КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Тип работы: Курсовая работа
Бесплатно: Антиплагиат
Объем: 24 страниц
В избранное:

СОДЕРЖАНИЕ

ГЕОЛОГИЯ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

1.1 Общие сведения о месторождении
1.2 Общая схема геологического строения месторождения
1.3 Тектоника
1.4 Нефтегазоносность
1.5 Водоносность
2 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ
РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
2.1 Общая схема технологического процесса
2.1.1 Сбор продукции
2.1.2 УКПГ-2
2.1.3 УКПГ-3
2.1.4 Технологический процесс КПЗ
2.1.5 Повторное закачивание газа
2.2 Основные эксплуатационные режимы на промысле
2.3 Выбор варианта разработки Карачаганакского месторождения
3 ЭКСПЛУАТАЦИЯ СКВАЖИН
3.1 Газлифтинг
3.2 Фонтанная эксплуатация скважин
3.2.1 Классификация открытых фонтанов
3.2.2 Меры безопасности при проведении технического обслуживания
фонтанной арматуры
4 ЭКОНОМИЧЕСКИЙ АНАЛИЗ РАЗРАБОТКИ КАРАЧАГАНАКСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
4.1 Общие положения
4.2 Организационная характеристика месторождения
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

Введение

Газовая промышленность является одной из ведущих отраслей нашего
народного хозяйства. Природный газ и конденсат являются ценным сырьем для
энергетической и химической промышленности.
Месторождение расположено в северной части бортовой зоны
Прикаспийской впадины на территории Западно-Казахстанской области и имеет
большое значение для развития промышленности Республики Казахстан в
целом.
Большое содержание конденсата обуславливает высокую ценность
добываемой пластовой смеси, которая является ценным исходным сырьем
химической переработки.
На данном этапе разработки нефтегазоконденсатного месторождения остро
встает вопрос о сохранении коэффициента конденсатоотдачи на высоком уровне,
поддержание пластового давления начала конденсации для предотвращения
ретроградных явлений и потерь конденсата в пласте и в призабойной зоне
скважины.
Из существующих методов поддержания пластового давления
газоконденсатных месторождений наибольшее распространение получил
сайклинг-процесс.
Карачаганакское газоконденсатное месторождение открыто в 1979 году,
когда Уральской нефтеразведочной экспедицией была пробурена первая
разведочная скважина. Это нефтегазовое месторождение имеет площадь свыше
200 км2 и является одним из самых продуктивных в мире по добыче нефти и
газа.
Месторождение отличается сложным геологическим строением,
значительным изменением рабочего давления на устье скважины различных
объектов разработки, значительными колебаниями пластового состава по
объектам разработки высоким содержанием конденсата от 490 до 1000 гм3 и
токсичных корозионно-активных элементов.
Установленный этаж газоносности составляет более 1600 м (интервал
глубин 3700 – 5360 м).
Принимая во внимание все эти факторы, нужно знать о том, какие
вредные вещества и газы присутствуют на месторождении, каковы их свойства и
какие средства защиты необходимо применять.

Геология месторождения

1.1 Общие сведения о месторождении

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в
Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан, в 30
км к северо-востоку от города Аксай, в 150 км к востоку от города Уральск.
Дорожная сеть представлена автомобильными дорогами с твердым покрытием
Аксай – Оренбург, Уральск – Оренбург и Западно-Казахстанской железной
дорогой, проходящей через город Аксай. Основными видами транспорта является
автомобильный и железнодорожный. В орографическом отношении район
представляет равнину с редкой сетью оврагов и балок. Абсолютные отметки
рельефа изменяются от 80 до 130 метров. Гидрографическая сеть представлена
к северу от месторождения рекой Урал, к северо-востоку рекой Илек, на
западе рекой Утва. На площади встречаются небольшие естественные водоемы.
Техническое водоснабжение обеспечивается преимущественно за счет подземных
вод. Водоносные горизонты, залегающие на глубинах от 5 до 110 метров и
приурочены к трещиноватым мергелям и известнякам, а также песчаником.
Климат района резко континентальный, температура воздуха от –400С зимой и
до +400С летом.
Превалируют ветры юго-восточного и северо-западного направления.
Среднегодовое количество осадков составляет 0,3 – 0,35 м, выпадающих в
основном летом, осенью и зимой. Снеговой покров, как правило,
незначительный, на возвышенных местах практически отсутствует. Глубина
промерзания грунта колеблется от 1 до 1,5 метров в зависимости от толщины
снежного покрова. Продолжительность отопительного сезона 176 дней с 15
октября по 15 апреля. Растительность типичная для сухих степей. В пределах
площади месторождения степи сплошь распаханы, свободны лишь участки вдоль
оврагов и балок.

