CC BY
162ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ КИРИНСКОГО ГКМ С ПРИМЕНЕНИЕМ МОНОЭТИЛЕНГЛИКОЛЯ В КАЧЕСТВЕ ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
УДК 622.691.4
Д.В. Клыжко, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» (Южно-Сахалинск, РФ),
Д.В. Кутовой, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», [email protected] М.А. Погосов, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», [email protected]
Статья посвящена изучению вопроса применения моноэтиленгликоля на Киринском газоконденсатном месторождении. Рассмотрен опыт применения моноэтиленгликоля и метанола в российской и международной практике в условиях шельфовой добычи углеводородов. Приводится сравнение свойств этих ингибиторов гидратообразования с указанием достоинств каждого из них. Описан технологический процесс, используемый на Киринском газоконденсатном месторождении. Проведен анализ источника поступления солей в ингибитор гидратообразования и негативные эффекты, вызванные повышенной минерализацией моноэтиленгликоля и оказывающие пагубное влияние на оборудование берегового технологического и подводно-добычного комплексов. Обоснована необходимость борьбы с повышенной минерализацией поступающей жидкости на береговом технологическом комплексе. Сделаны выводы и предложены основные методы предупреждения отложения солей.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: MOНOЭTИЛЕНГЛИКOЛЬ, ИНГИБИТОР, ГИДРATOOБРAЗOВAНИЕ, ГAЗOКOНДЕНСATНOЕ MЕСTOРOЖДЕНИЕ, MИНЕРAЛИЗAЦИЯ, СOЛЕOTЛOЖЕНИЕ.
ПРАКТИКА ПРИМЕНЕНИЯ
В российской и международной практике при морской добыче природного газа и газового конденсата на континентальных шельфах для предотвращения гидратообразования в качестве реагентов антигидратного инги-бирования применяются метанол и моноэтиленгликоль (МЭГ).
Метанол в основном используется на нефтегазодобывающих платформах в Мексиканском заливе - Canyon Station Platform (Williams Cos. Inc.), в Азии - проект Malampaya (Royal Dutch Shell, Филиппины) и в Каспийском море -стационарная платформа месторождения имени Ю. Корчагина (ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжск-нефть», РФ) и стационарная платформа месторождения имени В. Филановского (ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», РФ).
Моноэтиленгликоль при морской добыче применяют на про-
ектах: Ormen Lange (Equinor ASA, бывший Statoil, Норвегия), KG-D6 (Reliance Industries Ltd, Индия), Южный Парс (Total S.A., Иран), Britannia Satellites (ConocoPhillips, Великобритания), Лунское га-зоконденсатное месторождение (ГКМ) («Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.», РФ), Киринское ГКМ (ПАО «Газпром», ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», РФ).
Выбор МЭГ или метанола опре -деляется, прежде всего, исходя из экономической обоснованности применения, экологической безопасности для окружающей среды и технологических характеристик реализуемого проекта.
Особенность эксплуатации Киринского ГКМ заключается в том, что подводный добычной комплекс (ПДК) расположен в Охотском море на глубине 90 м. Текущий режим работы - две сква -жины, с подачей 4,5 млн м3/сут
товарного газа в магистральный газопровод Сахалин - Хабаровск -Владивосток.
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА КИРИНСКОГО ГКМ
Подача МЭГ осуществляется с берегового технологического комплекса (БТК) по ингибиторо-проводу на скважины. В процессе смешанного движения сырого газа и МЭГ по газосборному коллектору происходит насыщение МЭГ водой, растворенной в виде водяного пара в пластовом газе. Концентрация МЭГ, подаваемого на скважины, составляет 80-82 %. При движении по газосборной сети концентрация уменьшается, и на установку комплексной подготовки газа БТК (УКПГ БТК) насыщенный МЭГ (н-МЭГ) поступает с концентрацией 58-61%.
На рис. 1 приведена принципиальная типовая схема УКПГ БТК.
