Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Высушенный газ проходит через входной скруббер на первую ступень сжатия и выходит в промежуточный охладитель. Затем он проходит вторую ступень сжатия с промежуточным охлаждением и скруббером (разделителем) в окончательную ступень сжатия и в манифольд нагнетания.

Поддержание контроля технологической установки компрессии при малой объемной скорости потока обеспечивается ресайклингом газа от выхода на вход в компрессоры.

1.2.4.3 Система разводящих газопроводов

Газонагнетательная сеть проектирована для максимальной подачи газа 11 млрд. станд. м³/год, с увеличением закачки газа в зависимости от профиля добычи. Система проектирована для закачки кислого газа.

С КСНГ по пяти коллекторным линиям нагнетания газ доставляется при давлении 55,0 МПа к выкидным линиям. К каждой коллекторной линии подключены от 5 до 7 нагнетательных скважин. К каждой выкидной линии подключена одна нагнетательная скважина. Скважины, расположенные около компрессорной станции, питаются одной линией от манифольда компрессорной станции. Распределение газа по скважинам осуществляется с помощью регуляторов расхода, установленных на газопроводах - шлейфах, идущих к каждой скважине. Расход закачиваемого газа измеряется на выходе манифольда нагнетания в коллекторную линию и на каждой скважине.

Газопроводы проложены в грунте без термоизоляции. Наземные части газопроводов термоизолированы.

Коллекторные линии имеют устройства для сброса давления из системы обратно к компрессорной станции, системы аварийного останова, систему освещения и гидравлическую систему.

Максимальная длина коллекторных линий составляет 7000 м, а выкидных линий 1500 м и ограничивается перепадом давления не более 5,0

Каждая коллекторная линия с обоих концов оборудована специальными фланцами к которым подсоединяются устройства для запуска и приема скребков с целью проведения диагностику и очистных работ. Выкидная линия подсоединяется к коллекторной линии через контрольную задвижку и регулирующий клапан.

1.2.4.4 Оборудование устья нагнетательных скважин и манифольдов

Устья скважин оборудованы фонтанной арматурой АФ5А-100/100Ч70 в коррозионно-стойком исполнении (К2) по ГОСТ 13846-89 и рассчитанной на рабочее давление 60,0 МПа с автоматическим управлением.

Устье скважин включает в себя клапан аварийного останова (САО), обратные клапаны, устройства для замера расхода с регистрацией и дистанционной передачей данных, местную гидравлическую панель управления, систему освещения.

Для простоты техобслуживания и наблюдения контрольный клапан нагнетания и система измерения потока/мониторинга установлен на выходном манифольде и коллекторных линиях, в местах подсоединения выкидных линий.

1.2.4.5 Технологический режим работы нагнетательных скважин

Технологический режим работы нагнетательной скважины обусловлен давлением нагнетания, репрессией на пласт, зависящей от текущего пластового давления, коллекторскими свойствами пласта, и оценивается приемистостью скважины.

Максимальное давление нагнетания составляет 50-55 МПа в зависимости от удаленности скважины от КСНГ. Фактически давление на устье нагнетательной скважины зависит от приемистости самой скважины. Максимально допустимое забойное давление нагнетательной скважины ограничивается давлением гидроразрыва пласта, которое оценивается 65,0 МПа (по расчетам КИО). Репрессия на пласт определяется текущим пластовым давлением. В зависимости от темпов отбора газа с каждой скважины (истощенности зоны) текущее пластовое давление на различных участках месторождения значительно отличается друг от друга. К началу сайклинг-процесса в 2001г. пластовое давление было различным по площади, а среднее пластовое давление по II объекту составило 49,1 МПа.

Режим работы нагнетательных скважин определяется, в основном, динамикой пласта в текущий момент времени, и может изменяться в широком диапазоне. Так, например, начальные репрессии значительно различались, то при прочих равных условиях (проницаемости, мощности рабочего интервала) в значительной степени скажется на ее приемистости. В последующем, по отдельным скважинам, при преобладании закачки над отбором происходил рост пластовых давлений и соответственно снижение репрессии и приемистости.

1.3 Техника и технология добычи нефти и газа

1.3.1 Технологические условия эксплуатации скважин

В условиях газоконденсатных месторождений при эксплуатации с забойными давлениями ниже давления начала конденсации происходит выпадение конденсата и образование двухфазного газо-кондесатного потока, и если при этом газовая фаза не даёт достаточной несущей энергии жидкой фазе, то есть газовый поток не обладает необходимой скоростью для выноса конденсата, начинает происходить накопление конденсата на забое. Такое накопление создаёт противодавление на пласт, приводя к значительным потерям добычи, а также может практически закупорить и заглушить скважину. Подобная ситуация является весьма актуальной и для Карачаганакского месторождения, поскольку скважины эксплуатируются в настоящее время и в дальнейшем будут эксплуатироваться при забойных давлениях ниже давления конденсации.

Наиболее приемлемым средством борьбы с этой проблемой является поддержание необходимых скоростей газового потока для полного выноса конденсата из скважины.

Критические скорости газа, необходимые для удаления конденсата с забоя скважины определены по формуле Тернера:

V_о= 5,73·(45-0.0455Рз)1/4 *Р_з ^-1/2, (1.1)

где V_о - критическая скорость, м/с;

Р_з - забойное давление, 01МПа.

В интервале забойных давлений от 45 до 35 МПа скорость газового потока изменяется от 0,61 до 0,79 м/сек. Принимая 20% резерв скорости (V_н = 1,2V_о) для надёжности выноса жидкости, значения необходимой скорости Vн лежат в пределах от 0,73 до 0,95 м/сек.

1.3.2 Мероприятия по предупреждению и борьбе с осложнениями при эксплуатации скважин

1.3.2.1 Защита оборудования промысловой системы сбора и подготовки продукции от коррозии

В условиях увлажненной газожидкостной среды возникают и развиваются общая коррозия, сульфидное растрескивание под напряжением (СКРН) и водородом инициированное растрескивание (ВИР).

