Эффективная работа установки низкотемпературной сепарации

        В составе конденсата имеются:

• Углекислый газ         -1,06 %,
• Сероводород              -1,18 %,
• Меркаптаны               -0,14 %,
• Парафины                  -3,0 %.

В 1988 году по месторождению подсчитаны и утверждены  запасы углеводородов  и составляют:

• свободный газ 1330,3 млрд куб м;
• конденсат 860,9 млн тонн;
• нефть 339,8 млн тонн;

растворенный газ 240,46 млрд куб м.

Месторождение подразделяется на три эксплуатационных объекта: 1-ый и 2-ой в газоконденсатный и 3-ий в нефтяной части.

С   приходом   иностранных   инвесторов  «Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.» составивших   альянс   из компаний AGIP, British Gas, TEXACO и LUKойл, были произведены переоценки геологических запасов, которые составили: конденсата - 764 млн. тонн; нефти - 472 млн. тонн; газа - 1371 млрд. куб. м, что не значительно отличается от раннее установленных значений.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

2 Общая характеристика  производственного процесса

 

 2.1 Структура и назначение УКПГ-3

 

Установка комплексной подготовки газа УКПГ-3  Карачаганакского газоконденсатного месторождения КНГКМ предназначена для первичной подготовки газа и конденсата перед транспортировкой на Оренбургский газоперерабатывающий завод ОГПЗ.

Первичная подготовка газа заключается в осушке и отбензинивании методом низкотемпературной сепарации НТС, подготовка конденсата – в обезвоживании и разгазировании в трехфазных сепараторах при давлении 70-82 кг/см2.

В состав УКПГ-3 входят следующие основные установки и сооружения:

1. Установка НТС, включающая три идентичных линии технологического оборудования НТС LGA;
2. Четвертая дополнительная опытная технологическая линия НТС, которая является расширением УКПГ-3.
3. Головная насосная станция ГНС перекачки нестабильного конденсата;
4. Блок входных манифольдов на 36 шлейфов для подключения скважин к технологическим линиям НТС.
5. Контрольный сепаратор С-401.
6. Компрессорная газов выветривания КГВ, для закачки газа выветривания конденсата ГНС на первую ступень сепарации УНТС.
7. Узел приготовления ингибиторов коррозии.
8. Склад метанола.
9. Компрессорная воздуха КИП.
10. Дренажная система.
11. Узел подогрева теплоносителя.
12. Факельные системы высокого и низкого давления.
13. Установка подготовки водометанольной смеси и регенерации метанола (находится в завершающей стадии реконструкции).

УКПГ-3     находилась     в     стадии     опытно-промышленной

эксплуатации на основании проекта «Обустройства КНГКМ на период опытно-промышленной эксплуатации» ЮНГГ-1982 год. «Решением НТС и ЦКР газовых, газоконденсатных, нефтяных месторождений Мингазпрома СССР» №4-88 от 4. 04. 88 г. Срок опытно-промышленной эксплуатации КНГКМ был продлен до 1995г.

       Период опытно промышленной эксплуатации использовался для получения недостающей информации, внесения корректив в проектные решения и подготовке системы поддержания пластового давления методом Сайклинг-процесса.

       Опыт работы, а также недостатки  схемы НТС на УКПГ-3 являются  основными критериями при выборе схемы УКПГ-2 и перерабатывающего комплекса КПК.

       Четвертая технологическая линия  НТС была построена как расширение  УКПГ-3.

Проектная производительность трех технологических линий НТС  УКПГ-3 – 3 млрд.м3/год по отсепарированному газу и 2,56 млн.тн/год по нестабильному конденсату (*по первоначальному проекту ЮНГГ, 1982 г.).

Проектная производительность четвертой технологической линии НТС по отсепарированному газу – 1,8 млрд.м3/год, по нестабильному конденсату – 0,8~1,1 млн.тн/год.

Карачаганакское месторождение рассматривается как базовое при добыче жидких углеводородов (конденсата и нефти).

Эксплуатация КНГКМ ведется в настоящее время в режиме истощения. Для повышения конденсатоотдачи эксплуатация месторождения в дальнейшем намечается с поддержанием пластового давления путем обратной закачки сухого газа в пласт (Сайклинг-процесс).

В 1990 году на четырех нитках УКПГ-3 получено фактически: газа стабилизации 4,064 млрд.м3; конденсата нестабильного 4,057 млн.тн.

В 2000 году на этих же четырех нитках получено: газа стабилизации 4,68 млрд.м3; конденсата нестабильного 4,63 млн.тн.

По фактически достигнутым данным видно, что газоконденсатный фактор на КНГКМ значительно выше проектного.

