Подготовка добываемой продукции - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

В настоящее время продукция действующего фонда скважин на месторождении Карачаганак подготавливается на установках комплексной подготовки газа УКПГ-3 и УКПГ-2.

Выбор технологии подготовки газа был сделан с учетом высоких устьевых давлений и относительной близости Оренбургского газоперерабатывающего завода. Так как он имеет мощность для очистки газа от сероводорода и углекислого газа, а также глубокой осушки с дальнейшей его сдачей в магистральный газопровод Оренбург - Западная граница, и стабилизации конденсата с дальнейшей сдачей по магистральному конденсатопроводу на Салаватский нефтеперерабатывающий завод.

УКПГ-2 - это место расположения оборудования, обеспечивающего компрессию и обратную закачку газа в пласт. Основное оборудование УКПГ-2 - это конденсатные ловушки для отделения нефти и газа и гликолевые контакторы для дегидратации неочищенного сернистого газа перед обратной закачкой. Максимальная производительность установки составляет по конденсату - 2,7 млн. г/год, по газу - 4,5 млрд. м3/год.

Установка УКПГ-3 предназначена для разделения газожидкостной смеси, поступающей с промысла, на газовую и жидкую фазы с дальнейшей их раздельной подготовкой. Товарной продукцией установки УКПГ-3 является сернистый газ, осушенный методом низкотемпературной сепарации до температуры минус 10ЄС с использованием для охлаждения клапана Джоуля-Томпсона, и обезвоженный нестабильный конденсат. Максимальная производительность УКПГ-3 составляет по конденсату - 3,3 млн. т/год, по газу - 4,5 млрд. м3/год.

Ниже приведено описание действующей технологии подготовки скважинной продукции на УКПГ-2 и предлагаемые изменения в технологическую схему.

1.4.2.1 Технология подготовки продукции на УКПГ-3

Газожидкостная смесь от устьев действующих скважин по системе шлейфов поступает на блок входных манифольдов установки подготовки газа УКПГ-3, включающей в себя три идентичные технологические нитки, одну опытную нитку, тестовую линию с тестовым сепаратором для возможности индивидуального замера дебитов скважины и проведения газодинамических исследований.

Распределение поступающего с промысла газожидкостного потока по технологическим линиям осуществляется на БВМ:

    - по трем трубопроводам диаметром 12??, соединенным с технологическими линиями № 1,2,3 УКПГ-3; - по одному трубопроводу диаметром 6??, соединенному с тестовым сепаратором (для подключения 22 шлейфов для замера дебита газа и конденсата); - по одному трубопроводу, соединенному с 4 технологической линией УКПГ-3 (для подключения трубопроводов с 7 шлейфов); - по одному трубопроводу, соединенному с системой факела высокого давления УКПГ-3;

На каждом трубопроводе установлен клапан-отсекатель для его разгрузки в случае необходимости. Каждая технологическая линия включает в себя блок разделения газожидкостной смеси на газовую и жидкую фазы, подготовкy газа методом низкотемпературной сепарации и подготовку нестабильного конденсата для дальнейшего транспорта на ОГПЗ.

Как видно из рисунка 4, после БВМ поток газожидкостной смеси поступает во входной сепаратор, где при давлении 11-12,8 МПа и температуре 35ЄС отделяется основная часть жидкой фазы (около 80%). Температура поддерживается в пределах 25-45ЄС установленным перед входным сепаратором подогревателем для предотвращения осаждения парафинов в аппарате.

После сепарации газ поступает в промежуточный сепаратор для отделения остаточной жидкости и, далее, на подготовку газа методом низкотемпературной сепарации.

Выделившийся во входных сепараторах конденсат направляется на подготовку нестабильного конденсата для транспорта на ОГПЗ.

На линии подготовки газа расположены два последовательных рекуперативных теплообменника "газ-газ", где газ охлаждается до плюс 10ЄС потоком холодного газа из низкотемпературного сепаратора. После охлаждения газ поступает в редуцирующий клапан и дросселируется до давления 7,0-8,2 МПа. В результате дросселирования газ охлаждается до минус 10ЄС и при давлении 7,0-8,2 МПа поступает на вторую ступень сепарации в низкотемпературный сепаратор (НТС).

Поток отсепарированного в НТС газа через теплообменники направляется на коммерческий узел учета продукции и, далее, по магистральному газопроводу на ОГПЗ.

Жидкая фаза из НТС поступает в дегазатор, представляющий собой горизонтальный трехфазный аппарат с нагревательным пучком внутри, где после нагрева до 20ЄС (при необходимости до 35ЄС) из конденсата отделяется остаточный газ и смесь попутнодобываемой воды и метанола. Газовая фаза возвращается в НТС, конденсат объединяется с потоком конденсата с линии подготовки конденсата.

Выделившаяся во входном и промежуточном сепараторах жидкая фаза поступает в подогреватель, где нагревается до температуры 20-35ЄС и, далее, поступает в горизонтальный трехфазный сепаратор, где процесс сепарации происходит при давлении 7,0-8,2 МПа. В поток газожидкостной смеси перед теплообменником на первой технологической линии предусмотрена подача жидкости из тестового сепаратора.