1.2 Общая схема геологического строения месторождения

Карачаганакское месторождение расположено на северной окраине Прикаспийской
впадине. На основании данных сейсмической разведки в пределах территории
Карачаганакского месторождения был выявлен хребет основания (слоя земной
коры под осадочным слоем и над поверхностью Мохоровича). По оценке
амплитуда хребта составляет 700 м, а глубина до его кровли - приблизительно-
7 км. На основании сейсмических данных было высказано предположение о том,
что основание покрыто комплексом древних терригенных отложений, над
которыми залегают карбонатные отложения среднего и верхнего палеозоя. Эти
отложения формируют крупный подсолевой массив, простирающийся в широтном
направлении, параллельно окраине Прикаспийской впадины. Протяженность
массива превышает 10 х 20 км, и его пределах общая толщина предсолевых
карбонатных отложений верхнего девона и нижней перьми превышает 2000 м. За
пределами массива мощность этих отложений составляет не более 600 м, и
только изредка до 800 м. Карбонатные породы на всей площади покрыты
карбонатно-сульфатными отложениями, мощность которых меняется значительным
образом (от 7 – 10 до 3000 м). С точки зрения взаимного положения по
отношению к солевым структурам, большинство подсолевых поднятий
Карачаганакского месторождения расположено в межкупольном пространстве
между соленосными массивами – Карачаганакской, Кончебайской и
Сухореченской солевыми структурами. Межкупольный прогиб в основном
заполнен верхними пермскими и триасовыми терригенными отложениями, имеющими
тенденцию к падению в южном направлении. Как межкупольные прогибы, так и
солевые купола покрыты тонким слоем юрско-меловых, неогеновых и
четвертичных отложений, мощность которых не превышает нескольких сотен
метров.
Основной карбонатный массив Карачаганакского месторождения является
составной частью фаменско – артинского структурного яруса, который образует
крупный, протяженный подсолевой массив, залегающий параллельно склону
Прикаспийской впадины. Размеры Карачаганакского карбонатного массива в
плане составляет 15 х 30 км, а его высота равна 1600 м. Стуктурный ярус
подразделяется на три подъяруса: верхний девонский – тунейский, визейский –
башкирский и ранний пермский. Отклонения среднего визейского периода
залегают на размытой поверхности верхнего девонского – турнейского
подъяруса. Нижняя часть среднего визейского разреза содержит аргиллитовый
карбонатный маркирующий горизонт, толщина которого изменяется от 1,75 до
23,5 м. Поверх этого горизонта проходит субширотная антиклинальная складка,
северное крыло которой характеризуется более крутым уклоном. В
горизонтальном разрезе эта складка совпадает с северо-западным и северо-
восточным склонами приподнятого основания.
Визейско-башкирский подъярус сверху ограничен допермским перерывом в
осадконакоплении. В уплощенной приподнятой части, там, где свод достигает
максимальной ширины, гребень свода образует дугу. Эта антиклинальная часть
поднятия оконтурена стратоизогипсами 4400 и 4500 м, образуя основание
нижней пермской структуры.
Пермский суперструктура залегает поверх хребта каменноугольного
массива в пределах стратоизогипсы 4500 м. Данные, полученные по результатам
бурения, указывает на то, что первоначально ранний пермский атолл начал
формироваться в широкой восточной части изометрического каменноугольного
основания. Однако степи понижения западной части основания превышало
скорость рифообразования, в результате чего риф приобрел дугу образную
форму. В западной части каменноугольного основания процесс раннего
пермского рифообразования обладал меньшой интенсивности, и на этом участке
была обнаружена низкоамплитудная органическая структура размера 3 х 4 км и
мощностью свыше 100 м.
Кунгурско-татарский структурный ярус, отмеченный соляной тектоникой,
образует перекрывающие породы Карачаганакского месторождения. Особенности
соляной тектоники вели к формированию соляных хребтов на северной и южной
окраинах подсолевой структуры со сложными переходами между соленосными и
терригенными породами. В плане средняя часть подсолевой структуры залегает
согласно с межкупольным прогибом, где солевые отложения практически
отсутствуют, при этом при движении с северо-востока на юго-запад кунгурское
сульфатное подразделение последовательно покрыто уфимскими, казанскими и
татарскими отложениями. Триасовые отложения, залегающие в прогибе,
демонстрируют моноклинальное понижение с севера на юг. На севере они
залегают под неогеново-четвертичными отложениями, и при перемещении к югу
они последовательно покрыты юрскими и меловыми отложениями.