Защита от сероводородного растрескивания наиболее эффективно производится применением сталей, имеющих высокую стойкость к растрескиванию, в сочетании с технологическими методами защиты.

Защита от общей коррозии трубопроводов и оборудования, контактирующих с агрессивной средой, содержащей сероводород и двуокись углерода, - технологическими методами и применением ингибиторов коррозии.

Для защиты подземных трубопроводов от грунтовой коррозии применяется метод катодной поляризации.

Обсадные трубы скважин выполнены из стали марки С 90 по классификации А.Р.I. Твердость материалов находится в соответствии с нормативами стандарта NАСЕ по сопротивляемости к общей коррозии и СКРН, однако в некоторых случаях твердость стали превышает допустимый предел, в связи с чем нельзя исключить риск сульфидного коррозионного растрескивания под напряжением. В большинстве скважин применяются обсадные трубы из марки Т90. Из углеродистой стали Sumitomo SM-90SS выполнены 90% колонн насосно-компрессорных труб.

Пакеры изготовлены из стали марки 9Сr1Мо, фонтанная арматура и клапаны - из Са3 и Са6.., подвески труб - из материала “инконель 718”.

Выкидные линии скважин изготовлены из стали, соответствующей стали 20 российского стандарта ТУ-8731-74, которая является низколегированной углеродистой.

Эти технические условия удовлетворяют требованиям MR-01-75 стандарта NACE по сопротивляемости кислотной коррозии и сульфидному растрескиванию.

Внутрипромысловые трубопроводы выполнены из цельнотянутых труб, изготовленных из малоуглеродистой ферритоперлитной стали. Трубы термообработаны на твердость не более 22НRС.

Cогласно стандартам ASTM и А.Р.I. цельнотянутые трубы из сталей с низким пределом текучести практически не подвержены водородному растрескиванию за счет измельчения зерен металла и неметаллических включений вследствие высоких степеней обжатия при производстве труб. Аппараты установки комплексной подготовки газа выполнены из низкоуглеродистой стали с пониженным содержанием серы и фосфора (0,02%), содержащей не более 0,25% углерода.

Основное количество трубопроводов диаметром более 426 мм построено из труб, стойких против сероводородного растрескивания, изготовленных из стали Х46 с пределом текучести 320 МПа, очищенной от вредных примесей.

Все монтажные сварные соединения трубопроводов, транспортирующих сероводородсодержащие среды, подвергались термообработке (отпуску).

Эксплуатация газопровода неочищенного газа осуществляется в жестких коррозионных условиях. От УКПГ до ОГПЗ осуществляется транспорт неочищенного газа, содержащего до 3% об. сероводорода и более 5,0% об. диоксида углерода. Коррозионная агрессивность условий эксплуатации конденсатопровода обусловлена высоким содержанием сероводорода - 7,5 % об., до 4,5% об. углекислого газа.

Для предупреждения внутренней коррозии трубопроводов, применяются различные способы снижения влажности газа: подготовка по методу низкотемпературной сепарации, абсорбционная или адсорбционная осушка.

Периодическое ингибирование газопровода неочищенного газа производится 1 раз в квартал раствором ингибитора в метаноле. Периодическое ингибирование начальных, конечных тупиковых участков и подземных газопроводов неочищенного газа ведется без остановки УКПГ распылением в газовом потоке форсункой раствора ингибитора в конденсате.

Для поддержания целостности пленки, нанесенной на трубную поверхность с помощью поршней, осуществляются дополнительные меры для профилактики возможной коррозии.

Для защиты от наружной электрохимической коррозии предусмотрена активная и пассивная защита трубопроводов. В качестве пассивной защиты используются изоляционные пленки. Активная защита обеспечивается станциями катодной защиты типа КСС-1200 и УКЗВ.

Существующая система катодной защиты установлена на:

- газопроводы неочищенного газа УКПГ-3 - ОГПЗ, I нитка

УКПГ-2 - УКПГ-3, I нитка

УКПГ-3 - ОГПЗ, II нитка;

УКПГ-2 - УКПГ-3 (I, II нитки)

УКПГ3 - ОГПЗ;

- газопроводы очищенного газа.

1.3.2.2 Предупреждение и ликвидация гидратообразований

В пластовых условиях газ всегда насыщен парами воды. В газе Карачаганакского месторождения влагосодержание составляет, по данным: ВНИИгаз - 1,77 г/м³; «КПО Б.В.» - 1,96 г/м³. Поэтому при разработке 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 21.1єС. При добыче природного газа на Карачаганакском месторождении образуются смешанные гидраты типа C₃H₈*2СН₄*17Н₂О и C₃H₈*2Н₂S*17Н₂О.

Используется метод ввода ингибиторов гидратообразования в газовый поток который является наиболее технологичным для защиты скважин и трубопроводов сбора. Борьба с гидратами в трубопроводах также ведется поддержанием температуры газового потока выше температуры гидратообразования и/или давления потока ниже давления гидратообразования.

Также для обеспечения защиты оборудования сбора и подготовки продукции от коррозии и исключения возможности образования гидратов на Карачаганакском месторождении 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 сепараторов 1 ступени зимой.

1.3.2.3 Мероприятия по борьбе с парафиноотложениями

Нефть и конденсат Карачаганакского месторождения характеризуются большим содержанием парафинов, смол и асфальтенов.

В настоящее время на месторождении применяется 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 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 (плюс 26єС), 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.

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).

Из других мер, применяемых на УКПГ-3, следует отметить предусмотренную периодическую промывку теплообменников "газ-газ".

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.

1.3.3 Техника и технология внутрипромыслового сбора и подготовки скважинной продукции

1.3.3.1 Система сбора и замера дебитов скважинной продукции

Система внутрипромыслового сбора месторождения предназначена для сбора продукции всех скважин, индивидуального замера дебитов продукции каждой скважины и промыслового транспорта всей добываемой продукции к установке подготовки для дальнейшей ее подготовки до товарной кондиции. Система внутрипромыслового сбора включает в себя:

- устья добывающих скважин,

- систему шлейфов (газовых скважин) / выкидных линий,

- замерные установки,

- систему промысловых коллекторов для сбора продукции от замерных установок до установок подготовки добываемой продукции.

