Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение

Размещено на http://www.allbest.ru/

1

Введение

Карачаганакское нефтегазоконденсатное месторождение открыто в 1979 году при бурении скважины № 10-П.

Месторождение расположено в северной бортовой зоне Прикаспийской впадины. Нефтегазоконденсатная залежь приурочена к глубокозалегающей подсолевой структуре с размерами 25 х 12 км.

Этаж нефтегазоносности от 300 до 1600 м, а толщина нефтяной части при этом порядка 200 м.

Месторождение Карачаганак - месторождение-супергигант, среди 25-ти крупнейших в мире. Коллектор сернистого газоконденсата над нефтяной оторочкой, мощный столб углеводородов до 1600 метров и глубиной 5000 метров.

На месторождении Карачаганак добывается 34% от общего объема добычи казахстанского газа, но в балансе сдачи на ГПЗ и реализации доля Карачаганакского газа значительно выше - около 50%. Это обусловлено тем, что СП «Тенгизшевройл», добывающее 40% всего газа РК, большую его часть сжигает на промысле.

Разработку Карачаганака осуществляют консорциум иностранных компаний, объединенных в Karachaganak Integratied Organization (KIO), и ННК «Казахоил» на основании Окончательного Соглашения о Разделе Продукции, заключенного на 40-летний период в 1997 году.

В состав KIO входят:

British Gas - 32,5%;

Agip - 32,5%;

Texaco - 20%;

«ЛУКОИЛ» - 15%.

Оператором всех работ на месторождении является Karachaganak Petroleum Operation Co. (KPOC) созданная KIO в середине 1999 года.

В настоящее время реализуется Фаза II проекта освоения месторождения. Ориентировочно она продлится до середины 2003 года. За этот период планируется нарастиь добычу нефти до 9 млн тонн, газа - до 6 млрд куб. м (имеется в виду товарный газ, который будет продаваться потребителям).

Согласно последним оценкам British Gas, общие затраты на обнаружение запасов, оконтуривание, оценку, разработку и добычу на месторождении составит около 3,5 $ за баррельнефтяного эквивалента, что на 2,1 $ меньше ранее заявленных BG затрат и в 2,3 раза ниже по сравнению со среднеотраслевыми мировыми затратами (8 $ за баррель н.э.). По словам призедента BG International Френка Чампэна, «Вritish Gas рассматривает Карачаганак как проект мирового уровня, уже приносящий значительные доходы и имеющий низкие удельные затраты».

Первоначально участники проекта предпологали уже к 1998-99 году кратно увеличить добычу углеводородов: нефти - до 8 млн. тонн в год, газа - до 7,5-8,5 млрд. куб.м. Однако запланированное освоение месторождения сдерживалось. Иностранные компании не торопились расставаться со своими деньгами: транспортировать на внешние рынки добытые газ и конденсат было не возможно, а продавать его на месте - невыгодно.

Карачаганакское сырье было полностью ориентировано на российские газо- и нефтеперерабатывающие мощности (Оренбургский ГПЗ, НПЗ Башкоркостана). Российские же покупатели, в первую очередь «Газпром», пользуясь своим монопольным положением, занижали цены. Газ Карачаганака, правда, неочищенный, продавался по цене около 3$ за 1000 куб. м.

Поэтому неудивительно, что объемы добычи на Карачаганаке снижались из года в год. Минимум зафиксирован в 1998 году - 2,1 млн. тонн нефти и 2,3 млрд. куб. м газа.

Второе рождение Карачаганаку обеспечило начало строительства трубопровода КТК: у участников карачаганакского проекта появилась реальная возможность получить собственный коридор для экспорта конденсата и нефти.

В июне 1999 года между Казахстаном и KIO был подписан важнейший для развития нефтегазовой отрасли документ - «Меморандум по вопросам строительства нового трубопровода от Карачаганакского месторождения до Большого Чагана протяженностью 186 км и далее до г. Атырау» (место врезки в КТК). В соответствии с Меморандумом, строительство трубопровода общей протяженностью 460 км должно быть закончено в 2002 году. Первоначальная мощность новой ветки составит 7 млн. тонн нефти в год, с последующим ее увеличением до 12 млн. тонн. Стоимость строительства нефтепровода оценивается в 440 млн. $ (первый этап - 280 млн. $). Проект полностью профинансируют иностранные компании, участники KIO. Казахстан будет погашать долг за счет поставок на экспорт принадлежащей ему доли углеводородов.

Окончательное соглашение о разделе продукции (ОСРП) по Карачаганакскому месторождению между альянсом крупных нефтяных компаний Аджип, Бритиш Газ, ЛУКойл, Тексако и Республикой Казахстан подписано в ноябре 1997 года и вступило в силу с января 1998 года сроком на 40 лет.

Проектом развития предусмотрены следующие концепции развития Карачаганака:

Закачивание неочищенного газа (сайклинг-процесс) с целью увеличения отбора жидких углеводородов:

Три компрессора приводимые в движение газовыми турбинами.

Установка подготовки газа УКПГ-2:

Две линии для переработки продукции нефти и конденсата.

Дегидратация газа с использованием процесса Дризо.

Контроль точки росы углеводородов, используя охлаждение пропана.

Разбуривание и ремонт скважин.

Экспортные трубопроводы жидких углеводородов.

Установка УКПГ-3, рабочая программа, ремонт:

Новая насосная и измерительная система.

Новое здание и компрессоры воздуха.

Новые офисы и столовая.

Новая система пожаротушения.

Новая Пожарная распределительная система контроля и система определения газа.

Новая операторная (комната ) управления.

Новый компрессор газа выветривания.

Установка переработки нефти/конденсата:

Входные шлакоуловители.

Установка стабилизации нефти с мощностью обессоливания (3 нитки).

Установка удаления меркаптанов (3 нитки).

Оборудование закачки нефти/конденсата в трубопровод (насосы подачи, резервуары хранения, учет).

Оборудование переработки газа для обработки отсепарированного газа пригодного для эспорта на ОГПЗ или закачивания.

Переработка топливного газа для удовлетворения потребностей Аксая и месторождения.

Установка переработки газа для поставки очищенного газа на трубопровод Союз.

Две нитки очистки газа (процесс очиски газа аминовыми растворами).

Система получения серы две нитки.

Экспортный трубопровод. Строительство нового трубопровода протяженностью 186 км от Карачаганака до трубопровода Атырау -Самара.

Выроботка электроэнергии.

В настоящий момент не существует подходящих источников электроэнергии доступных в районе. Для поддержания строительной и производственной деятельности предпологается следующее:

Генераторы энергии для строительства: двухфакторные. Перестроенные, двухтопливные генераторы турбины с выработкой энергии 3 - 4 МВ каждый.

Основной генератор энергии для поддержания производства продукции (3 станины, 6 двухтопливные генераторы турбин с выработкой энергии 40 МВ каждый, 110 кВ распределительный парк для распределения энергии на месторождении, паровые генераторы турбин, аварийные дизельные генераторы).

Железнодорожная связь будет включать:

28 км железнодорожного полотна.

Пассажирскую станцию в г. Аксае.

Железнодорожный терминал в районе КПК.

Инфраструктура.

Для поддержания управления, добычи и работы месторождения предвидятся следующие мощности:

Офисы и административное здание с основным центром управления и эксплуатации месторождения и аварийным центром управления.

Пожарную станцию.

Площадку посадки вертолета.

Столовую.

СТО и заправочную станцию.

Жилой район.

Стратегией является расположение всего персонала вовлеченого в работу на промысле в единый безопасный район как можно ближе к месторождению для улучшения эффективности и смягчения социального влияния на город Аксай.

Предпологается четыре секции:

Пробный строительный городок (на 200 человек персонала).

Район городка для строительных подрядчиков (до 5000 рабочих).

Район городка для подрядчиков бурения.

Водоснабжение.

Прокладка нового трубопровода к строительному городку.

Ремонт и расширения водозабора Бестау.

Ремонт и расширения водозабора Жарсуат.

Прокладка нового трубопровода Жарсуат-Бестау и соединение с пользователями месторождения.

Во времена существования СССР нефтяная промышленность Казахстана была «завязана» на единые магистральные нефтепроводы «Транснефти». После обретения независимости РК эти связи оборвались. Первоначально Россия еще довала республике объемы в прежних пределах. Однако это быстро закончилось. С середины 90-х годов экспортная квота Казахстана неуклонно снижалась. В 1996-98 годах Россия разрешала Казахстану качать по своим нефтепроводам на экспорт в целом 7-7,5 млн. тонн нефти в год, изкоторых примерно половина постовлялась в дальнее зарубежье.

Естественно, что такое положение дел не удовлетворяло никого: ни руководство страны, ни иностранные компании, которые к этому времени занимали весьма внушительный сектор в казахстанском ТЭК. В первую очередь это касалось компании Chevron, которая в 1992 году подписала с Казахстаном соглашение о разработке одного из крупнейших в мире нефтегазовых месторождений Тенгиз. Сначала компания транспортировала добываемую нефть по нефтепроводу Атырау - Самара, забирая таким образом всю экспортную квоту (около 3,5 млн. тонн в год) Казахстана, выделяемую ему Россией (это было одним из условий контракта).

Однако такие незначительные объемы мало устраивали руководство компании, и оно интенсивно изучало возможности увеличения поставок нефти на экспорт. К этому времени на промысле была собрана первая линия по очистке нефти от меркаптанов, и у Chevron появился дополнительный стимул искать индивидуальные маршруты для своей нефти. Первым из них стал азербайджано-грузинский железнодорожный коридор, по которому пробные партии нефти пошли в 1995 году. Нефть подается до порта Актау по трубе, затем пересекает Каспийское море на танкерах азербайджанской Каспийской флотилии (по 5-10 тыс. тонн). далее нефть из Баку поступает по нефтепроводу на железнодорожные станции Дюбенди и Али-Байрамлы, где переваливается в цисцерны и далее по железной дороге отправляется в Батуми.

В 2000 году нефтедобывающая отрасль Казахстана переживала небывалый подъем. Объемы нефти за первое полугодие увеличились на 11,5%, что для «нефтянки» является великолепным показателем. Ежемесячно Казахстан получает от экспорта нефти порядка 300 млн $. Всего за первое полугодие выручка от реализации нефти на экспорт составила около 1,9 млрд. $, а по итогам года страна получила 3,8 млрд $.

Причина таких темпов роста проста и понятна: высокие мировые цены на нефть побуждают нефтедобывающие компании интенсифицировать производство.

Уже завершено строительство первой очереди Каспийского Трубопроводного Консорциума (КТК) и начата его заполнение нефтью. Первая нефть пойдет на экспорт уже в июле 2001 года, что позволит Казахстану обрести еще один альтернативный транспортный корридор для прокачки нефти на мировые рынки. В 2003 году к КТК будет подключен и Карачаганкский транспортный корридор, строительство которого уже ведется интенсивными темпами.

Кроме строительства новых, вновь создаваемых перерабатывающих мощьностей, ведется интенсивный поиск возможностей для наращивания объемов добычи и переработки Карачаганакского конденсата на существующей установке УКПГ-3. Одной из которых и является модификация сепараторов первой ступени на установке НТС. Данное решение позволили увеличить объемы перерабатываемого сырья на установке НТС и существенно повысить качественый уровень сепарации. Следующим шагом, возможно предстоит и модификации второй ступени сепарации, планы на это уже обсуждаются инженернотехническим персоналом и руководством компании КПОбв.

Ввод в эксплуатацию скважин до 32 и наземного промыслового оборудования на УКПГ-3 (ввод в эксплуатацию 4 тл. и ГНС) позволили увеличить добычу в 1990 г. до 4,0643 млрд. м³ газа и 4,0575 млн. тн конденсата при КГФ 998,3 г/м³.

С 1992 и в последующие годы падала в виду развала экономических связей и спада экономики в целом. Улучшение ситуации и рост добычи наступили с 1999 г и в 2000 году были достигнуты самые высокие показатели добычи, газ составил 4,68 млрд. м³ и конденсат 4,63 млн. тн при КГФ 990г/м³ и 57 работающих скважинах.

Рост добычи и количество эксплуатационных скважин отражено в таблице «Основные показатели КНГКМ».

1. Технологический процесс

1.1 Общая характеристика производственного процесса

Установка комплексной подготовки газа УКПГ-3 Карачаганакского газоконденсатного месторождения КНГКМ предназначена для первичной подготовки газа и конденсата перед транспортировкой на Оренбургский газоперерабатывающий завод ОГПЗ.

