Эффективность системы сбора и подготовки нефти на месторождении Тенгиз

Продолжение таблицы 1.9

Тип залежи	Массивный
Содержание  серы в нефти, %	0,71
Содержание  сероводорода в газе, %	18,5
Содержание  парафина, %	4,2
Вязкость  нефти в пластовых условиях, сП	0,18
Плотность газа при 20 С, кг/м3	1,165

 

Таблица 1.10 – Состав пластовой нефти

Компонент	Мольная доля, %	Массовая  доля, %
Азот	0,75	0,39
Сероводород	12,56	8,11
Двуокись  углерода	2,28	1,90
Вода	0,35	0,12
Метан	44,45	13,52
Этан	8,85	5,04
Пропан	5,25	4,39
и-бутан	1,05	1,16
н-бутан	2,46	2,71
и-пентан	1,34	1,83
н-пентан	1,40	1,91
Циклопентан	0,07	0,09
2-метилпентан	1,18	1,93
н-гексан	0,84	1,38
Метилцеклопентан	0,28	0,44
Циклогексан	0,25	0,39
2-метилгексан	1,08	2,05
н-гептан	0,64	1,22

1.5.1 Описание технологического процесса

Нефть со скважин  по выкидным линиям по лучевой схеме  поступает на замерные установки, где  осуществляется поочередный замер  дебита нефти, воды и газа. После  замера нефть нескольких скважин  общим потоком по линиям сбора направляется к центральному манифольду.

Система сбора  спроектирована на два уровня рабочих  давлений, выбор которых определен  допустимыми номинальными характеристиками давлений для арматуры согласно норм ANSI.

Выкидные  линии от отдельных скважин к замерным установкам используют арматуру ANSI 900 и рассчитаны на давление 14,132 МПа при 90^ºС.

Линии сбора  от замерных установок к центральному манифольду и магистральные трубопроводы от центрального манифольда к заводу используют арматуру ANSI 600 и рассчитаны на давление 9,428 МПа при температуре 90ºС.

Максимальное  значение рабочей температуры систем сбора равно 90ºС. Минимально- допустимое значение температуры определено температурой гидратообразования (расчетная температура  гидратообразования для запроектированных давлений системы сбора    28º С) и составляет З0ºС на слаг-кетчере.

Проектом  предусмотрено напорная, однотрубная, герметизированная схема сбора  и транспорта продукции скважин  до завода обеспечивающая безопасные условия эксплуатации, охрану окружающей среды и максимальную сохранность добываемого углеводородного сырья.

Система сбора  для Тенгизского месторождения  была спроектирована в соответствии со специфическими требованиями технологического процесса и с учетом безопасности и надежной эксплуатации.

Система сбора  Тенгизского месторождения состоит  из следующих объектов:

• устья скважин;
• групповая замерная установка;
• узел подключения;
• центральный производственный  манифольд  с переключающим манифольдом;
• площадка клапанов-отсекателей.

Заводской манифольд

Главное назначение системы сбора промысла является - отбор нефтегазовой смеси из эксплуатационных скважин и транспортировка ее к заводам, с общим объемом  продукции 12,4 млн.тонн стабилизированной  сырой нефти в год, на выходе завода с обеспечением давления не ниже 65 кгс/см² и при температуре не ниже 30 °С.

Продукция месторождения  за счет пластового давления, через  соответствующую фонтанную арматуру клапан-отсекатель (КО), коренные задвижки (КЗ) механическую и пневматическую, правые и левые боковые задвижки (ПБЗ и ЛЕЗ) ручные и пневматические, с постоянным штуцером и далее по манифольду скважины под давлением поступает в выкидную линию.

По выкидным линиям продукция скважин поступает  на групповые замерные установки, где  осуществляется автоматический поочередной замер дебита скважин по нефти, газу и воды. Замер дебита очередной скважины осуществляется на выходе из замерного сепаратора по газу и жидкости с последующей подачей их в основной коллектор, по которому продукция скважин подается далее к центральному манифольду (Таблица 1.10). Сбор продукции скважин всего месторождения осуществляется на центральном производственном манифольде, где происходит распределение продукции по магистральным трубопроводом и подается на заводской манифольд. На заводском манифольде продукция по подземному коллектору перераспределяется на слаг - кетчера. Каждая КТЛ имеет по два слаг - кетчера. Нитка-5 имеет 1 слаг - кетчера.

Таблица 1.11- Подключения эксплуатационных скважин к замерным

                        установкам и от замерных установок к центральному

                        производственному манифольдую  (ЦПМ)

 

Номера скважин	Номера ГЗУ	Номера УП	ЦПМ
6,16,43,106,419,102,1101,1100,42	17		ЦПМ
20,44,105,110,104	8		ЦПМ
11,111,112,72	12		ЦПМ
115,317,318,220	5		ЦПМ
114,12,119,123,463,124	20		ЦПМ
21,116,120,118	19		ЦПМ
25,121,122,47,27	14		ЦПМ
ЗК,5К,4,15, 113, 117,320,38,5050,	9		ЦПМ
15,5056
8,40,103, 107,9,10,1К,7,108	15		ЦПМ

Устье скважины

Устья скважин  промысла Тенгиз снабжены следующим оборудованием, поставляемым и разрабатываемым фирмой Камерон:

• фонтанная арматура;
• пульт управления и отключения скважин;
• линии глушения скважин;
• манифольд   с   компенсаторами,   с   дроссельными   и  
• изолирующими задвижками;
• укрытия RTU;
• подземный клапан-отсекатель КАМКО/БЕЙКЕР.

