В ноябре 1997 года Президентом РК Назарбаевым Н.А. подписано Окончательное соглашение о разделе добычи (ОСРД) между недропользователем и Республикой Казахстан, в котором определены критерии разработки залежи. Приоритетной, согласно этого документа, является добыча жидкости, которая может быть увеличена за счет возвратной закачки газа в пласт. При этом предполагалась закачка 40% добываемого газа только в газоконденсатную часть залежи, а разработка нефтяной оторочки - горизонтальными скважинами с применением методов интенсификации притока.

Недропользователем создана структура, преобразованная затем в Карачаганакскую Интегрированную Организацию (КИО), занимающаяся подготовкой проектной документации на разработку месторождения и развитие Карачаганакского промышленного комплекса.

В соответствии с совместным решением ГКЗ РК и представителей КИО сначала был выполнен и утвержден в ГКЗ 28.05.99 г. пересчет геологических запасов нефти, газа и конденсата, а затем коэффициентов извлечения углеводородов. Параллельно с работами по пересчету геологических и извлекаемых запасов углеводородов КИО на основании экономической целесообразности и соответствия профиля добычи утвержденному в ОСРД обосновал необходимость снятия ограничений по снижению давления ниже давления начала конденсации. Представители ГКЗ, Государственного Комитета по инвестициям, Министерства энергетики, промышленности и торговли, ННК "Казахойл" на совместном заседании 26 ноября 1998 года принимают профили добычи и закачки с устранением ограничения по давлению начала конденсации, что утверждается решением ЦКР РК 24 декабря 1998 года. На этом же заседании срок действия проектного документа продлен до 1.12.99г. Территориальное управление Запказнедра решением от 6 мая 1999г. снимает ограничения по давлению начала конденсации. После рассмотрения на ЦКР 22.12.99г. вопроса о состоянии дел с проектированием разработки месторождения Карачаганак было определено, что проектным документом разработки должна быть Технологическая схема разработки месторождения.

2.2 Технологические показатели по отбору углеводородов, разделение продукции скважин по объектам разработки

Замер количества добытого газа и конденсата в целом по месторождению производится на замерном пункте УКПГ и непосредственно перед ОГПЗ - отдельно замеряется расход газа сепарации и расход нестабильного конденсата. При этом определяется компонентный состав добываемого газа и конденсата и выполняется расчет материального баланса и состав пластовой системы, представляющей собой смесь углеводородов всех трех объектов разработки.

Месячная добыча газа сепарации и нестабильного конденсата по скважинам определяется по среднесуточным дебитам газа и КГФ, полученным в результате исследований на КС и Порта Тест, и фактически отработанному времени и корректируется затем в соответствии с объемами, полученными на замерном пункте в Оренбурге. Применяемая методика определения дебита скважин по газу и конденсату характеризуется недостаточной точностью из-за низкого качества и не систематичности сбора данных. Динамика добычи газа и жидкости из показателей разработки по объектам приведена в таблице 2.1.

Таблица 2.1 - Добыча газа, конденсата, нефти по показателям разработки

	I объект	II объект	III объект	сумма
Годы	газ млн.м3	конд. тыс. т	КГФ г/м3	газ млн.м3	конд. тыс. т	КГФ г/м3	газ млн.м3	нефть тыс. т	ГФ м3/т	газ млн.м3	жид. тыс. т
1996	226,4	103,7	458							226,4	103,7
1997	2140,5	1262,0	590	89,9	84,6	941				2230,4	1346,6
1998	2431,3	1670,0	687	375,0	322,6	860				2806,3	1992,6
1999	2163,0	1543,9	714	1165,4	1003,2	861				3328,4	2547,1
2000	2130,0	1487,0	698	1958,0	1696,2	866				4088,0	3183,2
2001	1244,1	951,0	764	2410,1	2401,9	997				3654,2	3352,9
2002	1179,0	839,0	712	2885,3	3217,5	1115				4064,3	4056,5
2003	778,5	538,8	692	3429,7	3935,0	1147				4208,2	4473,8
2004	951,4	650,5	684	2988,6	3186,2	1066				3940,0	3836,7
2005	703,6	501,4	713	2779,9	2833,5	1019				3483,5	3334,9
2006	203,4	152,5	750	1307,8	1343,6	1027	139,6	178,4	783	1650,8	1674,5
2007	492,4	381,5	775	1992,6	1916,3	962	94,1	172,0	547	2579,1	2469,8
2008	507,8	410,7	809	1359,9	1322,1	972	114,0	129,4	880	1981,7	1862,2
2009	1063,0	802,8	755	1493,8	1395,4	934	113,5	123,0	923	2670,3	2321,1
2010	842,1	637,8	757	1477,1	1297,0	878		149,2		2319,2	2084,0
2011	976,7	893,4	914	1854,2	1639,9	884				2830,9	2532,4
2012	1370,0	1127,8	822	2246,0	2415,0	1075	300,2	412,8	592	3916	3955,6
2013	1561,0	1206,2	772	2833,1	2911,0	1027	453,7	659,9	632	4847,8	4777,1
2014	3153,2	2210,3	700	6832,5	6673,0	976	1234,6	1785	687	11220	10668
Итого	24170	17370,4		39478,9	39594		2449,7	3609,6		66043	60572

