1. Общие сведения о месторождении
В тектоническом отношении район работ расположен в пределах Приморского поднятия. Солянокупольная структура Морское представляет собой соляной купол, который разрывным нарушением разделен на 3 блока – северо-западный, восточный и южное.
Месторождение Морское, включая блок Огайское, расположено в юго-восточной части Прикаспийской впадины в Жылыойском районе Атырауской области Республики Казахстан в прибрежной зоне Каспийского моря. Ближайшими объектами от месторождения являются нефтепромысел Прорва (25 км) и нефтепромысел Кара-Арна (15 км), ГПЗ ТШО (28 км). Железнодорожная магистраль Атырау-Мангистау проходит в 50 км к северо-востоку от месторождения. Ближайшими населенными пунктами являются поселки Косшагыл, Жана Каратон и г. Кульсары – расположены в 105-120 км севернее от месторождения, вдоль которых проходит автомобильная трасса Кульсары-Опорный.
Районный центр и железнодорожная станция Кульсары находятся к северо-востоку от месторождения в 120 км, областной центр г. Атырау расположен в 350 км. В 16 км к востоку от месторождения проложен нефтепровод Прорва-Кульсары, в 134 км проходит газопровод Средняя Азия-Центр. На северо-востоке от месторождения находится разрабатываемое месторождение Тенгиз, на юге и юго-востоке – месторождения Западная Прорва и С. Нуржанов.
В орографическом отношении территория представляет собой слабо всхолмленную равнину с абсолютными отметками от минус 15 до минус 25 м.
Гидрографическая сеть и источники пресной воды отсутствуют. Снабжение питьевой водой осуществляется из водовода Астрахань-Мангышлак. Очистные сооружения по подготовке воды расположены в районном центре г. Кульсары. На месторождении питьевая вода доставляется автотранспортом из поселка Сарыкамыс и месторождения Тенгиз.
Район характеризуется развитой инфраструктурой. По его территории проходят действующие нефтепроводы, газопровод и водовод к северо-востоку от месторождения:
– магистральный газопровод Средняя Азия-Центр;
– нефтепровод Тенгиз-Кульсары-Атырау-Новороссийск;
– нефтепровод Узень-Кульсары-Атырау-Самара;
– водовод Астрахань-Мангышлак.
На территории района расположены два нефтегазодобывающих предприятия – «Прорвамунайгаз» и «Кульсарымунайгаз», принадлежащих ПФ «Эмбамунайгаз» АО «РД «КазМунайГаз» и ТОО «Тенгизшевройл» со своими структурными подразделениями. Материально-техническая база и подрядные организации по выполнению буровых, промыслово-геофизических, исследовательских работ расположены в г. Атырау и его окрестностях. Территория месторождения затапливается морской нагонной водой. Скважины огорожены насыпными защитными дамбами.
2. Описание существующей модели системы сбора и подготовки нефти и газа на месторождении «Морское».
Обустройство системы сбора и подготовки нефти на месторождении Морское, включая блок Огайское, осуществляется в соответствии с проектными решениями, принятыми в утвержденных проектных документах.
Существующее положение на блоке Огайское
Нефтегазовая смесь от скважин по индивидуальным выкидным линиям поступает на автоматические групповые замерные установки (АГЗУ), где производится замер дебитов по каждой скважине.
АГЗУ расположены на семи площадках, ниже представлено распределение скважин по площадкам. Нефтегазовая смесь от скважин по индивидуальным выкидным линиям поступает на автоматические групповые замерные установки (АГЗУ), где производится замер дебитов по каждой скважине. После замера на АГЗУ поток нефтегазовой смеси поступает на первую ступень сепарации в нефтегазовый сепаратор (НГС). После нефтегазового сепаратора газ направляется в газовый сепаратор (ГС) для отделения от капельной жидкости. После газового сепаратора очищенный газ используется на собственные нужды в печах подогрева нефти в качестве топливного газа, а излишки газа транспортируются по газопроводу на ПСиПН для собственных нужд в качестве топлива на газопоршневой установке ГПЭС для выработки электроэнергии.
Дегазированная нефтяная эмульсия после НГС с помощью мультифазных насосов транспортируется на ПСиПН Морское.
Существующее положение на блоке Западное
Нефтегазовая смесь от скважин по индивидуальным выкидным линиям поступает на автоматические групповые замерные установки (АГЗУ), где производится замер дебитов по каждой скважине. После замера на АГЗУ поток нефтегазовой смеси поступает на первую ступень сепарации в нефтегазовый сепаратор (НГС).
