2.8 Ұңғы өнімдерін жинау жүйесінде және кәсіпшіліктік дайындауға қойылатын талаптары мен кеңестер

Қарашығанақ Қайта Өңдеу Комплексі сателиттік станциялардан және 7 манифольдтан түсетін ұңғы өнімдерін дайындауға негізделген. Қарашығанақ Қайта Өңдеу Комплексінде тұрақсыз конденсатты және қышқыл газды ГКДҚ- 3 –тен және ГКДҚ- 2- ден түсетін өнімдер дайындалады.

Кен орнының батыс және солтүстік бөліктеріндегі жаңа ұңғылардан өнімдер КПК шегінде орналасқан жаңа айырғыш қондырғыларына бағытталады. Кенорнының бұл бөліктері зерттелмеген және бұл ұңғылардан өнім жинау үшін жаңа әдіс қолданылады. Серіктес стансалары кенорнының стратегиялық алаңдарында орналасады. Әрбір станса ұңғылардан (10 ұңғыға дейін) өнім жинау үшін манифольдпен және көпфазалы өлшеуші бар тестік манифольдпен қамтамасыз етіледі. Серіктестер екі 10 дюймдық лақтыру желісімен қосылған, осымен екіфазалы өнім жақынарадағы өнім жинау орындарына не КПК, ГКДҚ -2, алғашқы мұнай әзірлеу қондырғысына түседі. Бұл қондырғылардың әрқайсысы тестік айырғыштармен және алаулық жүйемен қамтамасыз етіледі.

Қарашығанақ Қайта Өңдеу Комплексінде дайындалатын өнімдер негізінен екі учаскіге бөлінген, олар: газ және мұнай учаскілері. Өнім сателиттік станцияларға түскеннен кейін ҚҚӨК нің кірістегі манифольдтар блогына кіреді. Одан кейін ұңғымадан түскен өніміміз газ және мұнай учаскілеріне болып екіге бөлінеді.

Қарашығанақ Қайта Өңдеу Комплексінен шыққан өнімдер «Каспий Құбыр Консорциумына» келесі тасымалдау құбырлармен жеткізіледі:

• Маңғышлак – Самара мұнайқұбыры;

• СОЮЗ газ құбыры.

Конденсаттық ұңғымалардағы шлейфтар, кіру кезіндегі ГКДҚ -3 манифольдарға жасайды (2.11-кесте). Газдың көлемі 400-450мың м³/тәу күніне және абсалюттік максимум 900мың м³ күніне келеді.

2.11-кесте. Ұңғымалардың жинау және дайындау жүйесінің манифолдқа қосылуы

Обьект аталуы	Ұңғымалар саны	Манифольдтар жүйесінің аталуы	Ұңғыма саны
			МЖ-ге	Жалпы ұңғымалар
Сателиттік қоңдырғы	24	MCJ	8
		MCK	8
		MCL	10
		MCM	10
жалпы	24	5	42	66
КПК		MCA	8
		MCB	8
		MCC	5
		MCD	9
		MCF	6
		MCG	10
		MCH	8
Жалпы КПК		7	54	54
ГКДҚ-3	67	-	-	67
ГКДҚ-2	10	MCP	10
		MCQ	6
		MCR	4
		MCS	10
		MCT	10
		MCV	9
		MCX	9
Жалпы ГКДҚ-2	10	7	58	68

Температура 40 градус С жұмыс қысымы 130 бар тең. Ұңғымадағыдағы статикалық қысымы, жабылған кезінде 350 бар тең. Монифолдық станциялары, стратегиялық скважиналардың учаскілерінде орналасып тұр. Манифольдтар 10 дюймдік сызықтарына қосылады. Әрбір орташа бөлігі сепаратормен және факелдың системалармен жабдықталған.