Фонтанная арматура, оборудованная механическими задвижками и для обеспечения безопасности производства пневмоприводными задвижками, которыми можно управлять дистанционно с помощью сжатого воздуха.

Для поднятия первоначального давления в выкидной линии до 3-4 МПа (чтобы не закрылась задвижка аварийного отключения выкидной линий ЗАОВЛ) по минимальному давлению и предотвращения гидроударов при пуске скважины в работу предусмотрена подача в ней топливного газа перед пуском скважины со стороны ЗУ.

На глубине 44-130 метров на насосно-компрессорной  трубе НКТ установлен клапан-отсекатель КО с гидравлическим приводом (от насоса с электроприводом или от насоса с ручным приводом, установленных  на местном щите управления Камерон). При максимальном или минимальном (13,5 МПа и 5,0 МПа) давлении в выкидной линий подземный клапан-отсекатель закрывается. Подземный клапан-отсекатель закрывается после закрытия правых и левых боковых задвижек (ПБЗ, ЛПЗ) и задвижки аварийного отключения выкидной линий (ЗАОВЛ) и после закрытия коренной задвижки КЗ, а также подземный клапан-отсекатель при необходимости можно закрыть с местного пульта управления КАМЕРОН.

При необходимости  глушения скважин, к затрубному пространству и к струне фонтанной арматуры, через соответствующую запорную арматуру подведены линии глушения для подключения передвижной системы глушения.

Групповые Замерные Установки

По выкидным нефтепроводам продукция скважин  поступает на групповые замерные установки, где осуществляется автоматический, последовательный замер дебита скважин по нефти, газу и воде. Замер дебита очередной скважины осуществляется на выходе из замерного сепаратора по газу и жидкости с последующей подачей их в основной коллектор.

Производительность  замерной установки 1000 м³/сутки газонасыщенной нефти.

Замерная  установка включает в себя следующее  оборудование и узлы:

• трехфазный замерный сепаратор;
• производственный манифольд;
• камеры приема скребков из выкидных трубопроводов;
• факельная система;
• камера запуска скребка в нефтесборный трубопровод;
• дренажная емкость с погружным и дожимным насосами;
• блок ввода ингибитора коррозии с емкостью;
• укрытия RTU с воздушным компрессором;
• система топливного газа.

Всё технологическое  оборудование замерной установки оснащено необходимой трубопроводной обвязкой запорной, регулирующей и предохраняющей арматурой, приборами КИП и средствами контроля автоматизации, обеспечивающий работу установки в автоматическом режиме. На площадке замерной установки предусмотрена разводка трубопроводов топливного газа, используемого для отсекающих клапанов и продувки системы сбора (камеры приема запуска скребков) от кислых продуктов.

Факельная система, запроектирована для сжигания продуктов  сброса от ППК и продуктов после  продувки оборудования и труб. Факел  диаметром 150 мм, высотой 35 м, оборудованный дежурной горелкой ТЕ-360, системой автоматического зажигания и регулирования подачи газа на дежурную горелку.

Дренажная емкость, объемом 3,2 м³, оборудована погружным насосом, предназначенным для откачки жидких углеводородов из емкости на прием дожимного насоса высокого давления, с последующей закачкой их в нефтесборный трубопровод. Производительность погружного насоса 3,5 м³/час. Производительность дожимного насоса 2,8 м³ /час.

Блок ввода  ингибитора коррозии предназначен для закачки в нефтесборный трубопровод.

Узел подключения

Узел подключения (УП) служит для обеспечения поэтапного расширения системы сбора продукции от нефтесборных трубопроводов замерных установок.

УП оборудованы  необходимой запорной арматурой, камерами запуска и приема скребков и системами подачи топливного газа через передвижной газовый компрессор для продувки и для повышения давления топливного газа, необходимого для дренирования нефтепродуктов из приемных камер и камеры запуска скребков в нефтегазосборные трубопроводы.

Центральный производственный и переключающий    манифольд

Сбор продукций  скважин всего месторождения  осуществляется на центральном производственном манифольде, где происходит распределение  продукции по десяти магистральным  трубопроводом на заводской манифольд.

Из них 4-магистральных  линий 0-12" на КТЛ-1, 4-магистральных линий 0-10" на КТЛ-2 и 2-магистральных линий 0-12" на 5 нитку.

В состав ЦПМ  входят:

• узлы приема скребков (с клапанами-отсекателями);
• подземный нефтесборный коллектор;
• узлы запуска скребков (на магистральных линиях);
• распределительные трубопроводы топливного газа;
• Переключающий манифольд. Для распределения продукций 

промысла  на КТЛ-1, КТЛ-2 завода и на нитку-5.

• Дренажная система. Дренажная емкость, объемом 22,8 м³, оборудована погружным насосом,  предназначенных для откачки жидких углеводородов   из   емкости   на   прием дожимного насоса   высокого давления, с последующей закачкой их в магистральный нефтесборный трубопровод.   Производительность  погружного насоса 14м³/час.Производительность дожимного насоса 10 м³ /час.

Заводской манифольд

Заводской манифольд  предназначен для приема продукций  от промысла и передаче на завод. Заводской  манифольд оборудован:

• Подземная дренажная емкость с погружным центробежным