Разработка предложений по очистке природного газа и переработки кислых газов с получением товарной продукции (серы) (на примере Карачаганакского месторождения) (стр. 2 из 18)

Месторождение Карачаганак – это крупное нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1979 г. Оно занимает площадь примерно 30000 гектаров и содержит более 1200 млн. тонн нефти и конденсата и более 1350 млрд. куб. м газа.

Месторождение расположено в зоне природных степей Приуралья на территории Западно-Казахстанской области и административно входит в Бурлинский район, центром которого является г.Аксай. Население г.Аксая составляет около 25000 человек.

Рисунок 1. Ситуационная карта-схема Карашыганакского нефтегазоконденсатного месторождения

Географически месторождение находится к северо-востоку от 51-й параллели с.ш. и 50-го меридиана восточной долготы, в 16 км от г.Аксай, в 150 км на восток от г.Уральска, на высоте 80-130 м под уровнем моря.

Ближайшими населенными пунктами являются: Тунгуш (вплотную прилегает к контуру месторождения), Березовка (3 км), Успеновка (9 км), Каракемир (8 км), Жанаталап (4 км), Карашыганак (6 км), Димитров (9 км), Жарсуат (9 км), Бестау (4 км). В 15 км южнее месторождения проходит железнодорожная линия Уральск-Илек. Площадь месторождения пересекает автодорога с твердым покрытием Уральск-Оренбург. В 35 км к северо-востоку от месторождения проходит газопровод "Оренбург-Западная граница", а в 160 км к западу – нефтепровод "Мангышлак-Куйбышев". От КНГКМ до Оренбургского газоперерабатывающего завода (ОГПЗ), расположенного в 30 км северо-западнее г. Оренбург (ст. Каргала) проложены газо- и конденсатопроводы протяженностью 120 км. Расстояние от Карачаганакского до Оренбургского месторождения – 80 км. По западной части месторождения в северо-восточном направлении проложена линия электропередач ЛЭП-35, а через месторождение проходит ЛЭП-110.

Рельеф месторождения характеризуется слабо-волнистой равниной с уклоном к реке Березовка, абсолютные высоты района заключены в пределах 80-200 м над уровнем моря. Площадь изрезана балками с пологими склонами.

В сельскохозяйственном производстве земли в районе месторождения используются под пашни и пастбища. Почвы, находящиеся в пашне, подвержены эрозии и требуют противоэрозионной защиты.

Гидрографическая сеть представлена рядом постоянных и временных водотоков рек Урала, Утвы, Илека и значительным количеством бессточных озер, имеющих хозяйственное значение (орошение, водопой скота).

Грунтовые воды залегают на глубине от 2,5 м (в пойме р.Березовка) до 6 м и более (на основной площади) месторождения. Грунтовые воды на территории месторождения сильно минерализованы (4 мг/л и более).

КНГКМ расположено в зоне безлесных сухих степей. Растительный покров представлен в основном ковыльно-кипчаковыми ассоциациями с участием ковыля и кипчака, полыни и незначительного количества разнотравья.

Животный мир представлен мелкими хищниками (хорьки, лисицы и др.), грызунами (суслики, тушканчики). Из птиц характерны дневные хищники. Из пресмыкающихся встречаются змеи, ящерицы. В водоемах водятся рыбы.

С 1984 года ведется опытно-промышленная эксплуатация КНГКМ. Месторождение выделяется глубиной залегания до 5300 м, большим этажем продуктивности (1600 м), небольшой площадью газоносности (200 км²), высоким содержанием конденсата (до 900 г/м³) и сероводорода (3,7% об.) и представляет собой широкую карбонатную платформу с рифовыми пиками. Это огромное накопление углеводородов – мощный газоконденсатный коллектор толщиной 1400 м, под которым залегает нефтяная оторочка толщиной 200 м. Группа разработки месторождения занимается подготовкой плана разработки месторождения не весь 40-летний период, основываясь на точных геологических моделях и моделях пласта. Моделирование пласта используется для прогнозирования добычи и уровней закачки. А также для оптимизации добычи и определения места бурения новых скважин.

По возможности пласт будет разрабатываться через существующие скважины, а также за счет бурения новых добывающих и нагнетательных скважин, предусмотренных в ходе этапа II разработки. Осуществляется капитальный ремонт 84 и углубление 15 существующих скважин. Из общего числа имеющихся скважин 86 будут использоваться для добычи и около 13 – для закачки.

Объекты промысловой переработки в настоящее время включают УКПГ-3, которая принимает газ и конденсат со скважин, сепарирует и частично стабилизирует их до подачи на экспорт в Оренбург. Ведется реконструкция этих сооружений.

Новые объекты промысловой подготовки добычи будут включать:

1) Установка 2 – это установка сепарации газа и конденсата, откуда необработанный конденсат будет направляться на новый Карачаганакский перерабатывающий комплекс (КПК).

2) Карачаганакский перерабатывающий комплекс (КПК). Конденсат будет стабилизироваться перед подачей в трубопровод КТК, а газ перерабатываться перед обратной закачкой или экспортом.

