Борьба с парофиноотложением при разработке ачимовских залежей Уренгойского месторождения

Тюменский ИУ, г. Тюмень, Россия

ОАО «АРКТИКГАЗ», г. Новый Уренгой, Россия

Добываемый конденсат ачимовских залежей Уренгойского месторождения содержит в составе до 8% масс. парафинов, до 0,55 мг/100 мл смол и до 0,043% масс. асфальтенов. Отложения парафина характеризуются свойствами пластичности и отсутствия текучести [1, 2, 5]. Последствиями парафино-отложения является как незначительный слой парафина в оборудовании, так и существенный слой, вызывающий значительное перекрытие сечения в проточной части аппарата [3, 4, 6].

Выпадение асфальтосмолистых и парафиновых отложений (АСПО) на стенках труб могут быть в стволе скважин и от кустов скважин до УКПГ, где проходит тяжелый конденсат при пониженных температурах [7, 8, 9]. На установках НТС эти нарушения выражаются в повышении температуры сепарации, увеличении давления в теплообменниках, снижении коэффициента теплопередачи в теплообменном оборудовании и выхода компонентов в жидкую фазу, ухудшении качества газа и гидравлической характеристики работы газопровода и кон-денсатопровода [10, 11, 12].

К основным способам предупреждения пара-финоотложения относятся: ввод ингибитора пара-финообразования; ввод ингибитора парафиноотло-жения; обеспечение температурного режима выше температуры начала образования парафина за счет тепловой изоляции трубопровода и/или предварительного подогрева УВ. Ингибиторы парафинооб-разования – растворители, снижающие температуру начала образования парафина [13, 14, 15, 17]. В зависимости от условий, расход растворителя может составлять значительную долю от разбавляемого потока (примерно вплоть до 30%). Поэтому физический растворитель применяется в случае доступ- ности его дешевого источника и в основном для транспорта парафиносодержащего конденсата. Особенностью пластовой смеси ачимовских отложений являются аномально высокие давления (пластовое и устьевое) [18, 19, 20, 24]. Соответственно высокие температуры сохраняются и для входной сепарации пластовой смеси, что обуславливает вынос парафинистых углеводородов С17+ в технологическую схему НТС, отложение слоя парафина на внутренней стенке теплообменных поверхностей аппаратов воздушного охлаждения и теплообменников, снижению коэффициента теплопередачи в теплообменном оборудовании иэффективности его работы, нарушению режимов работу установки подготовки газа.

При смешении газового и жидкого потоков средняя температура в системе снижается и осуществляется дополнительная конденсация тяжелых углеводородов и снижение их концентрации в отходящем газе. Кроме того, происходит разбавление "уносов" более легкими компонентами, и, как следствие, уменьшается концентрация парафинов в образующейся при охлаждении газа в НТС жидкой фазы [21, 22, 23].

В результате рекомендуется организация подачи легкого конденсата из установки НТС в поток сырого газа в количестве 100 т/ч., что обеспечит содержание парафинов в газе менее 0,1% масс. и при этом практически не снизит выход товарного ДЭК. Предлагаемое решение обеспечивает снижение содержания парафинов в газе, поступающем на установку НТС за счет снижения температуры. Опыт специалистов ОАО "АРКТИКГАЗ" в решении данной проблемы внесет вклад в дальнейшее совершенствование технологи добычи парафиносодержащего газового конденсата.