В трехфазовом сепараторе газожидкостная смесь разделяется на газ, конденсат и водометанольную смесь. Водометанольная смесь выводится из аппарата и направляется на установку подготовки промстоков. Выделившийся в трехфазном сепараторе газ возвращается в НТС, объединяясь с потоком редуцированного газа. Конденсат направляется через теплообменники на площадку частичной стабилизации конденсата, где процесс сепарации происходит при давлении 3,2-3,8 MПа и температуре 40ЄС. Частично стабилизированный конденсат откачивается по конденсатопроводу на ОГПЗ.

Технология подготовки сырья на 4 опытной технологической линии основана на методе низкотемпературной сепарации с получением холода за счет дросселирования. Она предназначена для подготовки газожидкостного потока с высоким конденсатогазовым фактором и имеет следующие отличия:

    - после первых двух последовательных теплообменников охлажденный газ поступает в дополнительный сепаратор, где выделившийся в процессе охлаждения конденсат направляется в трехфазный сепаратор общим потоком с конденсатом из двух последовательных входных сепараторов первой ступени. Поток газа доохлаждается в третьем теплообменнике, после чего, дросселируется и поступает в низкотемпературный сепаратор; - на линии подготовки конденсата установлен дополнительный параллельно работающий трехфазный сепаратор.

1.4.2.2 Технология подготовки продукции на УКПГ-2

Для подготовки возрастающих объемов добычи на начальном этапе развития месторождения была запроектирована установка подготовки газа УКПГ-2.

Каждая линия включает в себя процесс разделения промысловой газожидкостной смеси на газовую и жидкую фазы, подготовку газовой фазы методом низкотемпературной сепарации, подготовку жидкой фазы для транспорта на ОГПЗ для дальнейшей подготовки.

Снижение температуры перед низкотемпературным сепаратором на первой стадии эксплуатации при наличии резерва давления достигается за счет эффекта Джоуля-Томпсона при снижения давления в дросселе.

Распределение поступающего с промысла газожидкостного потока по технологическим линиям осуществляется на БВМ: по трем трубопроводам диаметром 300 мм, соединенным с технологическими линиями; по одному трубопроводу диаметром 200 мм, соединенному с тестовым сепаратором для замера дебита газа и конденсата; по одному трубопроводу, соединенному с системой факела высокого давления УКПГ.

Основная задача установки УКПГ-2 - подготовка сухого сернистого газа для закачки в пласт для реализации сайклинг-процесса. Для обеспечения необходимой для закачки в пласт глубины осушки в технологию подготовки газа перед НТС включен дополнительный блок гликолевой осушки с регенерацией гликоля по технологии фирмы "Drizo". Жидкие углеводороды, выделившиеся при разделении промысловой газожидкостной смеси, направляются на УКПГ-3 для дальнейшей транспортировки на ОГПЗ. Установка УКПГ-2 включает 2 идентичные технологические линии подготовки сухого кислого газа, тестовые линии с двумя тестовыми сепараторами. Распределение потоков по технологическим линиям и тестовой линии аналогично с УКПГ - 3 осуществляется с помощью БВМ. После БВМ поток распределяется между идентичными технологическими линиями.

Поток газожидкостной смеси поступает в трехфазный сепаратор, где процесс разделения на газ и конденсат происходит при давлении 7,5 МПа и температуре 45ЄС. Выделившаяся в сепараторе сточная вода направляется в дегазатор сточной воды для подготовки ее к утилизации. Конденсат под давлением 7,5 МПа и с температурой 42,6ЄС поступает на прием насосов и с давлением 8,1 МПа откачивается на установку УКПГ-3 для частичной стабилизации и дальнейшей транспортировки на ОГПЗ. Газ после трехфазного сепаратора с давлением 7,5 МПа и с температурой 42.6ЄС поступает в нижнюю часть колонны гликолевой осушки газа (абсорбер). Сюда же поступает газ после тестового сепаратора. В верхнюю часть колонны поступает гликоль. Насыщенный гликоль направляется на установку регенерации. Осушенный газ направляется для дальнейшей подготовки на установку низкотемпературной сепарации, где предварительно охлаждается до температуры 2.9ЄС в двух последовательных рекуперативных теплообменниках "газ-газ" потоком холодного газа из низкотемпературного сепаратора (вторая ступень) и под давлением 7,42 МПа поступает в сепаратор теплообменников. Выделившийся в сепараторе теплообменников конденсат возвращается во входной трехфазный сепаратор.

Газ при давлении 7,42 МПа и температуре 2.9ЄС поступает в пропановый испаритель, где за счет теплообмена с испаряющимся пропаном охлаждается до температуры минус 9.3ЄС и под давлением 7,34 МПа поступает в низкотемпературный сепаратор. Выделившийся в низкотемпературном сепараторе конденсат направляется во входной трехфазный сепаратор.

Выделившийся в низкотемпературном сепараторе газ нагревается до температуры 33,8ЄС за счет теплого газа после гликолевого абсорбера, объединяется с потоком после аналогичной технологической линии и с давлением 7,14 МПа поступает на установку закачки газа в пласт, расположенную рядом с УКПГ 2.

На рисунке 5 представлена принципиальная технологическая схема подготовки газа на существующей установке УКПГ-2.

Похожие статьи




Подготовка добываемой продукции - Система сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Карачаганак

Предыдущая | Следующая