Добыча, сбор и транспорт продукции скважин на ГПЗ По состоянию на 1.10.99 года, на Астраханском промысле находится 178 скважины, в том числе: — эксплуатационных — 130 — наблюдательных — 26 — специальных технологических — 20, действуют 5 УППГ (1, 2, 4, 6, 9), УППГ — 3А находится в стадии строительства. Дебиты эксплуатационных скважин составляют от 100 до 500 тыс. м3/сутки. Пластовая газожидкостная смесь (ГЖС) по колонне насосно-компрессорных труб поднимается к устью скважины. Отсюда с давлением 16 ÷ 32 МПа она поступает на первую ступень подогрева. После подогрева до температуры 60 ÷ 70 °C ГЖС проходит автоматический дросселирующий клапан — регулятор, на котором давление снижается до 7.9 ÷ 10.3 МПа, и поступает на вторую ступень подогрева. Со второй ступени подогрева с температурой 60 ÷ 70 °C ГЖС через замерную диафрагму подаётся в шлейф (шлейфы длиной до 2-х км имеют диаметр 114 х 8.6 мм, а длиной свыше 2-х км — 168 х 10.97 мм) и по нему поступает на блок входных манифольдов (БВМ) на площадке установки предварительной подготовки газа (УППГ). БВМ позволяет направить продукцию скважины или в сборный коллектор, или на контрольный сепаратор для замера её дебита, или через факельный сепаратор на факел. На площадке УППГ расположена установка приготовления раствора ингибитора коррозии и технологическая насосная для его подачи в затруб скважин и газоконденсатопроводы. С УППГ продукция скважин по газоконденсатопроводу Dy = 400 подаётся на газоперерабатывающий завод. На I очереди промысла с каждого УППГ проложены две нитки газоконденсатопроводов, а с УППГ II очереди — по одной. Расчётное давление газоконденсатопроводов 12 МПа. Расход скважин регулируется ЭВМ по системе ТМ/ТУ таким образом, чтобы на входе на ГПЗ давление ГЖС находилось в пределах 6.8 ÷ 7.0 МПа, а температура в пределах 30 ÷ 35 °C. Система ТМ/ТУ позволяет осуществлять оперативный контроль и управление технологическим процессом добычи, сбора и транспорта ГЖС, а также отключать промысловые объекты при достижении критических параметров. Система автоматики питается очищенным газом, подаваемым на промысел с ГПЗ под давлением 5.5 МПа. Для снижения вредных выбросов в атмосферу отдувка скважин после КРС, интенсификации и периодического ингибирования НКТ производится в подземные ёмкости. Контроль за содержанием сероводорода в воздухе осуществляется стационарными датчиками, установленными на площадке скважины, площадке УППГ и по периметру промысла. Сигналы от них поступают как на центральную ЭВМ так и в операторную УППГ. В работе находятся пять УППГ суммарной производительностью (проектной) до 10.5 млрд м3 отсепарированного газа в год.
Переработка газа и газового конденсата. Астраханский газоперерабатывающий завод предназначен для подготовки и переработки пластового газа с получением товарных продуктов, в состав которого входят:• установки сепарации пластового газа высокого давления (1-4 У-171, 1-2 У-271); • установки сероочистки газа раствором диэтаноламина (1-4 У-172, 1-2 У-272); • установки осушки и отбензинивания очищенного газа (У-174, 274); • установок по производству и хранению серы и доочистки отходящих газов (1-4 У-151, 1-2 У251); • установки очистки и компримирования газов выветривания конденсата (У-141, 241); • установки стабилизации конденсата и обработки пластовой воды (У-120, 220); • комбинированная установка, включающая блок электрообезвоживания и электрообессоливания (ЭЛОУ), блок атмосферной перегонки (АТ) мощностью 3 млн тонн в год, блок вторичной перегонки (ВП) и блок очистки и получения сжиженного газа (250 тыс. тонн); • установка гидроочистки мощностью 2 млн тонн/год; • установка каталитического риформинга мощностью 1 млн тонн в год; • установка сжигания производственных отходов (У-165,265); • факельное склад светлых нефтепродуктов хозяйство; • объекты складской зоны, включающие: склад сжиженных газов (40 буллитов по 200 м3) •(16 резервуаров по 10000 м3) три наливные эстакады светлых нефтепродуктов на 150 стояков; • установка автоматического налива жидкой серы (производительностью 1200 т/час); • установка механизированной погрузки твердой серы — 600 т/час.; • установки грануляции серы; • подземные хранилища нестабильного конденсата и нефтепродуктов; • объекты вспомогательного производственного и обслуживающего назначения; • предзаводская зона; • азотно-кислородная станция, цех наполнения и хранения кислородных баллонов, склады хим. реагентов и масел, склад оборудования, ремонтно-механический цех, центральная заводская лаборатория, инженерно-лабораторный корпус, заводоуправление, пож. депо, база военизированной службы, противофонтанной и газовой безопасности, административно — бытовые корпуса, столовая, объекты энерговодоснабжения с водозабором на р. Бузан, внешние и внутренние железнодорожные и автомобильные дороги с сооружениями на них, причал на реке Бузан, объекты связи и канализации и др.Для переработки на АГПЗ поступает пластовая смесь, представляющая собой углеводороды предельного ряда Бутлерова (газообразные и жидкие). Кроме того, в этой смеси содержатся неорганические газы, основным представителем, которые являются H2S, CO2 и в меньших концентрациях N2, H2, Ar, He. В пластовую смесь входят также сероорганические соединения СОS, СS2, RSН (жидкие и газообразные), сульфиды, дисульфиды, тиофаны, тиофены, а также углеводороды пиридинового ряда и в небольших количествах кислородсодержащие нафтеновые кислоты и пластовая вода с растворимыми в ней соединениями.