Действующая в настоящее время на месторождении Карачаганак система внутрипромыслового сбора включает в себя устья эксплуатационных скважин и систему шлейфов газовых скважин, соединяющих скважины с блоком входных манифольдов действующей установки комплексной подготовки газа (УКПГ-3). Промысловые замерные установки отсутствуют, замер дебитов продукции скважин осуществляется в тестовом сепараторе, расположенном на УКПГ-3.

Для замера дебита газа и конденсата в блоке входных манифольдов (БВМ) осуществляется переключение потока скважины на тестовую линию, где расположен тестовый сепаратор установки подготовки УКПГ-3.

Замер дебитов газа и конденсата в тестовом сепараторе осуществляется по следующей технологии: поток исследуемого пластового газа направляется на тестовую линию и поступает в подогреватель. Перед подогревателем установлен клапан-отсекатель (в случае превышения давления выше установленного клапан-отсекатель закрывается с сигнализацией предельных значений на щите в операторной). Температура газа на входе и на выходе подогревателя контролируется термометрами, регулируется клапанами с помощью регулятора и регистрируется на панели в операторной. Из подогревателя газ через расходный клапан поступает в тестовый сепаратор. На панели в операторной проводится регистрация расхода.

Расход конденсата и газа замеряется счетчиками и регистрируется на панели в операторной. На панели в операторной регистрируется также давление и температура выходящего газа. После замера потоки конденсата и газа поступают на одну из технологических линий УКПГ-3 для дальнейшей совместной с промысловым потоком подготовки.

Время проведения замера дебитов газа и конденсата скважины - 1 сутки.

1.3.3.1.1 Технология сбора и замера дебитов продукции скважин на манифольдной станции

Скважины подключаются к эксплуатационному манифольду манифольдной станции по индивидуальным выкидным линиям по территориальному признаку. Расстояния от скважин до манифольдных станций изменяются в пределах от 500 м до 6 км.

После замера, который производится при рабочих термобарических условиях, продукция замеряемой скважины объединяется с общим потоком остальных скважин и по эксплуатационному сборному коллектору направляется на сателлитную установку.

Замер с помощью мультифазного расходомера, в отличии от тестового сепаратора, не требует времени для стабилизации потока, поэтому тестирование скважин может осуществляться достаточно быстро с промежутком времени между замерами около часа.

Использование мультифазного расходомера для замера продукции скважины позволяет иметь оперативную информацию по дебиту газа, нефти (конденсата) и воды каждой скважины. Для обеспечения возможности проведения исследований и отбора проб газовой и жидкой фаз продукции каждой скважины для дальнейшей ее рекомбинации предусмотрен тестовый коллектор от манифольдной станции до тестового сепаратора сателлитной установки, уложенный параллельно с эксплуатационным сборным коллектором. В этом случае, поток переключается на тестовую линию манифольдной станции, где установлен мультифазный расходомер, и далее, по тестовому коллектору направляется на тестовый сепаратор сателлитной установки. Поток остальных скважин после манифольдной станции направляется на сателлитную установку по эксплуатационному коллектору. При подключении манифольдных станций в общую систему внутрипромыслового сбора учитывается их территориальная принадлежность: манифольдные станции и отдельные скважины, близко расположенные от установок подготовки добываемой продукции подключаются к ним напрямую, минуя сателлитную установку. Расстояния от манифольдных станций до сателлитной установки в целом по месторождению изменяется в пределах от 1 км до 9 км.

1.3.3.1.2 Технология сбора и замера дебитов продукции скважин на сателлитной установке

Потоки газожидкостной смеси от манифольдных станций по сборным коллекторам и от устьев близлежащих скважин по индивидуальным выкидным линиям поступает на эксплуатационный манифольд сателлитной установки.

Для замера дебита продукции скважины выкидная линия переключается на тестовую линию. Перед замером продукция предварительно нагревается до температуры 50^єС в теплообменнике, где в качестве теплоносителя используется смесь диэтиленгликоля с водой.

Замер дебита продукции скважины производится в тестовом трехфазном сепараторе.

После замера потоки газа и нефти смешиваются, объединяются с потоком остальных скважин и транспортируются на установку подготовки. Выделившаяся в тестовом сепараторе сточная вода отводится в дегазатор. Газ дегазации направляется в факельный сепаратор. Из факельного сепаратора газ отводится на факел высокого давления, выделившиеся жидкие углеводороды откачиваются насосом в трубопровод основного потока продукции скважин для дальнейшего транспорта к объекту подготовки добываемой продукции. Дегазированная сточная вода поступает в резервуар сточной воды, в газовое пространство которого подается затворный газ. Жидкость из резервуара откачивается насосом в автоцистерны и отправляется на установку подготовки газа для дальнейшей утилизации. Дренаж из резервуара производится в отстойник нефтесодержащих сточных вод. Для полного опорожнения оборудования предусмотрена продувка закрытой дренажной системы топливным газом.

Вода, закачиваемая в оборудование для промывки и гидроиспытаний, сбрасывается в отстойник нефтесодержащих сточных вод для разделения воды и нефтепродуктов. Жидкость из отстойника с помощью погружного насоса откачивается в автоцистерну для отправки на установку подготовки газа и дальнейшей утилизации.

После сателлитной установки продукция скважин по системе промыслового транспорта (трем промысловым эксплуатационным коллекторам) поступает на установку подготовки газа УКПГ-3.

1.3.3.2 Система подготовки добываемой продукции

Подробное описание технологий подготовки продукции на УКПГ-3 и УКПГ-2 представлены в разделе 1.4. данной дипломной работы. Ниже приведено описание подготовки товарной нефти/конденсата на КПК.