D.V. Klyzhko, Gazprom dobycha shelf Yuzhno-Sakhalinsk LLC (Yuzhno-Sakhalinsk, Russia),
D.V. Kutovoy, Gazprom dobycha shelf Yuzhno-Sakhalinsk LLC, [email protected] M.A. Pogosov, Gazprom dobycha shelf Yuzhno-Sakhalinsk LLC, [email protected]
Features of operation of the Kirinskoe gas-condensate field using monoethylene glycol as an inhibitor of hydration
The article is devoted to the study of the monoethylene glycol use in the Kirinskoe gas condensate field. The experience of using monoethylene glycol and methanol in Russian and international practice under the conditions of offshore hydrocarbon production is considered. A comparison of the properties of these hydrate formation inhibitors is made, and the benefits of each of them are indicated. The technological process used at the Kirinskoye gas condensate field is described. The analysis of the source of salt intake into the hydrate formation inhibitor and the negative effects caused by the increased mineralization of monoethylene glycol and having a detrimental effect on the equipment of the onshore technological and underwater mining complexes is carried out. The necessity of combating the increased mineralization of the incoming fluid at the onshore technological complex is substantiated. Conclusions are drawn and the basic methods for the prevention of salt deposits are proposed.
KEYWORDS: MONOETHYLENE GLYCOL, INHIBITOR, HYDRATE FORMATION, GAS-CONDENSATE DEPOSIT, MINERALIZATION, SEDILATION.
Газожидкостная смесь (природный газ, конденсат газовый нестабильный (КГН), МЭГ + водная фаза) поступают на пробкоулови-тель. Природный газ через блок эжекторов и две ступени сепарации подается в магистральный газопровод. Смесь КГН и н-МЭГ поступает на разделители,после разделения н-МЭГ поступает на установку регенерации МЭГ, а КНГ поступает на установку стабилизации конденсата.
На установке регенерации н-МЭГ через теплообменники поступает в блок огневой регенерации, где происходит выпаривание воды и увеличение концентрации МЭГ до 80 %. Среднесуточная температура, поддерживаемая в испарителе для регенерации МЭГ, составляет 124-126 °С. Среднесуточное поступление воды на УКПГ со скважин достигает 40 т/сут, вода утилизируется на комплексе термического обезвреживания.
ПРИЧИНЫ ПОВЫШЕННОЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ РАСТВОРА МЭГ
Одна из проблем эксплуатации УКПГ БТК Киринского ГКМ - высокое содержание солей в водном растворе МЭГ. Повышение концентрации солей в регенерированном МЭГ (р-МЭГ), полученном регенерацией насыщенного МЭГ,
происходит за счет испарения воды, поступившей из пласта в газожидкостном потоке.
В технологической схеме не предусмотрена установка обес-соливания, поэтому возникает накапливание отложений солей на оборудовании установки регенерации, что приводит к снижению эффективности ее работы (рис. 2).
Солевые отложения осаждаются на тарелках выпарной колонны и жаровых трубах испарителя. Образование карбоната кальция СаС03 (кальцита) происходит в ре -зультате реакции:
Са2+ + 2(НС03-) — СаС03 | + + С02 Т + Н20
Один из продуктов данной реакции - углекислый газ СО2, поэтому отложение СаС03 на стенках обо -рудования зависит от парциального давления СО2:
- с возрастанием парциального давления СО2 реакция смещается влево, т. е. повышается растворимость Са(НС03)2 в растворе МЭГ;
- повышение температуры и рН способствует выпадению СаС03.
Образование карбоната железа происходит в результате реакции:
Fe2+ + 2(НС03-) — FeC03 ^ + + С02 Т + Н20
Данная реакция протекает у поверхности металла, обогащенного в результате коррозии ионами железа [1].
Количественный и качественный анализ отложений показал, что основные составляющие компоненты включают карбонаты кальция (кальцит СаС03) и железа ^еС03). Закупоривание тарелок в выпарной колонне негативным образом отражается на работе блока огневой регенерации: снижается производительность, возникает необходимость затрат большей энергии для достижения 80 % концентрации раствора МЭГ.
Источник солей в растворе МЭГ - жидкость с повышенной минерализацией, поступающая на УКПГ. Существуют разные вер -сии относительно природы данной жидкости - это может быть пластовая или конденсационная вода.