Разделение продукции скважин, работающих на сумму объектов, производилось по утвержденным методикам, разработанным ВНИИгазом. В основе методик лежит разделение общего дебита скважины пропорционально комплексному параметру "произведение коэффициента пористости на эффективную толщину" (k*h_эф.) отдельных укрупненных пластов с учетом изменения КГФ по глубине. При практическом применении этих методик были допущены ошибки, неточности, что привело к перераспределению добычи газа и жидкости между скважинами и объектами разработки, кроме того, при пересчете запасов в 1999 году была выполнена переинтерпретация геофизического материала и получены уточненные эффективные толщины и коэффициенты пористости по скважинам.

2.3 Характеристика начальных и текущих дебитов

Значения дебита газа сепарации по скважинам определяются расчетным путем по среднемесячному динамическому устьевому давлению. Анализ начальных дебитов газа сепарации выполнен по ряду скважин I объекта (скважины 11,101,102,103,105,110,118,125) и II объекта (скважины 106,145,326,827). Большинство этих скважин были пробурены и пущены в эксплуатацию в первые годы разработки месторождения. Скважины первого объекта характеризуются значительным диапазоном начальных дебитов - от скважин с высоким начальным дебитом газа (более 1000 тыс.м³/сут) до скважин с дебитами ниже 100 тыс.м³/сут. В среднем начальный дебит газа сепарации по скважинам I объекта равен 590 тыс.м³/сут. Скважины II объекта имеют более однородные начальные дебиты газа (в диапазоне от 200 тыс.м³/сут до 650 тыс.м³/сут), в среднем 377 тыс.м³/сут. Больше 85% скважин II объекта имели начальный дебит в пределах 300-500 тыс.м³/сут. Скважины I объекта разработки характеризуются значительным резким снижением дебита в начальный период работы. Дебиты рассматриваемых скважин первого объекта в течение первых трех лет эксплуатации снизились от 2,2 до 5,0 раз, в среднем в 3,3 раза. Для рассмотренных скважин II объекта также отмечается снижение дебитов, но оно гораздо менее значительно - в первые три года эксплуатации дебиты снизились от 1,2 до 2,0 раз.

Резкое снижение дебитов скважин I объекта говорит о относительно небольших объемах дренирования по сравнению со скважинами II объекта, что связано с более высокой неоднородностью первого объекта.

Аналогичная ситуация с удельными (на 1 м вскрытой эффективной толщины) дебитами газа сепарации скважин I и II объектов. Скважины I объекта, введенные в начальные годы разработки (1984-1990 гг.), характеризуются значительной неоднородностью в величинах удельных дебитов и высоким темпом их падения. Скважины II объекта, введенные в 1984-1990 годах, имеют более однородные удельные дебиты, которые устойчивы во времени. Скважины I объекта, введенные после 1991 года, имеют более однородные удельные дебиты, и темпы их падения значительно ниже, чем в введенных в первые годы разработки. Скважины I и II объектов, введенные после 1991 года, характеризуются близкими значениями удельных дебитов.

2.4 Динамика КГФ и газовых факторов

Оценка КГФ и содержания С _5+В в добываемом пластовом газе по объектам разработки в динамике, выполненная на основании разделения продукции скважин, свидетельствует о том, что как по первому, так и по второму объектам разработки наблюдается увеличение содержания конденсата в добываемом газе по сравнению с начальным. Объяснить это можно тем, что в разработку вовлекаются нижние этажи объектов разработки, характеризующиеся высокой конденсато-насыщенностью. Следует отметить, что последние 5 лет наблюдается относительная стабилизация содержания С_5+В в добываемом пластовом газе, составляющего по I объекту разработки в среднем (за 4 года) 570 г/м³, по II объекту разработки -688 г/м ³.Сопоставление текущих значений содержания С_5+В в добываемом пластовом газе с потенциальным содержанием С _5+В в пластовом газе по флюидальной модели свидетельствует, что фактическое превышает среднее начальное. Рассчитанное на отметку 4200 м и 4700 м содержание С_5+В составляет 470 г/м³ и 637 г/м³ соответственно. Однако, это находится в интервалах граничных условий для объектов и зависит от действующего фонда скважин и их интервалов перфорации.

Газовый фактор по месторождению значительно не менялся - в динамике отмечается повышение от 450 м³/т в начале разработки до 550 м³/т к настоящему времени при некоторой стабилизации в последние годы. Максимальная величина его составляла 618-610 м³/т в 1987-88 гг. в среднем по месторождению. Газовый фактор в целом по месторождению в значительной степени зависит не только от газовых факторов по скважинам, но и от дебитов работающих скважин.

2.5 Характеристика фонда скважин

По состоянию на 01.01.2014г. на месторождении Карачаганак пробурено 311 скважин, в том числе 222 скважины вскрыли залежь.

На балансе АОЗТ "Карачаганак Петролеум Оперейтинг Б.В." находится 240 скважин.

37 скважин ликвидировано по геологическим и техническим причинам, из них: разведочные - 31 скважина, эксплуатационные - 4 скважины, специальные - 2 скважины. 34 скважины находятся на балансе других организаций.

Из них:

1) На балансе Института ядерной физики Национального ядерного центра РК (Аксайский филиал) 18 скважин, в т.ч.:

- под закачку 4 скважины (№№ 1тк, 2тк, 3тк, 4тк);

- контрольных -11 (№№ 1нк, 2нк, 3нк, 4нк, 12нк, РГ-1, РГ-2, РГ-3, РГ-4,РГ-5, РГ-6).

- c) в ожидании ремонта или ликвидации - 3 скважины (№№5тк, 5ткб, 6тк).

2) На балансе АО "Аксайгазсервис" - 6 скважин (№№ 7ртк, 8ртк, 9рткб, 10ртк, 11ртк, 12рткб).

3) На балансе АО "Конденсат " - 1 скважина (№149).

В первые годы разработки месторождения в эксплуатационном фонде преобладали скважины эксплуатирующие I объект. Начиная с 1989 года в эксплуатацию вводятся, в основном, скважины на II и III объекты разработки. Скважины эксплуатируют как один объект, так и два и три объекта одновременно. В течение 1984-1998 годов не было скважин, эксплуатирующих только объект III. Скважины в центральной зоне месторождения, где отмечаются пониженные эффективные мощности нефтяного объекта и малые дебиты нефти, вскрывают совместно II газоконденсатный и III нефтяной объекты. Количество скважин, работающих на несколько объектов в период с 1989 года по 1995 год составляло более половины эксплуатационного фонда скважин. Та же картина наблюдалась и в действующем фонде. Начиная с 1995 года количество совместных скважин уменьшается, вследствие вывода скважин, эксплуатирующих несколько объектов в бездействующий фонд по различным техническим и технологическим причинам, в то время как в действующий фонд возвращаются из бездействия и вводятся из консервации скважины эксплуатирующие один объект.

За время разработки месторождения в эксплуатации находилось 84 скважины.

По состоянию на 01.10.2014г. в действующем фонде находится 41 скважина. Причем первый объект эксплуатируется в 20 скважинах, второй объект в 26 скважинах, третий объект - в 10 скважинах. Из скважин, эксплуатирующих третий объект, только одна скважина (№ 905) эксплуатирует только объект три, остальные девять скважин - в совместной эксплуатации.

Основными причинами выхода скважин из действующего фонда являются наличие межколонного давления в скважинах и снижение пластового давления ниже давления начала конденсации.