1.3.3.2.1 Технологическая линия подготовки товарной нефти/конденсата на КПК

Процесс подготовки смеси нефти/конденсата до товарной кондиции включает в себя следующие процессы:

* Обезвоживание и обессоливание жидких углеводородов;

* Стабилизация жидких углеводородов;

* Отделение газолиновой фракции и ее демеркаптанизация;

После входного сепаратора низкого давления жидкие углеводороды при давлении 1,71МПа и при температуре 28^єС поступают на установку обезвоживания и обессоливания, состоящую из последовательно расположенных накопительной емкости установки, отстойника, электродегидратора, стабилизационной колонны.

Газ, выделившийся из накопительной емкости установки, выводится из аппарата и направляется на компремирование. Жидкие углеводороды отводятся из аппарата, нагреваются в теплообменнике до температуры 68^єС и поступают в отстойник с давлением 1,6 МПа. На вход в поток подается пресная вода для промывки и деэмульгатор для эффективного отделения воды. Выделившийся в емкости газ отводится из аппарата и, объединившись с потоком газа из накопительной емкости установки, направляется на компремирование. Выделившаяся вода отводится и направляется на очистку. Частично обезвоженные и обессоленные жидкие углеводороды при температуре 65^єС поступают в электродегидратор для глубокого обезвоживания и обессоливания. В поток на входе перед ним также подается пресная вода и деэмульгатор. После промывки высокоминерализованная вода отводится из аппаратов и направляется на очистку с последующей дальнейшей рециркуляцией. Обезвоженные и обессоленные жидкие углеводороды направляются в стабилизационную колонну, в которой происходит разгазирование за счет повышения температуры процесса при давлении в колонне 0,9 МПа. Для поддержания температуры процесса предусмотрен отвод потока жидких углеводородов с различных уровней колонны для подогрева в теплообменниках за счет встречного горячего потока жидких углеводородов со дна разделительной колонны, расположенной после стабилизационной колонны, и дополнительного ребойлера. После нагрева каждый поток возвращается в колонну, где происходит дальнейшее разгазирование. Газ стабилизации отводится из верхней части стабилизационной колонны, охлаждается и поступает в емкость орошения, где происходит выделение сконденсировавшихся жидких углеводородов, увлеченных газовым потоком, которые возвращаются в верхнюю часть колонны для орошения выходящего потока. Газ после емкости орошения компремируется и направляется на технологическую линию подготовки газа низкого давления для дальнейшей подготовки.

Для подготовки жидких углеводородов до товарного качества поток жидких углеводородов предварительно направляется в разделительную колонну демеркаптанизации. Поток жидких углеводородов со дна стабилизационной колонны с температурой 159^єС направляется в среднюю часть разделительной колонны, предварительно нагреваясь в теплообменнике за счет горячего встречного потока со дна разделительной колонны до температуры 165^єС. Отделение газолиновой фракции в разделительной колонне происходит при давлении 0,37МПа. Выделившаяся из верхней части колонны газолиновая фракция охлаждается и направляется в емкость орошения разделительной колонны. Часть потока газолина после емкости орошения возвращается в разделительную колонну для орошения, основной поток газолина направляется на установку демеркаптанизации газолина.

Поток тяжелой фракции жидких углеводородов со дна разделительной колонны с температурой 220^єС направляется в теплообменники стабилизационной колонны, где, охлаждаясь, нагревает потоки жидких углеводородов с различных уровней стабилизационной колонны для поддержания в ней температуры. Далее, поток направляется в теплообменник, где, охлаждаясь, нагревает поток жидких углеводородов перед отстойником. После охлаждения до температуры 45^єС поток тяжелой фракции жидких углеводородов направляется в товарные резервуары, предварительно объединившись с потоком очищенного от меркаптанов газолина.

Демеркаптанизация газолиновой фракции жидких углеводородов осуществляется с помощью процесса Мерокс.

Поток газолина после разделительной колонны охлаждается до температуры 45^єС и направляется в экстракционную колонну, где с помощью щелочи происходит очистка от растворимых в ней меркаптанов. Очищенный газолин выводится из верхней части колонны и через песчаные фильтры направляется в товарный парк, предварительно объединившись с потоком тяжелой фракции жидких углеводородов. Щелочной раствор, насыщенный меркаптанами, выводится из нижней части экстракционной колонны и поступает в окислительную колонну, где в присутствии катализатора и воздуха происходит превращение меркаптанов в дисульфиды. После окислительной колонны поток поступает в сепаратор, где происходит отделение дисульфидов из щелочи: регенерированный поток щелочного раствора возвращается в экстракционную колонну, поток дисульфидов направляется к песчаным фильтрам, объединяясь предварительно с потоком очищенного газолина.

1.3.3.2.2 Технологическая линия подготовки топливного газа

Часть газового потока после входных сепараторов направляется на технологическую линию подготовки топливного газа.

Подготовка топливного газа включает в себя следующие процессы:

- аминовая очистка от кислых компонентов (включая регенерацию амина),

- адсорбционная осушка очищенного газа.

Очистка газа происходит в абсорбционной колонне (абсорбере), где компоненты H₂S и CO₂, абсорбируются раствором тощего (регенерированного) амина, поступающим в верхнюю часть абсорбера с температурой 40^єС с установки регенерации амина. При движении потока тощего амина вниз, происходит, в основном, поглощение H₂S и CO₂, а также некоторых легких углеводородов. Очищенный газ из верхней части колонны разделяется на два потока, один из которых отводится на установку адсорбционной осушки, другой - на ГТЭС для выработки электроэнергии.

