным ростом
газового фактора. Более предпочтительна с позиций народнохозяйственной
эффективности технология разработки продуктивных пластов с использованием
методов поддержания пластового давления. Наиболее конкурентоспособной является
технология, предусматривающая наряду с поддержанием пластового давления максимальное
использование естественного энергетического потенциала пластов. При этом
имеется в виду, что на первом этапе разработка залежей осуществляется на
естественном режиме со снижением пластового давления до уровня насыщения нефти
газом или до давления начала конденсации, а затем она продолжается с
поддержанием пластового давления. Такой подход позволяет достичь более высокого
(на 25-30 %) народнохозяйственного эффекта (ННЭ) и более высокой выработки
запасов по сравнению с технологией, когда поддержание пластового давления
осуществляется с самого начала разработки пластов.
Менее определенными представляются пока решения, связанные с выбором
вытесняющего агента. Для более полного извлечения “летучих” нефтей, какими
являются нефти рассматриваемой территории, в зарубежной практике широкое
распространение получила закачка в пласт газа высокого давления. Газовая
технология, особенно при режиме смешивающегося вытеснения, обеспечивает
наиболее высокие значения нефтеотдачи и с этой точки зрения является
максимально конкурентноспособной по сравнению с другими известными режимами
вытеснения Вытеснение “летучей” нефти водой в промышленных условиях не
производилось.
Однако предпосылки для получения положительных результатов имеются. Это
прежде всего благоприятное соотношение вязкости нефти и закачиваемой воды (=0,l-0,2),
что позволяет обеспечить значительный объем добычи нефти в безводный период
разработки. В то же время вследствие уменьшения гидропроводности в заводненных
зонах пласта резко снизится отбор жидкости и для поддержания стабильной добычи
потребуется существенное увеличение давления нагнетания. Кроме того,
значительно ухудшится соотношение между количеством нагнетательных и добывающих
скважин. Связано это с тем, что по мере замещения нефти водой будет происходить
постоянное снижение гидропроводности пласта (вязкость воды на порядок выше
вязкости нефти).
Имеются серьезные проблемы с водообеспечением, так как месторождения
описываемой зоны расположены в безводном районе. Разработка их с заводнением
потребует на поздней стадии перевод скважин на механизированную добычу, однако
многие вопросы техники извлечения нефти с высоким газовым фактором не получили
до сих пор удовлетворительного решения.
Для “летучих” нефтей объем жидкой фазы, конденсирующейся из попутного газа
в промысловых сепараторах, может быть равен или даже превышать объем добываемой
товарной нефти. Следовательно, применение традиционных систем обустройства для
сбора и подготовки нефти неизбежно приведет к большим потерям жидкой фазы.
Все эти проблемы снимаются при применении в процессе разработки
продуктивных пластов, насыщенных “летучей” нефтью, газовой технологии.
Использование газа для поддержания пластового давления обеспечивает в течение
всего срока фонтанный способ эксплуатации скважин, что имеет исключительно
важное значение в условиях, когда глубина скважин превышает 4500 м. Эта
технология представляется наиболее целесообразной и с позиции обустройства
месторождения, так как отпадает необходимость параллельного строительства
объектов по комплексной подготовке нефти (обезвоживание) и газоконденсата. По
сравнению с заводнением обеспечиваются более благоприятные экологические
условия, полностью снимается проблема водоснабжения и захоронения дренажных
вод. Однако применение газовой технологии требует решения ряда технических
проблем, основными из которых являются производство компрессоров высокого
давления (40-50 МПа) и соответствующего промыслового оборудования.
Наиболее заметно преимущество газовой технологии проявляется тогда, когда
закачка газа высокого давления обеспечивает режим смешивающегося вытеснения.
Проведенными исследованиями установлено, что давление смесимости для
месторождений Зайкинско-Росташинской зоны находится в пределах 36-39 МПа.
Эффективность этого режима оценивалась с помощью установки фазовых равновесий
“Альстом-Атлантик”.
Исходная УВ-система характеризовалась начальным потенциальным содержанием
УВ С5+высш. 633 г/см3 пластового газа и давлением начала конденсации 42,3 МПа.
Поэтапное замещение в бомбе PVT исходного объема пластового
газоконденсата проводилось в равновесных условиях идеального смешивания газом
промысловой сепарации, содержащим некоторое количество (2,29%) УВ C5+высш.
Всего было прокачено осушенного газа в объеме, равном 0,9 объема
первоначального УВ-сырья, содержащегося в бомбе. В процессе эксперимента
наблюдалось постоянное увеличение давления начала конденсации, что
свидетельствует об активном поглощении и выносе сухим газом легких компонентов.
Потенциальное содержание в бомбе УВ С5+высш на конец эксперимента снизилось до
456 г/м3. Таким образом, за счет закачки осушенного газа из бомбы PVT было
извлечено 28 % первоначального объема конденсата.
Условия эксперимента не позволили оценить возможное извлечение конденсата
за счет поршневого вытеснения. По литературным данным [1], коэффициент
извлечения на этом режиме обычно не превышает 0,3. Несмотря на то, что в
процессе эксперимента, по сравнению с промысловыми условиями, была прокачена
всего половина требуемого объема сухого газа, получены вполне положительные
результаты. Можно сделать вывод, что термобарические условия и УВ-состав
пластовых систем рассматриваемых газоконденсатных месторождений Прикаспия
создают благоприятные предпосылки для успешного применения при их разработке
газовой технологии.
Опыты проводились на газоконденсатной смеси, однако полученные результаты
вполне применимы для “летучих” нефтей, так как они имеют сходные между собой
физико-химические характеристики.
Приведенные исследования показывают, что вопрос выбора и реализации
рациональной технологии на месторождениях Прикаспия имеет исключительно важное
народнохозяйственное значение. Несмотря на очевидные преимущества газовой
технологии, следует иметь в виду, что в отечественной практике отсутствует
необходимый опыт использования газа высокого давления в качестве вытесняющего
агента. Обусловлено это в основном недостаточной технической оснащенностью
добывающих предприятий, в первую очередь, компрессорами высокого давления.
Очевидно, в ближайшие несколько лет эта проблема решена не будет. Однако
уже сейчас назрела острая необходимость проведения промышленного эксперимента
по освоению эффективных технологий разработки месторождений с применением, как
закачки газа, так и традиционного заводнения.
Результаты и выводы, полученные в процессе промышленного эксперимента,
лягут в основу последующегоширокомасштабного внедрения в практику прогрессивных
методов разработки месторождений Прикаспия.
Наиболее полно отвечает условиям промышленного эксперимента Зайкинское
газоконденсатнонефтяное месторождение, в котором нашли отражение основные
особенности залежей нефти и газа многих месторождений северной прибортовой зоны
Прикаспия. Небольшие его размеры, наличие в разрезе как нефтяных, так и
газоконденсатных пластов - все это позволяет рассчитывать на получение в короткие
сроки надежной информации об эффективности исследуемых технологий.
В настоящее время Зайкинское месторождение введено в пробную эксплуатацию
и разрабатывается на естественном режиме.
Результаты первого года пробной эксплуатации подтверждают выводы, сделанные
на стадии геологоразведочных работ, о высокой продуктивности залежей и их
фазовом состоянии. Однако в планах пробной эксплуатации не предусмотрено
проведение каких-либо работ, связанных с промышленным испытанием различных
технологий нефтедобычи. До решения всего комплекса технических вопросов
проведения эксперимента можно рекомендовать на первой стадии безкомпрессорную
закачку газа продуктивного пласта ДIV в нефтяную залежь пласта ДIII. Это
позволит в короткий срок получить объективную информацию об эффективности
вытеснения нефти газом, в частности о времени прорыва газа в добывающие
нефтяные скважины и степени охвата пласта вытеснением.
Нефть и конденсат месторождении Северной бортовой зоны Прикаспийской впадины характеризуются большим содержанием
парафинов, смол и асфальтенов, количественно отличающихся на различных участках
месторождения.
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%. Одним из наиболее распространенных осложнений при добыче таких
нефти являются асфальтосмолопарафиновых отложения (АСПО). Основными причинами,
приводящими к образованию АСПО, являются снижение растворяющей способности
нефти по отношению к парафину в результате уменьшения температуры и
разгазирование, причём преобладает температурный фактор. При эксплуатации
нефти- и газоконденсатных скважин, характеризующихся глубокими депрессионными
воронками резко увеличивается возможность выпадения АСПО. В условиях низко проницаемых
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 газонефтяной 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 уменьшения
температуры снижается растворяющая способность нефти и твердые парафины
начинают выделяться из раствора, при этом наиболее интенсивная парафинизация
происходит в подъемных трубах и в при скважинном оборудовании. 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.
1.2.1 Физико-химические свйства и
состав углеводородного сырья Карачаганакского месторождения
Месторождение Карачаганак характеризуется сложностью
пластовой флюидной системы и разнообразием свойств добываемых газа, конденсата
и нефти.
I и II
объекты разработки представляют собой газоконденсатные залежи, в которых состав
пластового газа закономерно меняется по глубине. Потенциальное содержание
жидких углеводородов С5+в, контролирующее основные свойства конденсата,
возрастает от 410 г/м3 в присводовой части I объекта до 950 г/м3 в районе ГНК II объекта разработки. В соответствии с компонентным составом и
термобарическими условиями залежи находятся все свойства пластового газа,
закономерно меняющиеся по глубине.
III объект разработки, представляющий собой нефтяную
оторочку месторождения, характеризуется еще большей изменчивостью свойств
нефти, различающихся не только по высоте, но и по площади залежи, в связи с
чем, нефтяная оторочка условно разделена на два участка - северо-восточный и
юго-западный. Основанием для такого разделения послужило различие свойств и
состава насыщающих их нефтей.
Флюидальная система, заполняющая массивно-пластовый резервуар,
представлена двумя частями единой залежи: газоконденсатной (высота 1390 м) и
нефтяной (200 м). Особенность залежи - высокое содержание конденсата в
пластовом газе, меняющееся от 380 г/м3 в кровле до 705 г/м3 на контакте газ -
нефть (-4950 м). С глубиной его плотность увеличивается от 770 до 810 кг/м3.
Начальное пластовое давление составляет 51,5 МПа в верхней части залежи и 59,3
в подошве. Пластовая смесь в залежи находится в околокритическом состоянии.
В продуктивном разрезе выделены три объекта разработки: два
газоконденсатных (нижнепермский и каменноугольный) и нефтяной
(каменноугольно-девонский). ВНК по данным опробования установлен на отметке -
5150 м. Залежь находится на глубине 3650-5300 м.
Дебиты газа составляют 40-1980 тыс. м3/сут., а конденсата 30-1354 м3/сут.
Получение притока лёгкой нефти дебитом 72,6 м3/сутки и газа 69,1 тыс.
м3/сут. при опробовании интервала 5670 -5764 м в скважине №15 доказана
промышленная продуктивность среднедевонских отложений.
Продуктивная толща характеризуется резкой фильтрационно-емкостной
неоднородностью. По керну и данным ГИС выявлены коллекторы порового,
каверно-порового, трещинно-порового и трещинно-каверно-порового типов. Доля
коллекторов в разрезе меняется по площади от 4,5 до 82%, в среднем составляя
для нижнепермских отложений 35%, каменноугольных 45%. Доля пород с
некондиционной пористостью (менее 6%) соответственно составляет 65 и 55% от
общего объема пород, коллекторы характеризуются относительно невысокой
пустотностью. Большинство коллекторов (до 65%) имеют пустотность от 6 до 15%,
остальные (35%) - 15-20.
Названные особенности требуют нетрадиционного подхода к освоению
месторождения. Основное условие - поддержание пластового давления на уровне,
превышающем давление начала конденсации, поэтому предусматривается разработка
месторождения с применением сайклинг-процесса.
Плотность дебутанизированных конденсатов находится в пределах 780-800
кг/м3, на границе с ГНК плотность повышается до 814 кг/м3. Увеличение плотности
конденсатов в приконтактной зоне с 785,0 до 810,5 кг/м3 приводит к повышению
его вязкости с 2,07 до 3,598х10 м2/с, повышение температуры застывания на 15
єС, возрастанию содержания твёрдых парафинов с 1,76 до 3,0% мас. и смол от 0,28
до 0,78% мас. Характерные особенности конденсатам придают значительные
содержания серы. Из сераорганических соединений присутствуют сульфиды,
дисульфиды. Из кислородосодержащих содержащих - смолы и асфальтены.
Физико-химические свойства девонской нефти изучены по одной пробе,
отобранной в скважине 15 из интервала 5647-5754 м. Плотность девонской нефти
равен 803,5 кг/м3. По компонентному составу нефть малосернистая (0,30% мас.)
смолистая (0,89% мас.) с невысокой концентрацией асфальтенов (0,056% мас.).