Газовый регион
От верха пермского периода, около 3600 м ниже уровня моря, до глубины
около 4950 м ниже уровня моря в каменноугольном регионе газовый конденсат
медленно становится жирнее с увеличением глубины. Полученный при добыче
газовый фактор уменьшается с приблизительно 2000 ст. м3 в верхней части
газового региона до приблизительно 800 ст. м3 при глубине 4950 м ниже
уровня моря. Остаточная (не разжижаемая) нефть, как видно, занимает около
4,5 % всего порового пространства в газовом регионе Карачаганака. Так как
эта нефть не находится в состоянии равновесия с газом, газ в результате
недонасыщен, так что конденсат не выпадает немедленно при снижении
давления в резервуаре.

Нефтяной регион
С 4950 м ниже уровня моря вниз до водонефтяного контакта, около 5150 м ниже
уровня моря, находится нефтяное крыло. Этот нефтяной регион должен быть
разделен на две части, в каждой из которых нефть имеет довольно различные
жидкостные свойства. На юге и на западе месторождения нефть быстро
уплотняется с увеличением глубины, а содержание газа снижается с 800 ст. м3
на 4950 м ниже уровня моря до приблизительно 250 ст. м3 при 5150 м ниже
уровня моря. На северо-востоке месторождения плотность нефти возрастает с
увеличением глубины гораздо медленнее, и газовый фактор снижается меньше –
с 800 м3 на 4950 м ниже уровня моря вниз до приблизительно 500 ст. м3 при
водонефтяном контакте. Нефть в юго-западном регионе явно находится в
состоянии гравитационного равновесия (или близко к нему) с увеличением
глубины, в то время как нефть на северо-востоке не достигла этого
состояния, что, возможно, предполагает произошедший позднее приток газа в
эту область.
Различие между нефтями юго-западного и северо-восточного региона не
абсолютна, и в некоторых скважинах добывается промежуточный тип. Есть еще
некоторая неопределенность относительно характера нефти северо-восточного
региона.
Важно признать, что в Карачаганаке нет очень четкой границы между
газом и нефтью. Состав жидкостей таков, что при водонефтяном контакте
пластовая жидкость довольно близка к своей критической точке. Это
означает, что газ и нефть имеет очень схожие составы, так что при
переходе от газа к нефти изменения в жидкостных свойствах происходят
постепенно, а не внезапно. Поэтому точная позиция водонефтяного контакта не
ясна из данных, и в любом случае при построении данной модели
использовалось цифра 4950м ниже уровня моря, принятая
российскими исследователями.