Амин, насыщенный кислыми компонентами, отводится из нижней части колонны и направляется на установку регенерации амина. Температура потока насыщенного амина составляет 57^єС, т.к. процесс поглощения проходит с выделением тепла. Для очистки раствора амина от увлеченных потоком углеводородов после абсорбера установлен сепаратора мгновенного испарения амина, где процесс сепарации происходит при температуре 57^єС и давлении 0,58 МПа. На вход сепаратора наряду с основным потоком амина после абсорбера поступает жидкость, выделившаяся из сепаратора, расположенного на выходе абсорбционной колонны. Выделившийся в сепараторе мгновенного испарения газ отводится на компремирование. Поток насыщенного амина, очищенного от углеводородов, направляется в десорбер на регенерацию. Перед входом в десорбер поток нагревается до температуры 106^єС, проходя через теплообменник насыщенный амин/ регенерированный амин.

Поток насыщенного амина поступает в верхнюю часть десорбера - отпарной колонны. Процесс регенерации происходит при противотоке насыщенного раствора амина и поднимающегося пара отгонки. Газы отгонки (кислые компоненты) отводятся из верхней части колонны, охлаждаются и поступают в емкость орошения. Поток кислых компонентов после емкости орошения направляется на компремирование и, далее, совместно с газами мгновенного испарения в системе регенерации амина и в системе регенерации гликоля установок осушки газа объединяется с газами стабилизации для дальнейшей подготовки на технологической линии подготовки газа низкого давления для закачки в пласт.

1.3.3.2.3 Осушка очищенного газа

Осушка очищенного газа производится адсорбционным методом на молекулярных ситах.

Установка состоит из коадисцирующего фильтра и 4 адсорберов, работающих циклично по схеме адсорбер-горячая регенерация-холодная регенерация. В режиме адсорбера одновременно работают два аппарата, остальные два - соответственно в режиме холодной и горячей регенерации. Очищенный от кислых компонентов газ с температурой 45єС через коалисцирующий фильтр направляется в два параллельно работающих адсорбера для осушки. После адсорберов осушенный газ общим потоком направляется в систему топливного газа для обеспечения всех объектов месторождения и на продажу в топливную систему г.Аксай.

Часть потока после коалисцирующего фильтра перед адсорберами отделяется от основного потока и направляется в адсорбер, затем этот газ после нагрева в теплообменнике и подогревателе до температуры 300єС поступает в качестве газа регенерации в адсорбер. После горячей регенерации адсорбента газ, насыщенный адсорбируемыми компонентами, поступает в теплообменник, далее, охлаждается в холодильнике и поступает в сепаратор. Сюда же поступает кондесат, выделившийся в коалисцирующем фильтре. Газ, выделившийся в сепараторе, возвращается в голову процесса, выделившийся конденсат направляется в сепаратор мгновенного испарения, откуда выделившийся газ направляется в систему топливного газа, конденсат - на технологическую линию подготовки жидких углеводородов.

1.4 Спец. часть

1.4.1 Анализ системы сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Анализ работы системы сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак за период на 2006 год позволил выявить следующие недостатки:

1) значительная протяженность шлейфов;

2) отсутствие у значительного фонда действующих скважин индивидуальных шлейфов, соединяющих устье с установкой подготовки газа, где расположен тестовый сепаратор для замера дебитов;

3) отсутствие обвязки с тестовым сепаратором на установке подготовки газа (УКПГ-3) у ряда скважин, имеющих индивидуальные шлейфы;

4) необходимость использования передвижной замерной установки “Порта-Тест”, имеющей ограниченное по экологическим причинам время для замера и исследований.

5) отсутствие коммерческого узла замера конденсата перед транспортом на ОГПЗ;

6) необходимость улучшения качества подготовки конденсата - более полного отделения газа из конденсата на установке УКПГ-2;

7) сброс на факел газа стабилизации;

Для устранения выявленных недостатков в настоящее время компанией «Kарачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В.» осуществлены ряд мероприятий: на линии подготовки конденсата на площадке частичной стабилизации конденсата обеспечен отвод газа стабилизации и подача его на линию подготовки газа в поток перед промежуточным сепаратором, на 1 технологической линии для повышения эффективности разделения газожидкостной смеси на газовую и жидкую фазы во входном сепараторе произведено изменение внутренних устройств аппарата.

В данном разделе дипломной работы предложен возможный путь устранения одного из вышеперечисленных недостатков, в частности, необходимость улучшения качества подготовки конденсата - более полного отделения газа из конденсата. Предложенный вариант заключается не в изменении внутренних устройств аппарата, что было осуществлено компанией «Карачаганк Петролеум Оперейтинг Б.В.», а в установлении дополнительного газонефтяного сепаратора на первой технологической линии установки первой ступени подготовки газа УКПГ-2. При этом приведено обоснование предлагаемых изменений, а также проведен расчет подбора соответствующего горизонтального сепаратора.

1.4.2 Подготовка добываемой продукции

В настоящее время продукция действующего фонда скважин на месторождении Карачаганак подготавливается на установках комплексной подготовки газа УКПГ-3 и УКПГ-2.

Выбор технологии подготовки газа был сделан с учетом высоких устьевых давлений и относительной близости Оренбургского газоперерабатывающего завода. Так как он имеет мощность для очистки газа от сероводорода и углекислого газа, а также глубокой осушки с дальнейшей его сдачей в магистральный газопровод Оренбург - Западная граница, и стабилизации конденсата с дальнейшей сдачей по магистральному конденсатопроводу на Салаватский нефтеперерабатывающий завод.

УКПГ-2 - это место расположения оборудования, обеспечивающего компрессию и обратную закачку газа в пласт. Основное оборудование УКПГ-2 - это конденсатные ловушки для отделения нефти и газа и гликолевые контакторы для дегидратации неочищенного сернистого газа перед обратной закачкой. Максимальная производительность установки составляет по конденсату - 2,7 млн. г/год, по газу - 4,5 млрд. м³/год.

Установка УКПГ-3 предназначена для разделения газожидкостной смеси, поступающей с промысла, на газовую и жидкую фазы с дальнейшей их раздельной подготовкой. Товарной продукцией установки УКПГ-3 является сернистый газ, осушенный методом низкотемпературной сепарации до температуры минус 10^єС с использованием для охлаждения клапана Джоуля-Томпсона, и обезвоженный нестабильный конденсат. Максимальная производительность УКПГ-3 составляет по конденсату - 3,3 млн. т/год, по газу - 4,5 млрд. м³/год.