Содержание твердого парафина составляет 4,38% мас. Фракционный состав нефти
относительно лёгкий. Растворённый в нефти газ представляет собой сложную смесь,
состоящую из углеводородов и не углеводородных компонентов. Углеводородная
часть представлена главным образом, метаном (74,2-78,4% мас.) и его гомологами
С (10,2 - 14,1%). Не углеводородная часть состоит из сероводорода (1,78 -
7,6%), двуокиси углерода (4,96 - 7,69%) и азота (0,44 - 0,89%). Суммарное
соединение тяжёлых углеводородов С не превышает 0,49% мол.
По товарным характеристикам конденсаты и нефти месторождения содержат
бензиновые, керосиновые, дизельные, масляные фракции и остатки выше 450 С.
Потенциальные содержания фракций следующие: бензиновая (22,0% до 51,9% мас),
легкая керосиновая от 11,6 до 15,8% мас, дизельная от 3,6 до10,6% мас, масляная
от 12,7 до 20,5% мас, остаток выше 450 С (мазут) от 6,1 до 38,0% мас.
Балансовые запасы газа 600 млрд. м3, конденсат 500 млн. т, нефти 200 млн. т.
Массивный характер залежи, ее необычайно большая высота, выдержанность
литолого-фациального состава коллектора, существенная дифференциация содержания
конденсата, изменчивость термобарических условий, наличие нефтяной подушки
позволяют рассматривать Карачаганакское месторождение как эталонный объект для
изучения фазового состояния глубокопогруженных залежей. Исследование проведено
как на теоретическом, так и экспериментальном уровне. Установлено, что
пластовая смесь находится в двух гомогенных фазах: газовой и жидкой. Переход из
одной фазы в другую осуществляется в результате изменения главным образом
критической температуры.
Различный методический подход к определению параметров фазового состояния
пластовой смеси обусловил разноречивую оценку степени насыщенности системы.
Ю.П. Коротаев и др. на основе математического моделирования фазового поведения
пластовой смеси по уравнению состояния реальных газов в модификации
Пенга-Робинсона пришли к выводу, что пластовая система Карачаганакского
месторождения существенно недонасыщена жидкими УВ в газоносной его части и
газообразными в нефтяной. Пластовое давление по всей высоте залежи выше
давления начала конденсации и насыщения на 20 - 30 МПа и, следовательно,
степень насыщенности системы составляет 55-60%.
Экспериментальные данные, полученные на различных установках - «Раска»,
модернизированная АСМ-600 «Альстом-Атлантик» (ВНИИгаз, НВ НИИГГ. КазНИГРИ, ПО
НВ НИИГГ), говорят о еще большей близости давления начала конденсации к
пластовому при насыщенности газоконденсатной системы на 76-98% Возможно,
дефицит насыщения обусловлен технологическими причинами при исследовании
скважин, в частности создаваемыми депрессиями на пласт, при которых часть
конденсата в нем может выпадать. Вместе с тем дифференциация C5+высш. по высоте
залежи и предельная насыщенность нефтяной системы не исключают рост
насыщенности пластового газа в сторону подошвенной части.
Изотермы Карачаганакского месторождения имеют крутую форму. Давление
начала конденсации изменяется от 45,5 до 57 МПа, а пластовое от 51,2 до 58,4
МПа, давление максимальной конденсации возрастает от 18 до 23 МПа в направлении
от нижнепермской к каменноугольной части разреза. Следует отметить, что при
возрастании потенциального содержания конденсата по высоте залежи существенно
увеличивается количество выпадающей жидкости в ретроградной области, в зоне
максимальной конденсации.
В каменноугольном объекте участок изотермы от давления начала конденсации
до давления максимальной конденсации близок к вертикали, что свидетельствует о
приближении к критической точке. Следовательно, при небольшом снижении давления
в пласте будет выпадать значительное количество конденсата, что приведет к
резкому уменьшению доли стабильного конденсата в выносимом газе (см. рис. 2.6
кривая 5). Характерно также и то, что по стабильному конденсату зона прямого
испарения практически не фиксируется (см. рис. 2.6 кривая 4). Коэффициенты
конденсатоотдачи при эксплуатации залежи на режиме истощения составят 0,31-0,42
для нижнепермского объекта и 0,26-0,29 для каменноугольного.
Для повышения конденсатоотдачи необходима реализация сайклинг-процесса,
особенно на каменноугольном объекте. По расчетным данным, коэффициент
извлечения конденсата можно повысить до 0,75 - 0,85. На основе анализа ряда
вариантов для повышения конденсатоотдачи некоторые исследователи предлагают
начинать разработку на режиме естественной энергии пласта до достижения
текущего пластового давления 40 МПа и одновременно создавать оторочку из
широких фракций легких УВ. Затем применить частичный сайклинг-процесс с
возвратом в пласт 50% сухого газа для проталкивания оторочки и вымывания
конденсата, выпавшего в пласте. Доразработку осуществлять на режиме истощения.
Эти мероприятия позволят получить также высокую конечную конденсатоотдачу
(примерно 0,7).
Основные результаты исследования нефти КНГКМ
|
Параметры скважины
|
6
|
14
|
33
|
29
|
|
Интервал перфорации, м
|
5034-5062
|
5068-5100
|
5120-5155
|
5164-5204
|
|
Пластовое давление, МПа
|
58
|
58,2
|
58,2
|
58,6
|
|
Пластовая температура,°С
|
84
|
85
|
87
|
89
|
|
Давление насыщения, МПа
|
57,9
|
58,2
|
57,85
|
58,57
|
|
Газосодержание, м3/м3
|
883
|
689
|
533
|
354
|
|
Объемный коэффициент
пластовой нефти
|
3,2
|
2,6
|
2,27
|
1,82
|
|
Плотность пластовой нефти,
г/см3
|
0,499
|
0,56
|
0,605
|
0,671
|
|
Вязкость пластовой нефти,
мПа·с
|
<0,2
|
<0,2
|
0,23
|
0,6
|
|
Коэффициент растворимости
газа в нефти, м3/(м3·Па) ·10-5
|
1,53
|
1,18
|
0,92
|
0,54
|
|
Плотность газа при 20°С
(измеренная), кг/м3
|
0,888
|
0,905
|
0,966
|
0,988
|
|
Плотность сепарированной
нефти, г/см3
|
0,818
|
0,848
|
0,856
|
0,874
|
|
Газосодержание, м3/тонн
|
1080
|
813
|
623
|
405
|
Состав газа сепарации и газа дегазации КНГКМ
|
Комп онент
|
СН4
|
С2Н 6
|
С3н8
|
изо-C4H10
|
н-C4H10
|
изо-C5H12
|
н-C5H12
|
н- C6H14
|
Н2S
|
со2
|
N2
|
|
Кол-во
|
81.84
|
5.64
|
1.74
|
0.22
|
0.41
|
0.12
|
0.09
|
0.06
|
2.54
|
6.42
|
0.44
|
Товарная
продукция КПК.
Товарной продукцией КПК является:
· Стабилизированная товарная нефть (в смеси с конденсатом)
для реализации по магистральной нефтепроводной системе КТК, СТ РК1347-2005/ГОСТ
Р 51858-02, MOD;
· Очищенный топливный газ на
собственные нужды ГОСТ 5542-87;
· Осушенный от влаги кислый газ,
содержащий кислые компоненты (сероводород, углекислый газ, меркаптаны) -
высокосернистый газ для закачки в пласт (удовлетворяет условиям надежности
эксплуатации системы закачки газа в пласт)
Все виды товарной продукции должны соответствовать
стандартам и техническим условиям их транспортирования, хранения, поставки и
использования.
В таблице 1.1
представлены качественные показатели на товарную продукцию нефть (в смеси с
конденсатом) для реализации по магистральной нефтепроводной системе КТК.
Таблица 1.1 -
Качественные показатели на товарную продукцию СТ РК1347-2005/ГОСТ Р 51858-02, MOD
|
Наименование показателя
|
норма
|
Методы испытания
|
|
1
|
2
|
3
|
|
|
1. плотность при 200С кг/м3
не более
|
830-895
|
ГОСТ 3900
|
|
2. Выход фракций, %
объемных, не менее при температуре до 2000С при температуре до 3000С при
температуре до 3500С
|
21-30 42-52 53-62
|
ГОСТ 2177
|
|
3. Массовая доля парафина %
|
6.0
|
ГОСТ 11851
|
|
4. Массовая доля воды % не
менее
|
0.5
|
0.5
|
1.0
|
ГОСТ 2477-65
|
|
5. Массовая доля
механических примесей % не более
|
0.05
|
0.05
|
0.05
|
По ГОСТ 6370-83
|
|
6. Концентрация хлористых
солей мг/дм3 не более
|
100
|
300
|
900
|
По ГОСТ 21534
|
|
7. Давление насыщенных
паров, кПа (мм рт.ст.) не более
|
66.7 (500)
|
66.7 (500)
|
66.7 (500)
|
По ГОСТ 1756
|
|
Норма для нефти вида
|
|
|
8. массовая доля
сероводорода млн-1 (ppm) не более
|
20
|
50
|
100
|
По ГОСТ Р 50802
|
|
9. массовая доля метил-и
этилмеркаптанов в сумме млн -1 (ppm) не более
|
40
|
60
|
100
|
|
В таблице 1.2 представлены
качественные показатели на сжиженный газ (пропан-бутановая фракция).
Таблица 1.2 -
Качественные показатели сжиженного газа (пропан-бутановая фракция) ГОСТ 20448-90.
|
Наименование показателя
|
Норма для марки
|
Метод испытания
|
|
Пт
|
СПБТ
|
БТ
|
|
|
1. Массовая доля
компонентов, %
|
|
По ГОСТ 10679
|
|
Сумма метана, этана и
этилена не менее:
|
Не нормируется
|
|
|
Сумма пропана и пропилена
не менее:
|
75
|
Не нормируется
|
|
|
Сумма бутанов и бутилена не
менее:
|
не нормируется
|
- 60
|
60 -
|
|
|
не более:
|
|
|
|
|
|
2. объемная доля жидкого
остатка при 200С,% не более
|
0.7
|
1.6
|
1.8
|
По п.3.2 ГОСТ 20448
|
|
3.давление насыщенных
паров, избыточное, МПа при температуре:
|
|
|
|
По ГОСТ РФ 50994-96
|
|
плюс 450С не более
|
1.6
|
1.6
|
1.6
|
|
|
минус 200С не менее
|
0.16
|
-
|
-
|
|
|
4. Массовая доля
сероводорода и меркаптановой серы, % не более
|
0.013
|
0.013
|
0.013
|
По ГОСТ 22985
|
|
в том числе сероводорода,
не более:
|
0.003
|
0.003
|
0.003
|
По ГОС 22985 или 11382
|
|
5. Содержание свободной
воды и шелочи
|
отсутствие
|
По п. 3.2 ГОСТ 20448
|
|
6. Интенсивность запаха,
баллы, не менее:
|
3
|
3
|
3
|
По ГОСТ 223875 и п.3.4 ГОСТ
20448
|
|
|
|
|
|
|
|
В таблице 1.2 -
представлены качественные показатели на газ горючий природный для промышленного
и коммунально-бытового назначения.
Таблица 1.3 -
качественные показатели на газ горючий природный для промышленного и
коммунально-бытового назначения ГОСТ 5542-87
|
Наименование показателя
|
Норма
|
Метод испытания
|
|
1. Теплота сгорания низшая,
МДж/м (ккал/м"1), при 20°С 101.325 кПа, не менее
|
31.6 (7000)
|
ГОСТ 27193-86 ГОСТ 22667-82
ГОСТ 10062-75
|
|
2. Область значения числа
Воббе высшего,МДж/м3 (кал/м3)
|
41.2-54.5 (9850-13000)
|
ГОСТ 22667-82
|
|
3. Допустимое отклонение
числа Воббе от номинального значения, %, не более
|
±5
|
-
|
|
4. Массовая концентрация
сероводорода, г/мл не более
|
0.02
|
ГОСТ 22387.2-83
|
|
5. массовая концентрация
меркаптановой серы г/м3 не более
|
0.036
|
|
6. объемная доля кислорода,
%, не более
|
1.0
|
|
|
7. Масса механических
примесей в 1 м3/г. 1не более
|
0.001
|
ГОСТ 22387.4 -77
|
1.2.2 Физико-химические свойства и состав
углеводородного сырья Чинаревского месторождения
Для обоснования основных параметров пластовой нефти
привлечены все имеющиеся на сегодняшний день результаты исследования глубинных
проб нефти, а также полученные в процессе геологоразведочных работ результаты
опробования и испытания скважин.
За время разведочных работ были отобраны и исследованы
глубинные пробы нефти из 14 скважино-объектов горизонта КТ-П. При анализе
приведенных данных часть проб пришлось отбраковать. Основанием для отбраковки
явились результаты опробования и испытания скважин, при проведении которых
выполнялись замеры газовых факторов.
