ВВЕДЕНИЕ
В административном отношении нефтяное месторождение Тенгиз находится в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан. По восточному краю месторождения проходит асфальтобетонная дорога Кульсары-Сарыкамыс.
Территория рассматриваемого района характеризуется отсутствием постоянной речной сети. Ближайшая река Эмба, протекает на расстоянии более 50 км севернее данной территории. Постоянных водотоков нет, а есть только ряд временных водотоков, приуроченных к соровым понижениям.
В настоящее время осуществляется эксплуатация Тенгизкого нефтяного месторождения с годовой добычей 12.5 млн.т. в год.
Первоначально Тенгизский нефтегазоперерабатывающий завод состоял из двух технологических линий: КТЛ-1 и КТЛ-2 (по две нитки в каждой КТЛ). В 2001 году в целях увеличения пропускной способности до 35 тыс. т/сут (12 млн. т/год) была построена дополнительная нитка (КТЛ-2,3 или 5-ая нитка). Улучшение эксплуатационных показателей с 2000 года позволило увеличить пропускную способность до 38,8 т/сут (что эквивалентно 13,5 млн. т/год).
ПарсонсФлуорДэниел (PFD) разработал проект второго поколения (ПВП), которым предусмотрено расширение существующей системы сбора, обеспечивающее добычу нефти с бортовой части месторождения в количестве 10 млн. т/год и подготовку ее на заводе второго поколения.
Проектом ПВП предусмотрен сбор нефти с 37 добывающих скважин, строительство завода второго поколения, закачка газа в пласт (ЗГП).
Площадка ПВП расположена южнее действующего ГПЗ
Проектом запроектирован завод ПЗГ-3.
Площадка завода ПЗГ-3 выбрана южнее действующего ГПЗ, западнее ранее запроектированного ПВП.
Размещение ПЗГ-3 вблизи центральнойпромзоны обосновано необходимостью взаимосвязи его с действующими объектами и подходящими коммуникациями с месторождения.
Назначение завода
Завод предназначен для производства товарной (стабилизированной) нефти в количестве 12 миллионов тонн в год.
Завод состоит из 2 комплексно-технологических линий (КТЛ-1 и КТЛ-2), каждая из которых образована 2 нитками. Для повышения производительности завода до 35000 тонн нефти в сутки (12 млн. тонн в год) в 2000 году была введена в эксплуатацию дополнительная пятая нитка.
| Отдел технологии производства входит в организационную структуру ТШО и выполняет инженерно-технические и проектные работы с целью поддержания достигнутого уровня производства и его дальнейшей оптимизации, а также устранения факторов, лимитирующих рост производста, используя для этого анализ технологических параметров и компьютерное моделирование. Повышение производительности достигается благодаря богатому опыту работы специалистов и глубоким познаниям в области применяемых на предприятии технологий. Основные области деятельности: |
| · Правильное наблюдение за производственным процессом · Определение безопасных и оптимальных рабочих дипазонов · Обеспечение технической поддержки для наращивания мощности и надежной эксплуатации производственных объектов КТЛ и ЗВП · Изучение, анализ динамики развития производства ТШО и составление долгосрочных прогнозных планов производства. |
Технологический процесс завода управляется с одной Центральной Операторной, которая находится на территории КТЛ-2.3.(5-я нитка)
Центральные Операторные на КТЛ-1 и КТЛ-2 имеют рабочую консоль с которой возможно управление процессом.
Технологический процесс подразделяется на два производства:
· Производство нефти и газа;
· Производство серы и энергосредств;
Производство нефти и газа.
Установки стабилизации нефти (У-200), очистки нефти (ДМК) и факельное хозяйство (У-1000) объединены в одну секцию.
Установки очистки газа (У-300) и обработки кислой воды (У-800) объединены в одну секцию.
Установка фракционирования газа (У-700) является отдельной секцией.
Производство серы и энергосредств.
Установки получения серы (У-400) и доочистки кислых газов (У-500) объединены в одну секцию.
Установки энергосредств (У-900, АКС) и химреагентное хозяйство объединены в одну секцию.
Поступающее на завод сырье представляет собой смесь:
- нефти
- попутных газов (включая H2S и СО2)
- небольшого количества пластовой воды.
Кроме этого завод предназначен для:
Обработки (очистки) газов с целью удаления Н2S и СО2
Разделения газов на товарные продукты (пропан, бутан)
Производства товарной серы из кислых газов
Обработки жидкой серы для промежуточного хранения и отгрузки в жидкой или твёрдой форме
Основные технологические решения
Месторождение Тенгиз открыто в 1981 году, с 1991 года находилось в опытно-промышленной эксплуатации.
Данные разработки продуктивного пласта приведены в таблице 1.
Основные данные разработки продуктивного пласта
Таблица 1.
| Показатели | Количество |
| Начальное пластовое давление, МПа | 82,35 |
| Давление насыщения, МПа | 25,26 |
| Газосодержание при однократном разгазировании, м3/т | 585,9 |
| Плотность пластовой нефти, кг/м3 | 620,6 |
| Плотность нефти после дифференциального разгазирования, кг/м3 | 785,0 |
| Динамическая вязкость пластовой нефти, мПа·c | 0.232 |
| Динамическая вязкость разгазированной нефти, мПа·с | 2,1 |
| Температура пласта, ºС | |
| Содержание серы и вязких компонентов, % вес: • серы • смол • парафинов | 0,95 1,02 3,92 |
| Относительная плотность газа по воздуху | 0,869 |
Проект обустройства месторождения на период опытно-промышленной эксплуатации был разработан институтом «Гипровостокнефть» совместно с фирмой «Лавалин».
С 1993 года эксплуатацию месторождения осуществляет «Тенгизшевройл». В настоящее время годовая добыча нефти на месторождении составляет 12 млн. тонн.
Сбор нефти осуществляется по напорной герметизированной схеме, обеспечивающей безопасные условия эксплуатации, охрану окружающей среды и максимальную сохранность добываемого углеводородного сырья. Продукция скважин под устьевым давлением по выкидным трубопроводам направляется на групповые замерные установки, где поочередно в замерном сепараторе происходит разделение газовой и жидкой фазы и осуществляется замер дебита скважины по нефти и газу.
В настоящее время добыча нефти осуществляется с 58 скважин, подключенных к 9 замерным установкам (MS). Распределение скважин по замерным установкам дано в таблице 2.
Распределение существующих скважин по замерным установкам
Таблица 2.
| Замерная установка | Номера скважин | Количество скважин |
| MS-5 | 115, 317, 318, 220 | |
| MS-8 | 20, 44, 104, 105, 110, 5034 | |
| MS-9 | 3К, 4, 5К, 15, 38, 113, 117, 320, 5050, 5056 | |
| MS-12 | 72, 111, 112 | |
| MS-14 | 27, 47, 121, 122, 5857 | |
| MS-15 | 1К, 7, 8, 9, 10, 103, 108 | |
| MS-17 | 6, 16, 42, 43, 102, 106, 419, 1101, 1100 | |
| MS-19 | 21, 28, 116, 118, 120, 7252 | |
| MS-20 | 12, 23, 114, 119, 123, 124, 463, 6846 | |
| Всего |
От замерных установок нефть по нефтегазосборным трубопроводам поступает на центральный промысловый манифольд (ЦПМ), где происходит распределение по потокам для подачи на завод (КТЛ-1, КТЛ-2 и линию 5). На заводе продукция скважин проходит предварительную сепарацию, где происходит отделение жидкой фазы от выделившегося в системе сбора газа. Далее нефть и газ раздельными потоками подаются на подготовку.
Так как продукция скважин содержит значительное количество сероводорода, все выбросы на площадках замерных установок осуществляются через факельные системы, оборудованные дежурными горелками, автоматическими запальными устройствами и дренажными емкостями-каплеуловителями.
В качестве топлива для бесперебойного снабжения пилотных горелок используется топливный газ. Жидкие углеводороды, по мере их накопления, из дренажной емкости удаляются встроенным погружным центробежным насосом и с помощью дожимного поршневого насоса возвращаются в систему сбора.
Для поддержания постоянного огня на дежурной горелке факела и обеспечения наиболее полного сгорания кислого газа применяется топливный газ, в качестве которого используется нефтяной газ, подготовленный и очищенный от сероводорода на заводе.
Для снижения коррозионного воздействия на трубопроводы и оборудование на скважинах, замерных установках, ЦПМ и установках предварительной сепарации осуществляется постоянная закачка ингибитора коррозии.
Очистка выкидных и нефтегазосборных трубопроводов осуществляется с помощью скребков. Перед скребковой очисткой, а также перед проведением ремонтных работ проводится продувка трубопроводов. Выкидные трубопроводы продуваются малосернистой нефтью с помощью автомобильной насосной установки. Нефтегазосборные трубопроводы продуваются топливным газом с помощью передвижного компрессора топливного газа. Вытеснение кислых продуктов осуществляется в последующие участки системы сбора.
Существующая система сбора работает при следующих параметрах:
· давление на устье скважины до 145 атм (максимальное давление, при котором происходит автоматическое отключение скважин);
· температура на устье скважины 95 ºС;
· давление на входе в КТЛ 68 атм;
· температура на входе в КТЛ 70 ºС;
· дебит скважин 100 ÷ 1500 т/сут.
Расчетное давление существующих выкидных трубопроводов 15 МПа, нефтесборных трубопроводов – 10 МПа.
Защита трубопроводов от повышения в них давления выше расчетного обеспечивается закрытием клапанов-отсекателей, установленных на скважинах, замерных установках и ЦПМ. Эти клапаны закрываются и при резком снижении давления, обеспечивая отключение аварийного участка.