Ниже приведено описание действующей технологии подготовки скважинной продукции на УКПГ-2 и предлагаемые изменения в технологическую схему.

1.4.2.1 Технология подготовки продукции на УКПГ-3

Газожидкостная смесь от устьев действующих скважин по системе шлейфов поступает на блок входных манифольдов установки подготовки газа УКПГ-3, включающей в себя три идентичные технологические нитки, одну опытную нитку, тестовую линию с тестовым сепаратором для возможности индивидуального замера дебитов скважины и проведения газодинамических исследований.

Распределение поступающего с промысла газожидкостного потока по технологическим линиям осуществляется на БВМ:

- по трем трубопроводам диаметром 12??, соединенным с технологическими линиями № 1,2,3 УКПГ-3;

- по одному трубопроводу диаметром 6??, соединенному с тестовым сепаратором (для подключения 22 шлейфов для замера дебита газа и конденсата);

- по одному трубопроводу, соединенному с 4 технологической линией УКПГ-3 (для подключения трубопроводов с 7 шлейфов);

- по одному трубопроводу, соединенному с системой факела высокого давления УКПГ-3;

На каждом трубопроводе установлен клапан-отсекатель для его разгрузки в случае необходимости. Каждая технологическая линия включает в себя блок разделения газожидкостной смеси на газовую и жидкую фазы, подготовкy газа методом низкотемпературной сепарации и подготовку нестабильного конденсата для дальнейшего транспорта на ОГПЗ.

Как видно из рисунка 4, после БВМ поток газожидкостной смеси поступает во входной сепаратор, где при давлении 11-12,8 МПа и температуре 35^єС отделяется основная часть жидкой фазы (около 80%). Температура поддерживается в пределах 25-45^єС установленным перед входным сепаратором подогревателем для предотвращения осаждения парафинов в аппарате.

После сепарации газ поступает в промежуточный сепаратор для отделения остаточной жидкости и, далее, на подготовку газа методом низкотемпературной сепарации.

Выделившийся во входных сепараторах конденсат направляется на подготовку нестабильного конденсата для транспорта на ОГПЗ.

На линии подготовки газа расположены два последовательных рекуперативных теплообменника «газ-газ», где газ охлаждается до плюс 10^єС потоком холодного газа из низкотемпературного сепаратора. После охлаждения газ поступает в редуцирующий клапан и дросселируется до давления 7,0-8,2 МПа. В результате дросселирования газ охлаждается до минус 10^єС и при давлении 7,0-8,2 МПа поступает на вторую ступень сепарации в низкотемпературный сепаратор (НТС).

Поток отсепарированного в НТС газа через теплообменники направляется на коммерческий узел учета продукции и, далее, по магистральному газопроводу на ОГПЗ.

Жидкая фаза из НТС поступает в дегазатор, представляющий собой горизонтальный трехфазный аппарат с нагревательным пучком внутри, где после нагрева до 20^єС (при необходимости до 35^єС) из конденсата отделяется остаточный газ и смесь попутнодобываемой воды и метанола. Газовая фаза возвращается в НТС, конденсат объединяется с потоком конденсата с линии подготовки конденсата.

Выделившаяся во входном и промежуточном сепараторах жидкая фаза поступает в подогреватель, где нагревается до температуры 20-35^єС и, далее, поступает в горизонтальный трехфазный сепаратор, где процесс сепарации происходит при давлении 7,0-8,2 МПа. В поток газожидкостной смеси перед теплообменником на первой технологической линии предусмотрена подача жидкости из тестового сепаратора.

В трехфазовом сепараторе газожидкостная смесь разделяется на газ, конденсат и водометанольную смесь. Водометанольная смесь выводится из аппарата и направляется на установку подготовки промстоков. Выделившийся в трехфазном сепараторе газ возвращается в НТС, объединяясь с потоком редуцированного газа. Конденсат направляется через теплообменники на площадку частичной стабилизации конденсата, где процесс сепарации происходит при давлении 3,2-3,8 MПа и температуре 40^єС. Частично стабилизированный конденсат откачивается по конденсатопроводу на ОГПЗ.

Технология подготовки сырья на 4 опытной технологической линии основана на методе низкотемпературной сепарации с получением холода за счет дросселирования. Она предназначена для подготовки газожидкостного потока с высоким конденсатогазовым фактором и имеет следующие отличия:

- после первых двух последовательных теплообменников охлажденный газ поступает в дополнительный сепаратор, где выделившийся в процессе охлаждения конденсат направляется в трехфазный сепаратор общим потоком с конденсатом из двух последовательных входных сепараторов первой ступени. Поток газа доохлаждается в третьем теплообменнике, после чего, дросселируется и поступает в низкотемпературный сепаратор;

- на линии подготовки конденсата установлен дополнительный параллельно работающий трехфазный сепаратор.

1.4.2.2 Технология подготовки продукции на УКПГ-2

Для подготовки возрастающих объемов добычи на начальном этапе развития месторождения была запроектирована установка подготовки газа УКПГ-2.

Каждая линия включает в себя процесс разделения промысловой газожидкостной смеси на газовую и жидкую фазы, подготовку газовой фазы методом низкотемпературной сепарации, подготовку жидкой фазы для транспорта на ОГПЗ для дальнейшей подготовки.

Снижение температуры перед низкотемпературным сепаратором на первой стадии эксплуатации при наличии резерва давления достигается за счет эффекта Джоуля-Томпсона при снижения давления в дросселе.

Распределение поступающего с промысла газожидкостного потока по технологическим линиям осуществляется на БВМ: по трем трубопроводам диаметром 300 мм, соединенным с технологическими линиями; по одному трубопроводу диаметром 200 мм, соединенному с тестовым сепаратором для замера дебита газа и конденсата; по одному трубопроводу, соединенному с системой факела высокого давления УКПГ.