Первичная подготовка газа заключается в осушке и отбензинивании методом низкотемпературной сепарации НТС, подготовка конденсата - в обезвоживании и разгазировании в трехфазных сепараторах при давлении 70-82 кг/см².

В состав УКПГ-3 входят следующие основные установки и сооружения:

Установка НТС, включающая три идентичных линии технологического оборудования НТС LGA;

Четвертая дополнительная опытная технологическая линия НТС, которая является расширением УКПГ-3.

Головная насосная станция ГНС перекачки нестабильного конденсата;

Блок входных манифольдов на 36 шлейфов для подключения скважин к технологическим линиям НТС.

Контрольный сепаратор С-401.

Компрессорная газов выветривания КГВ, для закачки газа выветривания конденсата ГНС на первую ступень сепарации УНТС.

Узел приготовления ингибиторов коррозии.

Склад метанола.

Компрессорная воздуха КИП.

Дренажная система.

Узел подогрева теплоносителя.

Факельные системы высокого и низкого давления.

Установка подготовки водометанольной смеси и регенерации метанола (находится в завершающей стадии реконструкции).

УКПГ-3 находилась в стадии опытно-промышленной эксплуатации на основании проекта «Обустройства КНГКМ на период опытно-промышленной эксплуатации» ЮНГГ-1982 год.

Период опытно промышленной эксплуатации использовался для получения недостающей информации, внесения корректив в проектные решения и подготовке системы поддержания пластового давления методом Сайклинг-процесса.

Опыт работы, а также недостатки схемы НТС на УКПГ-3 являются основными критериями при выборе схемы УКПГ-2 и перерабатывающего комплекса КПК.

Четвертая технологическая линия НТС была построена как расширение УКПГ-3.

Проектная производительность трех технологических линий НТС УКПГ-3 - 3 млрд. м³/год по отсепарированному газу и 2,56 млн.тн/год по нестабильному конденсату (*по первоначальному проекту ЮНГГ, 1982 г.).

Проектная производительность четвертой технологической линии НТС по отсепарированному газу - 1,8 млрд. м³/год, по нестабильному конденсату - 0,8~1,1 млн.тн/год.

Карачаганакское месторождение рассматривется как базовое при добыче жидких углеводородов (конденсата и нефти).

Эксплуатация КНГКМ ведется в настоящее время в режиме истощения. Для повышения конденсатоотдачи эксплуатация месторождения в дальнейшем намечается с поддержанием пластового давления путем обратной закачки сухого газа в пласт (Сайклинг-процесс).

В 1990 году на четырех нитках УКПГ-3 получено фактически: газа стабилизации 4,064 млрд. м³; конденсата нестабильного 4,057 млн.тн.

В 2000 году на этих же четырех нитках получено: газа стабилизации 4,68 млрд. м³; конденсата нестабильного 4,63 млн.тн.

По фактически достигнутым данным видно, что газоконденсатный фактор на КНГКМ значительно выше проектного.

Характерными особенностями месторождения являются;

Значительное содержание кислых компонентов в пластовом газе (сероводорода Н2S до 4% об., и углекислого газа СО₂ до 6,3% об.), в связи с чем процесс подготовки газа и конденсата сопровождается высокой коррозионной агрессивностью рабочих сред;

Высокое содержание жидких углеводородов - конденсата и нефти;

Наличие твердых парафинов в конденсате до 7,5% вес, с высокой температурой застывания;

Большая глубина залегания газоносной толщи при большой этажности (кровля 3500~3600 м ГВК (ГНК) - 5200~5300м);

Аномально низкая пластовая температура (до 100єС) при аномально высоком пластовом давлении 520~600 кг/см²;

Применение большого количества различных ингибиторов коррозии (парофазных и жидкофазных), противогидратных ингибиторов и ингибиторов парафиноотложения.

Генеральный проектировщик УКПГ-3 - ЮжНИИгипргаз, автор процесса - ВНИИгаз.

УКПГ-3 введена в эксплуатацию в октябре 1984 года. Число часов работы установки по проекту 8000 часов в году.

Подготовка газа и конденсата к транспортировке на Оренбургский газоперерабатывающий завод производится на установке НТС, состоящий из трех идентичных технологических линий.

Каждая технологическая линия включает:

подогреватель пластового газа Е-09, предназначенный для подогрева входного потока до температуры, исключающей отложение парафина в первой ступени сепарации;

первую ступень сепарации, состоящую из двух последовательно установленных сепараторов С-01А и С-01В, в которой происходит отделение основной массы жидкости от газа;

теплообменник Е-05 для подогрева жидкой фазы после первой ступени сепарации;

трехфазный сепаратор Е-03, предназначенный для отделения пластовой воды и метанола от углеводородного конденсата. Газ разгазирования конденсата из С-03 направляется на вторую ступень сепарации.

рекуперативный теплообменник «газ-газ» Е-01А/В, в котором происходит охлаждение газа после первой ступени сепарации;

сепаратор второй ступени С-02А, в котором производится окончательная сепарация и осушка газа;

сепаратор-разделитель С-02В, в котором происходит разделение конденсата от насыщенного метанола. Данный аппарат является частью сепаратора С-02А;

подогреватель Е-08 предназначен для нагрева углеводородного конденсата на выходе с установки НТС.

Кроме того, в состав установки НТС входит один общий контрольный сепаратор С-401 с теплообменником Е-401, с помощью которого можно производить замеры дебитов газа и конденсата по любой скважине; общие факельная и дренажная системы, амбар, узлы подготовки промстоков, подогрева теплоносителя и топливного газа; склад химреагентов, блок входных манифольдав (БВМ).

Факельная система высокого и низкого давления включает:

факельную систему высокого давления, состоящую из факельного сепаратора V-701 и факельной установки G-701 и служит для сброса давления с технологических линий, коллекторов БВМ, КГВ.

факельную систему низкого давления, состоящую из факельного сепаратора низкого давления V-702 и факельной установки G-702 и служит для сброса давления газа с емкостей (дегазаторов) ГНС и технологических выбросов при остановке компрессоров газов выветривания. Для утилизации газа путем сжигания с установки промстоков и дренажной системы.

Дренажная система состоит из дренажной емкости V-625 и насосов Рм-625 и Рм-626.

Узел подогрева теплоносителя включает в себя котлы подогрева R-501-504, циркуляционные насосы Рм-501-504, расширительные емкости Е-501-504, емкость хранения ДЕГа V-505 с насосом Рм-505.