Учитывая тот факт, что в процессе испытания скважин не
было замечено резкого увеличения газового фактора из-за пластового
разгазирования нефти, и замеренные на разных режимах газовые факторы колеблются
в небольших пределах, они могут быть использованы для оценки ожидаемого
газосодержания пластовой нефти. Из 14 проб, шесть были отбракованы по причине
существенного отличия полученного по ним газосодержания от замеренного
промыслового газового фактора. В отбракованных пробах значения газосодержания в
1,5 и более раз отличаются от замеренных газовых факторов, что дает основание
считать такие пробы не представительными.
По пробам, которые нами признаны как кондиционные,
найдены средние значения основных параметров пластовой нефти по горизонту .
Там же указаны полученные по результатам исследования
не отбракованных глубинных проб диапазоны изменения параметров в пределах
горизонта.
В процессе исследования пластовых проб нефти выполнен
опыт дифференциального разгазирования, дающий представление о характере
изменения основных свойств пластовой нефти при снижении давления от пластового
до атмосферного. К сожалению, это единственный эксперимент по дифференциальному
разгазированию пластовой нефти, к тому же исследованная проба характеризовалась
газосодержанием, отличающимся от среднего по горизонту КТ-П значением. Поэтому
для надежной характеристики изменения свойств пластовой нефти от давления
необходимо провести опыты дифференциального разгазирования по нескольким
скважинам, характеризующимся разными значениями давления насыщения и
газосодержания. Перед проведением эксперимента необходимо убедиться в
кондиционности отобранных глубинных проб.
Характеристика физико-химических свойств нефти в
поверхностных условиях дана на основании результатов исследования проб нефти,
отобранных на устье скважин и полученных при разгазировании глубинных проб. В
общей сложности к обобщению привлечены 47 проб.
Как видно значения основных параметров нефти
колеблются в значительных пределах даже по параллельным пробам и причинами
этого могут быть как фактические различия свойств и состава нефти в пределах
горизонта, так и разные требования у организаций-исполнителей к транспортировке
и подготовке пробы нефти к исследованиям (обезвоживание, дегазация и др.).
При анализе данных с привязкой их к площади и глубине
залегания не было получено закономерности в распределении свойств добываемых
нефтей по глубине и участкам, поэтому в настоящем отчете параметры
дегазированной нефти приведены для горизонта КТ-П в целом и рассчитаны они как
средние арифметические после отбраковки одной пробы. Причиной отбраковки
явилось то, что из трех проб, отобранных при опробовании интервала 3550-3562м,
отбракованная проба не согласуется с двумя другими, имеющими довольно хорошую
сходимость.
По результатам исследования 46 проб получены средние
значения основных параметров дегазированной нефти, характеризующие нефть горизонта
КТ-П как сернистую, смолистую, малопарафинистую, застывающую при отрицательной
температуре и содержащую более 50% светлых фракций.
Однако следует иметь в виду, что значительные
колебания таких свойств нефти как содержание серы, парафинов, асфальто - смолистых
веществ по параллельным пробам ставят под сомнение достоверность принятых
параметров и требуют уточнения.
Компонентный состав нефтяного газа определялся по
пробам, выделенным при однократном разгазировании пластовой нефти. В общей
сложности на текущий момент исследовано 14 проб нефтяного газа. Анализы
выполнены разными организациями и наблюдаются значительные колебания
углеводородного состава газа по пробам. Причиной этого может быть как
естественная неоднородность растворенного нефтяного газа по скважинам, так и
различие в методиках исследования. При обобщении результатов исследования в
настоящем отчете была отбракована одна проба. По этой пробе получен
"сухой" газ с потенциалом пропан-гексановых фракций около 5%мол. и
связано это с тем, что при отборе пластовой пробы нефти в пробоотборную камеру
попал большой избыток газа, состоящий, как видно, преимущественно из метана.
Этим объясняется аномально высокое газосодержание пластовой нефти и ее легкий
углеводородный состав.
Средний по 13 пробам компонентный состав нефтяного
газа свидетельствует о значительном содержании в нем гомологов метана,
потенциальное содержание пропан-гексановых фракций колеблется от 6 до 25% мол.,
составляя в среднем 13,6% мол. Особенностью нефтяного газа Чинарёвского
месторождения является повышенное содержание сероводорода, снижающего его
товарные качества.
Компонентный состав пластовой нефти с расшифровкой
углеводородов до C8 включительно
определен по четырем пробам пластовой нефти, признанным нами как кондиционные.
По ним получен по состоянию изученности пластовых флюидов на сегодняшний день
средний состав пластовой нефти горизонта КТ-П, который был использован для
технологических расчетов сепарации добываемой продукции.
При проектировании и разработке нефтегазовых
месторождений существенную роль играет изучение распространения и состава
подземных вод для решения задач и условий разбуривания, подсчета запасов,
определения ресурсов для заводнения, контроля за заводнением и обводненностью
залежей; прогнозирования техногенных гидрохимических процессов и утилизации
промстоков. Это связано с тем, что подземные воды являются практически
обязательным компонентом месторождений углеводородов.
Многообразие факторов, определяющих закономерности
формирования и изменения состава вод вообще и в пределах контура
нефтегазоносности в частности требуют тщательного и глубокого анализа.
В разрезе месторождения выделяется серия водоносных
горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа (надсолевой
и подсолевой), разделенных кунгурской толщей.
Ближе к поверхности земли в надсолевой толще
распространены аллювиальные водоносные пласты, содержащие слабосоленую и
пресную воду, которые могут иметь промышленное значение.
Исходя из приведенных данных, в целом по KT-I пластовые воды хлор-кальциевого типа с минерализацией
111,6-140г/л. Водородный показатель рН изменяется в пределах 6,2-6,7, плотность
1,08-1,1г/см3. Дебиты воды от 1,08м3/сут при Нср.дин=1524м в скв 1 до
46,08м3/сут при Нср.дин=981м3/сут в скв.5. По КТ-П пластовые воды хлор-кальциевого
типа с минерализацией 68,9-97,Ог/л, рН изменяется в пределах 6,7-7,1, плотность
1,04-1,06г/см3. Дебиты воды от 0,32м3/сут при Нср.дин = 1773м до 1,93м3/сут при
Нср.дин =1294м3/сут.
Для питьевого водоснабжения возможна эксплуатация
месторождения пресных вод, а для технического водоснабжения при бурении скважин
и для целей ППД -солоноватые воды альб-сеноманского горизонта. Запасы оценены в
количестве 55,289тыс.м3/сут по категории С.
В нижнем меле на глубине 153-240м статические уровни
подземной воды с минерализацией 1,8-3,Зг/л установлены на уровне 14-65м ниже
поверхности земли. Дебиты составляют до 120м3/сут при понижении на 20-45м.
Температура 12-14°С. Водовмещающими являются рыхлые пески альбского яруса
мощностью 143-195м.
Вода соответствует ГОСТу 2874-74 "Вода
питьевая" за исключением концентраций железа и марганца. Запасы этого
месторождения разделяются по трем участкам водозабора и составляют для
северного участка - 54000м3/сут (А+В), для центрального участка -64800м3/сут (Ci) и для южного участка - 77760м3/сут
(А+В).
Однако в связи с широкой распространенностью
альб-сеноманских водоносных толщин реально возможны водоисточники ближе к
промыслу, для чего требуется детальная разведка и утверждение разведанных
запасов.
В основном в приконтактной зоне водонасыщенные породы
имеют не слишком хорошие фильтрационные свойства, что затрудняет активизацию
упруговодонапорного режима.
Нефтегазовая залежь представлена поровыми и
порово-трещинными коллекторами. Плотность пластовой воды в пластовых условиях
1,060г/см3, вязкость воды в пластовых условиях 0,4мПас, температура 36-46°С.
Для КТ-П ВНК равен 3300м, плотность воды в пластовых условиях 1,043г/см3,
температура 61-74°С. Вода обладает высокой коррозионной активностью и
агрессивна к бетону и цементу.
Пласты содержат воды с предельным газонасыщением.
Коэффициент насыщения воды газом определен в пределах 0.85. Растворимость газов
в природных условиях зависит от температуры, давления и минерализации вод.
Генетическим первоисточником углеводородных газов является рассеянное
органическое вещество пород и содержащихся в них флюидов.
Высокое поисковое значение растворенных в воде газов
подтверждено тем, что почти везде региональное развитие в водах углеводородных
газов указывало на промышленные скопления нефти и горючих газов. Исходя из
табличных данных, водорастворенные газы по составу относятся к
метаново-азотно-угл скислому типу: метан - 67,58-84,58%, азот - 1,59-27,05%,
углекислый газ 0,29-3,71%. Сероводород обнаружен во всех скважинах .
Для оценки запасов нефти и газа приняты значения, полученные в результате
анализа глубинной пробы, корректированные по сепарационному тесту: плотность
нефти - 0,8164 г/см3, газовый фактор - 176 м3/т, объемный коэффициент - 1,36,
динамическая вязкость - 0,5 мПа*с.
Нефть Чинаревского месторождения характеризуется как малосернистая
(0,32%), малосмолистая (2,7%), парафиновая (5,6%). Массовое содержание
меркаптановой серы - 0,03. Упругость паров нефти по Рейду равна 319 мм рт.ст.,
качество нефти по этому параметру соответствует ГОСТ 9956-79 на сдаваемую
нефть.
Бензиновые фракции Чинаревской нефти малосернистые, а также
характеризуются низким октановым числом, но ввиду высокого содержания
нафтеновых УВ, могут быть рекомендованы в качестве сырья для производства
высооктановых автомобильных бензинов или ароматических УВ.
Керосиновые дистилляты пригодны для производства качественных реактивных
типов. Наличие невысокого содержания меркаптанов, т.е. не выше норм требований
ГОСТа, потребует включения в состав комплексной схемы переработки процесса демеркаптанизации
или гидроочистки.
Фракции дизельного топлива Чинаревской нефти пригодны для производства
качественного зимнего дизтоплива прямым фракционированием, но для получения
дизельных топлив стандартного качества летней марки потребуется использование
процесса гидроочистки.
Остатки атмосферной перегонки Чинаревской нефти пригодны для
использования в качестве топочного мазута марки М100 или его компонентов.
Базовые масла, полученные из остатка выше 3500С, пригодны для
использования при производстве высокоиндексных масел.
Состав нефтяных газов характеризуется значительным содержанием
пропано-бутановых фракций, что, несомненно, говорит о высокой теплотворной
способности нефтяного газа и его ценности как сырья для получения сжиженного
углеводородного газа (СУГ). Однако высокое содержание сероводорода затрудняет
задачу получения качественного углеводородного топлива в виде сжиженного
пропана, бутана и их смесей. Поэтому в проекте предлагается усовершенствовать
процессы осушки и, особенно, очистки нефтяных газов от сероводорода.
Таблица 1.4 Состав пластового флюида
|
По стандартной сепарации
|
|
Интервал вскрытия:
4356-4395 м
|
|
Дата отбора гл.пробы:
01.09.00
|
|
Пластовое давление (Рi):
49,06 МПа
|
Давление сепарации: 0,10053
МПа
|
|
|
Пластовая температура (ti):
96,0оС
|
|
Температура сепарации:
20,0оС
|
|
|
Компонент
|
Жидкость сепарации
|
Газ сепарации
|
Пластовый флюид
|
|
масс.%
|
мол.%
|
масс.%
|
мол.%
|
масс.%
|
мол.%
|
|
H2
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
|
He
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
0,00
|
|
N2
|
0,00
|
0,00
|
4,74
|
4,97
|
0,85
|
2,75
|
|
CO2
|
0,01
|
0,04
|
2,56
|
1,71
|
0,47
|
0,96
|
|
H2S
|
0,01
|
0,05
|
1,28
|
1,10
|
0,24
|
0,63
|
|
CH4
|
0,02
|
0,21
|
25,69
|
47,01
|
4,61
|
26,07
|
|
C2H6
|
0,07
|
0,39
|
21,06
|
20,56
|
3,83
|
11,54
|
|
C3H8
|
0,23
|
0,87
|
22,49
|
14,97
|
4,21
|
8,66
|
|
i-C4H10
|
0,05
|
0,14
|
3,54
|
1,79
|
0,68
|
1,05
|
|
n-C4H10
|
0,22
|
0,63
|
7,92
|
4,00
|
1,60
|
2,49
|
|
i-C5H12
|
0,70
|
1,61
|
1,75
|
0,71
|
0,89
|
1,11
|
|
n-C5H12
|
1,61
|
3,71
|
3,07
|
1,25
|
1,87
|
2,35
|
|
Cуммарно
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
100,00
|
|
Мольная доля
|
|
0,4474
|
|
0,5526
|
|
1,0000
|
|
Массовая доля
|
0,8211
|
|
0,1789
|
|
1,0000
|
|
|
Газосодержание:
|
|
144,5 smi/mi
|
175,6smi/т
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
|
1.2.2 Физико-химические свойства и
состав углеводородного сырья Тепловского месторождения
ЗАПАДНО-ТЕПЛОВСКОЕ
МЕСТОРОЖДЕНИЕ нефтегазоконденсатное - расположено в Западно-Казахстанской области, в 25 км к северо-западу от города Уральск
(Прикаспийская нефтегазоносная провинция
<#"888334.files/image003.gif">
Рисунок
1.0 - Равновесные параметры гидратообразования в стволе гипотетической
скважины
Как видно, ниже кривой равновесия, в присутствии
свободной влаги работа скважин будет осуществляться в гидратном режиме. Зная,
равновесные параметры гидратообразования конкретной скважины можно
прогнозировать возникновение гидратных пробок, и соответственно разрабатывать
мероприятия по их предупреждению и ликвидации.