За весь период разработки месторождения по условию РплРн.к. было остановлено 60 скважин. В консервации находится 67 скважин. Из них 51 скважина перфорирована, 6 перфорированы и ожидают освоения, 10 закончены бурением не перфорированы. Начиная с 1995 года скважины, находившиеся в консервации, постепенно переводятся в эксплуатационный фонд.

Контрольный фонд составляет 12 скважин, из которых 7 скважин находится в ожидании КРС по различным причинам.

Специальный фонд представлен 61 скважиной, в т.ч.:

- 13 промсточных скважин, предназначенных для утилизации промышленных стоков с УКПГ. Сточная вода сбрасывается через поглощающую скважину 1-рп в верхнепермские отложения. Остальные 12 скважин - контрольные за продвижением промстоков;

- 41 разгрузочных скважин, предназначенных для дегазации техногенно насыщенных газом водоносных залежей. Насыщение газом произошло вследствие аварии на скважине;

- 7 наблюдательных скважин на триасовые (Т) и верхнепермские (Р 2) отложения. Предназначены для контроля за возможным появлением техногенного газа из продуктивной толщи.

В ожидании ликвидации находится 8 скважин, в том числе 7 скважин из эксплуатационного фонда и 1 скважина из специального фонда, в основном по техническим причинам (смятие, нарушение эксплуатационной колонны) и геологическим причинам (низкодебитность - 327). Из семи эксплуатационных скважин - 4 скважины в эксплуатацию не вводились, 3 скважины проработали от 2 до 4,5 лет.

По состоянию на 01.10.2002г. на месторождении Карачаганак ликвидировано 37 скважин - 31 разведочная скважина, 2 специальные и 4 эксплуатационных скважин по техническим причинам. Из них две скважины не вводились в эксплуатацию. Скважина 427 ликвидирована из-за некачественной проходки и аварии в процессе строительства, а скважина 431 - из-за смятия эксплуатационной колонны вместе с НКТ. Эксплуатация же скважин 115, 305 велась недолго. Продолжительность работы этих скважин колеблется от 2,6 (скв.115) до 4 лет (скв.305).

Средняя продолжительность жизни проработавших скважин, выбывших по техническим причинам на месторождении составляет 41 месяц.

На месторождении применяли три схемы заканчивания скважин:

Эксплуатационную колонну спускали до проектной глубины с

последующей ее перфорацией;

Эксплуатационную колонну спускали в кровлю продуктивной толщи и скважину эксплуатировали открытым стволом;

Верхнюю часть продуктивной толщи перекрывали эксплуатационной колонной с последующей перфорацией, нижнюю часть толщи эксплуатировали открытым стволом.

2.6 Выделение эксплуатационных объектов

В практике разработки многопластовых газоконденсатных и нефтяных месторождений, при обосновании выделения эксплуатационных объектов рассматривается ряд критериев и среди них, прежде всего: толщина продуктивного разреза; количество установленных залежей; характер насыщения залежей; положение в плане контуров нефтеносности и газоносности; гидродинамическая связанность различных частей разреза; литолого-физические свойства коллекторов и насыщающих их флюидов, а также характер изменения этих параметров по площади и разрезу; степень изученности залежей и величины геологических запасов, содержащиеся в них.

Однако продуктивные отложения Карачаганакского нефтегазоконденсатного месторождения представляют собой гидродинамически связанный карбонатный массив высотой более 1600 м. Вопрос о выделении эксплуатационных объектов в массивной нефтегазоконденсатной залежи имеет свои особенности. Основанием для разделения единой залежи на два объекта могло служить наличие в ней нефтяной части высотой 200 м, имеющей самостоятельное промышленное значение. В то же время, учитывая различия в строении пермской и каменноугольной частей разреза (более высокую неоднородность и худшую выдержанность коллекторов по вертикали и латерали в пермской части разреза, наличие зон отсутствия коллекторов на границе пермских и каменноугольных отложений, различия в физико-химических свойствах пластового газа), в проектных документах, также как и в подсчете запасов по результатам разведки, газоконденсатная часть была разделена на два объекта разработки.

Таким образом, на месторождении было выделено три объекта разработки: I - эксплуатационный объект включает газоконденсатную часть нижней перми; II - объект газоконденсатную часть каменноугольных отложений, III объект - нефтяную часть залежи (карбон +верхний девон). В пределах каждого эксплуатационного объекта в соответствии с различными диапазонами изменения эффективных толщин в работе выделялись эксплуатационные зоны, так в I объекте было выделено 2 зоны (ГП-1 и ГП-2), во II объекте - 3 зоны (ГК-1, ГК-2, ГК-3), на каждом участке третьего эксплуатационного объекта выделено по 2 зоны (Н-1-1, Н-1-3 и Н-2-2, Н-2-3).