Характерными особенностями месторождения являются;

Значительное содержание кислых компонентов в пластовом газе (сероводорода Н2S до 4 % об., и углекислого газа СО2 до 6,3 % об.), в связи с чем процесс подготовки газа и конденсата сопровождается высокой коррозионной агрессивностью рабочих сред;

• Высокое содержание жидких углеводородов – конденсата и нефти;
• Наличие твердых парафинов в конденсате до 7,5 % вес., с высокой температурой застывания;
• Большая глубина залегания газоносной толщи при большой этажности (кровля 3500~3600 м ГВК (ГНК) – 5200~5300м);
• Аномально низкая пластовая температура (до 100ºС) при аномально высоком пластовом давлении 520~600 кг/см2;
• Применение большого количества различных ингибиторов коррозии (парофазных и жидкофазных), противогидратных ингибиторов и ингибиторов парафиноотложения.

Генеральный проектировщик УКПГ-3 – ЮжНИИгипргаз, автор процесса – ВНИИгаз.

УКПГ-3 введена в эксплуатацию в октябре 1984 года. Число часов работы установки по проекту 8000 часов в году.

Подготовка газа и конденсата к транспортировке на Оренбургский газоперерабатывающий завод производится на установке НТС, состоящий из трех идентичных технологических линий.

Каждая технологическая линия включает:

• подогреватель пластового газа Е-09, предназначенный для подогрева входного потока до температуры, исключающей отложение парафина в первой ступени сепарации;
• первую ступень сепарации, состоящую из двух последовательно установленных сепараторов С-01А и С-01В, в которой происходит отделение основной массы жидкости от газа;
• теплообменник Е-05 для подогрева жидкой фазы после первой ступени сепарации;
• трехфазный сепаратор Е-03, предназначенный для отделения пластовой воды и метанола от углеводородного конденсата. Газ разгазирования конденсата из С-03 направляется на вторую ступень сепарации.
• рекуперативный теплообменник «газ-газ» Е-01А/В, в котором происходит охлаждение газа после первой ступени сепарации;
• сепаратор второй ступени С-02А, в котором производится окончательная сепарация и осушка газа;
• сепаратор-разделитель С-02В, в котором происходит разделение конденсата от насыщенного метанола. Данный аппарат является частью сепаратора С-02А;
• подогреватель Е-08 предназначен для нагрева углеводородного конденсата на выходе с установки НТС.

Кроме того, в состав установки НТС входит один общий контрольный сепаратор С-401 с теплообменником Е-401, с помощью которого можно производить замеры дебитов газа и конденсата по любой скважине; общие факельная и дренажная системы, амбар, узлы подготовки промстоков, подогрева теплоносителя и топливного газа; склад химреагентов, блок входных манифольдав (БВМ).

Факельная система высокого и низкого давления включает:

• факельную систему высокого давления, состоящую из факельного сепаратора V-701 и факельной установки G-701 и служит для сброса давления с технологических линий, коллекторов БВМ, КГВ.
• факельную систему низкого давления, состоящую из факельного сепаратора низкого давления V-702 и факельной установки G-702 и служит для сброса давления газа с емкостей (дегазаторов) ГНС и технологических выбросов при остановке компрессоров газов выветривания. Для утилизации газа путем сжигания с установки промстоков и дренажной системы.

Дренажная система состоит из дренажной емкости V-625 и насосов Рм-625 и Рм-626.

Узел подогрева теплоносителя включает в себя котлы подогрева R-501-504, циркуляционные насосы Рм-501-504, расширительные емкости Е-501-504, емкость хранения ДЕГа V-505 с насосом Рм-505.

Склад химреагентов служит для хранения и приготовления растворов ингибиторов коррозии, гидратообразования и др. химреагентов.

 

2.2 Установка НТС

 

На промысле газ обрабатывается до определенной кондиции для обеспечения условий его транспортирования, извлечения углеводородного конденсата и других компонентов.

Низкотемпературный способ разделения газов позволяет извлекать тяжелые углеводороды и осушать газ при транспортировании однофазного компонента до необходимой точки росы по влаге и углеводородам.

 На Карачаганакском УКПГ-3 применен один из вариантов низкотемпературного способа обработки газа – низкотемпературная сепарация (НТС), при которой получают относительно высокий перепад температур, за счет использования энергии  избыточного пластового давления (путем дросселирования газа), эффект Джоуля-Томпсона.

 Основной недостаток  НТС – необходимость перестройки  установки в процессе разработки  и низкая степень извлечения  жидкости.