В испытанных объектах артинской залежи дебиты газа с
конденсатом составляют от 81,8 (скв. 53) до 265,1 (скв. 43) тыс.м3/сут.
Давления на устье от 24 до 26 МПа. Предполагается, что при таких технологических
характеристиках работа скважин на начальном этапе будет осуществляться в
безгидратном режиме. Расчеты показывают о возможности образования гидратов в
системах сбора и подготовки газа.
Один из наиболее эффективных и широко применяемых в
промысловой практике методов предупреждения и борьбы с гидратами - это ввод
ингибитора гидратообразования в поток газа. Этот метод рекомендуется для
предупреждения и ликвидации гидратных отложений в шлейфах, в коллекторных
линиях.
В качестве ингибитора гидратообразования рекомендуется
метанол, который активно предупреждает и разлагает образовавшийся гидрат, не
выпадает в осадок, полностью сгорает при сжигании фракции, не образуя токсичных
продуктов горения. К преимуществам метанола также относятся низкая вязкость,
возможность регенерации, сравнительно невысокая цена и очень низкая температура
замерзания.
Технология ввода метанола предусматривает как
периодическую закачку реагента, так и постоянное дозирование. Технологии
постоянного и периодического ингибирования шлейфов практически одинаково
эффективны и могут быть взаимозаменяемы.
На месторождении планируется применение метода полного
сайклинг-процесса, т.е. осуществление возврата добытого газа в пласт путём
закачки в газовую шапку залежи. Кислый газ будет подвергаться осушке. Осушка
кислого газа от влаги методами сорбции или низкотемпературной сепарации с
понижением точки росы по воде ниже минимальной технологической температуры
исключает конденсацию паров воды, а, следовательно, и образование гидратов.
При обратной закачке газа в пласт особых осложнений не
предполагается, но в случае нарушения режима работы установки по подготовке
газа для стабилизации работы скважин предусмотрена система дозирования
ингибитора в поток газа.
Технические решения по защите от коррозии технологического
оборудования
Технологическая среда характеризуются значительным
содержанием коррозионно-активных компонентов, таких как сероводород, меркаптаны
и углекислота.
Пластовая газожидкостная смесь месторождения Тепловское состоит из
углеводородов (73,15-83,09 % об.), в т. ч. H2S - 0,82 % , меркаптанов (RHS) -
(0,2) % и СО2 - 1,5% (таблица 3.14.2).
В условиях сепарации, водная фаза обогащается агрессивными компонентами,
такими как H2S и меркаптаны, вследствие чего в этих условиях агрессивность
водной фазы значительно повышается.
Наличие в пластовой воде сульфатов и хлорид-ионов (таблица 3.14.3)
позволяет предположить высокую агрессивность продукции скважин месторождения
Тепловское.
Таблица
1.6 - Содержание
агрессивных компонентов в рабочих средах
|
Месторождение
|
Содержание агрессивных
компонентов
|
|
В пластовом газе
|
В конденсате
|
|
Компоненты
|
H2S, % мольн
|
CO2 , % мольн
|
Меркаптаны
|
H2S,% мольн.
|
CO2 % моль
|
Сера, %
|
Вода, %
|
Хлористые соли, мг/л
|
|
Тепловское
|
0,37-0,82
|
0,95-1,31
|
0,02
|
0,07
|
0,52
|
0,26-0,30
|
До 2%мас.
|
350-444
|
Таблица 1.7 - Физико-химический состав пластовых
вод
|
Плотность
|
Общая минерализация
|
Содержание ионов, мг/л
|
|
г/см3
|
г/л
|
Na++K+
|
С1-
|
SO4--
|
НСО3-
|
|
1.18
|
258.87
|
78346.5
|
159269.6
|
353.06
|
48.8
|
Учитывая высокую агрессивность рабочих сред,
необходимо разработать комплекс мероприятий по защите технологического
оборудования от коррозии.
Рекомендации по защите от коррозии эксплуатационных колонн и НКТ
добывающих скважин.
Добывающие скважины месторождения по интенсивности
общей и локальной коррозии могут быть квалифицированы как скважины,
эксплуатирующиеся в среде со средней коррозионной активностью. Поэтому обсадные
колонны и НКТ действующих скважин требуют применения дополнительных средств
защиты от коррозии.
Серьезной проблемой добычи нефти и газа является значительное
количество аварий, связанных с потерей герметичности обсадных колон. Коррозия
наружной поверхности обсадных колонн может быть предотвращена путем полного
подъема цементного раствора в заколонном пространстве.
Защита от коррозии обсадных колонн может быть
осуществлена спуском труб из коррозионно-стойкой стали или труб с защитным
покрытием.
Выбор материала производится с учетом агрессивности
рабочих сред, а также прилагаемых механических нагрузок и эксплуатационных
параметров. В частности, по механическим свойствам твердость материалов для
обсадных колонн и НКТ должна соответствовать рекомендуемой твердости по
Роквеллу - 22 (HRC), что эквивалентно твердости по Викерсу (Hv) - 248.
К применению могут быть рекомендованы обсадные и
насосно-компрессорные трубы из низколегированных сталей марок J-55, К-55,
С-75-11, обладающие удовлетворительной стойкостью к коррозионному
растрескиванию в среде, содержащей сероводород. В частности, обсадные трубы
колонн добывающих скважин могут быть выполнены из стали 09ГС, устойчивой в
сероводородной среде.
На основании лабораторных и промысловых исследований,
проведенных институтом КазНИПИнефть в 1983-1986 гг.[1], установлено, что
заполнение затрубного пространства скважин вязко-упругим составом (0,3-1,0 %
водный раствор ПАА, формалин и синтетическая водорастворимая смола марки
СФ-282, ГР, ГРС, ТДС-10 и др.) при среднем соотношении компонентов 100:2:1 -
обеспечивает 85-95 % защиту внутренней поверхности эксплуатационной колонны и
внешней поверхности НКТ от коррозии. Эффект защиты связан с образованием на
поверхности металла малопроницаемой защитной пленки.
Технология применения способа заключается в заполнении
свежеприготовленного ВУС в межтрубное пространство скважины без давления, затем
она закрывается на сутки для структурного уплотнения состава, после чего
скважина запускается в эксплуатацию. Это позволяет значительно снизить коррозию
обсадных колонн и наружной поверхности НКТ.
Для защиты от коррозии внутренней поверхности НКТ
добывающих скважин рекомендуется применение НКТ с внутренним защитным
(эмалевым) покрытием.
В опытном порядке, рекомендуется применение НКТ из
алюминиевых сплавов (Д-16Т и др.), которые обладают большей коррозионной
стойкостью, чем стальные НКТ.
Химические
реагенты.
Химические реагенты - материалы, необходимые для
обеспечения нормального ведения технологического процесса.
На КПК применяются хим. реагенты (ингибитор коррозии,
дисперсант, метанол, ДЭГ, ТЭГ).
Требования к применяемым хим. реагентам определяются
нормативными документами РК.
Промышленное применение реагентов осуществляется при
наличии паспорта, сертификата качества, результатов лабораторных анализов по
определению эффективности данного реагента, акта о проведении
опытно-промышленных испытаний и сертификата соответствия.
В Приложении 5 представлены Сертификаты и
характеристики вспомогательных материалов.
1.3 Текущее состояние разработки и условия
возникновения осложнений при сборе и подготовке скважинной продукции
.3.1 Мероприятия
по предупреждению и ликвидации гидратообразований
В пластовых условиях газ всегда насыщен парами воды. В
газе КНГКМ влагосодержание составляет, по данным: ВНИИгаз - 1.77 г/м3; КИО -
1.96 г/м3. Поэтому при разработке таких месторождений, в стволе скважин, в
системе сбора и транспорта газоконденсатной смеси, а также на установках
подготовки газа и в трубопроводах дальнего транспорта, при определенных
термодинамических условий образуются газовые гидраты.
На месторождении Карачаганак образованию гидратов
способствуют наличие в составе газа сероводорода (3.82%) и углекислого газа
(6.57%). Так, сероводород может образовать гидрат при давлении всего 0.86 МПа
при температуре 21.1°С. При добыче природного газа на Карачаганакском НГКМ
образуются смешанные гидраты типа C3H8*2СН4*17Н2О и C3H8*2Н2S*17Н2О, т.е. малые полости в решетке
структуры II занимает газ, самостоятельно
образующий гидраты структуры I.
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
|
№№ п/п
|
Углеводороды
|
Скв. 11,% масс
|
Скв. 105, % масс
|
|
1
|
1н-С24Н50
|
16.14
|
6.58
|
|
2
|
2н-С25Н52
|
9.31
|
9.36
|
|
3
|
н-С26Н54
|
12.79
|
14.98
|
|
4
|
н-С27Н56
|
13.81
|
14.82
|
|
5
|
5н-С28Н58
|
13.53
|
13.87
|
|
6
|
6н-С29Н60
|
10.51
|
9.96
|
|
7
|
7н-С30Н62
|
8.10
|
7.27
|
|
8
|
н-С31Н64
|
5.46
|
4.62
|
|
9
|
н-С32Н66
|
3.75
|
3.35
|
|
10
|
н-С33Н68
|
2.16
|
1.80
|
|
11
|
н-С34Н70
|
1.36
|
0.64
|
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):
|
У/УЕ
|
Вероятность коррозионной
эрозии
|
|
>1.8
|
отказ из-за последствий
коррозионной эрозии
|
|
от1.5 до 1.8
|
ожидаемая
|
|
от 1.2 до 1.5
|
вероятная
|
|
от 1до 1.2
|
возможная
|
|
от 0 до 1
|
безопасная
|
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.
Выбор материала для оборудования КПК
Выбор материала производится в соответствии с
требованиями к материалам для работы в сернистых и низкотемпературных условиях.
Для обеспечения надежной эксплуатации оборудования спецификации материалов
должны соответствовать условиям эксплуатации или категориям службы.
При определении условий эксплуатации используются три
категории службы:
·
условия службы в
сернистой среде. Жидкость, содержащая высокий уровень H2S, возможно СО2 и водную фазу. Это эквивалентно условиям
сернистой службы, определенным в NACE MR0175-97;
·
служба в условиях
сухого H2S. Жидкость может содержать высокий уровень H2S, водная фаза отсутствует;
·
служба в несернистых
условиях. Жидкость содержит ничтожный уровень H2S, возможно присутствие СО2 и водной фазы.
Для материалов, эксплуатирующихся в сернистой среде,
непременным условием является соответствие требованиям NACE MR0175-97.
Максимальная рабочая и минимальная расчетная
температуры используются для дальнейшего определения выбора конструкционных
материалов. В качестве минимальной расчетной температуры принимается
температура -46°С, за исключением когда условия продувки могут обусловить
дальнейшее понижение этой минимальной температуры.
Выбор материалов производится по следующим принципам:
·
низкотемпературная
углеродистая сталь (НТУС) - при работе до -46°С;
·
аустенитная
нержавеющая сталь, типы 316L/304L - для более низких температур и более жестких коррозионных условий, если только по условиям
коррозии не потребуются более высоколегированные
стали.
Коррозионностойкие материалы для влажного
высокосернистого газа должны иметь более высокое содержание никеля, чем
материалы для влажного газа, не содержащего сероводорода, поскольку аустенитная
нержавеющая сталь 316L и нержавеющие стали, выплавленные дуплекс-процессом,
непригодны для работы с высокосернистым газом.
Рекомендуется проведение ряда испытаний в среде,
имитирующей среду месторождения Карачаганак, для оценки сопротивляемости
сульфидному растрескиванию под напряжением выбранной углеродистой стали.
Выбор химического ингибирования для объектов
пподготовки и переработки продукции.
Одним из обоснований выбора химического ингибирования
агрессивности рабочих сред установок подготовки и переработки является
максимальное использование углеродистой стали.
В этом случае применяемый ингибитор не должен оказать
влияние в какой-либо технологический процесс, предпринимаемый для добычи нефти
и газа. Для любого выбранного ингибитора должен быть найден компромисс между
его возможностью защищать от коррозии и любым его возможным вмешательством в
операции процесса.