После нефтегазового сепаратора газ направляется в газовый сепаратор (ГС) для отделения от капельной жидкости. После газового сепаратора очищенный газ используется на собственные нужды в печах подогрева нефти в качестве топливного газа, а излишки газа транспортируются по газопроводу на ПСиПН для собственных нужд в качестве топлива на газопоршневой установке ГПЭС для выработки электроэнергии.
Дегазированная нефтяная эмульсия после НГС с помощью мультифазных насосов транспортируется на ПСиПН Морское.
Существующее положение на блоке Восточное
Нефтегазовая смесь от скважин по индивидуальным выкидным линиям поступает на АГЗУ, где производится замер дебитов по каждой скважине. После замера на АГЗУ поток нефтегазовой смеси поступает на общий коллектор диаметром Ø320 мм. Данный коллектор соединяется с нефтепроводами с блоков Западное и Огайское.
Существующее положение на ПСиПН Морское
По нефтегазовому коллектору общая жидкость со всех блоков поступает в нефтегазовый сепаратор (НГС) объемом 150 м3, где происходит первая ступень сепарации. Для повышения эффективности процесса разрушения нефтяной эмульсии на входе перед НГС в поток нефтегазовой смеси через блок реагента (БР=2,5) подается деэмульгатор для обессоливания и обезвоживания нефти.
Выделившийся газ с нефтегазового сепаратора (НГС) отводится в газосепаратор (ГС), далее направляется в вертикальный центробежный сепаратор (СЦВ), где производится очистка газа от капельной жидкости и механических примесей. Очищенный газ после СЦВ направляется газопроводом для использования на собственные нужды – в печах подогрева нефти и газопоршневых станциях в качестве топливного газа.
Нефтяная жидкость после НГС направляется в КСУ (концевая сепарационная установка) для окончательной сепарации от попутного газа. Выделившийся с КСУ газ направляется в газосепаратор для очистки от капельной жидкости и механических примесей. После газосепаратора очищенный газ используется на собственные нужды – в печах подогрева нефти топливного газа.
Дегазированная нефтяная эмульсия после КСУ подается в отстойник нефти ОН-200, где происходит разделение на нефть и попутно добываемую воду. Отделившаяся попутно добываемая вода закачивается в нагнетательные скважины.
Нефть из отстойника ОН-200 направляется в резервуары товарной нефти РВС.
Ниже показана принципиальная технологическая схема:
А – скважины
B – установка подготовки нефти УПН
C – газопоршневая электростанция ГПЭС
D – резервуарный парк
E – блок энергоснабжения
F – жилой блок
1 – нефтегазовый сепаратор (НГС)
2 – отстойник горизонтальный ОГ (ОН)
3 – газовый сепаратор (ГС)
4 – сепаратор центробежный вертикальный (СЦВ)
5 – дренажная емкость (ДЕ)
6 – концевая сепарационная установка (КСУ)
7 – приборы учета (ПУ)
8 – блок подготовки топливного газа (БПТГ)
9 – печи подогрева (ПП)
10 – газопоршневая электростанция ГПЭС №1
11 – газопоршневая электростанция ГПЭС №2
12 – газопоршневая электростанция ГПЭС №3
13 – газопоршневая электростанция ГПЭС №4
14 – комплектное распределительное устройство наружной установки (КРУН)
15 – резервуар вертикальный стальной (РВС)
16 – жилой городок (ЖГ)
17 – котельная (К)
3. Утилизация газа на собственные нужды.
Как описывалось ранее, попутный нефтяной газ на месторождении «Морское» используется на собственные нужды в качестве топлива на печах подогрева нефти, газопоршневых электростанциях и котельной. На участке подготовки нефти УПН (В), для сепарации нефтяной эмульсии и разделения на фазы: жидкость и газ, газонефтяная эмульсия поступает на нефтегазовый сепаратор НГС (1). Далее попутно-добываемый газ (растворенный в нефти) с НГС поступает на газовый сепаратор ГС (3), далее на сепаратор центробежный вертикальный СЦВ (4), где происходит отделение газа от капельной влаги и механических примесей, далее через приборы учета ПУ (7) направляется на утилизацию (использование для собственных нужд на печи подогрева ПП (18), ГПЭС (10,11,11,12,13) и котельная (17)). Направленный газ на ГПЭС проходит через блок подготовки топливного газа БПТГ (8), где происходит очищение газа через грубые и тонкие фильтрации. Далее нефтяная эмульсия по технологии направляется в технологические резервуары в резервуарном парке (D) для дальнейшей подготовки. Данная модель с использованием попутного газа для выработки электроэнергии на ГПЭС введена в эксплуатацию в 2019 году.
Добываемый попутный газ в полном объеме используется на собственные нужды.
Жанбек Куанышев,
начальник производственного
технического отдела АО «КоЖаН»
