Требования к системе сбора, транспорта и подготовки 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 линиизамерная 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 № 50−0924/70 055 и № 50−0902/90 745);
• — 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 29 813 тыс. т прогнозируется на 2020 год, чему соответствует и максимальный отбор жидкости в количестве 30 276 тыс. т (обводненность продукции 1,56%). Добыча нефтяного газа по этому варианту будет нарастать до максимального значения 505 930 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 29 881 тыс. т приходится на 2022 год при добыче жидкости 31 963 тыс. т и обводненности продукции 6,5%. Максимум добычи жидкости 32 715 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 15 502 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 — 29 813 и 29 881 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)

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 метили 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.