1.3 Тектоника

Карачаганакское месторождение расположено во внутренней части
северной бортовой зоны Прикаспийской впадины, характеризующийся большой
толщиной осадочного чехла и проявлениям солевой тектоники. По
данным сейсморазведки в районе месторождения выделяются выступы
фундамента со сложным строением и глубиной залегания поверхности в
6-7 км. Месторождение пространственно сопряжено с поднятием
фундамента, амплитудой около 100м, ограниченного с севера дугообразным
прогибом. С юга поднятие окаймляется двумя ветвями субширотного
сброса, по которым поверхность фундамента ступенчато погружается с
севера на юг. Амплитуда сбросов нарастает в западном направлении
достигая 1200м. Сбросы древнего заложения по кровле терригенного
девона не прослеживаются. Основной карбонатный массив связан
фаменскоартинским структурным этапом.
1.4 Нефтегазоносность

Основная нефтегазоконденсатная залежь приурочена к крупному
нижнепермскому карбонатному массиву с растворами 29 х 16 км и
амплитудой около 1700м. Залежь массивная экранируется галогенно-
терригенной покрышкой, представленной отложениями кунгурского яруса и
верхней перми. Кроме основной нефтегазоконденсатной залежи
установлена продуктивность карбонатного горизонта, из которого в
скважине под № 30 получен приток газа с конденсатом, дебитом 47,7
тыс.м³ сут. Толщина филипповского горизонта колеблется от первых
метров до 302 м. В горизонте практически повсеместно встречаются
доломитовые прослои толщиной от долей до 10метров. Ловушка в
горизонте пластов литологически замещённые границы залежей в краевых
частях структуры определены уровнем газонефтяного контакта основной
залежи. Коллекторские свойства пласта невысокие. По геофизическим
исследованиям средние значения пористости в скважинах колеблются от
6 до 9% , достигая иногда 13%. Резервуар основной части залежи
месторождения сложен аргоногенными известняками, доломитами и их
переходными разностями. Тип коллектора поровый, порово-каверновый и в
меньшей мере порово-трещинный и порово-каверно-трещинный. Залежь
состоит из двух частей, газоконденсата, приуроченного к нижнепермско-
каменноугольным отложениям и нефтяной подушки в каменноугольных
отложениях. Газоконденсатная часть залежи охарактеризована 170
скважинами. Эффективные газонасыщенные толщины изменяются по
скважинам от 30 до 1041метра, при средневзвешенной по площади
280м. Зоны максимальных толщин приурочены к области развития
нижнепермского рифогенного комплекса в центральной части
месторождения, эффективный объём которого равен 30 % всей части
залежи.

1.5 Водоносность

Карачаганакское месторождение расположено в пределах
погруженной части Северо-Каспийского артезианского нефтегазоконденсатного
бассеина. В осадочном чехле бассеина выделяется серия водоносных
горизонтов и комплексов, составляющих два гидрогеологических этажа
(надсолевой и подсолевой), разделённых региональным водоупором
соленосно-ангидритовой толщей кунгурского яруса. Данные этажи
представляют собой самостоятельные водонапорные системы, отличающиеся
как гидродинамическим режимом, так и особенностями подземных вод. В
надсолевом этаже суммарная толщина которого достигает 3500-4000м,
водоносные горизонты и комплексы приурочены к отложениям
четвертичного, неогенового, мелового, юрского, триасового и
верхнепермского возраста. Данные о пластовых водах получены по
разведочным скважинам, в которых вода изливалась.
\ Дебит излива колеблется по скважинам от 1,9 до 49 м³ сут.
Устьевое статическое давление составляет 2,29-3,303 МПа. Плотность воды
колеблется от 1,0784 до 1,1127 кг м³. Общая минерализация от 117 до
189 кгм³. Пластовое давление 60,19 – 61,12 МПа. Пластовая температура
на глубинах 3200-5325 м равна 353-363 К.
2 КРАТКАЯ ИСТОРИЯ И СОВРЕМЕННОЕ СОСТОЯНИЕ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение введено в
разработку в 1984г. В период опытно промышленной эксплуатации и до
настоящего времени разрабатывается на истощение. По ряду причин
разработка началась с верхних продуктивных отложений. Затем с ростом
числа глубоких скважин, вскрывших II и III эксплуатационные
объекты, произошло перераспределение отборов с увеличением объёма
добычи из отложений среднего карбона. Частично вскрыт и
обрабатывается нефтяной III объект. Количественно эксплуатационный фонд
скважин II и III объектов в два раза превышает фонд I объекта,
являясь при этом в полтора раза лучше по продуктивности. Перенос
основного объёма добываемого сырья на глубокие горизонты оптимизирует
процесс разработки Карачаганакского нефтегазоконденсатного
месторождения, однако и на сегодня одним из основных вопросов
является минимизация пластовых потерь в период до реализации
сайклинг-процесса. С этим основным вопросом тесно связаны и другие:
степень охвата дренированием продуктивных отложений по площади и
разрезу месторождения, динамика и распределение пластовых давлений,
состояние пластовой системы и его изменение в процессе разработки.
Добыча неуклонно возрастала по мере введения в строй новых скважин
и достигала стабильной производительности свыше 12000·10³ м³ день
(4,4 млрд. м³ год) газа и 12000 тдень (4,4 млн. тгод) жидких
углеводородов в 1990г. Стабильный уровень поддерживался в течении 2
лет до середины 1992г, когда начался постепенный спад. Темпы добычи
жидкости и газа упали до уровня ниже 3000 тдень (1,1 млн. тгод) по
жидкостям и 3000·10³ м³день (1,1 млрд. м³ год) по газу в 1994 году.
Для такого спада был ряд причин, среди них были технические
проблемы на скважинах и недостаток финансирования для исправления
положения, а также скважины были остановлены, т.к. пластовые давления
приблизились к ныне принятым давлениям точки росы. На добычу также
повлияли ограничения продукции, установленные Оренбургским
газоперерабатывающим заводом и также российскими нпз. С 1994г.
добыча постепенно возрастала частично благодаря капремонту скважин и
установке новых сборных линий, что было выполнено подрядчиком
согласно СПРД. Темпы добычи, однако, снова упали в 1996г. Эти низкие
уровни полностью объясняются ограничениями, установленными в
Оренбурге. В начале подавляющая часть добычи шла на пермских
скважинах. К январю 1986г. было 15 пермских эксплуатационных скважин
и только 2 каменноугольные. С этой даты число пермских скважин
медленно снижалось, в то время как число каменноугольных скважин
возрастало. В конце 1995г. было получено разрешение эксплуатировать
некоторые пермские скважины под давлениями ниже точки росы в
порядке. Программы исследования пластовой жидкости, в результате чего
число пермских эксплуатационных скважин в 1996г. возросло.
Газовый фактор на месторождении показывал последовательное движение
с тех пор, как на месторождении началась добыча. Газовый фактор
снижается постепенно, не достигая уровня 1000 м³м³. Это снижение
происходит частично из-за изменений в газовом факторе скважин, но в
основном из-за растущего числа каменноугольных эксплуатационных
скважин, которые имеют более высокий выход конденсата. Совокупная
добыча с месторождения до сентября 1996г. равна 33 млн. т.
нестабилизированной жидкости и 37 млрд. м³ газа. Пермские и
каменноугольные эксплуатационные скважины обладают различными
производственными характеристиками по причине гораздо более
неоднородного характера пермской части месторождения. Как правило,
пермские эксплуатационные скважины имеют более высокий первоначальный
дебит, обычно производя свыше 1 млн. м³ газа в день. Однако спад
происходит очень быстро, часто до 50% первоначального дебита в
течении нескольких месяцев. Каменноугольные скважины напротив не дают
такого высокого первоначального дебита, а также обычно не дают
быстрого спада добычи. Первоначальный дебит газа обычно составляет
600000 м³ день + 600 т день нефти, и он остаётся постоянным. Газовый
фактор тоже относительно постоянен. В каменноугольных скважинах
дебит иногда падает, однако спад не так резок, как в типичных
пермских скважинах.
Пластовый режим.
Т От проведённых до сих пор исследований коллектора, исходя из
имеющихся в распоряжении данных можно сделать вывод, что коллектор
представляет собой преимущественно истощаемый газоконденсатный
пласт, в котором нет ясного доказательства о существовании
большого водоносного пласта. Если далее в жизни месторождения
появится вклад водоносного слоя для вытеснения пластовой жидкости, в
этом случае превалирующий водонапорный режим будет режимом
периферийного поддержания давления водоносным слоем, скорее, чем режим
напора подошвенных вод. Некоторые другие важные факторы
подсказывают, что нельзя ожидать притока большого количества воды в
коллектор. Присутствие нефтяной оторочки, там, где плотность нефти
растёт быстро, приближаясь к прогнозированному водонефтяному контакту
может препятствовать движение в водоносном пласте. Помимо этого,
присутствие любого количества остаточного газа в обводнённой зоне
может, вероятно, препятствовать дальнейшему движению воды, т.к.
пластовое давление снизилось ещё больше.

