- в дроссельных устройствах входных манифольдов.

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.

НЕ нашли? Не то? Что вы ищете?

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

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

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

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

УКПГ-3,1-3 технологические линии

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

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

-  в дроссельных устройствах входных манифольдов;

-  в трубках теплообменников Е-09;

-  в клапане Джоуля-Томпсона;

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

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

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

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

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

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

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

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

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

УКПГ-3, 4 технологическая линия

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

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

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

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

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

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

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

Газопроводы УКПГ3 - ОГПЗ

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

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

-  скорость газа не менее 4 м/с;

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

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

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

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

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

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

Для ликвидации гидратов предусмотрена заливка метанола по трассе газопровода.

Конденсатопровод УКПГ-3 - ОГПЗ

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

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

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

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

2.3  Способы ликвидации последствий гидратообразования и АСПО

2.3.1. Предупреждение образования и ликвидация гидратов на проектируемых сооружениях УКПГ-2

Из за большого объема этот материал размещен на нескольких страницах:
1 2 3 4