Последующее разбуривание позволило уточнить характеристики насыщающих залежь флюидов, несколько детализированы зоны непроницаемых разделов на границах выделявшихся ранее эксплуатационных объектов. В целом можно говорить, что аргументы, использованные ранее для обоснования объектов разработки в процессе дальнейшего изучения и освоения месторождения получили подтверждение. Исходя из этих соображений, были приняты подсчётные объекты для пересчёта геологических запасов углеводородов и именно для этих объектов должны быть рассчитаны коэффициенты извлечения газа, конденсата и нефти.

Основные геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов приведены в таблице 2.2.

Таблица 2.2-Геолого-физические характеристики эксплуатационных объектов

Параметры	Объекты
	I	II	III (юго-запад)	III (северо-восток)
Средняя абсолютная глубина залегания, м	4200	4700	5050
Тип залежи	Массивная	Массивная	Массивная
Тип коллектора	Поровый	Поровый	Поровый
Этаж газоносности, м	1400	610	200
Площадь газо-, нефтеносности, тыс. м2	173150	198880	362600
Средняя общая толщина, м	276,5	395,3	159
Средняя газо, нефтенасыщенная толщина, м	78,8	148,4	61,2	44,6
Пористость, доли ед.	0,095	0,099	0,092	0,091
Газо-, нефтенасыщенность, доли ед.	0,914	0,920	0,929	0,922
Проницаемость,10-3 мкм2	2,17	3,22	2,49	2,40
Пластовая температура, °С	76,2	82,6	89,0
Пластовое давление, МПа	54,75	57,05	59,20
Вязкость нефти в пластовых условиях, мПа*с	-	-	0,57	0,28
Плотность нефти в пластовых условиях, т/м3	-	-	651	601
Объемный коэффициент нефти, доли ед.	-	-	2,05	2,35
Содержание серы в нефти, %	-	-	0,9	0,7
Содержание парафина в нефти, %	-	-	5,0	3,8
Давление насыщения нефти газом, МПа	-	-	55,3	58,1
Газосодержание нефти, м3/т	-	-	510	640
Давление начала конденсации, МПа	44,7	48,5	-	-
Содержание стабильного конденсата, г/м3	470	640	-	-
Средняя продуктивность, (м3/сут)/МПа A, (м3/сут)/(МПа)2 B, (м3/сут)2 /(МПа)2	0,384 8,9*10-8	1,720 61,4*10-8	68,3
Начальные геологические запасы нефти, млн. т (утв. ГКЗ РК): В том числе: по категории В+С 1/С 2	-	-	317965 317581/384	154605 154605/0
Начальные геологические запасы газа, растворённого в нефти, млрд. м3 (утв. ГКЗ РК): В том числе: по категории С1/С2	-	-	150398 150216/182	112243 112243/0
Начальные геологические запасы свободного газа, млрд. м3 (утв. ГКЗ РК): В том числе: по категории С1/С 2	373403 363551/9852	744570 744570/0	-	-
Начальные геологические запасы конденсата, млн. т (утв. ГКЗ РК): В том числе: по категории С 1/С 2	194897 189755/5142	573642 573642/0	-	-

2.7 Расчетные варианты разработки

Согласно всем предыдущим проектным документам и ОСРП приоритет при разработке нефтегазоконденсатного месторождения Карачаганак отдается добыче жидких углеводородов (конденсат+нефть). При выборе возможных сценариев разработки месторождения были рассмотрены различные варианты сайклинг-процесса от частичной до полной компенсации пластового давления и интенсификации добычи углеводородов, в частности III объекта разработки - нефтяной оторочки. После согласования с экспертами ГКЗ результатов оценочных сравнительных расчетов, выполненных на секторной модели, и предварительно рассмотренных различных вариантов сайклинг-процесса, на полной симуляционной модели месторождения были рассчитаны следующие варианты разработки, которые представлены в таблице 2.3.