2.1 Общая схема технологического процесса
2.1.1 Сбор продукции
В существующей системе шлейфы из конденсатных скважин,
расположенных в восточной части промысла, проложены прямо к
манифольдам на входе в УКГП-3. Объём потока устьевого газа в
среднем достигает 400-450 тыс.м³день и абсолютным максимумом 900
тыс.м³день для скважин очень высокой производительности. Температура
фонтанирующего устья скважины (ТФУС) обычно составляет 40°С.
Трубопроводы не имеют термоизоляции и рабочее давление их
составляет 130 бар из.д. Газ поступает на установку при температуре
25°С, что выше как температуры гидрата, так и точки помутнения.
Статическое давление в скважине при закрытом устье составляет 350
бар из.д., поэтому все шлейфы и эксплуатационные манифольды
спроектированы с учётом этого условия. Добыча из скважин в западной
и восточной частях промысла будет направляться на новые
разделительные установки, расположенные на КПЗ (Карачаганакский
Перерабатывающий Завод). Эти участки не разработаны и поэтому будет
применяться новый метод для сбора продукта из этих скважин.
Станции удалённых манифольдов (СУМ) будут расположены на
стратегических участках скважин на промысле. На каждой СУМ будет
смонтирован манифольд для сбора продукта из 10 скважин и
испытательным манифольдом с многофазным измерением. Манифольды
присоединяются к двум 10 дюймовым шлейфам и одной 6 дюймовой
испытательной линии, которые транспортируют 2-хфазные скважинные
потоки на ближайший центр сбора продукции, либо КПЗ, УКГП-2 , либо
сателлит добычи ранней нефти. Каждый из этих центров будет снабжён
контрольным сепаратором и факельной системой, которые обычно не
предполагают постоянного присутствия обслуживающего персонала.
Средний уровень добычи газа со скважины составляет 400
тыс.м³день (0,13 Гм³ год). И поэтому номинальный расход газа из 10
дюймовой магистральной линии составляет 2000тыс. м³день (0,65 Гм³
год). На фонтанирующем устье скважины на УКГП-3 необходимо
обеспечить давление более чем 130 бар из.д. для управления
существующим процессом обеспечения точки росы по Джоулю Томпсону без
механического охлаждения. Давление на фонтанирующем устье скважины
большей части начальной продукции на участках КПЗ и УКГП-2 будет
составлять 80-130 бар изб.д. и классифицироваться как среднее
давление. Поскольку давление на фонтанирующем устье скважины (ДФУС) со
временем снижается, необходимо будет истощённые скважины повернуть
на манифольды низкого давления. Это в свою очередь будет питать
специальную магистральную линию низкого давления для подачи
продукции низкого давления на КПЗ. Продукция низкого давления
означает 60-80 бар ДФУС. Можно встретить различные значения давления
в сети, на фонтанирующем устье скважины, поэтому каждый шлейф будет
иметь штуцер на участке до сборного манифольда на станции удалённых
манифольдов.
Предполагается, что скважины на севере и западе месторождения
будут иметь более низкий дебит, чем существующие скважины, а отсюда
их давление на фонтанирующем устье скважины будет ниже.
Предполагается, что точка помутнения продукции из скважин с нефтяной
оторочкой будет выше, чем у конденсата, т.к. имеющиеся данные
1997г. по одной скважине считаются непредставительными для скважин с
нефтяной оторочкой. В то же самое время на промысле проводятся
испытания ингибиторов парафина. Принимая во внимание
неопределённость, связанную с риском выпадения парафина, все
магистральные линии скважин с нефтяной оторочкой снабжены
термоизоляцией. Обычно не существует разделения в системе сбора
продукции между скважинами с нефтяной оторочкой и скважинами, из
которых добывается сухой конденсат и водосодержащая нефть. Все
флюиды поставляются вместе в виде смеси для обработки на КПЗ.
Возможности по переработке водосодержащей нефти с конденсатом быть
может будет принята во избежание проблем выпадения соли, которые
происходят в трубопроводах и на установках сепарации. Но при добыче
нефти и конденсата на УКГП-2 возможно частичное разделение. Это
разделение можно осуществить, направив через блок входных манифольдов
на два входных сепаратора. Жидкость из входных сепараторов
поступает через существующие 14 дюймовые линии на УКГП-3, откуда она
может быть направлена либо на дегазаторы для подачи насосами в
Оренбург, либо на новый 14 дюймовый нефтепровод, проложенный на КПЗ.
Поскольку новая система сбора работает при более низких