Ұңғымадағы орташа газдың табуы 400 мың м³/күніне (0,13 Гм³/жыл) болады. Сондықтан газдық шығын 10 дюймдік магистральдың бағыты 2000 мың м³ / күніне (0,65Гм³/жыл) болады. Фонтандық скважинадағы сағасының қысымы КӨЗ және ГКДҚ -2 учаскілерде 80-130 бар деуге болады. Астыңғы қысымының продукциясы 60-80 бар ДФУС деп атайды.. Солтүстік пен батыс кен орнының скважиналары өте аласа дебиттер болады, сондықтан бұл скважиналардағы қысымы өте аз болады. 1997ж промыслда парафиннің ингибитреріі сынаудан өтеді. Парафиннің түсі тәуекелі болмау үшін барлық мұнай магистральдың бағытын скважинасы термоизоляциясымен жабдықталады. Системада өнім жинау күнелтуі болмайды, яғни мұнай оторогканың скважинасымен және скважинамен күнелту болмайды, бұл скважиналардың құрғақ конденсатпен мұнайдың су маңызы өндіріледі. Барлық флондтер бірге тапсырылады, өндіруге қыз-да. Мұнай мен кондесатты ГКДҚ -2 тапқанда, ол бөлшектенеді. Сепараттың сұйық заты ГКДҚ -3-келеді, одан ол дегазаторға немесе 14 жаңа дюймдік мұнай проводқа келеді. Жаңа системалар өте аз температуралармен жұмыс істейді, температуралардың ұшыратуына мәжбүр, парафиннің пайда болуына тәуекел болды. Мұнай табудың сателитті оңтүстікке қарай КПЗ-дан 6 км болды, ол тыңайған жерін көрсете алады, сонымен бірге мұнай скважинасын көрсетеді. Сателит конденсатты қолдайды, бірінші кезеңде құрал жабдықпен орналасады, бұл құралжабдық скважинадан мұнайды табуға қолайлы болып тұрады, оның саны сегізге дейін келеді. Бұл скважиналар эксплуатациялық монифольд мұнайымен қосылып тұрады. Бірінші кезеңде сателит, табу системамен ГКДҚ үште үш түрінің алты дюймдік шлейфпен байланысып тұр. Егер скважинадағы заты мұнайымен үлкен болса-60%, қысқа көлемі немесе 70% жазда, онда скважинадағы мұнайы және конденсаты өте үлкен салқындаған температурасы болды. Мұнай шығару 500км қашықтықта, КТК трубопроводқа дейін жабдықталған.

ГКДҚ-2 газдың сепарациясын және конденсатты ГКДҚ -3 үшке ұқсайтын қондырғы болып саналады. Топырақтың және фундаменттің жаман жағдайы болғандықтан бұл қондырғыны дұрыс салуға және жұмысқа келтіруге болмайды. Қазіргі күнде бұл қондырғыны жаңа технологиялық жіптермен жасауға мүмкіндік бар. Үшінші газдың жіпке орын қалдырды. Кейбір скважиналар шлейфтің қондырғысымен байланысып тұр. Газ құрғаққа ие болады. Әрбір сеператордан 2млн тонн жылына КПЗ–ға әкелінеді. Конденсаттың бөлшегі УКПГ-3-менен Орынборға әкеленеді. Күкірт газы тағы да тербеуге мәжбүр болды.

ГКДҚ -2 жүйесінде күндізгі қуаттылығы:

Газдың кетуі 19,8 млн. куб. м/тәу (кері айдау 3 компрессоры);

Кептіру көлемі 19,8 млн. куб. м/тәу ( «Дризо» қоңдырғысы 2).

ГП-2-де келесі жабдықтар орнатылған:

Өрттен қорғау қондырғысы;

Электростанциялар (110 кВ, 6 кВ и 690 В);

Авариялық генератор (2-480-MD-01);

Ауакомпрессоры/азотты дайындайтын станция;

Газды факелде өртеу қондырғысы(газа ВД и НД, нагнетаемого газа);

Жабық дренаж және конденциялық емес мұнай жүйесі;

Жылулық жүйе (диэтиленгликоль);

Ыссы мұнай жүйесі;

Химиялық реагенттерді айдау жүйесі;

Ауыз су жүйесі;

Коллекторлық жүйе(ливневая канализация).

Газконденсаттың Технологиялық қондырғысы ГП-2:

Шламұстағыштар /айырғыштар (2-200-VQ-01, 02);

Бақылау айырғыштары (2-200-VP-01A, 01B);

Гликольдіконтактор (2-310E-VJ-01);

Гликоль регенераторы(2-310E-XX-02/03);

Газды фильтр(8A-360-CL-01A,B,C);

Газды қайта айдау компрессоры (8A-360A,B,C-KA-01/02/03).

