Эффективная работа установки низкотемпературной сепарации

Введение

 

Эффективная работа установки низкотемпературной сепарации во многом зависит от устойчивой работы сепарационного оборудования в целом и сепараторов первой ступени в частности. В данном случае мы рассмотрим выполненую модификацию на сепараторе С-101А первой технологической линии УКПГ-3. В течении года эксплуатации данной модификации получены хорошие результаты. Это послужило основанием для установки данной конструкции на всех установках НТС т.е. на 2-ой, 3-тей и 4-той технологических линиях НТС.

 Гравитационный сепаратор С-01А, является составной частью установки НТС, предназначен для извлечения (разделения) пластового природного газа на жидкую фракцию и газ. Характеризуется аппаратом простой конструкции и предназначен для сепарирования пластового газа в условиях высокого давления 110-128 кгс/см2 и температуры 30-37°С. Наиболее «узким» местом считалась его пропускная способность.

В основе устройства данного аппарата заложен принцип использования сил инерции и гравитационных сил, в которых главную роль при отделении жидкости, играет сила тяжести.

Сепаратор имеет тангенциальный вход. Газ, тангенциально поступает через входной патрубок, в сепараторе приобретает вращательное движение и направляется вниз по обечайке сосуда, под действием центробежных сил гидроциклона, поток вращается по стенке обечайки и смещается вниз под действием гравитационных сил, жидкость сливается вниз под тарелку, установленную выпуклой частью вверх, в средней части аппарата. Ниже ее смонтирован «разрушитель циклона», это крестовина,  которая не дает образовываться воронке в нижней, кубовой части сосуда, а выпуклая тарелка предотвращает вынос жидкости потоком газа. Данное конструкционное решение позволяло сепаратору достаточно эффективно работать при загрузках 140-145 тыс. м3/час.

Эффективность работы такого сепаратора при отсутствии пульсаций  газожидкостного  потока  и  дробления  капель  достигает 92-98 % жидкой фазы, и только 7-2 % приходилось на сепаратор С-01В. Таким образом газ поступавший на вторую ступень сепарации для его окончательной сепарации (осушки) при низких температурах до минус 10-12°С не должен содержать жидкой фазы более 1 %.

Существенным недостатком такой конструкции являлось, частое вспенивание жидкой фазы в сепараторе, что приводило к ее уносу на сепаратор С-01В и далее через теплообменники на вторую ступень сепарации. Это существенно затрудняло работу второй ступени сепарации и отрицательно сказывалось на работе теплообменников, так как уносимая потоком газа жидкость содержит парафин. Парафин откладывается на стенках трубного пучка теплообменников Е-01А/В и снижает теплообменные процессы, т. е. газ недостаточно охлаждается, проходя через теплообменники, и это снижает эффективность работы сепараторов второй ступени, что влияет на кондицию товарного газа  и приводит к попаданию жидкости в экспортный газопровод.

  Этот недостаток существенно  обострил ситуацию с увеличением  загрузок до 160-180 и выше м3/час. Данная проблема сдерживала объемы добычи и негативно отражалась на качестве газа, к тому же это вело и к потерям жидкой фазы уносимой газом в газопровод, увеличивало гидравлическое сопротивление газопровода и как следствие вело к внеплановым поршневаниям, дополнительным затратам, связанным с этим и сокращением добычи.

Вспенивание жидкости в аппарате делало невозможным устойчиво контролировать ее уровень, так как плотность жидкости снижается пропорционально ее вспениванию. Это не давало возможность регулировать уровень в автоматическом режиме, вело к частым переполнениям сосуда и уносу жидкости.

 Установленная «беспенная» система позволяет значительно увеличить пропускную способность данного сепаратора, при этом повысить эффект отделения жидкой фазы от газа.

Тангенциальный  вход в сепаратор в этом случае не имеет значения, так как входной поток делится на четыре (по количеству труб), пропорционально равные части и поступает в цилиндрические вихревые трубы установленные в аппарате вертикально. Размеры вихревой трубы таковы, что позволяют лишь небольшому колличеству жидкости выйти вместе с газом. При работе вихревые трубы частично погружены в жидкость, что предотвращает проскок газа через нижние отверстия вихревой трубы.

Поскольку в аппарате нет брызг и пузырьков, а поступающая пена  уничтожается в вихревых трубах, то в сепараторе нет пены. Это  позволило значительно увеличить пропускную способность аппарата и сократить вынос жидкости, следовательно, сократились потери конденсата, уносимого в газопровод.

Беспенная система в течении двух лет эксплуатации позволила значительно, на 15-20 % увеличить пропускную способность установки НТС, уменьшить унос жидкости в газопровод, сократить потери конденсата.