Установка комплексной переработки газа (УКПГ-3), предназначена для комплексной подготовки газа и конденсата, а также транспортировки его на Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ). Она включает в себя четыре установки низкотемпературной сепарации (НТС) с 1 по 4 технологические линии, которые и осуществляют разделение пластового флюида на газ, газовый конденсат и водометанольную смесь (метанол впрыскивается насосами в теплообменники «газ-газ» для предотвращения образования гидратов). В процессе НТС используется энергия пласта, т. е. для достижения температуры до минус 10°С используется эффект Джоуля Томпсона.

От эффективности работы сепараторов зависит количество жидкости уносимой потоком газа в газопровод, что в свою очередь влечет как потерю жидкой фракции для объема добычи, так и к ухудшению гидравлического состояния газопровода транспортирующего газ на расстояние более чем на 140 км,  имеющего сложный рельеф местности относительно горизонта.

Конденсирующаяся в газопроводе влага уносимая потоком газа заполняет нижние участки трубопровода, что приводит к уменьшению его пропускной способности. Это влечет за собой дополнительные финансовые затраты и материальные ресурсы на поршневание трубопровода для удаления скопившейся жидкости и росту давления на начальном участке газопровода. А также, та жидкость (газовый конденсат), унесенная в газопровод является «потерянной» для нас, так как она оприходуется на ОГПЗ по системам трубопроводов ОУЭСГ и не подлежит учету (по неподтвенржденным данным, этот объем составлял в некоторых случаях до тысячи тонн). Рост давления на начальном участке газопровода усугубляет ситуацию, так как с этим ростом повышалась температура сепарации на второй ступени УНТС, в следствие сокращения перепада давления между первой и второй ступенями.

С увеличением объемов добычи, эта проблема становилась более острой и требовала ее решения. Попытки разрешить ее эффективно без проведения модификаций установки НТС не удавались. Чистка трубных пучков теплообменников Е-01А/В с помощь выпаривания парафина, требовала простоя оборудования и была малоэффективна, так как удаляла только парафин и «спекала» асфальтены, делая их твердыми, а также закупоривала часть трубок на трубном пучке теплообменника. Ввод в эксплуатацию Сателлита и подключение дополнительно нефтяных скважин к УКПГ-3 требовало  принятия эффективного решения по существующей проблеме. Предлагалось несколько вариантов и подходов в решении этой задачи, в том числе и с помощью химических реагентов способствующих растворению парафина, как путем промывки теплообменников «газ-газ», так и постоянным впрыском в профилактических, предупреждающих отложение парафинов на стенках труб теплообменников, целях. Но в целом все это являлось устранением последствий не эффективной работы сепараторов первой ступени и не решало задачи кардинально.

Считалось, что в первой ступени сепарации  сепарируется до 99 % всей жидкости, но на практике это являлось иначе. С трудом удавалось выдерживать температуру сепарации на второй ступени до минус 5°С, вследствие уноса капельной жидкости, а с ней и парафинов из сепараторов первой ступени С-01А/В в Е-01А/В. Часто, до двух-трех раз в сутки УНТС выводились на так называемый «тепловой режим», когда температура на второй ступени сепарации набиралась до +30°С, чтобы растворить парафины и тем самым очистить теплообменники. Но такая практика вела к значительному уносу жидкости (конденсата) в газопровод, то есть вся жидкость, не отсепарированная во второй ступени, поступала в него, если учесть что один прогрев длился от полутора до двух часов, то ситуация требовала ее эффективного решения.

В 1997 году на первой технологической линии в С-101А после проведения планового ремонта была установлена в качестве эксперимента «Безпенная система газо-жидкостной сепарации» PORTA-TEST. «Безпенный» сепаратор состоит из пучка вертикальных цилиндрических вихревых труб, установленных в С-101А. Ранее из аппарата были удалены сферически выпуклая тарелка и крестовина, разрушающая циклон в кубовой части сосуда. Так же был заменен регулирующий клапан LV-1402, регулирующий уровень жидкости в сепараторе на более чувствительный и быстрореагирующий на изменения уровня , произведена ревизия уровнемеров.

Первый год эксплуатации технологической линии с «Беспенной» системой, показал большое преимущество данного технического решения, что позволило увеличить загрузку по техлинии на 20-30 % и значительно сократить унос жидкости. В последующий год эксплуатации данное решение было применено и на всех оставшихся техлиниях УНТС и успешно работает. Во многом благодаря этому решению удалось достичь как увеличения добычи на 30%, так и снижению температуры сепарации до минус 10°С. Что благоприятно отразилось на эксплуатации газопроводов и позволило получить дополнительные тысячи тонн газового конденсата.