Первой установкой завода является установка сепарации пластового газа У-171/271, где пластовая смесь разделяется на:— отсепарированный газ; — нестабильный конденсат; — пластовую воду; a) Отсепарированный газ на установке сероочистки У-172/272 проходит очистку от кислых компонентов (H2S, CO2), где получают обессеренный и кислый газы. Обессеренный газ направляется на осушку и отбензинивание (У-174/274), откуда выходит как товарный газ потребителю по ГОСТ 5542 — 87. b) Нестабильный конденсат с У-171/271 поступает на стабилизацию на установку стабилизации конденсата У-121/221, откуда уходит как стабильный конденсат на комбинированную установку У-1.731 для получения нефтепродуктов. c) Пластовая вода с установки сепарации направляется на установку нейтрализации пластовых вод У-122/222, откуда откачивается на полигон для закачки в пласт. d) Кислые газы с установки У-172/272, У-141/241, У-1.731 направляются на установку производства серы (У-151/251), где получают серу техническую жидкую и комовую по ГОСТ 127 — 93. Далее жидкая сера поступает на установку грануляции серы, на которой получают серу газовую гранулированную по ТУ 51-31323949 — 41 — 98; e) Газы среднего давления (газ стабилизации У-120/220 и газы расширения амина У-172/272) поступают на предварительную очистку установки У-141/241, где получают углеводородный обессеренный газ, который направляется на У-172/272 на дополнительную очистку. f) Из стабильного конденсата на установках У-731, У-732 бензины автомобильные и У-734 получают нефтепродукты и сжиженные газы: дизельные топлива марок Нормаль-80, Регуляр—92, Премиум-95 по ГОСТ 2084 — 77. котельные топлива —Л — 02 — 62, Л — 05 — 62, Л — 05 — 40 по ГОСТ 305-82; смесь пропана — бутана мазут марки 40 и марки 100 по ГОСТ 10585 — 76; технических по ГОСТ 20448 — 90. На У-1.731 получают промежуточную фракцию НК-350 и на блоке АТ -товарное топливо — мазут. Фр. НК-350 с блока АТ (У-1.731) направляется на гидроочистку У-1.732 от S-, N2-, O2-содержащих соединений и возвращается на блок ВП У-1.731. На блоке ВП из гидроочищенной фр. НК-350 получают товарное дизельное топливо (класса 2, с присадкой повышаюшей смазывающую способность), промежуточные фракции (НК-62, 62-180). НК-62 на блоке вторичной перегонки проходит аминовую очистку и используется как компонент автомобильного бензина, а фр. 62-180 направляется на установку риформинга У-1.734 для получения высокооктанового компонента автомобильного бензина. На блоке ОПСГ У-1.731 получают сжиженные газы (СПБТ и БТ), которые отправляются в товарный парк сжиженных газов У-500. На установке каталитического риформинга У-1.731 получают стабильный катализат с октановым числом по моторному методу не менее 76 и по исследовательскому методу не более 98.В настоящее время ООО «Газпром Добыча Астрахань» представляет собой комплекс, объединяющий в единую технологическую и финансовую структуру 24 подразделения. Среди них: Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ), осуществляющий переработку пластового газа и газового конденсата с получением широкого ассортимента товарной продукции; Газопромысловое управление (ГПУ) обеспечивает разработку Астраханского газоконденсатного месторождения, добычу и транспорт газожидкостной смеси на Астраханский газоперерабатывающий завод.
В общем состав Астраханского газоконденсата во многом отличен от нефти и газа месторождения Гавар и во многом уступает ему. Содержание серы в Астраханском газоконденсате во много раз выше, что делает предварительную подготовку более затратной и неблагоприятно сказывается на качестве конечной продукции – бензинов, дизельного топлива и мазута, и вызывает быстрый износ оборудования в следствии коррозии, но в тоже время это дает возможность производить газовую серу, в больших количествах.
Список литературы
1.Alsharhan, Abdulrahman S. and Kendall, Christopher G. St. C., Precambrian to Jurassic Rocks of Arabian Gulf and Adjacent Areas: Their Facies, Depositional Setting, and Hydrocarbon Habitat , Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, volume 70, #8, 1986
2.Arabian American Oil Company Staff, Ghawar Oil Field, Saudi Arabia , Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, Volume 43, #2, 1959
3.Bramkamp, R. A., Sander, N. J., and Steinecke, M., Stratigraphic Relations of Arabian Jurassic Oil , Habitat of Oil, American Association of Petroleum Geologists, 1958
4.Levorsen, A.I., Geology of Petroleum , W.H. Freeman, San Francisco, 1954
5.Mitchell, J.C., Lehmann, P.J., Cantrell, D.L., Al-Jallal, I.A. and Al-Thagfay, M.A.R., Lithofacies, Diagenesis and Depositional Sequence; Arab-D ember, Ghawar Field, Saudi Arabia ,SEPM Core Workshop #12, Houston, 1988
6.Saudi Arabian Oil Company, Impact of 3-D Seismic on Reservoir Characterization and Development, Ghawar Field, Saudi Arabia , AAPG Studies in Geology #42 and SEG Geophysical Developments Series #5, AAPG/SEG, Tulsa, 1996
7.Saudi Aramco, Oil Reservoirs, Table of Basic Data , Year-End 1980
8.United States Energy Information Administration, The Petroleum Resources of the Middle East , 1982
9.«Тайное богатство». «Ведомости», № 238 (1765), 18 декабря 2006
11.«Газ из сердца ОПЕК». «Ведомости», № 25 (1799), 13 февраля 2007
9-09-2015, 01:32