температурах, а также подвержена ещё большему перепаду температур на
штуцерах СУМ ( в связи с падением давления до 80 бар), существует
риск возрастания образования парафина. По этой причине все новые
шлейфы конденсатных скважин будут также термоизолированы. Потеря
тепла и использование химикатов будут т.о. снижены, а потенциальные
технологические осложнения, связанные с образованием парафина или
гидрата будут менее серьёзными. Сателлит добычи ранней нефти, который
расположен в 6 км к югу от КПЗ, обеспечивает возможностью
получения контрольных данных, и лучшего представления о той части
залежи, где находится скважина с нефтяной оторочкой. И хотя
сателлит позже будет принимать конденсат, на начальном этапе он
будет располагать оборудованием для добычи нефти из скважин, число
которых будет доходить до 8. Эти скважины будут соединены с
эксплуатационным манифольдом нефти. На начальном этапе сателлит
связан с системой добычи на УКГП-3 тремя 6 дюймовыми шлейфами,
которые можно использовать как для целей добычи, так и для
проведения испытаний.
Поток из скважины посылается на нитку № 4 для сепарации газа
и обеспечения необходимой точки росы. Частично стабилизированная
нефть, давление паров которой составляет 35 бар, затем может быть
переработана на мини-перерабатывающем заводе или смешана с
конденсатом и перекачиваться насосами в Оренбург. Когда запустят
КПЗ, вся продукция сателлита, будет направляться для переработки на
КПЗ, поскольку нет никаких рыночных ограничений в отношении продукции
скважин с нефтяной оторочкой. Существует практическое ограничение на
эксплуатацию экспортного трубопровода нефти, т.е. способность сохранять
флюид текучим. И если содержимое скважин с нефтяной оторочкой
слишком высокое – более 60% объёма зимой или 70% летом, то смесь
стабилизированной нефти из скважины с нефтяной оторочкой и
конденсата будет иметь слишком высокую температуру застывания потери
текучести нефти, чтобы перекачивать её на расстояние свыше 500 км
до трубопровода КТК. Поскольку в самом начале разработки проекта в
наличии были данные только для одной скважины с нефтяной
оторочкой, которые считаются непредставительными (скважина 713), то
лучшим решением будет ограничить смешивание перекачиваемой нефти,
руководствуясь практическим критерием используемого напора насоса,
который устанавливается с учётом вязкости, оговорённой в проекте.
Будет принята любая смесь при условии, что она будет нагнетаться с
соответствующим депрессантом застывания нефти, отвечающим расчётному
критерию вязкости. Это соображение может, поэтому повлиять на
эксплуатацию скважин, систем сбора продукции и внутриплощадочных
трубопроводов.
2.1.2 УКПГ-2
УКПГ-2 считается установкой по сепарации газа и конденсата
подобной УКПГ-3, но она только частично отстроена. Из-за плохих
условий почвы и фундаментов, не отвечающих требованиям, установку
нельзя было достраивать, как предполагалось в самом начале. Повторное
использование существующего оборудования оказалось также
проблематичным в связи с трудностями связанными с сертификацией и
затратами, на осуществление модификаций. В настоящее время есть
намерение достроить эту установку двумя новыми технологическими
нитками. Оставлено место для третьей газовой нитки. Некоторые
скважины уже соединены с установкой шлейфами. Новые шлейфы и станции
удалённых манифольдов будут смонтированы для подачи продукта на
входные сепараторы под давлением 75 бар.
Весь газ будет подвергаться осушке и повторно закачиваться. Из
каждого входного сепаратора до 2 Мтонн год будет направляться на
КПЗ для стабилизации и обессеривания.
Часть конденсата может быть направлена через УКПГ -3 на Оренбург.
Неочищенный газ должен повторно закачиваться в пласт компрессорами,
установленными рядом с УКПГ-2. Высокосернистый газ, посылаемый
непосредственно с КПЗ будет, главным образом, повторно закачиваться.
Из-за высокого содержания воды, газ, получаемый на УКПГ-2, должен быть
сначала обезвожен, чтобы стать пригодным для использования в
системе повторного закачивания. Осушенный газ из УКПГ -2 насыщается
углеводородом и подаётся в обратном направлении, поэтому линия,
ведущая к компрессорам повторного закачивания снабжена
теплоспутниками и термоизолирована. Любой газ, получаемый на УКПГ -2
в дополнение к нуждам повторного закачивания должен сжигаться в
факелах.
2.1.3 УКПГ -3