Основная задача установки УКПГ-2 - подготовка сухого сернистого газа для закачки в пласт для реализации сайклинг-процесса. Для обеспечения необходимой для закачки в пласт глубины осушки в технологию подготовки газа перед НТС включен дополнительный блок гликолевой осушки с регенерацией гликоля по технологии фирмы ”Drizo”. Жидкие углеводороды, выделившиеся при разделении промысловой газожидкостной смеси, направляются на УКПГ-3 для дальнейшей транспортировки на ОГПЗ. Установка УКПГ-2 включает 2 идентичные технологические линии подготовки сухого кислого газа, тестовые линии с двумя тестовыми сепараторами. Распределение потоков по технологическим линиям и тестовой линии аналогично с УКПГ- 3 осуществляется с помощью БВМ. После БВМ поток распределяется между идентичными технологическими линиями.

Поток газожидкостной смеси поступает в трехфазный сепаратор, где процесс разделения на газ и конденсат происходит при давлении 7,5 МПа и температуре 45^єС. Выделившаяся в сепараторе сточная вода направляется в дегазатор сточной воды для подготовки ее к утилизации. Конденсат под давлением 7,5 МПа и с температурой 42,6^єС поступает на прием насосов и с давлением 8,1 МПа откачивается на установку УКПГ-3 для частичной стабилизации и дальнейшей транспортировки на ОГПЗ. Газ после трехфазного сепаратора с давлением 7,5 МПа и с температурой 42.6^єС поступает в нижнюю часть колонны гликолевой осушки газа (абсорбер). Сюда же поступает газ после тестового сепаратора. В верхнюю часть колонны поступает гликоль. Насыщенный гликоль направляется на установку регенерации. Осушенный газ направляется для дальнейшей подготовки на установку низкотемпературной сепарации, где предварительно охлаждается до температуры 2.9^єС в двух последовательных рекуперативных теплообменниках «газ-газ» потоком холодного газа из низкотемпературного сепаратора (вторая ступень) и под давлением 7,42 МПа поступает в сепаратор теплообменников. Выделившийся в сепараторе теплообменников конденсат возвращается во входной трехфазный сепаратор.

Газ при давлении 7,42 МПа и температуре 2.9^єС поступает в пропановый испаритель, где за счет теплообмена с испаряющимся пропаном охлаждается до температуры минус 9.3^єС и под давлением 7,34 МПа поступает в низкотемпературный сепаратор. Выделившийся в низкотемпературном сепараторе конденсат направляется во входной трехфазный сепаратор.

Выделившийся в низкотемпературном сепараторе газ нагревается до температуры 33,8^єС за счет теплого газа после гликолевого абсорбера, объединяется с потоком после аналогичной технологической линии и с давлением 7,14 МПа поступает на установку закачки газа в пласт, расположенную рядом с УКПГ 2.

На рисунке 5 представлена принципиальная технологическая схема подготовки газа на существующей установке УКПГ-2.

1.4.3 Предлагаемые изменения в технологическую схему УКПГ-2

Изложенная выше схема сепарации газа не обеспечивает необходимого уровня отделения газовой фракции из газоконденсата. На каждой линии после прохождения продукции через УКПГ-2 остается до 185 м³ газовой составляющей на каждую тонну конденсата. При этом в исходном сырье содержится около 1670 м³ газа на тонну конденсата. Как видно из изложенного, газ, содержащийся в скважинной продукции, после прохождения первой ступени сепарации, содержится в достаточно большом количестве, что осложняет подготовку газоконденсата на последующих ступенях.

Предлагается внести следующие изменения в существующую технологическую схему УКПГ-2: (рисунок 6) после входного сепаратора (1) на линии перед насосной для откачки нестабильного конденсата (7) устанавливается дополнительный сепаратор первой ступени. С помощью данного сепаратора планируется снизить содержание газа в продукции путем максимального извлечения газа при прохождении газоконденсата через дополнительный нефтегазовой сепаратор. Приведенные ниже расчеты показывают, что пропускная способность подобранного сепаратора позволяет снизить содержание газового фактора в сырье до минимальных показателей при реальных условиях на УКПГ-2.

Предлагается в качестве дополнительного сепаратора использовать нефтегазовый сепаратор конструкции ЦКБН (Центральное конструкторское бюро нефти). Внесение в технологическую схему дополнительного сепаратора не потребует установки насосного оборудования. Также это представляется экономически целесообразным в силу относительно малых капитальных затрат - стоимость изготовления и монтажа сепаратора составляет около 95000 долларов (информация о стоимости изготовления и монтажа взята из ценовых предложений ТОО «Компания «Монтажинжиниринг», гор. Алматы).

1.4.4 Расчет сепарации газа в предлагаемом дополнительном газонефтяном сепараторе в установке первой ступени подготовки газа (УКПГ-2)

В данной части дипломной работы представлен расчет подбора горизонтального газонефтяного сепаратора, предлагаемого в качестве дополнительного в состав установки первой ступени подготовки газа УКПГ-2, используемой на месторождении Карачаганак для одной технологической линии.

В качестве газонефтяного сепаратора первой ступени принят сепаратор конструкции ЦКБН.

Согласно данным, полученным в период практики в компании «КПО Б.В.» в 2006 г., на УКПГ-2 (на двух технологических линиях) перерабатывается до 7500 тонн конденсата в сутки, при этом извлекается до 11,1 миллионов м³ газа. Из этого следует, что максимальная нагрузка по жидкости для одной технологической линии составляет 3750 т/сут.

Техническим заданием определены следующие требования к оборудованию: максимальная нагрузка по жидкости до 3750 т/сут, обводненность скважинной продукции в пределах 5%, рабочее давление в сепараторе 7,5 МПа, максимальная температура 43^єС. Диаметр, длина и масса сепаратора подлежат подбору в результате проведенных расчетов.