Специалисты ООО «Газпром ВНИИГАЗ» считают, что для техно -логических циклов добычи характерно постоянное поступление в основной добывающий контур не только газового и конденсатного сырья, но и значительных количеств пластовой воды и растворенных в ней минеральных солей. С другой стороны, конденсацион-
р-МЭГ на ПДК r-MEG to subsea production unit
Рефлюксная вода на утилизацию Reflux water for recycling
УКУГ - узел коммерческого учета газа Gas metering station ЦПГ - цех подготовки газа Gas processing station
УСК - установка стабилизации конденсата Condensate stabilizer unit УРМ - установка регенерации МЭГ MEG regeneration unit
Конденсат стабильный в резервуарный парк Stable condensate to tank farm
НТО - низкотемпературная сепарация LTS - Low temperature separation ABO - аппарат воздушного охлаждения Air cooler unit
- Газ сырой (ГС) Raw gas
- Газ осушенный (ГО)
- Нестабильный конденсат (НК) Unstable condensate
- Конденсат стабильный (КС) Stable condensate
- Нерегенерированный МЭГ (н-МЭГ) Lean MEG (l-MEG) Регенерированный МЭГ (р-МЭГ) Regenerated MEG (r-MEG)
Газ стабилизации (ГСТ)
Gas of stabilization
Газ в факельную систему (®С)
Рефлюксная вода
Reflux water
Газ выветривания (ГВ)
Рис. 1. Принципиальная технологическая схема УКПГ БТК
Fig. 1. Schematic diagram of the installation of complex gas treatment plant of onshore technological complex
ные воды образуются в результате конденсации первичной паровой фазы, насыщающей парогазовую смесь при начальных пластовых давлениях. Они дренируют на малых депрессиях в высокопроницаемые пласты с незначительной остаточной водонасыщенностью в начальный период разработки газовых и газоконденсатных месторождений, когда пластовое давление равно или близко начальному значению [2].
Для анализа процесса накопления минеральных отложений в МЭГ и обеспечения приемлемой их концентрации необходимо рассмотреть минерализацию
и химическим состав пластовой воды Киринского ГКМ.
Предварительные данные, полученные по скважине 1, показали минерализацию до 23 г/дм3. В 2010 г. взяты пробы в зоне III и зоне IV, которые показали резуль -таты до 14 г/дм3. Пробы, отобранные по скважине Р5, Р6 в 2012 г. и 2014 г., находятся в диапазоне от 13,9 до 32 г/дм3.
На основании полученных данных можно заключить, что пластовые воды относятся к среднеминерализованным по хлоркальциевому типу (по В.А. Су-лину). Общая минерализация составляет от 12,20 до 32,13 г/дм3
в зависимости от скважины, общая концентрация ионов К+] до -стигает 11,9 г/дм3, [С1-] - 18,5 г/дм3, концентрация гидрокарбонатов -1,7 г/дм3. Воды насыщены метановыми газами, включающими небольшую примесь углекислоты (до 1,8 %) и азота (до 3,4 %).
Проведен расчет солей, исходя из общего объема раствора 80 % МЭГ в системе к изменению общей минерализации раствора р-МЭГ (рис. 3), по формуле:
1°еМэг5 ,.103, (1)
где Q . - количество солей,
" х солей
поступающих на УКПГ, т; Q
р-МЭГ
ГПА серии «Иртыш» до
Газотурбинные электростанции (ГТЭС) до
Поршневые компрессорные установки (ПКУ) до
Винтовые компрессорные установки (ВКУ) до Мобильные компрессорные установки (МКУ)
ИННОВАЦИОННЫЙ ПРОЕКТ для газодобывающих Компаний группы ГАЗПРОМ
Новый тип модульных компрессорных установок (МКУ) для повышения давления в шлейфах газосборной сети месторождений, находящихся в заключительной стадии разработки
ингк
32 МВт 25 МВт 16 МВт 3 МВт
Преимущества:
• Полная заводская готовность
• Минимальная подготовка площадки для размещения МКУ
• Отсутствуют мультипликатор, система смазки, СГУ
• Оптимальное энергопотребление на каждом режиме за счет ЧРП
• Отсутствие выбросов и утечек газа
• Возможность оперативного пуска из холодного состояния
• Максимальные наработки между ТО и Р
Увеличение сроков межремонтных периодов (средний - 8 лет, капитальный - 16 лет) Привод: интегрированный продуваемый эл/двиг. с ЧРП * Мощность МКУ - от 300 кВт до 16 МВт * Срок ремонта - 8 - 10 дней *
• Проектирование • Изготовление • Поставка • ШМР • ПНР • Ввод в эксплуатацию • Техническая поддержка • Сервис • Поставка запасных частей • Модернизация оборудования • Реконструкция объектов
ООО «Искра-Нефтегаз Компрессор» [email protected] www.ingc.ru +7(495)2314673/61 Москва, ул. Вавилова, 5, корп. 3 Пермь, ул. Новогайвинская, 92
Образование карбоната кальция Calcium carbonate formation
Чистая тарелка
(без отложений)
Pure plate (without deposits)
Образование карбоната железа Iron carbonate formation
Рис. 2. Отложение карбонатов железа и кальция в блоке огневой регенерации Fig. 2. The deposition of carbonates of iron and calcium in the fire regeneration unit
Рис. 3. Поступление солей на УКПГ БТК
Fig. 3. Receipt of slats on complex gas treatment plant of onshore technological complex
количество р-МЭГ в системе, кг; р - плотность р-МЭГ, кг/м3; S - об -щая минерализация р-МЭГ, кг/м3.
