Эффективность системы сбора и подготовки нефти на месторождении Тенгиз

               нефти и газа до товарной кондиции

Система внутрипромыслового сбора и транспорта газонефтяной смеси месторождения Тенгиз должна учитывать специфические свойства добываемой нефти и обеспечивать безопасную и надежную эксплуатацию объекта.

Технология  сбора и транспорта нефти к перерабатывающим заводам осуществляется по следующей схеме: устье скважины - выкидные линии -замерная установка - линии сбора - центральный манифольд - магистральные трубопроводы - заводской манифольд - слаг-кетчер - две параллельные технологические линии КТЛ-1 и КТЛ-2, где происходит сепарация, глубокое обезвоживание и обессоливание нефти, очистка газа после сепарации от сероводорода, углекислого газа, переработка газа и демеркаптанизация нефти до товарной кондиции.

Мощность  данных КТЛ-1 и КТЛ-2 обеспечивают переработку 6,5 млн. т/год нефти месторождения Тенгиз, добываемой на 47 скважинах. Расширение производства согласно бизнес-плана на 1998-2001 гг. обеспечивает увеличение производительности до 5-9,0 млн. т/год.

В связи с  вводом в эксплуатацию новых скважин, мощность КТЛ-1 и КТЛ-2 недостаточна для доведения добываемых нефти и газа до товарной кондиции и возникла необходимость строительства новой линии КТЛ-3 (пятая линия), аналогичной существующим, что позволила увеличить производительность завода до 12,4 млн. т/год. В перспективе предполагается строительство завода нового поколения, что обеспечит увеличение производительности до 16 млн.т/год и выше.

В основу нижеприведенных  технико-технологических требований и рекомендаций к системам сбора  и промысловой подготовки продукции скважин на Тенгизе положены:

- характеристики  основных показателей разработки  по отбору нефти и жидкости по вариантам: естественный режим истощения; закачки газа с 2004 г.

- характеристика  основного фонда скважин по  вариантам;

- свойства  пластовой нефти

- физико-химические  свойства и фракционный состав  разгазированной нефти

- компонентный  состав нефтяного газа, разгазированной  и пластовой нефти 

- свойства  и состав пластовой воды

- прогнозируемые  давления и температура на  устье добывающих скважин по всем вариантам на весь период разработки;

- фактические  давления, температуры и дебиты  действующих скважин;

- проекты  разработки и обустройства, выполненные  институтом             «Гипровостокнефть» с 1983 по 1992 г.г. (в том числе совместно с             фирмой «Лавалин» по контрактам № 50-0924/70055 и № 50-0902/90745);

- проекты  и их частичная реализация, выполненные  ТОО  «Тенгизшевроил».

Количество  и взаимное соотношение продукции  месторождения: нефти, попутного газа, пластовой воды и компонентов, необходимых для реализации варианта разработки нефтяного месторождения Тенгиз, будут определяться выбранным способом поддержания пластового давления: а именно, методом закачки высокосернистого газа, либо методом заводнения.По имеющемуся промысловому опыту в наиболее общем виде в зависимости от выбираемого способа разработки блок-схема технологической структуры сооружений подготовки добываемой продукции будет соответствовать виду приведенному на рисунках 1.6, 1.7. В первом рассмотрении для метода закачки высокосернистого газа в схеме большее развитие получают процессы и мощность объектов газопереработки и появляется компремирование газа для его закачки в пласт. А для варианта по заводнению значительно увеличивается мощность сооружений водоподготовки и системы ППД месторождения. Наиболее существенными факторами, определяющими параметры процесса промысловой подготовки нефти, являются ее физико-химические свойства, а также фракционный и компонентный состав непосредственно определяющие последовательность и технологические параметры операций при подготовке нефти. Кроме того следует учитывать динамику добычи продукции скважин, определяющую мощность производства и последовательность ее наращивания при стадийном строительстве данных объектов.

По варианту 1, когда разработка месторождения осуществляется с закачкой высокосернистого нефтяного газа в продуктивный пласт, максимальный уровень отбора нефти 29813 тыс.т прогнозируется на 2020 год, чему соответствует и максимальный отбор жидкости в количестве 30276 тыс.т (обводненность продукции 1,56 %). Добыча нефтяного газа по этому варианту будет нарастать до максимального значения 505930 млн. нм3 в 2031 году.

По варианту 2, когда предполагается вести разработку месторождения с поддержанием пластового давления путем закачки воды в продуктивные пласты, максимальный уровень отбора нефти 29881 тыс.т приходится на 2022 год при добыче жидкости 31963 тыс.т и обводненности продукции 6,5 %. Максимум добычи жидкости 32715 тыс.т прогнозируется в 2025 году, когда обводненность продукции достигнет 9,8 %. Ожидаемая обводненность продукции по этому варианту будет постоянно возрастать и к 2081 году достигнет 30,5 %. Максимальная добыча газа составит 15502 млн.нм3 в 2024 году. Максимальная закачка воды достигнет 58,4 млн.м3 в 2025 году.

Следовательно, максимальные уровни добычи нефти и  связанные с ними расчетные мощности сооружений по подготовке нефти по главным рассматриваемым вариантам  разработки очень близки – 29813 и 29881 тыс.т в год соответственно по варианту с закачкой высокосернистого нефтяного газа либо по варианту с закачкой воды. Причем, достигаются эти максимумы почти одновременно – в 2020 и 2022 г.г. (Таблица 1.8)

Добыча нефти  на месторождении Тенгиз в 2002 году прогнозируется на уровне 11,5 млн.т и обеспечена мощностями по подготовке продукции. Таким образом, на период максимальной добычи нефти на месторождении необходимо иметь дополнительно мощности по подготовке нефти до товарного качества еще на 17-18 млн.т готовой продукции.

В целом же расчетные мощности производств по подготовке нефти для различных вариантов разработки близки и производить их наращивание следует примерно с одинаковой динамикой.

 

 

Таблица 1.8 Динамика роста добычи нефти Тенгизского месторождения (тыс.т/год) по вариантам (без учета Королевского месторождения):

	Вариант (2) с закачкой газа	Вариант (3) с закачкой воды
2002 г.	11,5	11,5
2006 г.	20,5	15,9
2009 г.	23,9	20,8
2010 г.	28,5	21,4
2011 г.	28,5	28,3
2016 г.	28,5	28,4
2020 г.	29,8	29,7
2022 г.	27,6	29,9

Основное  различие свойств продукции месторождения  в зависимости от способа интенсификации добычи заключается в том, что в варианте с закачкой высокосернистого газа продукции при сравнительно невысокой обводненности от 0,3 до 2 % с 2002 по 2025 г.г. будет содержать возрастающее количество газа. В то время, как и в варианте с закачкой воды при практически одинаковом газовом факторе продукция содержит возрастающее количества воды с 0,3 до 2,6 % с 2002 по 2010 г.г., и достигающее 4,1 % в 2021 году, и далее - 9,8 % в 2025 году.

Сравнительно  длительный период разработки месторождения  по обоим вариантам сопровождается добычей малообводненной (менее 1,5-2,0 %) продукции с высоким газовым  фактором. Это обстоятельство в сочетании  с высокой температурой в системе  сбора с большой вероятностью приведет к образованию кристаллических солей в нефти и вызовет технологические трудности при ее подготовке.

Тенгизская  нефть не образует устойчивых водонефтяных эмульсий, поэтому в системе сбора, начиная с обводненности 3-4 % следует ожидать появления «свободной воды». Такие эмульсионные свойства продукции приводят, во-первых, к необходимости применения техники трехфазного разделения продукции и выделения «свободной» воды уже на первой ступени входной сепарации. А, во-вторых, необходимости по возможности подавать слабоминерализованные сточные воды со ступени электрообессоливания в сепараторы второй и третьей ступени газовыделения.