Газды комплексты дайындау қоңдырғысы мұнайгазконденсатты Қарашығанақ кен орнынан шығатын өнімді Орынборгаз өңдеу зауытына тасымалдау алдында газжәне конденсатты алдын-ала дайындау үшін арналған. Газды алдын-ала дайындауға төменгі температурада айыру әдісі арқылы құрғату және сұйық көмірсутектерден айыру үрдісі кіреді. Конденсатты дайындауға 70-82 кг/см² қысымымен үшфазалық айырғышпен сусыздандыру және газсыздандыру үрдісі кіреді. ГКДҚ-3 құрамына келесі негізгі қондырғылар мен құрылыстар кіреді:

1. Үш технологиялық тізбекке бірдей ТТА қоңдырғысы;

2. Қосалқы төртінші технологиялық тізбекке тәжірибиелік ТТА қоңдырғысы;

3. Тұрақсыз конденсатты тасымалдауға арналған негізгі сорапты станция;

4. 36 ұңғыға есептелген кіріс монифольдтар блогі, соның ішінде 7 монифольд төртінші технологиялық тізбекке қосылған;

5. С-401 бақылау сепараторы;

6. Коррозияға қарсы ингибиторлар дайындау торабы және қоймасы;

7. Желдеткіш газ компрессоры;

8. Есептеуші бақылау приборларының ауа компрессоры;

9. Дренажды жүйе;

10. Жылутасығыштарды жылыту торабы;

11. Жоғары және төмен қысымды факелді жүйесі;

12. Конденсатты жер асты сақтау;

13. Өндіріс шығындарын дайындау қондырғысы;

14. Жылутастағыштарды дайындау жүйесі.

Қарашығанақ кен орны өндірісті-тәжірибиелік сатысында 1997 жылдың 6-шы қарашада Алматы қаласында «ҚазақОйл» ҰМҚ және Аджип-Бритиш Газ – Тексако – Лукойл альянсы арасында №11 протоколмен бекітілген кеңейтілген жиналыс болды. Мұнай кен орындарын игеруді бақылайтын орталық комиссиясының қатысуымен Қарашығанақ кен орнын игеру проектісін 1998 жылға дейін созу шешімін қабылдады.

Проект бойынша ГКДҚ -3 үш технологиялық тізбектің өнімділігі айрылған газ бойынша 3 млрд. м³/жыл және тұрақсыз конденсат бойынша 2,36 млн. т/жыл және төртінші технологиялық тізбектің өнімділігі айрылған газ бойынша 1,8 млрд м³/жыл және тұрақсыз конденсат бойынша 0,8-1,1 млн т/жыл.

Технологиялық қоңдырғыларды модификациялау нәтижесінде төрт тізбектің максималды өнім өңдіруі:

• табиғи газ бойынша-4,68 млрд. м³/жыл;

• тұрақсыз конденсат бойынша-4,63 млн тон/жыл.

Кен орынның негізгі қасиеттері:

• қабат газында қышқыл қосылыстардың біршама болуы (күкіртсутек 4% дейін, көмірқышқыл газ 6,3 % дейін), сондықтан газ және конденсатты дайындау үрдісі жұмысшы ортаның жоғары дәрежеде коррозиялануымен бірге жүреді;

• конденсат және мұнай секілді сұйық көмірсутектердің ұңғы өнімінде көп болуы;

• конденсаттың құрамында жоғары температурада қататын 7,5% дейін қатты парафиндердің болуы;

• өнімді қабаттың өте төмен орналасуы (төбесі -3500-3600м, ГСК, ГМК, -5200-5300 м);

• аномальді төмен қабат температурасы – 100⁰с және аномальді жоғары қабат қысымы- 520-600 кг/см²;

• коррозияға, гидрат түзелуге, парафин түзелуге қарсы әртүрлі ингибиторлардың көп мөлшерде қолданылуы.

ГКДҚ-3 газ және конденсатты дайындаудың жобамен қабылданған техникалық шаралары іске қосылды.

ГКДҚ-3 газ және конденсатты дайындау ТТА әдісінің жалпы схемасы бойынша істелінген. Бірақ қабат газының құрамында агрессивті қосылыстардың және қатты парафиндердің болуы, басқа да қосалқы жаңа техникалық шараларды қабылдау қажеттілігі болды.

1997 жылы «Газ және конденсатты дайындау қондырғыларын модернизациялау» жобасы бойынша қабылданған барлық техникалық шаралардың құрылыс-монтажды жұмыстарын аяқтап, іске қосты. Бұл жұмыстар «Бектел интернейшнл инкорпорейтед» фирмасының Ақсайдағы бөлімі, Қарашығанақ өндірістік құрылымы және ЮЖНИИГИПРОГАЗ институмен орындалды.

Мұнай мен кондесатты ГКДҚ-2 тапқанда, ол бөлшектенеді. Сепараттың сұйық заты ГКДҚ -3-келеді, одан ол дегазаторға немесе 14 жаңа дюймдік мұнай проводқа келеді. Жаңа системалар өте аз температуралармен жұмыс істейді, температуралардың ұшыратуына мәжбүр, парафиннің пайда болуына тәуекел болды.