Склад химреагентов служит для хранения и приготовления растворов ингибиторов коррозии, гидратообразования и др. химреагентов.

На промысле газ обрабатывается до определенной кондиции для обеспечения условий его транспортирования, извлечения углеводородного конденсата и других компонентов.

Низкотемпературный способ разделения газов позволяет извлекать тяжелые углеводороды и осушать газ при транспортировании однофазного компонента до необходимой точки росы по влаге и углеводородам.

На Карачаганакском УКПГ-3 применен один из вариантов низкотемпературного способа обработки газа - низкотемпературная сепарация (НТС), при которой получают относительно высокий перепад температур, за счет использования энергии избыточного пластового давления (путем дросселирования газа), эффект Джоуля-Томпсона.

Основной недостаток НТС - необходимость перестройки установки в процессе разработки и низкая степень извлечения жидкости.

Установка комплексной переработки газа (УКПГ-3), предназначена для комплексной подготовки газа и конденсата, а также транспортировки его на Оренбургский газоперерабатывающий завод (ОГПЗ). Она включает в себя четыре установки-низкотемпературной сепарации (НТС) с 1 по 4 технологические линии, которые и осуществляют разделение пластового флюида на газ, газовый конденсат и водометанольную смесь (метанол впрыскивается насосами в теплообменники «газ-газ» для предотвращения образования гидратов). В процессе НТС используется энергия пласта, т.е. для достижения температуры до минус 10 °С используется эффект Джоуля Томпсона.

От эффективности работы сепараторов зависит количество жидкости уносимой потоком газа в газопровод, что в свою очередь влечет как потерю жидкой фракции для объема добычи, так и к ухудшению гидравлического состояния газопровода транспортирующего газ на расстояние более чем на 140 км, имеющего сложный рельеф местности относительно горизонта. Конденсирующаяся в газопроводе влага уносимая потоком газа заполняет нижние участки трубопровода, что приводит к уменьшению его пропускной способности. Это влечет за собой дополнительные финансовые затраты и материальные ресурсы на поршневание трубопровода для удаления скопившейся жидкости и росту давления на начальном участке газопровода. А также, та жидкость (газовый конденсат), унесенная в газопровод является «потерянной» для нас, так как она оприходуется на ОГПЗ по системам трубопроводов ОУЭСГ и не подлежит учету (по неподтвенржденным данным, этот объем составлял в некоторых случаях до тысячи тонн). Рост давления на начальном участке газопровода усугубляет ситуацию, так как с этим ростом повышалась температура сепарации на второй ступени УНТС, в следствие сокращения перепада давления между первой и второй ступенями.

С увеличением объемов добычи, эта проблема становилась более острой и требовала ее решения. Попытки разрешить ее эффективно без проведения модификаций установки НТС не удавались. Чистка трубных пучков теплообменников Е-01А/В с помощь выпаривания парафина, требовала простоя оборудования и была малоэффективна, так как удаляла только парафин и «спекала» асфальтены, делая их твердыми, а также закупоривала часть трубок на трубном пучке теплообменника. Ввод в эксплуатацию Сателлита и подключение дополнительно нефтяных скважин к УКПГ-3 требовало принятия эффективного решения по существующей проблеме. Предлагалось несколько вариантов и подходов в решении этой задачи, в том числе и с помощью химических реагентов способствующих растворению парафина как путем промывки теплообменников «газ-газ», так и постоянным впрыском в профилактических, предупреждающих отложение парафинов на стенках труб теплообменников, целях. Но в целом все это являлось устранением последствий не эффективной работы сепараторов первой ступени и не решало задачи кардинально. Считалось, что в первой ступени сепарации сепарируется до 99% всей жидкости, но на практике это являлось иначе. С трудом удавалось выдерживать температуру сепарации на второй ступени до минус 5 °С, вследствие уноса капельной жидкости, а с ней и парафинов из сепараторов первой ступени С-01А/В в Е-01А/В. Часто, до двух-трех раз в сутки УНТС выводились на так называемый «тепловой режим», когда температура на второй ступени сепарации набиралась до +30°С, чтобы растворить парафины и тем самым очистить теплообменники. Но такая практика вела к значительному уносу жидкости (конденсата) в газопровод, то есть вся жидкость, не отсепарированная во второй ступени, поступала в него, если учесть что один прогрев длился от полутора до двух часов, то ситуация требовала ее эффективного решения.

В 1997 году на первой технологической линии в С-101А после проведения планового ремонта была установлена в качестве эксперемента «Безпенная система газо-жидкостной сепарации» PORTA-TEST. «Безпенный» сепаратор состоит из пучка вертикальных цилиндрических вихревых труб, установленных в С-101А. Ранее из аппарата были удалены сферически выпуклая тарелка и крестовина, разрушающая циклон в кубовой части сосуда. Так же был заменен регулирующий клапан LV-1402, регулирующий уровень жидкости в сепараторе на более чувствительный и быстрореагирующий на изменения уровня, произведена ревизия уровномеров.

Первый год эксплуатации технологической линии с «Беспенной» системой, показал большое преимущество данного технического решения, что позволило увеличить загрузку по техлинии на 20-30% и значительно сократить унос жидкости. В последующий год эксплуатации данное решение было применено и на всех оставшихся техлиниях УНТС и успешно работает. Во многом благодаря этому решению удалось достичь как увеличения добычи на 30%, так и снижению температуры сепарации до минус 10 °С. Что благоприятно отразилось на эксплуатации газопроводов и позволило получить дополнительные тысячи тонн газового конденсата.

В течении 2000 года были достигнуты рекордные уровни добычи, добыто около 4,6 млн. тонн конденсата, что составило приблизительно 110 % от плана. Также было добыто 4,6 млрд. кубометров газа, что равняется 121 % от планового показателя. Такие результаты были достигнуты во многом благодаря модификации первой ступени сепарации беспенной системой, что и сделало возможным увеличить пропускную способность и улучшить сепарацию. Важным фактором увеличения добычи послужило подключение нефтяных скважин и пуск в эксплуатацию Сателлита.

Газ со скважин по шлейфам подходит к площадке УКПГ-3 и направляется на блок входных манифольдов (БВМ). БВМ расчитан на 36 скважин и предназначен для распределения пластового газа по коллекторам диаметром 12 дюймов, по которым он поступает к технологическим линиям 1-4, к коллекторам диаметром 6 дюймов для подключения скважин к контрольному сепаратору и факельному коллектору высокого давления.