Расчеты показали неравномерность поступления солей на УКПГ, среднее значение составляет 120 кг/сут или 5 кг/ч. Данная динамика связана с подводным расположением добычного комплекса и неоднородностью сухопутного участка газосборного коллектора (ГСК). Помимо этого, в эксплуата -ции находятся две скважины из семи, что обусловлено низкими скоростями течения газожидкостной смеси в ГСК, вследствие этого происходит скопление н-МЭГ на пониженных участках ГСК (рис. 4). Из-за низких скоростей течения газожидкостной смеси и высокой плотности более насыщенного солями раствора МЭГ н-МЭГ оседает в более низких участках ГСК.
По результатам гидродинамического моделирования работы ГСК в ПО OLGA 7.2 (рис. 5) выделяются три участка с пробковым течением жидкости. Согласно анализу поступления солей на УКПГ вместе с н-МЭГ и моделированию течения потока, можно сделать вывод, что на 28-м, 30-м и 41-м км трассы ГСК происходит скопление н-МЭГ на пониженных участках. Ввиду слабой динамики движения происходит разделение более плотного МЭГ и КГН, выделившегося в процессе движения сырого газа в ГСК. Более тяжелый, насыщенный солями МЭГ заполняет до 15 % диаметра трубопровода на указанных выше участках ГСК и после этого формирует пробковое течение, которое приносит на УКПГ МЭГ с большим содержанием солей. Данный эффект имеет периодический характер, что объясняет кривая на рис. 3.
Компонентный состав раствора н-МЭГ показывает, что раствори -мых солей (хлоридов) содержится больше, чем малорастворимых (гидрокарбонатов) (табл. 1).
Для хлоридов характерно увеличение растворимости с увеличением температуры, при этом наличие растворимых солей с
концентрацией до 90 г/дм3 практически не вносит осложнений в технологический процесс [4]. Один из негативных факторов повышенного содержания растворимых солей в растворе МЭГ - необходимость поддержания более высокой температуры в огневом испарителе для достижения кон-
центрации раствора р-МЭГ 80 %, которая может способствовать деструкции МЭГ. При концентрации растворимых солей выше 90 г/дм3 вероятно неконтролируемое отложение солей на различных участках трубопровода и в аппаратах, в том числе в подводном оборудовании.
Таблица 1. Химический анализ раствора н-МЭГ на содержание солей
Поток Cl- HCO3- Ca2+ Mg2+ Fe (общ.) (^Na') S (общ.) МЭГ
мг/дм3 мг/дм3 мг/дм3 мг/дм3 мг/дм3 мг/дм3 мг/дм3 масс. %
| н-МЭГ 25 846 1830,0 443,8 169,1 40,8 9323,8 25 846 61
МЭГ с растворенными солями MEG with dissolved salts
Рис. 4. Газосборный коллектор: а) профиль трассы ГСК; б) скопление МЭГ с солями в пониженных участках ГСК: ПУ - пробкоуловитель; УОК-1 - узел охранного крана № 1; КУ-4 - крановый узел № 4
Fig. 4. Gas gathering header: a) profile of the highway gas gathering header; b) the accumulation of MEG with salts in the lower areas of the gas gathering header: ПУ - slug catcher; УОК-1 - shutdown safety valve No. 1; КУ-4 - block valve station No. 4
Особенность малорастворимых солей - гидрокарбонатов двухвалентных солей (Са2+, Мд2+ и др.) заключается в обратной температурной зависимости их растворимости. При увеличении температуры растворимость гидрокарбонатов уменьшается, что может приводить к выпадению их в осадок и формированию отложений гидрокарбонатов на поверхности технологического оборудования. Этот процесс наблюдается в блоке огневой регенерации.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведенный анализ показал, что при текущих режимах эксплуатации Киринского ГКМ происходит постоянное насыщение раствора МЭГ минеральными
соединениями. Для эффективной работы УКПГ необходимо минимизировать или предотвратить образование солевых отложений на поверхностях технологического оборудования. При этом накопление солей в растворе МЭГ, при -меняемого в качестве ингибитора гидратообразования, приводит к осложнениям эксплуатации основного оборудования УКПГ БТК. Они заключаются в:
- образовании продуктов деструкции, откладывающихся в теплообменном оборудовании и влияющих на их теплопередачу;
- солеотложении на жаровых трубах испарителя, что приводит к локальному перегреву раствора МЭГ и возможному прогару жаровых труб;
- образовании отложений на сетчатых тарелках выпарной колонны, снижающих эффективность работы установки в целом;
- неконтролируемом выпадении хлористых солей по всей цепочке добычи газа и газового конденсата при достижении их максимальной растворимости в растворе МЭГ;
- необходимой частой чистке фильтров.