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

 

1 Геологическая характеристика  месторождения

 

1. Общие сведения о месторождении

 

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1979 году при бурении скважины № 10-П.

Месторождение расположено в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины. Нефтегазоконденсатная залежь приурочена к глубокозалегающей подсолевой структуре с размерами 25 х 12 км.

Этаж нефтегазоносности от 300 до 1600 м, а толщина нефтяной части при этом порядка 200 м.

Месторождение Карачаганак - месторождение-супергигант, среди 25-ти крупнейших в мире. Коллектор сернистого газоконденсата над нефтяной оторочкой, мощный столб углеводородов до 1600 метров и глубиной 5000 метров.

На месторождении Карачаганак добывается 34 % от общего объема добычи казахстанского газа, но в балансе сдачи на ГПЗ и реализации  доля  Карачаганакского  газа  значительно  выше – около 50 %. Это  обусловлено  тем,  что СП «Тенгизшевройл», добывающее 40 % всего газа РК, большую его часть сжигает на промысле.

Разработку Карачаганака осуществляют консорциум иностранных компаний, объединенных в Karachaganak Integratied Organization (KIO), и ННК «Казахоил» на основании Окончательного Соглашения о Разделе Продукции, заключенного на 40-летний период в 1997 году.

       В состав  KIO входят:

British Gas – 32,5 %;

Agip – 32,5 %;

Texaco – 20 %;

«ЛУКОИЛ» – 15 %.

Оператором всех работ на месторождении является Karachaganak Petroleum Operation Co. (KPOC) созданная KIO в середине 1999 года.

В настоящее время реализуется Фаза II проекта освоения месторождения. Ориентировочно она продлится до середины 2003 года. За этот период планируется нарастиь добычу нефти до 9 млн тонн, газа – до 6 млрд куб. м (имеется в виду товарный газ, который будет продаваться потребителям).

Согласно последним оценкам British Gas, общие затраты на обнаружение запасов, оконтуривание, оценку, разработку и добычу на месторождении составит около 3,5 $ за баррельнефтяного эквивалента, что на 2,1 $ меньше ранее заявленных BG затрат и в 2,3 раза ниже по сравнению со среднеотраслевыми мировыми затратами (8 $ за баррель н.э.). по словам призедента BG International Френка Чампэна, «Вritish Gas рассматривает Карачаганак как проект мирового уровня, уже приносящий значительные доходы  и имеющий низкие удельные затраты».

Первоначально участники проекта предпологали уже к 1998-99 году кратно увеличить добычу углеводородов: нефти – до 8 млн тонн в год, газа – до 7,5-8,5 млрд куб.м. Однако запланированное освоение месторождения сдерживалось. Иностранные компании не торопились расставаться со своими деньгами: транспортировать на внешние рынки добытые газ и конденсат было не возможно, а продавать его на месте – невыгодно.

Карачаганакское сырье было полностью ориентировано на российские газо- и нефтеперерабатывающие мощности (Оренбургский ГПЗ, НПЗ Башкоркостана). Российские же покупатели, в первую очередь «Газпром», пользуясь своим монопольным положением, занижали цены. Газ Карачаганака, правда, неочищенный, продавался по цене около 3 $ за 1000 куб.м.

 Поэтому неудивительно, что объемы добычи на Карачаганаке  снижались из года в год. Минимум  зафиксирован в 1998 году – 2,1 млн  тонн нефти и 2,3 млрд куб.м газа.

Второе рождение Карачаганаку обеспечило начало строительства трубопровода КТК: у участников карачаганакского проекта появилась реальная возможность получить собственный коридор для экспорта конденсата и нефти.

В июне 1999 года между Казахстаном и KIO был подписан важнейший для развития нефтегазовой отрасли документ – «Меморандум по вопросам строительства нового трубопровода от Карачаганакского  месторождения  до  Большого  Чагана протяженностью 186 км и  далее  до  г. Атырау» (место врезки в КТК). В соответствии с Меморандумом, строительство трубопровода общей протяженностью 460 км должно быть закончено в 2002 году. Первоначальная мощность новой ветки составит 7 млн тонн нефти в год, с последующим ее увеличением до 12 млн. тонн. Стоимость строительства нефтепровода оценивается в 440 млн. $ (первый этап – 280 млн. $). Проект полностью профинансируют иностранные компании, участники KIO. Казахстан будет погашать долг за счет поставок на экспорт принадлежащей ему доли углеводородов.