Применение углеродистой стали сильно зависит от
использования эффективных коррозионных ингибиторов. Коррозионный ингибитор с
эффективностью 95% и выше усилит сопротивляемость этих сортов стали коррозии,
делая их более надежной альтернативой по сравнению с коррозионностойкими
сплавами.
Лабораторный отбор ингибиторов коррозии
Отделом коррозии и материалов компании "Аджип"
и Британской научно-исследовательской и технической лабораторией "Бритиш
Газ" были проведены отборочные испытания ингибиторов коррозии и
парафиновых ингибиторов, предоставленных известными фирмами-изготовителями.
Программа исследований включала в себя испытания на
растворимость, совместимость, проведение антикоррозионной защиты при условиях,
имитирующих промысловые.
Рекомендуется проведение испытаний выбранных
ингибиторов в промысловых условиях с целью изучения совместимости с
технологическими процессами и оценки эффективности защиты, поэтому выбор
ингибиторов по результатам лабораторных исследований можно рассматривать лишь
как предварительный.
Результаты опытно-промышленных испытаний ингибиторов
Согласно программе мониторинга коррозии в 1999 году
проводились полевые испытания ингибитора коррозии марки ЕС1316А фирмы
Налко-Ексон на объектах УКПГ-3. Сравнительный анализ проводился с ингибитором,
применяемым в настоящее время. Ингибиторы подавались на разные технологические
линии и совместно.
Предворительный анализ результатов замеров скорости
коррозии прибором СК-3 показывает понижение скорости коррозии почти в 2 раза
для исследуемого ингибитора на объектах сепарации I ступени и некоторое увеличение - на объектах II ступени сепарации. Замеры скоростей
коррозии и питтингообразования прибором Корратером RCS 9000 показывают
сходимость результатов для сравниваемых ингибиторов.
Данных по испытаниям недостаточно для определения сравнительной
эффективности ингибиторов
2.1.2 Общая характеристика газогидратов
Гидраты газов представляют собой твердые соединения (клатраты), в которых
молекулы газа при определенных давлениях и температурах заполняют пустоты
кристаллической решетки, образованной молекулами воды с помощью прочной
водородной связи.
Гидраты можно отнести к химическим соединениям, так как они имеют строго
определенный состав, но это - соединения молекулярного типа, возникающие за
счет вандерваальсовых сил. Химическая связь у гидратов отсутствует, поскольку
при их образовании не происходит спаривание валентных электронов и
пространственного перераспределения электронной плотности в молекуле.
Гидраты газов достаточно широко распространены, имеют шесть различных
форм в зависимости от молекулярной характеристики и структурных форм внутренних
ячеек:
1) молекулярные сита, характеризующиеся взаимосвязанными сквозными
полостями - проходами;
2) канальные комплексы, образующиеся, когда молекулы -
клатратообразователи образуют кристаллическую решетку с трубчатыми полостями;
) слоистые комплексы, в которых имеются чередующиеся слои молекул,
образующие клатраты, и молекул - включения;
) комплексы с внутримолекулярным полым пространством, когда
образующаяся молекула представляет собой крупную молекулу, имеющую вогнутость
или углубление, в котором располагается молекула - включение;
) линейные полимерные комплексы образуются молекулами клатрата,
имеющие трубкообразную форму;
) клатараты, образуемые в тех случаях, когда полимерные молекулы -
включения заполняют замкнутые ячейки, по форме близкие к сферическим.
Гидраты газов и легколетучих жидкостей относятся именно к этим клатратам.
Химической связи не существует между молекулами воды, образующими структурную
решетку гидратов, и включенными молекулами газа. Молекулы воды при образовании
гидрата и сооружении полостей как бы раздвигаются молекулами газа, заключенными
в эти полости, удельный объем воды в гидратном состоянии возрастает до 1,26 -
1,32 см3/г (удельный объем воды в состоянии льда - 1,09 см3/г).
Элементарная ячейка гидрата газа состоит из определенного числа молекул
воды и газа. Соотношение воды и газа зависит от размера молекул газа -
гидратообразователя. Один объем воды в гидратном состоянии связывает в
зависимости от характеристики исходного газа от 70 до 300 объемов газа.
Основные факторы, определяющие условия образования и стабильного
существования газогидратов, это наличие газов и их состав, фазовое состояние и
состав воды, температура и давление.
Состав газа определяет условия образования гидратов - чем выше
молекулярная масса индивидуального газа или смеси газов, тем ниже требуется
давление для образования гидрата при одной и той же температуре.
Природные газы газовых, газоконденсатных и нефтегазовых месторождений
представляют собой большей частью смесь предельных углеводородов.
В природных газах чисто газовых и газоконденсатных месторождений основной
компонент - метан, содержание которого достигает 98 - 99%. Наряду с метаном в
природные газы входят и более тяжелые углеводороды, содержание которых в чисто
газовых незначительно; эти газы относятся к категории «сухих». Газы
газоконденсатных месторождений состоят из смеси «сухого» газа, пропан -
бутановых фракций, ароматических компонентов, газового бензина и дизельного
топлива. Газы, добываемые из нефтегазовых месторождений, более богаты тяжелыми
углеводородами.
Влагосодержание газов. Процесс гидратообразования обычно происходит на
границе газ - вода при условии полного насыщения природного газа влагой.
Процессы образования и накопления гидратов могут развиваться в условиях
недонасыщения газа парами воды. Поэтому для прогнозировании места образования и
интенсивности накопления газогидратов в различных частях технологической
системы добычи и транспорта газа необходимо знать влагосодержание газа и
изменение его в различных термодинамических условиях.
Современные представления о генезисе углеводородов на нашей планете
позволяют утверждать, что залежи природного газа и нефти сформировались в
водонасыщенности пластах при вытеснении воды из пористых пластов - коллекторов.
Генерируемые газы или нефть в земной коре постоянно контактирует с поровой
водой и насыщаются ее парами. Содержание их определяется составом газа,
минерализацией воды, давлением, температурой и параметрами пористой среды
пласта.
Растворимость воды в жидких углеводородах. Сжиженные углеводороды вплоть
до бутана в присутствие воды также дают гидраты, которые нарушают технологию их
перекачки и переработки. Количество воды, растворенной в жидких углеводородах,
зависит от давления, температуры и их молярного состава.
Растворимость газов в воде. Экспериментально доказано, что в объеме воды
при наличии центров кристаллизации активно образуются гидраты. Растворенный в
воде газ частично переходит в гидрат. Скорость накопления гидрата при этом
определяется разницей содержания равновесного газа в воде до и после
образования гидрата.
Природные газы довольно активно растворяются в воде даже при низких
давлениях. С ростом молекулярной массы углеводородов растворимость газа в воде
снижается. Непредельные углеводороды, углекислота и сероводород увеличивают
растворимость газа в воде. Присутствующий в воде азот, водород и гелий снижают
растворимость газов в воде.
При добыче, транспортировании, обработке газа изменяются давление и
температура в технологической системе, минерализация воды, с которой газ
контактирует в залежи и, как следствие, -- влагосодержание газа во времени.
Температура пласта при разработке месторождения остается практически
постоянной, а пластовое давление снижается, при этом влагосодержание газа в
пластовых условиях возрастает. Часть воды испаряется и призабойная зона в
большинстве режимов осушается, что приводит к возрастанию ее проницаемости.
Продвижение газового потока от забоя к устью обычно сопровождается значительным
понижением температуры и конденсацией избыточной влаги из газового потока.
Конденсационная влага отделяется на установках сепарации и осушки газа с
понижением точки росы по воде ниже минимальной рабочей температуры в системе
транспорта.
Во время всего периода разработки газовых и газоконденсатных
месторождений при водонапорном режиме (pпл = const)
все параметры газа (а следовательно, и его влажность) постоянны.
Влагосодержание газа у устья, в сепараторах, в газосборном коллекторе и в
магистральных газопроводах постоянно, определяется заданным режимом каждого
звена системы обустройства.
Влагосодержание природных газов при движении по газопроводам зависит от
изменения давления и температуры.
Гидратообразование - это процесс, возникающий при падениях температуры и
давления, что влечет за собой уменьшение упругости водяных паров и влагоемкости
газа, а, вследствие чего - образование гидратов.
Гидраты представляют собой белые кристаллы, похожие на снегообразную
кристаллическую массу. Кристаллогидраты состоят из одной или нескольких молекул
газа (метан, этан и т.д.) и несколько молекул воды.
При редуцировании давления газа происходит снижение его температуры, что
приводит к возникновению и отложению твердых кристаллогидратов на поверхности
клапана и седла регуляторов давления, вследствие чего они перестают работать,
что может повлечь за собой полную остановку всей ГРС.
В качестве способов борьбы с образованием кристаллогидратов применяют
следующие методы:
· общий или частичный подогрев газа;
· локальный подогрев корпуса регуляторов;
· ввод метанола в газопровод.
Все перечисленные методы имеют как свои достоинства, так и недостатки.
Разберем их по отдельности.
Общий или частичный подогрев природного газа на ГРС и КС осуществляется с
помощью промышленных подогревателей. Данный способ, несомненно, является
наиболее удобным, так как позволяет постоянно поддерживать необходимую
температуру газа для полноценного функционирования технологических схем ГРС.
Конструктивно подогреватели могут быть с прямым и непрямым (с помощью
промежуточного теплоносителя) нагревом, и оснащены различными комплектами
автоматики и вспомогательными устройствами.
Стоимость подогревателей колеблется в диапазоне от 1500 тыс. руб. до 3000
тыс. руб. и выше в зависимости от теплопроизводительности, пропускной
способности и комплектации. Данный способ наиболее распространен, но требует
значительных финансовых вложений.
Локальный подогрев регуляторов осуществляют путем обматывания корпуса
электрическим ленточным обогревателем. Стоимость саморегулирующей
нагревательной ленты колеблется в диапазоне от 500 до 1000 руб. за метр. При
своей относительной экономической выгоде, данный способ требует наличия
стороннего источника электроэнергии.
Ввод метанола в газопровод осуществляется путем установки системы
впрыска. Стоимость данной установки составляет 200 - 250 тыс. руб. плюс затраты
на приобретение расходного материала - метанола.
Кроме того нужно учесть, что метанол является очень сильным ядом, имеющим
кумулятивные свойства, т.е. может накапливаться в организме. Даже
незначительная концентрация метанола в воздухе может привести к очень сильному
отравлению. Поэтому для обслуживающего персонала метанольной установки
потребуются дополнительные средства защиты, а соответственно и дополнительные
затраты.
Кроме вышеперечисленных способов, для предотвращения гидратообразования
могут применять и другие: обогрев помещений, где расположен узел редуцирования,
до необходимой температуры, установка на регулятор подогревающей водяной
рубашки и т.д.
Все эти способы требуют либо значительных капиталовложений, либо
посторонних источников энергии. Кроме того, установка дополнительного
оборудования влечет за собой повышение трудозатрат по его обслуживанию.
Одной из новинок ОАО «Завод «Старорусприбор» стал регулятор давления газа
РДУ-Т с теплогенератором, сконструированный специально для предотвращения
гидратообразования. Применение регулятора в технологических схемах ГРС, где
возможно отключение либо отказ от использования подогревателей газа, несет значительный экономический эффект.
Несомненным плюсом РДУ-Т является то, что теплогенератор работает без
посторонних источников энергии - за счет собственной кинетической энергии
газового потока.
Теплогенератор работает по принципу вихревого разделения потока газа.
Холодная составляющая отводится и сбрасывается в задний фланец регулятора, что
помогает за 6-8 минут нагреть теплогенератор до температуры +40-50 °С.
Температура нагрева теплогенератора достаточна для предотвращения обмерзания
запорно-регулирующего устройства.
Регуляторы давления РДУ-Т были установлены в ООО «Газпром трансгаз
Санкт-Петербург», ООО «Газпром трансгаз Ставрополь», ОАО «Леноблгаз» на
«проблемных» объектах магистральных газопроводов, где отсутствует узел
подогрева газа, в 2006 - 2007 г. За все время эксплуатации регуляторы РДУ-Т не
вызвали каких-либо замечаний у обслуживающего персонала ГРС. При температуре
газа, располагающей к образованию кристаллогидратов, регуляторы оставались
сухими, снежная шапка отсутствовала. Во время проведения плановых ревизий
образований кристаллогидратов в исполнительных механизмах регуляторов также не
было обнаружено.
Важным достоинством регуляторов РДУ-Т является то, что он не требует
дополнительных трудозатрат по обслуживанию. Для работы теплогенератора
необходим расход газа, проходящего через него, в объеме от 1000 м³/ч. Поэтому на малых расходах,
теплогенератор может быть выключен, а РДУ-Т будет работать в режиме обычного
регулятора РДУ.
В целом, учитывая современные реалии эксплуатации ГРС, применение
регулятора РДУ-Т поможет решить целый комплекс проблем, связанных с
гидратообразованием. Надежность, простота конструкции, видимый экономический
эффект делают регулятор РДУ-Т важной составляющей узла редуцирования
газораспределительных станций.