Каждый шлейф снабжен регулирующим клапаном PV-0211-0246 который регулирует давление со шлейфов скважин. Клапан управляется по месту регулятором PIC-0211-0246 или механическим приводом клапана.

На каждом шлейфе установлен электро-контактный манометр (ЭКМ) позиция PISHL-0247-0282, на щит управления операторной выведен аварийный сигнал со шлейфа по минимальному и максимальному значению давления РАН-0247-0282, РАL-0247-0282.

Для отключения скважин, на шлейфе установлены клапаны отсекатели UV-0811-0846, которые перекрывают поток пластового газа поступающего на БВМ. Управление ими осуществляется как по месту их установки, так и с пульта управления операторной. А также при достижении максимального значения давления выше допустимого, шлейф будет прекрыт автоматически, от блокировки аварийного останова (АО). При достижении минимального значения давления ниже допустимого сработает сигнализация на пульте оператора. Положение отсекателей отражено на мнемосхеме в операторной включением ламп: зеленый - «открыто», красный - «закрыто».

Каждый шлейф также оборудован датчиком давления РТ-0247-0283, сигнал от которого поступает на панель управления оператора и регистрируется самописцем PR-0247-0283.

Перед регулирующим клапаном РV-0211-0246 предусмотрена подача ингибитора коррозии и гидратообразования, который закачивается насосом Рм-802. После регулирующего клапана PV-0211 0246,для предотвращения движения потока пластового газа в обратном направлении установлен обратный клапан RG-0005.1-0005.36.

Распределение пластового газа по коллекторам технологических линий НТС и к контрольному сепаратору осуществляется с помощью шаровых кранов установленных на распределительной гребенке обвязки коллекторов. На каждом коллекторе установлен клапан-отсекатель для разгрузки коллекторов:

коллектор контрольного сепаратора - UV-100;

коллектор 1 технологической линии - UV-101;

коллектор 2 технологической линии - UV-102;

коллектор 3 технологической линии - UV-103;

коллектор 4 технологической линии - UV-104;

В случае необходимости сброс производится в факельную систему высокого давления ФВД.

Пластовый газ с давлением от 110 до 250 кг/см² распределяется по всем технологическим линиям и направляется в теплообменник Е-09, где происходит его подогрев до температуры 30-37 С, исключающей отложение парафина в первой ступени сепарации.

Перед подогревателем Е-09 установлен клапан отсекатель UV-801, который предназначен для аварийного отключения потока пластового газа в случае превышения давления выше установленного от PISHL-221 с выводом сигнализации на панель управления РАН-221 и РАL-221. Положение клапана «открыто» и «закрыто» отражено на мнемосхеме. Для контроля и регистрации давления перед Е-09 установлен датчик РТ-201 с выводом сигнала на вторичный самопишущий прибор РR-201 на панеле в операторной.

В подогревателе Е-09 предусмотрен замер перепада давления PIDSH-202 c выдачей сигнала на панель управления PIDAH-202 в случае его превышения.

Температура газа на выходе из Е-09 регулируется клапаном TV-027, установленном на линии подачи теплоносителя в Е-09 с помощью регулятора TIC-027, контроль по месту с помощью манометрических термометров: на входе газа в подогреватель TI-001 и на выходе TI-002.

В качестве теплоносителя в Е-09 используется диэтиленгликоль (ДЭГ) 60-ти процентной концентрации.

Газ с теплообменника Е-09 после дросселирования на клапане PV-203 до давления 110~128 кг/см² поступает на первую ступень сепарации. Первая ступень сепарации выполнена из двух соединенных последовательно аппаратов: предварительного (гравитационного) сепаратора С-01А, где происходит основная сепарация жидкости и сепаратора первой ступени С-01В для окончательной тонкой сепарации газа от жидкости. Для контроля за давлением в С-01А установлен PISHL-204 с выводом сигнализации верхнего РАН-204 и нижнего РАL-204 на панель управления. При достижении верхнего предела давления кроме сигнализации произойдет закрытие UV-801 и после временной задержки (40 секунд) закрытие UV-0811-0846 на БВМ. На сосуде также установлены предохранительные клапана PSV-050 и PSV-051.

Регулирование давление в сепараторах первой ступени С-01А/В осуществляется клапаном PV-203 через преобразователь РТ-203 регулятором PIC-203 с регистрации значений на панели PR-203.

Уровень жидкости в С-01А регулируется клапаном LV-402 совместно с регулятором LIC-402 с индикацией значений по месту LIT-402 и на панели в операторной и сигнализацией верхнего (LAH-402) и нижнего (LAL-402) уровней.

Для контроля за уровнем жидкости в С-01А установлен уровномер LIT-403 с индикацией значения уровня по месту и сигнализацией верхнего LAH-403 и нижнегоLAL-404 пределов на панеле управления. Сосуд также оборудован смотровым стеклом LG-401 для визуального контроля за уровнем по месту.

Уровень в С-01В регулируется клапаном LV-424 с помощью регулятора LIC-424, индикацией уровня по месту LIT-424 и регистрацией на панели на пульте прибором LR-424. Для контроля за уровнем жидкости в аппарате С-01В установлен уровномер LIT-425 с индикацией верхнего LAH-405 и нижнего LAL-405 пределов уровня на панеле управления. На сосуде имеется смотровое стекло LG-406 для визуального контроля уровня. На линии выхода жидкости с С-01В, после регулирующего клапана LV-424 установлен обратый клапан для предотвращения потока жидкости в обратном направлении.

Перепад давления в С-01В замеряется дифманометром PDSIH-206 с сигнализацией максимального перепада давления на пульте PDAH-206, для предотвращения роста перепада давления в сепараторе С-01В предусмотрен подогрев сепаратора с помощью подачи теплоносителя в змеевик, установленный в верхней секции сосуда.

На первую ступень сепарации так же подается газ дегазации конденсата с дегазаторов ГНС, который компримируется тремя компрессорами компрессорной газов выветривания.

Газ после первой ступени сепарации поступает в двухсекционный теплообменник «газ-газ» Е-01А/В, где проходя последовательно оба теплообменника происходит охлаждение газа до температуры 0 ~ + 10 єС, потоком холодного газа из сепаратора второй ступени. Далее поток предварительно охлажденного газа после теплообменников поступает в редуцирующий клапан FV-605 и дросселируя до давления 70~82 кг/см². В результате дросселирования газ охлаждается до температуры минус 12~15 *С.

Для контроля за температурным режимом теплообменников установлены манометрические термометры TI-006, TI-007, TI-003.

Перепад давления в Е-01А/В замеряется дифманометром PDISH-207 с сигнализацией превышения давления на панели управления PDAH-207.

Расход газа на технологическую линию НТС регулируется с помощью редуцирующего клапана FV-605 и регулятора FIC-605 с индикацией и регистрацией показаний самописцем FR-605 на пульте управления. После редуцирующего клапана на трубопроводе установлен струевыпрямитель (каллистер) AG-208, служащего для выравнивания завихренного потока газа на AG-208. К основному потоку холодного газа поступает теплый газ выветривания конденсата от трехфазного сепаратора С-03.

Далее газ поступает в сепаратор второй ступени С-02А. В результате смешения с теплыми газами выветривания конденденсата, температура его возростает до минус 8~12*С. В данном, вертикально установленном низкотемпературном сепараторе при давлении 70-82 бар и температуре минус 8~12*, а также специальной конструкции сепаратора происходит окончательная сепарация и осушка газаа.

Жидкость из сепаратора С-02А самотеком перетекает в ниже установленный горизонтальный сепаратор С-02В. Для контроля уровня жидкости в С-02А на сосуде установлен уровномер LT-422 с выдачей сигнала по высокому уровню на панель управления LAH-422. Данная функция повлечет за собой аварийную остановку УНТС, в виду не допущения уноса жидкости в газопровод отсепарированного газа.

Для контроля уровня жидкости на сосуде установлено смотровое стекло LG-423. Перепад давления в С-02А замеряется дифманометром PDISH-217 с сигнализацией максимального значения перепада давления PDAH-217 на панеле управления. При повышении перепада выше установленного, также повлечет за собой остановку технологической линии.

Для предотвращения разгерметизации оборудования С-02А/В, в случае превышения давления выше допустимого, на С-02А установлены СППК PSV-209 и PSV-210 из которых один находится в подключенном (рабочем) состоянии другой в резерве.

На линии по выходу отсепарированного газа с С-02А для контроля давления в сосуде установлен РТ-215 с выдачей сигнала на панель управления, с индикацией и регистрацией параметра на PR-215.

Отсепарированный, осушенный газ после второй ступени сепарации из С-02А направляется в межтрубное пространство теплообменников Е-01А/В (для охлажения газа после первой ступени сепарации) и далее через замерный узел в коллектор товарного (экспортного) газа на ОГПЗ для дальнейшей его переработки (очистки от сернистых соединений).

Температура газа во второй ступени регулируется клапаном TV-014 с регистрацией температуры на панеле ТR-014, клапан установлен на обводной линии, направляющей часть потока холодного газа после второй ступени сепарации помимо теплообменников в экспортный газопровод.

На пульте управления регистрируются расход товарного газа FV-605, температура TR-023 и его давление PR-218.

Перед коллектором товарного газа с каждой технологической линии установлен отсекающий клапан UV-804, который предназначен для отключения технологических линий УНТС от коллектора товарного газа. Управление UV-804 осуществляется как по месту его установки, так и с пульта управления, положение крана «открыто» или «закрыто» отражено на мнемосхеме горением ламп.

Перед UV-804 установлен ЭКМ HSHL-219 сигнал, от которого поступает на щит управления с выдачей сигналов низкого PAL-219 и высокого РАН-219 давления. При давлении ниже установленного нижнего предела сработает только сигнализация, при достижении предела высогого давления откроется UV-803 сброс газа на факел высокого и произойдет аварийная остановка технологической линии.

На коллекторе товарного газа установлен регулирующий клапан PV-0203, предназначенного для регулирования давления на второй ступени сепарации в установленных пределах.

Для отключения товарного газопровода от установки НТС на экспортном трубопроводе диаметром 16 дюймов установлен клапан отсекатель UV-0806 с управлением по месту и пульте управления, а также сигналами положения выведены на мнемосхему и установлен обратный клапан для предотвращения потока газа в обратном направлении.

Контроль давления на начальном участке экспортного газопровода осуществляется по месту PI-0203, PI-0204, PISHL-0205 и дистанционно, с сигнализацией максимального PAH-0205 и минимального РАL-0205 пределов давления от PISHL-0205. При достижении максимального значения предела давления произойдет аварийная остановка УНТС.

Жидкость, отсепарированная в первой ступени сепарации С-01А и С-01В, редуцируется клапанами LV-424 и LV-402 до давления 70-82 бар и объединившись в один поток направляется в теплообменник Е-05 для подогрева жидкости до температуры 30-37*С.

Температура жидкости на выходе из Е-05 регулируется клапаном TV-030, установленным на линии подачи теплоносителя в межтрубное пространство теплообменника, через регулятор TIC-03 и установленных по месту датчиков замера и контроля температур TI-015 и TI-016. Перепад давления в Е-05 замеряется дифманометром PDISH-208 с сигнализацией максимального перепада PDISH-208 на щите управления.

Далее жидкость, проходя через клапан PV-227 предназначенного для редуцирования потока до давления второй ступени сепарации (в настоящее время PV-227 выведен из схемы управления, так как жидкость редуцирует на вышеуказанных клапанах LV-402 и LV-424) направляется в трехфазный сепаратор С-03, где происходит разделение жидкости на «сырой» конденсат (верхний слой) и метанольную воду (нижний слой), а также газа выделевшегося в результате снижения давления и нагрева конденсата. Теплый газ из трехфазного сепаратора поступает в трубопровод после FV-605 и далее вместе с охлажденным газом в сепаратор второй ступени С-02А.

Жидкая фаза из сепаратора С-02А направляется в сепаратор-разделитель С-02В где нагревается до температуры 15~25*С. Для нагрева жидкости в сепараторе установлен подогреватель, в трубное пространство которого подается горячий теплоноситель, а газ выделившийся в результате нагрева конденсата направляется по линии уравнивания давления в С-02А.

Температура в С-02В регулируется колличеством подаваемого теплоносителя с помощью клапана TV-021 установленного на линии подачи теплоносителя и регулятора TIC-021 установленного на С-02В. По месту контроль температуры осуществляется по манометрическому термометру TI-039.