Таким образом, основными факторами определяющими  параметры и количество ступеней подготовки нефти до товарного качества, в данном случае будут:

- аномально  высокое давление в системе  сбора и значительное газосодержание (потребуют проведения газосепарации в три технологические ступени при появлении воды в количестве более 3-4 % имеется возможность вывода «свободной воды» на I ступени методом трехфазного разделения);

- высокое  содержание в продукции сероводорода  до 17 % и низших меркаптанов (потребует  проведения стабилизации нефти  до остаточного содержания не  более 20 ррm сероводорода и отделения метил- и этилмеркаптанов в отпарной колонне с доведением товарной нефти до остаточного давления насыщенных паров ниже 500 мм ртутного столба);

 - наличие в продукции пластовой воды с минерализацией от 110 до 180 г/л по различным источникам (требует включения в технологическую схему электрообессоливания сырья с промывкой пресной промывной водой);

- реализация  товарной нефти месторождения  в основном происходит через  систему экспортных трубопроводов  (КТК) поэтому она должна быть  подготовлена до требований для  налива в морские танкеры (не ниже 1-ой группы качества ГОСТ 9965-76*).

Варианты  технологических схем подготовки нефти  могут быть реализованы с применением технологического оборудования как Казахстанского, так и зарубежного  оборудования.

При этом на полное развитие месторождения необходимо иметь мощности около 17-18 млн.т в год по подготовке товарной нефти, строительство которых целесообразно осуществить тремя комплексами по 5-7 млн.т в год.

При реализации этих технологических  объектов следует выполнить следующие  условия:

- входная сепарация  продукции осуществляется в три  ступени с возможностью промывки нефти водой для контроля содержания соли в товарной нефти

- необходимость нагрева  и мощность нагревательных устройств  определяется расчетом для конкретных условий;

- промывка пресной водой: количество промывной воды и тип смешивания определяются для конкретных условий и мощности производства по подготовке нефти;

- обессоливание ведется  в электродегидраторах обычного  или электростатического типа, подбираемых  по необходимой мощности и необходимому времени пребывания, обеспечивающих остаточное содержание хлористых солей в нефти не более 100 мг/л товарной нефти и менее 0,5 % остаточной воды. Дренажные воды ступени используются для распреснения продукции с промысла, либо поступают в секцию водоочистки.

1.5 Общая характеристика объекта

Тенгизский  промысел расположен в Атырауской области  Жылойского района в юго-восточной  части Каспийской низменности.

Тенгизское  месторождение характеризуется  уникальными особенностями геологического   строения   и   насыщающих   флюидов.   Тенгизское   поднятие выявлено и подготовлено к поисково-разведочному бурению в 1975 году. По данным сейсморазведки и разведочного бурения поднятие представляет собой крупную антиклинальную складку размером 17-26 км при амплитуде до 1000м.

В 1981 при опробовании в колонне интервала 4050-4081 м получен фонтанный приток нефти при Д_шт= 15,2 мм, дебит нефти= 115 м³/сут.

Основные  геолого-физические параметры продуктивной толщи и физико-химические свойства насыщающих флюидов приведены в таблицах 1.9-1.10.

Аномально высокое  содержание в пластовом флюиде агрессивных  компонентов сероводорода и углекислого  газа, значительное пластовое давление (до 83,0 МПа) и буферное давление на устье  скважин (до 60,0 МПа) предъявляют повышенные требования к обеспечению высокой эксплуатационной надежности нефтепромысловых сооружений и оборудования, а принятый технологический режим эксплуатации месторождения осуществляется фонтанным способом. Для осуществления этих задач, система сбора обеспечивается оборудованием и сооружениями поставляемыми фирмой «Лавалин» и фирмой «Камерон» для оборудования устьев скважин. Система сбора промысла технологически тесно связана с технологией газоперерабатывающего завода.

Автоматизированный  контроль и управление за работой  всего технологического комплекса Тенгизского месторождения осуществляется системой Honeywell.

SCAN-3000 представляет  собой усовершенствованную систему  диспетчерского управления и  сбора данных.

Таблица 1.9- Основные данные разработки продуктивного                                    

                      пласта месторождения Тенгиз

Показатели	Параметры
Начальное пластовое  давление, кгс/см2	831
Давление  насыщения, кгс/см2	252,5
Пластовая температура,С	106
Газонасыщенность, м3/т	550
Плотность нефти  в пластовых условиях, г/см3	0,626
Плотность нефти  в поверхностных условиях, г/см3	0,789
Средняя глубина, м	4200-4500