Давление насыщения пластовой нефти p_s = 20,4 МПа, пластовая температура 43^єС, газонасыщенность 1667 м³/т (объем газа приведен к нормальным условиям), плотность сепарированной нефти 848,3 кг/м³ и вязкость 8 мПа*с (плотность и вязкость сепарированной нефти при стандартных условиях). Объемный состав газа однократного разгазирования нефти при 20^єС до атмосферного давления (%): двуокись углерода - 0,61; азот - 15,03; метан - 45,12; этан - 35,18; пропан - 2,81; изобутан - 0,54; н-бутан - 0,42; изо-пентан - 0,23; н-пентан - 0,05; гексан - 0,01. Относительная плотность газа (по воздуху) 1,169.

Решение: Для выбора сепаратора в исходных данных заданы нагрузка по жидкости и рабочее давление. Следовательно, необходимо определить ожидаемую нагрузку на сепаратор по газу. Для этого рассчитывается количество нефтяного газа при давлении 7,5 МПа и температуре 43^єС. Так как экспериментальная кривая контактного разгазирования нефти неизвестна, но известен состав выделившегося газа, то можно использовать формулу (1.1) для расчета состава смеси, поступающей в сепаратор, по формуле (1.2) рассчитать молярную долю газообразной фазы. Затем по формуле (1.3) определяется состав выделившегося газа и рассчитывается его молекулярная масса. Зная молекулярные массы нефти и газа можно решить поставленную задачу.

Находится состав смеси, поступающей в сепаратор по формуле (1.1):

(1.1)

где N_iНГ; N_ir - молярные доли i-го компонента в смеси, поступающей в сепаратор, и в выделившемся газе соответственно;

м_Н - динамическая вязкость сепарированной нефти при ст.у., мПа*с;

Г₀ - газонасыщенность пластовой нефти (объем газа в ст.у.), м³/м³;

K_i -- константа фазового равновесия i-ro компонента в ст.у.

Газонасыщенность рассчитываем из исходной газонасыщенности и плотности нефти:

Го = 1667 *10^-3 * 848,3 .

Рассчитываем молярную доля двуокиси углерода в смеси:

Соответственно молярная доля азота в смеси равна:

Результаты аналогичных расчетов для других компонентов представлены в таблице 1.4.1.

Таблица 1.4.1

Расчетный состав смеси на входе в сепаратор

Компоненты	Константа фазового равновесия	Молярная доля компонента в газе однократного разгазирования	Молярная доля компонента в смеси
CO2	71	0,0061	0.0057
N2	635	0,1503	0.1398
СH4	174	0,4512	0.4196
C2H6	29	0,3518	0.3272
C3H8	8	0,0281	0.0261
i-C4H10	2,8	0,0054	0.0050
C4H10	2,0	0,0042	0.0039
i-C5H12	0,8	0,0023	0.0021
C5H12	0,6	0,0005	0.0005
C6H14	0,18	0,0001	0.0001
Остаток		-	0,0700
		?1,000

Для решения уравнения фазовых равновесий применительно к условиям в газонефтяном сепараторе, т. е. давлению равновесия 7,5 МПа и температуре 43^єС необходимо знать константы фазового равновесия компонентов, которые могут быть рассчитаны следующим образом. Например, константа фазового равновесия двуокиси углерода при давлении 7,5 МПа и температуре 43^єС равна:

, (1.2)

где б₁= б₂=

Результаты аналогичных расчетов для других компонентов представлены в таблице 1.4.2.

Таблица 1.4.2

Составы нефти и газа в газообразном сепараторе первой ступени при температуре 43^оС и давлении 7,5 МПа

Компоненты	Молярный состав смеси на входе в сепаратор	Константы фазового равновесия	Молярные составы, %
			нефти	газа
			расчет- ный	откоррек- тированный	расчет ный	откоррек- тированный
CO2	0.0057	13,56	0,06	0,06	0,77	0,77
N2	0.1398	127,20	0,17	0,16	21,22	21,23
СH4	0.4196	32,09	1,23	1,22	39,62	39,63
C2H6	0.3272	5,77	3,81	3,80	21,97	21,98
C3H8	0.0261	1,61	8,19	8,19	13,18	13,18
i-C4H10	0.0050	0,64	1,61	1,61	1,03	1,03
C4H10	0.0039	0,50	1,51	1,51	0,75	0,75
i-C5H12	0.0021	0,177	2,75	2,75	0,49	0,49
C5H12	0.0005	0,174	3,46	3,46	0,60	0,60
C6H14	0.0001	0,048	7,18	7,18	0,34	0,34
Остаток	0,0700	0	70,06	70,06	0	0
	?1,0000		?100,03	?100,00	?99,97	?100,00

Зная состав смеси, поступающей в сепаратор, и константы фазового равновесия компонентов, можно решить уравнение фазовых равновесий методом последовательных приближений. При молярных долях газообразной фазы в смеси N_v = 0,5; 0,25; 0,35; 0,30; 0,29; 0,29; 0,285; 0288; 0,287 значения левой части уравнения соответственно равны: -0,6437; 0,1364; -0,2021; -0,0416; -0,0108; 0,0565; -0,0039; -0,0004. Принимаем N_v = 0,287.

Например, расчетная молярная доля метана в нефти равна:

После корректировки состава, вызванной ошибками округлений, принимаем молярную долю метана в нефти равной 1,22 % (см. табл. 1.2). Молярную долю метана в газе определяем и расчитываем по формуле:

N_CH4Г = N_CH4ж * K_CH4 = 1,23*32,09 = 39,62 %,

и после соответствующей корректировки принимают равной 39,63%.

Молярная доля газообразной фазы в сепараторе равна

(1.3)

где n_Г, n_Н - количество молей газа и нефти соответственно.

А для нахождения количества молей газа и нефти рассчитывается молекулярная масса газа и нефти.

Рассчитывается молярная масса сепарированной нефти:

М_Н = 200*848,3*10^-3*8^0,11=213 кг/кмоль.