Окончательное соглашение о разделе продукции (ОСРП) по Карачаганакскому месторождению между альянсом крупных нефтяных компаний Аджип, Бритиш Газ, ЛУКойл, Тексако и Республикой Казахстан подписано в ноябре 1997 года и вступило в силу с января 1998 года сроком на 40 лет.

 

1.2 Запасы нефти и газа

 

Оценка запасов углеводородов в целом по месторождению Карачаганак проводилась по состоянию на 1 января 1984 года.

По данным ЦКЗ Мингео СССР запасы сухого газа на 1 января 1984 года по категориям С1 + С2 составляли 883,9 млрд. м3, из них по С1 – 423,7 млрд. м3 и по С2 – 140,2 млрд. м3.

Извлекаемые запасы конденсата по категориям С1 + С2 – 296,4 млн. тонн, в том числе по С1 – 140,8 млн. тонн. Балансовые запасы нефти оценивались по категории С2 в объеме 221,4 млн. тонн, в том числе извлекаемые – 22,1 млн. тонн.

По состоянию на 1 августа 1984 года в результате бурения и опробования скважин получены дополнительные данные, что обусловило необходимость новой ориентировочной оценки запасов по категории С1 и С2 с целью принятия более обоснованных решений при составлении проекта ОПЭ месторождения.

В соответствии с распоряжением Заместителя Министра геологии СССР Р. А. Сумбатова специалистами Мингео СССР и Мингео Каз.ССР была выполнена «Предварительная оценка запасов газа, конденсата, нефти и сопутствующих компонентов месторождения Карачаганак», утвержденная Заместителем Министра геологии Казахской ССР Х. Ж. Узбекталиевым 30 июля 1984 года.

При подсчете запасов были приняты следующие параметры:

Площадь нефтегазоносности отложений нижней перми и карбона произведена по структурным картам, составленым по данным глубокого бурения и сейсморазведки.

Газонефтяной контакт (ГНК) условно принят на абсолютной отметке.

       Критерием выделения  эффективной толщи служил нижний предел пористости, при котором из пласта получен промышленный приток пластового  флюида.  Для  пермских  коллекторов  эта  величина  равна 6 %, для каменноугольных 7 %.

Во вскрытой пермской части разреза доля коллекторов составляет в среднем 35 %. Эта величина использована и при определении запасов категории С2. Для сводовых скважин 23 и 105 доля коллекторов принята равной 40 %.

В изученной части каменноугольных отложений выделяется три зоны  с  различной   долей  коллекторов: более  70 %,  70-30 %  и  менее 30 %.

Исходя из этой зональности для невскрытой части разреза в скважинах 4 и 11 доля коллекторов принята  -75 %, в скважинах 2 и 23 -60 %, в скважинах 12 и 18 - 45 % и в скважинах 1, 21 и 22 - 25 %.

Величина эффективной нефтенасыщенной толщи, принята для подсчета запасов по категории С1, определена как средняя из вскрытых эффективных толщин по скважинам 5, 7, 9, 13, 20.

Доля коллекторов при этом в изученной части нефтенасыщенности разреза составляет 36 %.

Эффективная нефтенасыщенная толщина для подсчета запасов категории С2 принята условно равной 24 % как среднее значение между зоной с повышенной (36 %) и пониженной (13 %) долей коллекторов.

Коэффициенты пористости для газовой части перми и карбона приняты равными 11 %, а для нефтеносной части карбона 9,4 %.

Коэффициент газонасыщенности для перми принят 0.89 %, для карбона коэффициент нефтенасыщенности 0,94 %.

Для оценки запасов конденсата потенциальное содержание конденсата принято для отложений перми – 432 г/м3, карбона – 632 г/м3 пластового газа.

Плотность нефти – 0,839 г/см3.

Высота нефтяной части 250 м.

Нефть месторождения оценивается как легкая, маловязкая, с высоким газовым фактором. Коэффициент извлечения принят равным 0,30 при поддержании пластового давления.

Исходя из принятых подсчетных параметров Мингео Каз.ССР определены запасы «сухого» газа, конденсата, нефти и попутных компонентов, которые приведены в таблице.

Очень слабо разведана нижняя часть месторождения.

Подавляющая  часть  запасов  нефти (87 %) приходится на категорию С2.

Месторождение подразделяется на три эксплуатационных объекта: 1 и 2 в газоконденсатный и 3 в нефтяной части.

Газ, конденсат и нефть КНГКМ характеризуется содержанием различных агрессивных компонентов:

        В составе нефти имеются:

• Сера                            -2,14 %,
• Меркаптаны               -0,24%,
• Парафины                   -2,5 %,
• Асфальтены                -3,1 %.

1. В составе сырого газа имеются:

• Сероводород              -3,03 %,
• Углекислый газ          -6,47 %.