2.1.3 Места образования гидратов
Правильный прогноз места образования гидратов обеспечивается выбором
наиболее эффективного способа предупреждения накопления гидратов.
Гидраты газов могут образовываться в любом месте, где имеется газ, вода и
соответствующие давления и температура. В реальных условиях гидраты образуются
или в пласте до ввода залежи в разработку, если залежь находится в зоне гидратообразования,
или в призабойной зоне пласта, когда температура газоводного потока в
результате создания высоких депрессий снижается до равновесной, или при закачке
в призабойную зону воды с температурой ниже равновесной.
При создании подземного хранилища газа в охлажденной структуре
интенсивная закачка газа может привести к образованию гидратов в пласте и его
закупорке.
Гидраты в стволе скважины могут образоваться на забое, в колонне
фонтанных труб, особенно при наличии в них дроссельных устройств, в кольцевом
пространстве, в приустьевом оборудовании. Наиболее опасный период - пусковой,
когда ствол скважины не прогрет.
Гидраты могут образоваться на любом участке технологической линии
промысловой системы сбора и подготовки газа, в системах магистрального транспорта,
подземного хранения.
Для определения места образования гидратов необходимо знать состав газа,
минерализацию воды, равновесные условия зависимости p-t, фактическое изменение
давление и температуры потока газа.
При снижении температуры газового потока, насыщенного парами воды, ниже
равновесной температуры произойдет образование и накопление гидрата.
Интенсивность накопления гидратов определяется состоянием воды,
переохлаждении и турбулентностью потока, скоростью формирования свободной
поверхности контакта и другими факторами.
Образование гидратов в призабойной зоне пласта.
В призабойной зоне пласта гидраты могут образоваться при:
1) снижении температуры газа в призабойной зоне ниже равновесной в
результате высокой депрессии давления при отборе газа;
) закачке в пласт охлажденной воды во время бурения или ремонта
скважины;
) закачке охлажденного газа в подземное хранилище;
4) охлаждении призабойной зоны в результате интенсивного испарения
высоколетучих ингибиторов гидратообразования или ПАВ и так далее.
Технологический режим скважин на залежах с охлажденными пластами должен
исключать возможность образования гидратов в пласте, так как цилиндрическое
образование и разложение гидратов приведет к разрушению призабойной зоны, к
образованию больших каверн и, как следствие, к уничтожению скважин.
Образование гидратов в стволе скважин
Большинство газовых скважин характеризуются наличием условий
гидратообразования в стволе. Гидраты в скважине могут образоваться как в период
ее работы, так и в период простоя, а также в фонтанных трубках, в кольцевом
пространстве в любом интервале глубин, характеризующемся условиями
гидратообразования.
Место и интенсивность накопления гидратов в скважине изменяются и зависят
от режима работы, конструкции скважин и геотермического градиента. В
определенных условиях при эксплуатации скважины только по затрубному кольцевому
пространству образование гидратов может иметь локальный характер - в точках
дросселирования газа при его перетоках через неплотности в муфтовых
соединениях.
Наиболее часты случаи образования гидратов в стволе простаивающих
длительное время скважин или при их консервации.
Обычно стабилизация температуры в стволе простаивающей, заполненной газом
скважины приводит в охлажденных разрезах пород к снижению температуры ниже равновесной
температуры. Центры кристаллизации формируются из пленочной воды на стенках
труб, последующая кристаллизация приводит, как правило, к полной закупорке
ствола скважины. Длина гидратных пробок достигает десятков и сотен метров. В
определенных условиях, при образовании гидратов и накоплении секционных пробок
в скважинах могут развиваться огромные усилия, сопровождаемые смятием и
разрывом колонн скважин.
Образование гидратов в системе обустройства газового месторождения.
При значительном дросселировании газа и большой протяженности газосборных
линий, гидраты могут образовываться в системе сбора и промысловой подготовки
газа к магистральному транспорту.
Место образования гидратов в действующей системе обустройства при
известных технологических параметрах газопроводов и оборудования определяют
точку пересечения кривых рабочей и равновесных температур.
При проектировании системы обустройства месторождения при наличии условий
гидратообразования место образования гидратов зависит от предполагаемой
технологии сбора, обработки и транспорта газа. Изменением диаметра
технологических трубопроводов, использованием различных теплообменных
аппаратов, перемещением мест дросселирования газожидкостного потока можно
изменять место образования и накопления гидратов в системе обустройства до
установок осушки газа перед его подачей в систему магистрального транспорта.
При наличии конденсата углеводородов в потоке газа обычно применяют
различные способы охлаждения потока с целью максимального выделения конденсата.
Для охлаждения потока используют дросселирование потока при высоких давлениях,
а также теплообменники, турбодетандеры, холодильные машины и т. д.
2.1.4 Исследование
условий образования гидратов
Для разработки научно обоснованных мероприятий
исследованы условия образования гидратов на месторождении Карачаганак.
Хотя экспериментально в лабораторных условиях
параметры образования гидратов Карачаганакского газа до настоящего времени не
изучены, ВНИИгазом, по результатам экспериментальных исследований и
использования различных расчетных методик для определения условий
гидратообразования Оренбургского газа, близкого по составу к Карачаганакскому,
получены достаточно точные значения параметров гидратообразования
Карачаганакского газа.
Для получения более достоверных данных по условиям
гидратообразования нами к расчету принят осредненный состав газа, добываемого в
настоящее время. Поскольку состав гидратообразующих компонентов отличается
незначительно, условия образования гидратов в процессе промысловой подготовки
характеризуются практически без снижения точности составом газа сепарации,
приведенного в таблице 2.1.
Таблица 2.1 Состав газа сепарации (%мольн.)
|
Компонент
|
СН4
|
С2Н6
|
С3Н8
|
изо-C4H10
|
н-C4H10
|
изо-C5H12
|
н-C5H12
|
н-C6H14
|
Н2S
|
СО 2
|
N2
|
|
Кол-во
|
81.84
|
5.64
|
1.74
|
0.22
|
0.41
|
0.12
|
0.09
|
0.06
|
2.54
|
6.42
|
0.44
|
Результаты расчета параметров гидратообразования по
методу Трекела и Кемпбела представлены в таблице 2.2. Точность расчета по
температуре составляет ±1°С.
Таблица 2.2 Условия гидратообразования газа сепарации
|
1
|
Р,МПа
|
3
|
5
|
7
|
10
|
15
|
20
|
|
2
|
температура, °С
|
13.0
|
16.5
|
18.4
|
20.1
|
21.6
|
22.5
|
Рассчитанная температура гидратообразования для
пластовых условий газа относительной плотностью 1.1 при давлении 34.8 МПа
составляет 28°С, при давлении 53.3 МПа-29.5°С. Параметры гидратообразования для
устьевых условий показаны на рисунке 2.1.
Рис 2.1 Равновесные параметры гидратообразования газа
со скважин КНГКМ
При рабочих условиях ниже кривой, в присутствии
свободной влаги, образуются гидраты.
Анализ термобарических условий
К сожалению, в настоящее время устьевая температура на
большинстве добывающих скважин не замеряется из-за отсутствия термокарманов,
поэтому о ней можно судить по замерам, произведенным во время ОПЭ и при
исследовании на установке Порта-Тест. Минимальная устьевая температура, равная 20°С, отмечена на работающей
скважине 305 в мае 1990 г.
В таблицах 2.3 - 2.5 приведены данные.
Таблица 2.3 Дебиты газа и устьевая температура скважин
|
Дебит скважины, тыс. м /сут
|
250
|
50
|
750
|
1000
|
1250
|
|
Средняя температура, °С
|
29
|
35
|
39
|
42
|
44
|
Таблица 2.4 Рабочие устьевые температуры по скважинам,
°С.
|
Источник
|
Объект
|
I
|
II
|
I+II
|
П+Ш
|
|
Технологическая схема
разработки КНГКМ, Т2, М, 1989г.
|
пределы °С
|
12.3-41.7 (по 17 скв)
|
20.7-47.5 (по 7 скв)
|
34.7-42.9 (по 5 скв.)
|
43.3 (nо скв. 121)
|
|
средняя °С
|
33
|
37
|
39
|
43.3
|
Таблица 2.5 Средневзвешенные устьевые температуры, с С
|
Источник
|
периоды
|
Объекты разработки
|
|
|
I
|
II
|
I+II
|
П+Ш
|
IIII+III
|
|
УПОПЭ, Т-4 М. 1990 г.
|
10.87-03.88
|
36
|
43
|
42
|
46
|
|
|
03.88-10.88
|
35
|
41
|
41
|
38
|
|
|
10.88-06.89
|
35
|
38
|
41
|
39
|
42
|
|
11.89-10.90
|
39
|
41
|
42
|
40
|
44
|
|
средняя
|
36
|
41
|
42
|
41
|
43
|
В период с 1988 по 1990 гг. отмечался рост устьевых
температур при одних и тех же дебитах. Так при дебите газа 500 тыс.м /сут рост
температуры за 2 года составил 5°С. По всей видимости это связано с прогревом
скважин и окружающих их зон от забоя до устья и увеличения объема выпадающего в
жидкую фазу конденсата в их стволах при снижении давления. Приведенные факторы оказывали большее
влияние на увеличение температуры, чем уменьшение ее за счет возрастания
эффекта дросселирования при низких коэффициентах дросселирования, характерных
для высоких давлений. В дальнейшем возможно снижение устьевых температур при
существующем снижении пластовых давлений, т.к. породы вдоль ствола скважин к
этому времени прогреются, а коэффициенты дросселирования, возрастут.
Устьевые температуры при различных дебитах газа и
конденсата, замеренные при исследованиях на установке Порта-Тест в 1998-1999
гг., представлены в таблицах 2.6, 2.7 для газоконденсатных и в таблице 2.8 для
нефтяных скважин.
По анализу существующего фактического материала,
накопленного за время опытно-промышленной эксплуатации месторождения,
температура на устье работающих скважин составляет 15-49°С по I объекту при давлении на устье в
пределах 15.7-27.2 МПа; 22-46°С - по II объекту при давлении на устье в пределах 20.0-27.8 МПа; 14-32°С - по III объекту при давлении на устье в
пределах 18.0-26.5 МПа.
Таблица 2.6 Температура на устье добывающих скважин I объекта разработки
|
Дебит газа, тыс м /сут
|
200
|
250
|
300
|
500
|
|
Температура на устье, °С
|
28
|
31
|
33
|
42
|
Таблица 2.7 Температура на устье добывающих скважин II объекта разработки
|
Дебит газа, тыс м3/сут
|
100
|
150
|
200
|
250
|
300
|
500
|
|
Температура на устье, °С
|
15.5
|
21
|
28
|
32.5
|
36.8
|
45.5
|
|
Дебит конденсата, м3/сут
|
100
|
150
|
200
|
250
|
300
|
500
|
|
Температура на устье, °С
|
15
|
23
|
29
|
34.5
|
38
|
49
|
Таблица 2.8 Температура на устье скважин третьего
объекта разработки
|
Дебит нефти, м3/сут
|
50
|
100
|
200
|
300
|
400
|
500
|
|
Температура на устье, °С
|
10
|
13
|
21.5
|
27.5
|
33.5
|
38
|
Прогнозируемые температуры на устье скважин,
расчитанные специалистами Альянса, представлены в таблице 2.9.
Таблица 2.9 Прогнозируемые устьевые температуры
|
Дебит нефти, м /сут
|
50
|
100
|
300
|
500
|
|
Температура на устье, °С
|
13
|
15
|
30
|
46
|
|
Дебит конденсата, м3/сут
|
50
|
100
|
300
|
500
|
|
Температура на устье, °С
|
16
|
22
|
33
|
48
|
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
|
Расход
|
Параметры на выходе
замерного узла УКПГ3
|
Давление на входе ОГПЗ, МПа
|
|
Давление, МПа
|
Температура, °С
|
|
|
|
Ед. изм.
|
Расч.
|
Расч.
|
Раб.
|
Расч.
|
Раб.
|
Расч.
|
Раб.
|
|
тыс.м / час
|
600
|
15.0
|
7.0-8.2
|
-40 ч +40
|
+16ч+35
|
15.0
|
5.8-6.5
|
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:
|
Номер
|
Дата пуска
|
Диаметр, мм
|
Производительность, млн.
т/год
|
Протяженность, км
|
Максимальное допустимое рабочее
давление, МПа
|
|
1
|
декабрь 1984 г
|
350
|
1.7 млн.т/год,
|
141.456
|
8.0
|
|
2
|
350
|
1.7 млн.т/год,
|
143.61
|
8.0
|
|
3
|
декабрь 1990 г
|
350
|
1.7 млн.т/год,
|
135.0
|
8.0
|
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
|
летний режим, при
температуре грунта +13°С
|
зимний режим, при
температуре грунта +2°С
|
|
Точка замера
|
100 км
|
50 км
|
Точка замера
|
100 км
|
50 км
|
|
Производительность, т/сут
|
Температура
конденсатопровода, °С
|
Производительность, т/сут
|
Температура
конденсатопровода, °С
|
|
4000
|
25.7
|
28.9
|
4000
|
17.8
|
24.5
|
|
5100
|
31.3
|
33
|
5100
|
23.3
|
29.7
|
|
6000
|
32.6
|
35.9
|
6000
|
26.8
|
32.2
|
|
7000
|
35.9
|
38.4
|
7000
|
29.4
|
34.6
|
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:
·
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
.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)
.1 Результаты исследований по предупреждению и
ликвидации гидратообразования в технологических линиях сбора и подготовки
скважинной продукции
.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.
1.
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.
2.
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.
3.
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.
4.
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.
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)
|
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.
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;
·
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.
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
конденсатопровода 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.
КПК
Продукция со скважин, УКПГ-2 и 3 будет подаваться на
вход КПК через сеть коллекторов, которые будут углублены на глубину ниже
замерзания грунта для снижения отложения парафинов и предупреждения образования
гидратов. На концах газосборных (коллекторных) линий предусмотрены устройства
для запуска и приема скребков для периодической очистки от парафина и других
отложений.
Во входные манифольды каждой технологической линии
подготовки газа и нефти подается ингибитор парафиноотложений.
Уловители "пробок" предварительной сепарации
должны иметь температуру 36°С для предупреждения отложений парафина.
3.2.3 Основные
принципы выбора, контроль качества и эффективности ингибиторов парафиноотложений
Выбор 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 учитывавать 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.
В 1996 г. ВолгоУралНИПИгаз совместно с Оренбургским
ГПЗ (РАО "Газпром") провела лабораторные испытания ингибиторов
парафиноотложений, предварительно выбранных для КНГКМ. По результатам этих
исследований в качестве ингибиторов парафиноотложения рекомендованы к
применению: Нал ко 5351, ЕС-6172А и Петролайт СА-29, которые в концентрациях до
500 мг/л не влияют на эмульсеобразование и обладают низкими пенообразующими
характеристиками.
Для окончательного выбора реагентов - ингибиторов
парафиноотоложений необходимо провести опытно-промышленные испытания и
экономические расчеты с учетом их эффективности и маркетинга.
Фирма AGIP/LACH в 1996 г. провела лабораторные
исследования ингибиторов парафиноотложений с целью выбора наиболее подходящего
для использования на месторождении Карачаганак, доступных на Европейском рынке.
В результате исследований был выбран наиболее эффективный и технологичный, из
предложенных для КНГКМ, ингибитор парафиноотложений ЕС 6172А (поставщик
компания Nalсo/Exxon. С декабря
1998 года продолжаются опытно-промышленные испытания ингибитора ЕС-6172А на
второй технологической линии УКПГ-3.
Все применяемые химические реагенты должны иметь
сертификат качества РК.
Входной контроль качества ингибиторов
Приемка от поставщиков партий ингибитора производится
при наличии сертификата, подтверждающего соответствие качества поставляемого
ингибитора требованиям технических условий на него.
Проба поступившего на промысел ингибитора отбирается
на базе хранения химических реагентов и передается в специализированную
лабораторию для проведения входного контроля. Во время отбора составляется акт
отбора пробы, в котором указывается дата отбора пробы, номер партии, количество
ингибитора в партии. Отбор пробы производится из емкости, в которой ингибитор
поступил от поставщика. Ингибиторы на базе хим.реагентов должны храниться в
специальных емкостях (не смешиваясь), оборудованных согласно требованиям,
указанными в ТУ на ингибитор.
Если технология ингибирования предусматривает
использование ингибитора совместно с растворителями и другими химическими
добавками, то контроль качества соответствующих растворов должен выполняться
после приготовления. Должен быть налажен учет количества и качества получаемых
на промысле ингибиторов.
Контроль эффективности ингибиторной защиты
Проведение систематического контроля за парафинизацией
оборудования и трубопроводов является необходимым условием оптимального
использования ингибиторов.
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;
·
периодичность
проведения мероприятий по ингибированию.
Физико-химические свойства предварительно выбранных реагентов против парафиноотложений представлены в приложении 87 (таблицы
П-87.3 - 87.5).
3.2.4 Основные
направления исследований и организации работ по предупреждению и удалению
парафиноотложений
1.
В связи с ростом
добычи нефти на КНГКМ определить для нефтеконденсатных смесей данного
месторождения скорости образования парафиноотложений и количество необходимых
реагентов - ингибиторов и удалителей в зависимости от соотношения парафинов,
смол и асфальтенов в сырье.
2.
Установить
скорость образования отложений в различных участках технологической схемы в
зависимости от тех или иных факторов, в т. ч. от соотношения парафинов, смол и асфальтенов в исходном сырье
и конденсатах, получаемых на различных ступенях сепарации, а также от типа
применяемого ингибитора парафиноотложения.
3.
Разработать
методику мониторинга парафиноотложений для КНГКМ.
4.
Определить
эффективность применения и уточнить расходный показатель намеченного к
применению ингибитора и растворителя парафиноотложений.
5.
Исследовать
возможность использования конденсата, выделяемого после НТС, для удаления
парафиноотложений, с предварительным определением его растворяющей способности
отложений парафина, отлагаемых на различных участках добычи, транспорта и
подготовки нефти и газа.
3.3 Результаты исследований по предупреждению
солеобразования в технологических линиях сбора и подготовки скважинной
продукции
Многолетний опыт борьбы с отложениями неорганических
солей показал, что наиболее эффективны методы, основанные на предупреждении
отложения солей. Для выявления причин выпадения солей
проводится изучение изменения гидрохимической и гидрогеологической обстановки
на месторождении.
На основе полученных данных изучения гидрохимической и
термодинамической обстановки по эксплуатационным объектам, с выявлением основных
причин, вызывающих пересыщение попутно-добываемых вод солеобразующими ионами,
при которых нарушается химическое равновесие системы, выбирается способ
предупреждения солеотложений.
Из способов предотвращения отложения неорганических
солей рекомедуются: селективная изоляция и/или
ограничение притока воды в добывающих скважинах; ликвидация нарушений в цементном кольце и обсадной колонне; обработка воды реагентами - ингибиторами солеотложений.
Технология применения ингибиторов солеотложения.
Эффективность предупреждения солеотложений зависит не
только от применяемого ингибитора, но и от технологии его применения.
Ингибитор должен постоянно присутствовать в растворе в
минимально необходимых количествах. Для каждого ингибитора это индивидуально и
определяется лабораторными испытаниями.
Необходимо вводить ингибитор в раствор до точки начала
кристаллизации неорганических солей.
В зависимости от условий и причин отложения солей, их
состава выбирается технология применения ингибитора солеотложения.
Общие принципы ингибиторной защиты скважин и
оборудования отражены в действующем руководстве по применению ингибиторов
отложений солей в скважинах при разных способах эксплуатации (РД 39-23-702-82 и
РД 39-23-715-82), разработанном Сибирским научно-исследовательским институтом
нефтяной промышленности (СибНИИ НП).
Для защиты призабойной зоны пласта и ствола скважин от
солеотложений рекомендуется периодической закачки раствора ингибитора в
скважину с последующей задавкой его в призабойную зону пласта. При этой
технологии необходимое количество реагента определяется по формуле: Необходимую дозировку определяют лабораторными исследованиями
и опытными работами. Для испытания ингибитора и определения его дозировки
рекомендуется, пользующийся наибольшей известностью, метод в основе которого
лежит осаждение труднорастворимых солей.
Неотъемлемой частью технологии применения ингибиторов
солеотложения является систематическое определение количественного содержания
ингибитора, потому что эффект действия ингибитора лимитируется минимально
допустимой концентрацией его в воде.
В настоящее время в системе добычи, сбора, транспорта
и подготовки продукции для предотвращения коррозии и образования гидратов
используется комплексный ингибитор коррозии и гидратообразования (КИГИК). Для
предотвращения отложения солей ингибитор солеотложения можно добавлять в КИГИК,
после проведения испытаний на совместимость.
Предварительный выбор ингибитора солеотложений
проводится по результатам лабораторных испытаний реагентов. А затем необходимо
провести опытно-промышленные испытания на объектах КНГКМ. Для лабораторных
испытаний предварительно рекомендуются следующие ингибиторы карбонатных и
сульфатных солей - Калнокс-2936, SP-203,
Корексит-7647 и др., получившие применение на нефтяных месторождениях с более
сложным ионно-солевым составом пластовых вод.
Для усиления ингибирующего эффекта рекомендуются
многокомпонентные ингибиторы - смеси ингибиторов солеотложений с
поверхностно-активными веществами, обычно неионогенной природы. ПАВ кроме
усиления ингибирующего действия выполняет роль ингибитора коррозии,
деэмульгатора и т.п.
Все применяемые на месторождение химические реагенты
должны иметь сертификат качества РК.
Требования к ингибиторам солеотложений.
К ингибиторам отложения солей предъявляются
определенные требования, которые определились в ходе проведения
опытно-промышленных работ и широкого внедрения реагентов в нефтегазопромысловой
практике.
Ингибиторы солеотложений должны пройти лабораторные
испытания на:содержание нерастворимых примесей; ингибирующее действие по отношению к конкретному виду осадкообразующей соли (для КНГКМ к сульфату и карбонату кальция); совместимость с пластовой и попутно-добываемой водой, а также
с водометанольной смесью, которая образуется в процессе сбора и подготовки
нефти, газа и конденсата; коррозионную активность; влияние
на качество подготовки нефти; термостойкость. Ингибитор отложения солей не должен:
повышать коррозионную активность обрабатываемой среды;
способствовать повышению стойкости водо-нефтяной
эмульсии и снижению эффективности применяемых
деэмульгаторов; оказывать отрицательное влияние на
процессы подготовки и переработки нефти;
содержать более 1% нерастворимых в воде примесей.
Ингибитор солеотложений должен: быть безопасным при использовании и не оказывать
отрицательного влияния на
окружаюшую среду; обладать способностью предотвращать отложение неорганических
солей при дозировках 10-40 г/м3 , т.е. в
достехнометрических количествах; сохранять
стойкость и способность предупреждать отложение неорганических солей при температуре среды до 150° С; хорошо растворяться в высокоминерализованной воде с высоким
содержанием кальция; обладать способностью предупреждать отложение сульфатов и
карбонатов кальция;
иметь температуру застывания ниже -45°с и обладать
текучестью при низких температурах.
Удаление отложений солей.
Для удаления карбонатных отложений рекомендуются
соляно-кислотные обработки. Удаление
отложений гипса рекомендуется проводить раствором каустической соды. А затем
для удаления продуктов реакции - гидроокиси кальция (Са(ОН)2) - целесообразно
проводить еще и солянокислотную обработку.
Химические обработки скважин проводятся с помощью ГКНТ
(гибкие насосно-компрессорные трубы) - CTL компании Dowell (Schlumberger).
Выводы, практические предложения и рекомендации
Величина внешнего
давления и степень переохлаждения процесса определяет в значительной степени скорость образования зародышей кристаллизации гидрата. С
увеличением давления скорость образования зародышей кристаллизации растет. При
повышении степени переохлаждения скорость образования зародышей кристаллизации
резко возрастает, а достигнув определенного значения при заданном давлении,
плавно снижается.
Чтобы определить места образования гидратов
необходимо знать состав газа, минерализацию воды, равновесные условия зависимости
(p-t), т.е. фактическое изменение давления и температуры потока
газа. Образование и накопление гидрата
произойдет при снижении температуры газового
потока, насыщенного парами воды ниже равновесной. Пластовая температура газа для Карачаганакского месторождения, составляющая 67 - 89 °С, образование гидратов в
стволе скважины маловероятно. При возможности образования гидратов в стволе
можно предотвратить гидратообразование подачей ингибиторов (метанола, гликоля,
растворов солей) в поток газа. Основными местами гидратных пробок являются
система промысловой подготовки газа, конденсата, а также система
внутрипромыслового сбора и транспорта. Определив основные места образования и
интенсивность накопления гидратов в системах сбора и подготовки газа, можно построить
графическую зависимость равновесной температуры гидратообразования и
фактической температуры газового потока для своевременного принятия необходимых
защитных мер. Для борьбы с гидратообразованием на месторождении применяются
следующие методы:
1) осушка газового
потока от влаги методами сорбции или низко температурной
сепарации с понижением точки росы; 2) поддержание
давления потока ниже давления гидратообразования при заданной температуре. Исследования показывают, что наиболее приемлемым для Карачаганакского месторождения
является метод ввода противогидратных ингибиторов в
поток транспортируемого газа, так как наиболее
вероятно образование гидратов в наземной части технологического оборудования месторождения. 3) ввод в газовый поток ингибиторов против
гидратообразования.
В качестве противогидратных ингибиторов широко
применяются растворы спиртов, и их различные смеси. Наиболее приемлемый
ингибитор гидратообразования для данных условий - метиловый спирт. Наряду с
широким применением метанола проходят испытания комплексного реагента против
парафиногидратного отложения СНПХ-ИПГ-11«А» российского производства
(Татарстан). Экспериментальные данные представлены в таблице 1.
Таблица 1 Данные испытания ингибитора комплексного действия
|
Наименование
|
Дозировка
|
Эффективность
|
Фирма
|
|
реагента
|
ингибитора, г/м3
|
применения, %
|
изготовитель
|
|
СНПХ-ИПГ-11
|
50
|
27,80
|
Татарстан
|
100
|
29,86
|
|
|
200
|
34,17
|
|
|
300
|
32,56
|
|
Как видно из результатов испытания при дозировке 50
г/м3 эффективность реагента составляет 27,8 %, при увеличении дозировки
реагента до 300 г/м3 эффективность действия реагента увеличивается только на
4,76 % и достигает значения 32,56 %, т.е. реагент требует дальнейшей доработки
и дополнительных лабораторных и промысловых испытаний для выработки
рекомендаций и предложений.
Выводы
Анализ материалов по борьбе с отложениями парафина и
гидратообразования и проведенные исследования на месторождения Карачаганак
показывает следующее:
1. Температура начала кристаллизации
парафинов из газоконденсата Карачаганака находится в пределах 33-36 °С.
2. Интервал температуры выпадения основных
масс твердых парафинов- от 25 °С до 0 °С и достигает максимума при 15-25 °С.
3. На поверхности оборудования и
трубопроводов месторождения Карачаганак образуются не только чисто парафиновые
отложения, но и отложения с включением в них гидратов, т.е. гидратопарафиновые
отложения.
4.
Для эффективной
борьбы против гидратообразования необходимо знание следующих показателей:
5.
а) количества
влаги, содержащейся в жидком состоянии и
конденсирующейся в газопроводе;
6. б) фактической температуры в газопроводе; в) влагосодержания газа в точках ввода и вывода
ингибитора;
7. Эффективным решением проблем,
связанных с отложениями парафина и образованием гидратных пробок на
месторождении Карачаганак является применение метанола реагентов комплексного действия.
Результаты иисследований гидратообразования при сборе и подготовке газа и
газоконденсата методом поинтервальных комплексных исследования на установке
«Порта-Тест» показали, что только изменением технологических параметров
невозможно предотвратить гидратообразования в промысловых трубопроводах и
оборудовании.В настоящее время на Карачаганакском месторождении для предотвращения и ликвидации гидратообразовании в промысловых
трубопроводах системы
сбора и подготовки газоконденсата применяют метанол.
Результаты аналитических и промысловых исследований по применению
наиболее эффективных способов борьбы с образованием гидратных пробок нефтегазоконденсатных
месторождений показали эффективность применения метанола.
Комплексные
исследования с применением методов сорбции, низкотемпературной сепарации,
водоантигидратных ингибиторов показали эффективность применения метанола в
пределах всех вышеуказанных объектов.
Результаты оптимизaции способов и рeжимов подачи растворов химреагентов показали, что
концентрация метанола в газе должна быть в пределах 0,416г/м3, при которой период остановки насосов
составляет 1 месяц.
СПИСОК ИСПОЛЬЗОВАННОЙ ЛИТЕРАТУРЫ
1.
Аль-Жади Р.А. Прикаспийская впадина - важнейший нефтегазоносный бассейн
северо-восточного средиземноморья // Нефть и газ 2004 № 1 с 15-23
. В.С.Бойко «Разработка и эксплуатация
нефтяных месторождений»,-М., «Недра» 1990-с.350
. Коршак А.А., Шаммазов А.М. Основы
нефтегазового дела: Учебник.-2-е изд., доп, и испр. -Уфа: Дизайн
ПолиграфСервис, 2002.-544с.
. Оркин К. Г, Юрчук А. М. Расчеты в
технологии и техники добычи нефти. М., Недра, 1967г
. Басниев К.С., Добыча и транспорт
газа и конденсата./ К.С. Басниев.- М., Недра, 1987.
. Гиматудинов Ш.К., Разработка и
эксплуатация нефтяных, газовых и газоконденсатных месторождений./ Ш.К.
Гиматудинов.-М., Недра, 1987.
7. Ермеков А.К., Келбет А.С. Разработка
газовых и газоконденсатных месторождений./ А.К. Ермеков. - Актау, 2001.
8. Закиров С.Н., Разработка газовых,
газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений./ С.Н.Закиров. - М..,
Недра, 1989.
9. Коротаев Ю.П., Добыча, транспорт и
подземное хранение газа./ Ю.П. Коротаев. - М., Недра, 1984.
10. Коротаев Ю.П. Теория проектирования
разработки газовых и газоконденсатных месторождений./ Ю.П Коротаев. - М.,
Недра, 1989.
11. Лепук Б.Б., Теоретические основы
разработки месторождений природных газов./ Б.Б Лепук. - М., Недра, 2002.
12. Муравьев В.М., Разработка и
эксплуатация нефтяных и газовых месторождений./ В.М Муравьев. - М., Недра, 1984.
. Вяхерев
Р.И., Разработка и эксплуатация газовых месторождений / Р.И. Вяхерев. - М.,
Недра, 2000.
4. Гвоздев М.И., Разработка и
эксплуатация газовых месторождений./ М.И. Гвоздев. - М., Недра, 1988.
5. Мирзаджанзаде Х., Технология добычи
природных газов./ Х. Мирзаджанзаде. - М., Недра, 1984.
6. Рассохин Г.В., Завершающая стадия
разработки газовых и газоконденсатных месторождений./ Г.В. Рассохин. -М.,
Недра, 1988.
17.
Абдурахманов Г. С. Бурение нефтяных и газовых скважин. - М.: Недра, 1969.
18.
Балденко Д.Ф., Балденко Ф.Д., ГноевыхА.Н. Винтовые забойные двигатели. - М.:
Недра, 1999.
19.
Буровое оборудование: Справочник. Т.1. - М.: Недра, 2000.
20.
Вадецкий Ю.В. Бурение нефтяных и газовых
скважин. - М.: Недра, 1993.
21.
Гайворонский А. А., ЦыбинА.А. Крепление скважин и разобщение пластов. - М.:
Недра, 1993.
22.
Грей Дж. Р., Дарли Г.С. Г. Состав и свойства буровых агентов (промывочных
жидкостей). - М.: Недра, 1985.
23.
Калинин А.Г., Григорян Н.А., Султанов Б.З. Бурение наклонных скважин:
Справочник. - М.: Недра, 1980.
24.
Крылов В.И. Изоляция поглощающих пластов в глубоких скважинах. - М.: Недра,
1980.
25.
Скрыпник С.Г. Техника для бурения нефтяных и газовых скважин на море. - М.:
Недра, 1989.
26. Технология бурения нефтяных и
газовых скважин / М.Я. Беркович, М. Р. Мавлютов, А. И.Спивак и др. - М.: Недра,
1969.
. Методика расчета ингибиторов
гидратообразования с приминением ЭВМ. Э.Б. Бухгалтер, Г.А. Зуйкова, Н.И. Бирюков, Т.И.
Слуцкая, В.М. Пушнов, А.Е. Тункея. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., 92 с.
. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РЕГЛАМЕНТ на Карачаганакский Перерабатывающий Комплекс ТР - 34 - 2008
29. Технологическая схема разработки
месторождения КНГКМ. Казахский научно-исследовательский и проектный институт
нефти и газа. 1999г.
30. Технологический регламент на
установку комплексной подготовки газа УКПГ-2. РК ТОО «ИНТЕК»
1. Проект развития месторождения
Карачаганак. ERGU-2, Том 1, НИПИнефтегаз,
Лондон-Актау, 1999 г.
32. Рекомендации по предотвращению
гидратообразований, парафиноотложений и коррозии при работе комплексной подготовки
газа на КНГКМ. ВНИИгаз, М., 1989г.
33. Единые правила разработки нефтяных
и газовых месторождений РК 1996
34.Отчет о научно-иследовательской
работе «Изучение газогидродинамических свойств основной залежи Карачаганакского
НГКМ ». А.К. Кормишин и др., институт «Волго-УралНИПИгаз», Оренбург, 1990 г.
35. Проект опытно-промышленной
эксплуатации Карачаганакского газоконденсатного месторождения. (Отчет ВНИИгаз и
ВолгаУрал НИПИгаз). Андреев О.Ф., Тарнавский А.П. и др. Москва-Оренбург. 1981г.
36. Особенности промысловой подготовки
газа и конденсата на КНГКМ и пути их решения. Алиев А.Г., Искаков Р.М. ВНИИгаз,
М., 1989г.
37. Теория и опыт добычи газа. Вяхирев
Р.И.. Коротаев Ю.П.. Кабанов Н.И. М. ОАО "Издательство Недра", 1998.
38. Теория и опыт разработки месторождения
природных газов. Вяхирев Р.И. Коротаев Ю.П. ОАО "Газпром". 1999г.
39. Отчет по подсчету запасов
конденсата, нефти, газа и попутных компонентов в подсолевых отложениях
Карачаганакского месторождения Уральской области Казахской ССР по состоянию на
1 августа 1988г. Золотов А. Н., Бадоев Т. И., Матлошинский и др. ПГО
Уральскнефтегазгеология», Уральск, 1988.
40. Уточненный проект
опытно-промышленной эксплуатации Карачаганакского газоконденсатного
месторождения. Зотов Г.А., Леонтьев И.А. и др. НИИгаз. М., 1990г.
41. Нефтегазоконденсатное месторождение
Карачаганак (ТЭО коэффициентов извлечения конденсата и нефти) ПГО, Золотов А.
Н., Мартос В.Н. и др. «Уральскнефтегазгеология», Уральск, 1988г.
42
Разработка месторождений со сложным составам газа. Маргулов Р.Д., Вяхирев Р.И.
и др. - М.: Недра, 1988.
Основы
технологии добычи газа. Мирзаджанзаде А.Х. Кузнецов О.Л., Басниев К.С. М.: ОАО
«Недра» 2003
44. Охрана окружающей среды на
предприятиях нефтяной и газовой промышленности. Панов Г. Е. - М.: Недра, 1986.
45. Организация, планирование и
управление нефтегазодобывающими предприятиями. Сыромятников Е.С, Победоносцева
Н.Н. - М.: Недра, 1987.
46 Экономическая эффективность
внедрения новой техники и технологических процессов. Тайкулакова Г. С. - А.:
КазНТУ, 2000.
47. Разработка и эксплуатация газовых и
газоконденсатных месторождений. Ширковский А.И. - М.: Недра 1987.
48 Переработанная флюидная модель.
Технико-экономическое обоснование проекта развития Карачаганакского
месторождения. Уитов Р. Раздел V,
приложение 1, Бритиш Газ, Аджип, 1999г.
49. Исследование нефти и конденсата Карачаганакского
месторождения. Батманов
К.Б. Актауский государственный университет
им. Ш. Есенова г.Актау, Казахстан ©
Нефтегазовое дело, 2008 http://www.ogbus.ru
50.
Квон В.Г. Термодинамическое моделирование фазовых
равновесииуглеводородных
систем с водой и газовыми гидратами для повышения эффективности технологии в
добыче газа ООО
«ВНИИГАЗ» Москва
2008 г.
.
Немыкин Е.В. Термобарические условия движения газоконденсатных смесей в
гидратообразующих скважинах ООО «РН-УфаНИПИнефть» Уфа 2010
.
Технологическая схема разработки
месторождения Карачаганак по состоянию на 1 октября 1999 г Лондон 2000г.
. Методические рекомендации по подготовке, оформлению и защите магистерской диссертации
для магистрантов по специальности
6М070800 -
Нефтегазовое дело
ЗКаТУ имени Жангир хана Уральск 2010
.Технологический
регламент УКПГ-2008
.
Авторский надзор за разработкой месторождения Карачаганак по состоянию на 1
января 2011года Аксай/Актау 2011г.
Дополнительная
литература:
1. Булатов
А.И., Аветисов А.Г. Справочник инженера по бурению. В 4-х томах -М.: Недра,
1998.
. Молчанов
Г.В., Молчанов А.Г. Машины. Буровое оборудование. Справочник в 2-х томах.
/Абубакиров В.Ф., Архангельский В.Л. и др./ -- М.: Недра, 2000. Технологическая
карта проекта Карачаганак
3. Регламент по проектированию УКПГ -
1в для перевода на однореагентную (с метанолом) эксплуатацию. М.,РАО ГАЗПРОМ,
ВНИИГАЗ, 1994 г., 43 с.
4. Методика расчета ингибиторов
гидратообразования с приминением ЭВМ. Э.Б. Бухгалтер, Г.А. Зуйкова, Н.И. Бирюков, Т.И.
Слуцкая, В.М. Пушнов, А.Е. Тункея. М.: ВНИИЭгазпром, 1985 г., 92 с.