Регулирование уровня конденсата в С-02В осуществляется клапаном LV-420 и регулятором LIC-420 с индикацией параметра по месту LIT-420 и регистрацией на панеле управления LR-420. Для контроля уровня конденсата в аппарате установлен погружной уравномер УБП LT-418 с выдачей сигнала на панель управления по высокому LAH-418 и низкому LAL-427 уровням конденсата. При достижении уровня как минимального, так и максимального значений, произойдет аварийная остановка технологической линии НТС.

Расход конденсата замеряется счетчиком «Норд» FT-602, установленным на линии выхода конденсата с С-02В перед LV-420 с индикацией показаний расхода на щите управления.

Уровень водометанольной смеси (ВМС) регулируется с помощью клапана LV-421 и регулятора LIC-421 установленных по месту, непосредственно на сосуде. Визуальный контроль уровня ВМС осуществляется по LG-417. Для контроля и сигнализации уровня ВМС установлен буйковый погружной уравномер LT-419 с сигнализацией на щите верхнего LAH-419 и нижнего LAL-419 пределов уровней, при нижнем значении уровня закроется UV-412, установленного на трубопроводе сброса ВМС. Контроль максимального предела значения давления в С-02В осуществляется с помощью ЭКМ PISH-214 и выдачей сигнала на щит управления РАН-214 и аварийной остановке технологической линии УНТС.

Водометанольная смесь из аппаратов С-03 и С-02В объединяется в один поток и направляется на установку подготовки промстоков УППС.

Трехфазный сепаратор С-03 предназначен для разделения жидкости после первой ступени сепарации на «сырой» конденсат - верхний слой и метанольную воду (нижний слой), а также газ, выделившийся в результате нагрева и снижения давления, который направляется по выше описанной схеме в С-02А.

Уровень конденсата в сепараторе регулируется клапаном LV-414 и регулятором LIC-414 c индикацией по месту и регистрацией на щите LR-414. Для контроля за уровнем конденсата установлен LIT-410 с индикацией по месту «Еckard» и выдачей сигнала высокого LAH-410 и низкого LAL-426 на щит управления, при достижении уровня одного из пределов, произойдет аварийная остановка технологической линии. Визуальный контроль осуществляется с помощью смотрового стекла LG-412.

Расход конденсата замеряется счетчиком «Норд» FT-601, установленым на линии выхода конденсата с С-03 перед LV-414 с регистрацией расхода FR-601 на панели управления.

Уровень водометанольной смеси в трехфазном сепараторе С-03 регулируется клапаном LV-415 и регулятором LIC-415, индикацией на «Eckard».

Для контроля уровня установлен LIT-411 с выдачей сигнала на панель управления высокого LAH-411 и низкого LAL-411 пределов, при низком пределе уровня ВМС закроется 415.

Давление с сепараторе замеряется прибором РТ-233 с регистрацией самописцем РR-233.

Для выдачи аварийного сигнала установлен электроконтактный манометр PISHL-212 с сигнализацией на щите управления PAH-212 максимального значения давления и аварийной остановкой технологической линии НТС.

Для защиты сосуда от превышения давления, на С-03 установлен СППК PSV-176 и PSV-177.

Водометанольная смесь через клапан-регулятор LV-415 и из С-02В объединяется в один поток и направляется на установку подготовки промстоков, где после разгазирования и фильтрации поступает на установку регенерации метанола, а вода закачивается насосами Рм-601А/В в РП-1 (поглощающая скважина) или сбрасывается в амбар для сжигания.

Конденсат после сепаратора-разделителя С-02В проходит через замерный счетчик Норд FT-602 и соединяется с потоком конденсата после трехфазного сепаратора С-03. Объединенный поток конденсата нагревается (при необходимости) в теплообменнике Е-08 до температуры 36~39 *С (но не выше 45 *С) и направляется на ГНС для разгазирования до давления 35~38 кг/см2 и далее прокачивается насосами в конденсатопровод.

Температура конденсата после Е-08 регулируется клапаном ТV-033, регулятором TIC-033, установленных на линии подачи теплоносителя в Е-08 и показания регистрируются на щите управления TR-0003.

Аварийная остановка технологических линий НТС может быть осуществлена с пульта управления как в автоматическом режиме, так и от блокирующих устройств при отклонении заданных параметров.

2. Охрана труда и окружающей среды

2.1 Правила по охране окружающей среды и технике безопасности

Карачаганакская интегрированная организация (КИО) рассматривает охрану здоровья и безопасность своих сотрудников, других лиц, принимающих участие в его деятельности или подвергающихся воздействию в результате этой деятельности, а также охрану окружающей среды как неотъемлемую часть всесторонней деятельности предприятия и как главную ответственность всех ее работников на всех уровнях. В Республике Казахстан и в других странах, где ведутся работы по данному проекту. Компания принимает на себя обязательства по достижению высоких показателей, соответствующих мировой практике эксплуатации нефтяных месторождений.

Сероводород (Н S) - бесцветный газ с запахом тухлых яиц. Температура воспламенения 246 С. Плотность 1,54 кг/м, по отношению к воздуху - 1,19, скапливается в низких непроветриваемых местах. Хорошо растворяется в воде. В водном растворе является слабой кислотой. Горит синеватым пламенем с образованием воды и сернистого газа.

Сероводород - сильный нервный яд, вызывающий смерть от остановки дыхания. На дыхательные пути и глаза действует вызывает покраснение и экзему раздражающе. Растворённый в воде, при попадании на кожу человека.

Двуокись углеводорода (СО) - угольный ангидрид, углекислый газ - бесцветный газ кисловатого вкуса и запаха. Плотность 1,53 кг/м, скапливается в низких непроветриваемых местах. Хорошо растворяется в воде. В водном растворе является слабой кислотой.

Двуокись углеводорода обладает наркотическим воздействием на человека, раздражающе действует на кожу и слизистые оболочки.

В малых концентрациях возбуждает дыхательный центр. В очень больших - угнетает. Обычно высокие содержания СО связаны с пониженным содержанием кислорода в воздухе, что может явится причиной быстрой смерти.

При вдыхании 2,5-5% СО у человека наблюдается головная боль, раздражение верхних дыхательных путей, учащение сердцебиения, повышенное давление. При более высоких концентрациях - потливость, шум в ушах, рвота, психическое возбуждение, снижение температуры тела, нарушение зрения.