3) Повторное закачивание газа. На установке 2 будут установлены три нагнетательных компрессорных агрегата для доставки газа к 20-ти существующим скважинам, которые будут преобразованы для их использования в качестве нагнетательных скважин.

4) Добыча со скважин будет подводиться к спутниковым сборным станциям для подачи на УКПГ-2, УКПГ-3 и КПК.

5) Внутрипромысловые трубопроводы. Газовые и жидкостные трубопроводы для соединения между собой Установки 3, установки 2 и КПК.

6) Экспортный трубопровод. Для транспортировки жидкостей с КПК в Атырау, где он будет врезан в трубопровод Каспийского трубопроводного консорциума (КТК), ведущего к Новороссийску, для экспорта.

7) К 2013 года на КНГКМ будет 240 добывающих и 60 нагнетательных скважин.

Схема сбора конденсата на месторождении принята лучевая: от скважин до УКПГ проложены индивидуальные газопроводы-шлейфы. Шлейфы рассчитаны на статическое давление 35 МПа, которое является наибольшим при остановке скважин. Фонтанная арматура скважин оборудована приводными отсечными задвижками, закрывающимися автоматически при аварийных ситуациях – разрывах шлейфов, превышения давления в шлейфах, при пожаре на скважине.

Подготовка газа и конденсата проводится методом низкотемпературной сепарации в соответствии с рисунком 2. Газ собирается на блоке входных монифольдов и оттуда поступает в подогреватель, а затем в сепаратор I-ой ступени, и после него в сепаратор капельной жидкости. Жидкость из обоих сепараторов поступает в подогреватель, а затем в трехфазный разделитель, в котором оставшийся газ отделяется от жидкости и подается в сепаратор II-ой ступени, а жидкость разделяется на конденсат и метанольную воду. Конденсат подается в трубопровод, а метанольная вода в трубопровод пластовой воды.

Сепаратор II-ой ступени служит для тонкой газоочистки. Жидкая фаза из сепаратора II-ой ступени подается в дегазатор конденсата. Газы дегазации возвращаются в сепаратор II-ой ступени. Конденсат после подогрева направляется на ГНС (при современном уровне добычи газа и конденсата). При увеличении уровня добычи – 70% конденсата отправляется на ГНС и 30% в конденсатопровод. Осушенный газ поступает в теплообменник, а затем в замерный узел и магистральный газопровод.

Рисунок 2. Схема производства газа и конденсата на УКПГ

Карачаганакского месторождения

Конденсат с УКПГ-3 поступает на ГНС в емкости выветривания при давлении 5 МПа, дожимается насосами до 80 МПа и поступает в конденсатопроводы Карашыганак-Оренбургский ГПЗ. Газы выветривания конденсата компрессируются на КГВ и возвращаются в основной поток газа УКПГ-3.

Для более глубокого извлечения из пласта жидких углеводородов на промысле предусматривается применение сайклинг-процесса (поддержание пластового давления путем обратной закачки очищенного газа в пласт). Он будет проводиться неочищенным, частично осушенным газом.

Факельное хозяйство УКПГ-3 состоит из:

- системы факела высокого давления;

- системы факела низкого давления.

При нормальном технологическом режиме эксплуатации на факелах постоянно горят дежурные горелки, питаемые очищенным природным газом. Небольшое количество вредных веществ содержится также в выбросах вентиляционных систем производственных помещений.

Технологические потери природного газа в процессе эксплуатации установок по подготовке складываются из потерь газов дегазации конденсата ГНС, газов, теряемых при освобождении систем оборудования УКПГ, при остановке на пропарку теплообменников; периодическом ингибировании и ППР. Технологические потери конденсата образуются в результате недоизвлечения конденсата, от неполного отделения его от воды и при сжигании газа стабилизации ГНС. Количество газов дегазации конденсата регистрируется и обсчитывается службой метрологии. Количество потерь конденсата определяется расчетным путем в соответствии с "Инструкцией по определению технологических потерь стабильного конденсата при его добыче, сборе, транспортировании и хранении на газодобывающих предприятиях".

С 1992 по 1996 гг. наблюдалось падение добычи на месторождении, связанное с проблемами переработки сырья в Оренбурге и не вводом в эксплуатацию дополнительных скважин и мощностей по подготовке газа и конденсата к транспорту.

Источниками загрязнения атмосферного воздуха на площадках эксплуатационных и нагнетательных скважин являются:

- неорганизованные фильтрационные утечки сероводорода, углеводородов, меркаптанов через неплотности фонтанной арматуры, предохранительных клапанов, кранов, фланцевых соединений;

- выброса диоксида серы, предельных углеводородов, оксида углерода, диоксида азота, сажи, 3,4-бенз(а)пирена, сероводорода на амбарах (стандартных размеров). Амбары служат для сжигания пластовой смеси при проведении ремонтно-восстановительных работ.

На площадках УКПГ-3 источниками

1. организованных выбросов являются: