Общая характеристика производственного объекта
1.1 Полное наименование производственного объекта.
Назначение технологических проектов
Полное наименование производственного объекта – установка комплексной подготовки газа 2 (УКПГ-2).
Месторождение Карачаганак – крупное нефтегазоконденсатное месторождение, открытое в 1979 году. Месторождение расположено в Бурлинском районе Западно-Казахстанской области Республики Казахстан.
Право на пользование недрами месторождения в соответствии с выданной лицензией от 18 ноября 1997 г. Имеет альянс в составе: «Аджип Карачаганак Б.В.», «Бритиш Газ энд Продакшн», «Тексако Интернешнл петролеум Компани», «ЛУКойл».
УКПГ-2 предназначена для разделения газожидкостной смеси, добываемой подключенными к данной установке скважинами, на газовую и жидкую фазы, транспорта нестабильного конденсата на УКПГ-3 и обратной закачки осушенного высокосернистого газа, отделяемого на технологических линиях УКПГ-2 и КПК.
Наименование научно-исследовательской и проектной организации, разработавшей технологический процесс и выполнивший проект. Генеральный проектировщик предприятия
1) Генеральный проектировщик- СП «Бехтел – Снампожетти», Англия-Италия, г.Лондон;
2) Организация, согласовавшая проект – ЗАО «НИПИнефтегаз», Республика Казахстан, г. Актау.
Общий состав производственного объекта
Настоящий технологический процесс характеризуется непрерывностью и законченностью технологического цикла. Технологические объекты и сооружения УКПГ-2 согласно СНиП 90-81 относятся к категории взрывоопасных производств, а технологические площадки и оборудование по ПУЭ относятся к категориям В-1а и В-1г.
Продукцией УКПГ-2 является осушенный в абсорбере триэтиленгликолем (ТЭГ) кислый газ, содержащий сероводород (H2S) и углекислоту (СО2), который подается на компрессорную станцию для обратной закачки газа в пласт, и нестабильный конденсат, выделившийся во входных сепараторах УКПГ-2, и поступающий на УКПГ-3 по трубопроводу.
Максимальный годовой объём добычи:
- конденсата 6,0 млн т/год;
- газа 6,0 млрд нм3/год.
Максимальная закачка газа в пласт: 7,5 млрд нм3/год.
Технологическая схема УКПГ-2 состоит из двух параллельных линий D и E, а так же вспомогательных установок.
В состав УКПГ-2 входят следующие основные технологические установки и сооружения:
· Блок входных манифольдов;
· Площадка тестовых сепараторов и трёхфазных сепараторов (шламоуловители);
· Площадка факельных сепараторов и факела;
· Площадка осушки газа;
· Площадка системы обратной закачки газа;
· Площадка сброса конденсата;
· Площадка подготовки топливного газа;
· Площадка системы диэтиленгликоля и горячей нефти;
· Площадка ингибитора коррозии;
· Площадка закрытых дренажных линий и хранилище загрязненных остатков;
· Площадка системы некондиционной нефти;
· Площадка системы воздуха КИП;
· Площадка выработки азота;
· Площадка хранения технической и бытовой воды;
· Площадка очистки и утилизации воды;
· Площадка очистки сточных вод;
· Площадки системы очистки нефтесодержащей воды.
Характеристика исходного сырья, материалов, реагентов, катализаторов, полупродуктов, вырабатываемой продукции
Исходное сырьё для УКПГ-2
Сырьем для УКПГ-2 является газоконденсатная смесь, поступающая из скважин Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения. Скважины подключены к блоку входных манифольдов УКПГ-2 напрямую и от укрупнённого объекта системы внутрипромыслового сбора (манифольдных станций). Исходным сырьём является также высокосернистый газ, подаваемый из КПК.
Характерными особенностями месторождения являются:
· Аномально низкая пластовая температура (до 100 °С) при аномально высоком пластовом давлении 520-600 кг/см2;
· Высокое содержание жидких углеводородов в добываемом газе;
· Наличие сероводорода, углекислого газа, меркаптанов в пластовом газе, что обуславливает высокую коррозионную агрессивность рабочих сред в процессе подготовки газа к закачке в пласт и конденсата.
· Наличие парафинов в конденсате;
· Применение химических реагентов (ингибитор коррозии), триэтиленгликоля (ТЭГ), газолина.
В таблицах 1, 2, 3, 4, 5 представлены химический состав и характеристики газа, поступающего на УКПГ-2, газа КПК, подготовленного для закачки, газа, подготовленного к закачке в пласт, конденсата, выделенного из газа, а также химический состав попутной воды.
Таблица 1 - Компонентный состав и характеристика газоконденсатной смеси на входе в УКПГ-2
Наименование | Единица измерения | Показатель |
Температура | °С | |
Давление | МПа | 7,5 |
Плотность | кг/м3 | 130,5 |
Азот | Мол. % | 0,86 |
Двуокись углерода | Мол. % | 6,45 |
Сероводород | Мол. % | 3,65 |
Метан | Мол. % | 80,03 |
Этан | Мол. % | 5,94 |
Пропан | Мол. % | 2,04 |
Изобутан | Мол. % | 0,25 |
Н-бутан | Мол. % | 0,46 |
Изопентан | Мол. % | 0,12 |
Н-пентан | Мол. % | 0,09 |
С6 | Мол. % | 0,05 |
С7 | Мол. % | 0,00 |
Вода | Ppmv | |
МеОН | Ppmv | >100 |
RSH | Ppmv | 250/350 |
Таблица 2 - Компонентный состав и характеристика газа, подготовленного для закачки в пласт
Наименование | Единица измерения | Показатель |
Температура (после ГНКС) | °С | |
Давление, max (после ГНКС) | МПа | |
Азот | Мол. % | 0,65 |
Двуокись углерода | Мол. % | 5,94 |
Сероводород | Мол. % | Не более 7,00 |
Метан | Мол. % | 80,05 |
Этан | Мол. % | 5,65 |
Пропан | Мол. % | 2,53 |
Изобутан | Мол. % | 0,35 |
Н-бутан | Мол. % | 0,66 |
Изопентан | Мол. % | 0,19 |
Н-пентан | Мол. % | 0,17 |
С6 | Мол. % | 0,05 |
С7 | Мол. % | 0,00 |
RSH | Ppmv | 250/350 |
Таблица 3 - Компонентный состав и характеристика газа КПК, подготовленного для закачки
Наименование | Единица измерения | Показатель |
Температура (после ГНКС) | °С | |
Давление, мах (после ГНКС) | МПа (бар) | 8,5 (85) |
Н2О | Ppmv | |
Сероводород | Мол. % | Не более 7,00 |
RSH | Ppmv | 250/450 |
Азот | Мол. % | 0,464 |
Двуокись углерода | Мол. % | 6,144 |
Метан | Мол. % | 74,079 |
Этан | Мол. % | 7,771 |
Пропан | Мол. % | 3,937 |
Изобутан | Мол. % | 0,499 |
Н-бутан | Мол. % | 0,854 |
Изопентан | Мол. % | 0,215 |
Н-пентан | Мол. % | 0,160 |
С6 | Мол. % | 0,1 |
С7 | Мол. % | 0,00 |
Таблица 4 - Компонентный состав и характеристика нестабильного конденсата
Наименование | Единица измерения | Показатель |
Температура | °С | 42,6 |
Давление | МПа | 7,5 |
Н2О | Ppmv | 0,00 |
Н2S | Мол. % | 9,07 |
Азот | Мол. % | 0,17 |
Двуокись углерода | Мол. % | 7,63 |
Метан | Мол. % | 42,26 |
Этан | Мол. % | 11,79 |
Пропан | Мол. % | 10,39 |
Изобутан | Мол. % | 2,53 |
Н-бутан | Мол. % | 6,03 |
Изопентан | Мол. % | 3,16 |
Н-пентан | Мол. % | 2,73 |
С6 | Мол. % | 4,24 |
С7 | Мол. % | 0,00 |
Таблица 5 - Характеристика воды после сепарации
Наименование | Единица измерения | Показатель |
H2O | Мол. % | 99,79 |
H2S | Мол. % | 0,08 |
N2 | Мол. % | 0,00 |
CO2 | Мол. % | 0,00 |
Углеводороды | Мол. % | 0,01 |
RSH | Мол. % | 0,06 |
ТЭГ | Мол. % | 0,07 |