Существующие мощности на УКПГ -3 будут продолжать
экспортировать газ и конденсат на Оренбургский газоперерабатывающий
завод, пока давление на входе не снизится до 130 бар изб.д. До тех
пор они будут получать продукцию из скважин на участке УКПГ -3
по специальным шлейфам.
Впоследствии вся продукция с этого участка будет направляться на
КПЗ по 2-хфазовым внутриплощадочным трубопроводам подобным схеме
трубопроводов сателлита добычи ранней нефти. Однако УКПГ -3 будет
по прежнему функционировать в виде системы сбора, объединённая с
энергосистемой общего пользования и факельной системой. А также
будут сохранены система сепарации испарений конденсата и насосная
станция для переработки нестабилизированного конденсата с УКПГ-2 и
перекачивания конденсата насосами в Оренбург.
Новый мини-перерабатывающий завод, построенный рядом с УКГП-3
будет перерабатывать до 0,4 Мтоннгод (10000 баррелей в сутки)
конденсата.
2.1.4 Технологический процесс КПЗ

На КПЗ 2-хфазные магистральные линии станции удалённых
манифольдов и скважинные шлейфы подсоединены к двум входным
сепараторам среднего давления через систему манифольдов с входным
сепаратором низкого давления, получающим стабилизированный конденсат с
УКГП-2. Газ среднего давления из входных сепараторов направляется
либо на нитку обеспечения точки росы неочищенного газа ... продолжение

Вы можете абсолютно на бесплатной основе полностью просмотреть эту работу через наше приложение.