Углеводородные газы по степени воздействия на организм человека относятся к веществам мало опасным, т.е. к четвёртому классу опасности по ГОСТ 12.1.005-88 и СН 245-71 “Санитарные нормы проектирования промышленных предприятий” и обладают слабым наркотическим действием.

Промышленные углеводородные жидкости обычно состоят из углеводородов различных классов: парафиновых, непредельных, нафтеновых, ароматических, поли- и гетероциклических компонентов.

Углеводороды парафинового ряда малотоксичны и оказывают в основном наркотическое действие, возрастающее с ростом молекулярной массы.

Непредельные углеводороды наркотическими и парализующими свойствами, при длительном воздействии вызывают анемию и являются смертельными при высоких концентрациях.

Нафтеновые углеводороды относятся к ядам, изменяющим состав крови. По своему действию они занимают промежуточное положение между непредельными и ароматическими углеводородами.

Ароматические углеводороды вступают в реакции с гемоглобином крови, нарушают костно-мозговое кровотворение, разрушают ферментные элементы крови.

Многие из поли- и гетероциклических углеводородов относятся к концерогенным.

Признаки острого отравления: сухость во рту, тошнота, головокружение, дрожание рук, век, мышечные судороги, иногда состояние опъянения, затем потеря сознания.

Первая помощь пострадавшим, свежий воздух, искусственное дыхание.

Жидкие углеводороды, попадая на кожу, обезжиривают и сушат её, могут также вызывать острое воспаление кожных покровов, экземы и дерматиты.

Жидкие углеводороды горючи, пары некоторых из них могут в смеси с воздухом образовывать взрывоопасные смеси категории ПА или ПВ группы ТЗ. Горючие жидкости с температурой вспышки выше 61 С относятся к пожароопасным (не взрывоопасным).

ПДК углеводородов в воздухе рабочей зоны в пересчёте на содержание углерода 300 мг/м, а в смеси с сероводородом 3 мг/м.

Ощутимый запах сероводорода отмечается при 1,4-2,3 мг/м, значительный запах при 4 мг/м, при 7-11 мг/м - запах тягостный. При наиболее высоких концентрациях запах менее сильный, наступает привыкание. При концентрациях 200-280 мг/м наблюдается жжение в глазах, раздражение слизистых оболочек глаз и зева, металлический вкус во рту, усталость, головные боли, тошнота. При 750 мг/м наступает опасное отравление в течении 15-20 мин. При концентрации 1000 мг/м и выше смерть может наступить почти мгновенно. Предельно-допустимая концентрация (ПДК) сероводорода в воздухе рабочей зоны - 10 мг/м, в смеси с углеводородами (С -С ) - 3 мг/м. ПДК сероводорода в воздухе населённых мест - 0,008 мг/м (СН 245-71). Пределы воспламеняемости от 4,3 до 45,5% (об.).

КНПК, в частности, будет осуществлять свою деятельность в соответствии с законодательством, утвержденными нормами и признанной практикой выполнения работ, повышая, по мере практической целесообразности, их нормативный уровень при полном сотрудничестве с государственными органами РК.

Разрабатывать и иметь в наличии эффективные планы ликвидации возможных аварий во взаимодействии, по мере необходимости, с местными властями и аварийными службами.

Проводить оценку воздействия своей деятельности на окружающую среду и технику безопасности, снижая уровни соответствующего риска.

Обеспечивать руководство, обучение и, по необходимости, контроль за выполнением своими сотрудниками обязанностей по соблюдению техники безопасности с учетом сохранения здоровья.

Требовать от своих подрядчиков и субподрядчиков проявления аналогичной с КИО степени заинтересованности в непрерывном улучшении стандартов охраны здоровья, техники безопасности и охраны окружающей среды.

Непрерывно совершенствовать систему управления вопросами техники безопасности и охрану окружающей среды в соответсвии с мировой практикой эксплуатации нефтегазовых месторождений с целью сокращения количества несчастных случаев, объемов выбросов в окружающую среду, объемов отходов и порчи имущества.

Способствовать развитию понимания вопросов ООС и ТБ своими сотрудниками, поставщиками, подрядчиками и населением прилегающих районов; причем КИО будет стремиться к пониманию и учету их интересов.

КИО выполняет эти задачи через систему ООС и ТБ, характеризующейся следующими требованиями:

Создание четкой организационной структуры и отлаженной системы связи. Основное внимание будет уделяться соблюдению инструкций во всех структурных звеньях, а также эффективной системе информирования и отчетности, призванной задействовать всех лиц, имеющих отношение к деятельности КИО.

Строительство безопасных в техническом отношении сооружений, сконструированных и эксплуатируемых в соответствии с новейшими инженерно-техническими нормами, требованиями законодательства и мировой практики эксплуатации нефтяных месторождений.

Применение безопасных систем работы. Чрезвычайно важно, чтобы все работники КИО несли ответственность за безопасность производства работ, обеспечивая свою безопасность, безопасность своих коллег и других работников, а также за охрану окружающей среды: Подрядчики будут информированы об этих правилах и требовании вести работу согласно этим правилам «Культура безопасности» получит дальнейшее развитие с целью повышения уровня.

Привлечение хорошо обученных профессионалов. Весь персонал пройдет эффективное производственное обучение действиям в обычных условиях работы и в аварийных ситуациях.

Исчерпывающая информированность. Регулярные совещания, налаженная система отчетности, аналитическая и статистическая работа, расследования происшествий и несчастных случаев и уведомления о последствиях несчастных случаев - все это позволит КИО накопить положительный опыт и избежать повторения аналогичных происшествий. КИО Мы будем способствовать проведению постоянных консультаций по вопросам техники безопасности и охраны окружающей среды.

Готовность ликвидировать последствия аварии. Для уменьшения риска чрезвычайных ситуаций и их влияния на работников КИО и связанных с производством лиц будут разработаны планы по ликвидации возможных аварий (ПЛВА).

Разработка рабочих инструкций в рамках качественной системы управления позволит улучить стандарты ТБ и уменьшить риск появления несчастных случаев и происшествий.

Учет производственных показателей. Будут намечены годовые производственные показатели по ООС и ТБ, и введена система непрерывного учета достижения этих показателей сотрудниками.

Наконец, КИО будет регулярно пересматривать настоящие правила. Важно то, что в ходе достижения значительных успехов по предприятию в целом были улучшены показатели безопасности: коэффициент угрожающих жизни аварий сократился с 0,95 в 1999 году до 0,92 в 2000 году.