При дальнейшей разработке Киринского ГКМ, подключении дополнительных скважин и выходе на проектный уровень добычи необходимо учитывать повышение содержания солей, поступающих на УКПГ БТК. Целесообразно учесть данный опыт эксплуатации при проектировании Южно-Ки-ринского ГКМ.
Рис. 5. Гидродинамический расчет работы газосборного коллектора Fig. 5. Hydrodynamic calculation of the gas collector
a) a)
4
3,5 3
т '§ 2,5 3
2
1,5 1
б) b)
S Ш -М
0,65 0,6 0,55 0,5 0,45 0,4 0,35 0,3 0,25 0,2 0,15 0,1 0,05
Геометрия газосборного коллектор-Gas collector geometry
4
3,5
3
E
c? 2,5
|
2
1,5
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000
Длина трубопровода, м
Pipeline length, m
J
АД.—|L-- r ~ U
0 5,000 10,000 15,000 20,000 25,000 30,000 35,000 40,000
Длина трубопровода, м Pipeline length, m
— Доля заполнения диаметра трубопровода жидкостью — Характер потока (цифры на зеленой шкале): 1 - слоистый; 2 - кольцевой; 3 - пробковый; 4 - пузырьковый Proportion of filling the diameter of the pipeline with liquid Flow regime: 1 - stratified; 2 - annular; 3 - slug; 4 - bubble
Основные методы предупреждения отложения солей включают:
- эксплуатацию вакуумной установки обессоливания, позволяющей извлекать значительную часть солей из системы. Такие установки используются на добычных платформах в Норвегии, в то же время опыт эксплуатации подобных установок в России отсутствует;
- замену МЭГ на метанол в качестве ингибитора гидрато-образования. Для проведения технологической операции замены подаваемого МЭГ на метанол и поддержания безгидратного режима работы потребуется подача метанола на каждую скважину в
объеме 4,5 м 3/сут. Применение метанола в качестве ингибитора ги -дратообразования определяется рядом его преимуществ по сравнению с МЭГ, а именно: низкой температурой замерзания (до - 90 °С); высокой летучестью; отсутствием коррозионной активности; малой вязкостью. К основному недостатку применения метанола можно отнести возрастание эксплуатационных затрат, связанных с потерями (унос 1 г/ст. м3) и доставкой реагента на географически удаленное Киринское ГКМ;
- замену засоленного МЭГ на новый. Полная или частичная замена засоленного ингибитора на
чистый МЭГ не может служить основополагающим методом борьбы с солеотложением в технологическом процессе, поскольку в замкнутом контуре при постоянном поступлении солей в систему это позволяет лишь незначительно снизить минерализацию раствора МЭГ. Частота замены зависит от скорости поступления солей, и при выходе месторождения на проектную мощность процесс накопления будет только увеличиваться. При переходе на данный метод возрастают эксплуатационные затраты на закупку реагента, его доставку и утилизацию засоленного раствора МЭГ. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия, практическое руководство. Владивосток: Дальнаука. 2011. 288 с.
2. Лапшин В.И., Волков А.Н., Шафиев И.М. и др. Аналитическая и экспериментальная оценка влагоемкости природных газов и влияния конденсационной воды на фазовые характеристики // Вести газовой науки. 2013. № 1 (12). С. 79-85.
REFERENCES
1. Markin A.N., Nizamov R.E., Sukhoverkhov S.V. Oilfield chemistry, practical guidance. Vladivostok: Dal'nauka. 2011. 288 p. (In Russian)
2. Lapshin I.V., Volkov A.N., Shafiev I.M., et al. Analytical and experimental evaluation of the water capacity of natural gases and the effect of condensed water on phase characteristics // Vesti gazovoy nauki. 2013. No. 1 (12). P. 79-85. (In Russian)