Таблица 2.3 - Расчетные варианты разработки

Вариант	Описание
1	40%закачка в объект II
2	60%закачка в объект II
3	100%закачка в объект II
4	40%закачка в объект II +закачка оставшегося обогащенного газа в объект III
5	40%закачка в объект II +чередующаяся закачка обогащенного газа и воды в объект III
6	60%закачка в объект II +чередующаяся закачка обогащенного газа и воды в объект III
7	Естественное истощение
8	30%закачка в объект II +10%закачка в объект III

Варианты 1-3 моделируют сайклинг-процесс с различной степенью компенсации добываемого газа и, как следствие, различной степенью поддержания пластового давления. В соответствии с результатами моделирования на секторной модели, закачка сжиженного газа в объект III для 4 варианта осуществляется оторочкой в течение первых 10 лет, после чего во время оставшегося контрактного периода продолжается закачка газа сепарации.

Для вариантов с переменной закачкой газа и воды (5 и 6), обогащенный газ также закачивается в виде оторочки, как описано выше. В этих вариантах газ закачивается в течение 8 месяцев, а вода - 4 месяцев в рамках годового цикла. Далее, на протяжение цикла закачки воды весь газ закачивался в Объект II. В случае варианта с переменной закачкой газа и воды не предусматривается никакой продажи газа. Оптимальные композиционные составы газа сепарации и обогащенного газа определялись из моделирования на секторной модели представлены в таблице 2.4.

Вариант 7 предусматривает разработку месторождения на режиме естественного истощения. Он приводится нами как вариант для определения наименьшего коэффициента извлечения.

Таблица 2.4 - Компонентный состав закачиваемого газа

Компонент	Газ сепарации, мольные %	Обогащенный газ, мольные %
		2002+	2006+
H2S	4,57	8,80	5,70
CO2	7,39	8,90	7,42
C1	76,97	59,72	70,21
C2	7,56	11,58	8,90
C3	2,44	8,58	5,35
C4	0,67	1,18	1,18
C5 + C6	0,36	1,1	1,01
C7 - C9	0,04	0,23	0,23

В дополнение к вариантам рассчитанным на секторной модели добавлен промежуточный вариант 8 с раздельной закачкой газа сепарации в объекты II и III. Он является разновидностью 1 варианта, когда закачивается в целом одинаковый объем газа, но в данном случае он распределяется между объектами.

Во всех вариантах (за исключением 7) предусматривается разработка III объекта с использованием как горизонтальных, так и вертикальных скважин.

Из экономических соображений был принят первый вариант разработки, так как он обеспечивает максимальную прибыль в расчетных ценах по сравнению со всеми остальными вариантами. Экономические преимущества этого варианта обусловлены за счет продаж газа и более низких эксплуатационных затрат. Варианты с 60%-ной и 100%-ной закачкой, хотя и дают более высокие коэффициенты извлечения, их экономика слаба.

2.8 Очистка газа

Очистка природного газа от сероводорода и углекислого газа

Природные и нефтяные газы многих месторождений содержат в своем составе серовород (H₂S) и двуокись углерода (CO₂). Объемное содержание этих компонентов, называемых иногда кислыми, колеблется в широких пределах, доходя до 50% и более. Значительное содержание H₂S и CO₂ обнаружено в газах глубоко залегающих месторождений Прикаспийской впадины, и, в особенности, Оренбургском, Карачаганакском и Астраханском.

Содержание кислых компонентов в газе Астраханского месторождения достигает 40%, из которых концентрация H₂S составляет 22%. Сероводород - ядовитый газ с запахом тухлых яиц. Концентрация сероводорода в воздухе 0,05 - 0,1% (0,76 - 1,52 г/м³) вызывает потерю сознания и даже приводит к смерти. При меньшем содержании H₂S возможно хроническое отравление. Предельно допустимое содержание H₂S в воздухе составляет 0,01 г/м³. сероводород в присутствии влаги - сильно корродирующее вещество, разрушающее металл труб, оборудования, арматуры.

Вместе с тем при значительном содержании сероводород - ценное сырье для получения высококачественной элементарной серы и серной кислоты, а также других продуктов. При переработке сероводорода на конечные продукты в значительной мере исключается попадание в атмосферу сернистого ангидрида SO₂ и других веществ, оказывающих вредное влияние на окружающую среду.

Корродирующими свойствами в присутствии влаги обладает также углекислый газ. Кроме того, транспортирование по газопроводам углеводородных газов, содержащих углекислый газ (балластный газ), приводит к снижению пропускной способности трубопроводов и возрастанию стоимости транспорта. Поэтому добываемые природные газы подвергают очистке от сероводорода и углекислоты. Это необходимо, с одной стороны, для предоствращения вредного влияния этих компонентов на оборудование и технологические процессы, с другой - для извлечения из кислых компонентов полезных конечных продуктов.

Природные газы очищают от сероводорода и углекислоты сорбционными методами с использованием жидких и твердых поглотителей (сорбентов). При этом абсорбционный метод называют мокрым, а адсорбционным - сухим методом очистки газа от кислых компонентов.

При адсорбционных методах в качестве твердого поглотителя используют окись цинка, гидрат окиси железа, активированный уголь, цеолиты. Этот метод применяется для очистки небольших количеств газа с незначительной концентрацией кислых компонентов. Существенный недостаток этого метода - периодичность процесса, высокая стоимость регенерации адсорбентов, снижение их активности во времени. Широкое применение на практике нашли абсорбционные методы. Они более экономичны, позволяют полностью автоматизировать процесс и обрабатывать большое количество газа со значительным содержанием кислых компонентов. Абсорбционные методы подразделяют на несколько видов:

– методы, в которых поглощение кислых компонентов происходит за счет их физического растворения абсорбентами (трибутилфосфатом, ацетоном и др.);

– методы, в которых аоглощение кислых компонентов осуществляется как за счет физического растворения, так и при помощи химической реакции (хемосорбции). Так, например, в широко применяемом на практике "сульфинол"-процессе поглотитель состоит из смеси растворителя - диизопропаноламина и воды;

– методы, в которых поглощение кислых компонентов обусловлено их химическим взаимодействием с активной частью абсорбента. При этом поглощение кислых компонентов происходит при высоких давлениях и умеренных температурах, а регенерация - при пониженных давлениях и повышенных температурах. Сюда относятся процессы, где абсорбентами служат алканоамины: моноэтаноламин (МЭА), диэтаноламин (ДЭА), триэтаноламин (ТЭА), горячий раствор карбоната калия (поташ).

На практике при очистке больших объемов газа с любым содержанием H₂S и CO₂ наиболее распространен абсорбционный метод с применением водных растворов моноэтаноламина (МЭА) или диэтаноламина (ДЭА). Эти сорбенты имеют щелочные свойствами, широко поглощают сероводород и углекислый газ, образуя сульфиды и бисульфиды, карбонаты и бикарбонаты.

Моноэтаноламиновый процесс отличается высокой экономичностью, легкостью регенерации сорбента, низкой растворимостью углеводородов.

Общие реакции между кислым газами и моноэтаноламином имеют вид:



В этих уравнениях R - радикал CH₂ - CH₂ - OH. Сероводород и углекислый газ поглощаются при температурах 20 - 40°С. Регенерация МЭА проводится при температуре 105 - 140°С и давлении, близком к атмосферному.

Абсорбция происходит под действием разности между парциальными давлениями сероводорода и углекислоты в газовой фазе и в растворе МЭА. Обычно принимается, что реагирует до 60% циркулирующего МЭА. Если газ, который очищают от сероводорода, содержит также и углекислый газ, то количество поглотительного раствора определяют как сумму количества раствора, потребного для раздельного поглощения H₂S и CO₂ .

Технологические схемы очистки газа зависят от его состава, требуемой степени очистки и дальнейшего направления использования газа. В технологическую схему очистки газа от H₂S и CO₂ входит оборудование по предварительной очистке газа от твердых и жидких частиц, контакторы-абсорберы, аппараты для регенерации насыщенного раствора, а при дальнейшем получении элементарной серы - аппаратура по переработке H₂S в серу и др.

Газ, поступающий на установку по очистке растворами МЭА, проходит через абсорберы, где раствор, идущий навстречу газу, поглощает из него H₂S и CO₂ . При этом применяются абсорберы тарельчатого или насадочного типов. Очищенный газ подается потребителю, а насыщенный сероводородом и углекислым газом раствор из нижней части контактора-абсорбера через теплообменник поступает в десорбер, где подогревается с помощью кипятильника для выделения из раствора H₂S и CO₂. Выделенные кислые газы в холодильнике охлаждаются водой и поступают в конденсатосборник, откуда отводятся для дальнейшего использования в качестве сырья для получения серы, серной кислоты и т.д. Регенерированный раствор выходит из нижней части десорбера, частично охлаждается в теплообменнике и насосом подается через холодильник на верх абсорбера.

При высоком содержании CO₂ (до 12 - 15%) и незначительной концентрации сероводорода применяют очистку газа водой под давлением. Газ проходит ряд параллельно расположенных скрубберов, заполненных железными или керамическими кольцами Рашига размером 50 х 50 или 35 х 35 мм, орошаемых водой под давлением. Очищенный газ проходит затем водоотделители большой вместимости и далее идет по назначению.

Из дегазаторов вода поступает а насосы агрегатов (насос - двигатель - турбина) и нагревается ими в верхнюю часть скрубберов; энергия воды, выходящей из скрубберов, используется в гидравлической турбине для привода центробежного насоса, который имеет и дополнительный электропривод. При резком снижении давления на лопатках гидравлической турбины из воды частично выделяются углекислый и другие газы. Отработанная вода и газы поступают в экспанзер для отделения газов от воды при ее разбрызгивании. Вода, выходящая из экспанзера, содержит до 1,4 - 4,0 г/дм³ CO₂. Для полного удаления CO₂ вода из экспанзера подается в дегазационную градирню, откуда возвращается на орошение водяных скрубберов.

Углекислый газ, выделяемый в экспанзере, обычно используют для производства сульфата аммония, соды, сухого льда и т.д.

При очистке газа, содержащего не менее 10% CO₂, широко применяют способ очистки горячим раствором карбоната калия под давлением. Процесс основан на реакции

Основные аппараты, применяемые при очистке газа, характеризуются следующими конструктивными и технологическими данными.

Используют абсорбционные колонны тарельчатого или насадочного типов. Диаметр колонн 1,2 - 2,4 м в зависимости от количеств пропускаемого газа и раствора, давления и температуры. Высота колонны определяется составом газа и требуемой глубиной очистки в зависимости от числа тарелок или высоты насадки. Часто применяют абсорберы, имеющие 18 - 24 тарелки, высота таких абсорберов 16 - 22 м.

Насадочные колонны обычно заполняют керамическими кольцами размером 50 х 50 или 45 х 25 мм в несколько слоев; высота каждого слоя 3 - 4 м. Иногда для более равномерного распределения раствора между слоями колец устанавливают колпачковые тарелки.

Давление в абсорберах колеблется в широких пределах (0,4 - 15,0 МПа); температура контакта газа с раствором в абсорбере составляет 15 - 25°С, но не ниже температуры гидратообразования.

Десорбционные колонны, как и абсорберы, применяются насадочного и тарельчатого типов. Диаметр колонны 0,8 - 1,2 м. Высота насадочных колонн 10 - 12 м, тарельчатых - 12 - 16 м.

Установки очистки газа от H2S и CO2 должны быть коррозионно-устойчивыми или технологический режим установок должен исключать коррозию оборудования.

Абсорбер

Абсорбер служит для реализации процесса, в котором растворимый компонент газовой смеси поглощается жидкостью (абсорбером). Контакт потоков газа и жидкости в абсорбере происходит следующим образом:

– прохождением газа через колонну с насадкой различного типа, орошаемой жидкостью;

– прохождением газа через колонну, заполненную распыленной жидкостью;

– барботированием газа через слой жидкости;

– прохождением газа над поверхностью жидкости.

В целях достижения высоких значений коэффициенов массопередачи конструкция абсорбера должна обеспечивать противоточное движение газа и жидкости.

В зависимости от вида контакта газ - жидкость в промышленности используют следующие основные типы абсорберов: тарельчатые (колпачковые, сетчатые, сегментные и т. д.); насадочные (кольца Рашига, седла Берля и т. д.); распылительные (скрубберы); пленочные или контактные.

Колонна для эффективного ведения абсорбционного процесса должна быть рассчитана исходя из следующих основных требований:

– по равновесным соотношениям газ - жидкость должно быть определено количество жидкости, необходимой для поглощения требуемого компонента из газовой фазы;

– по предельным нагрузкам (по газу и жидкости) должна быть рассчитана производительность абсорбера и найдены площадь сечения и диаметр колонны;

– по равновесным данным и материальному балансу должно быть найдено число теоретических тарелок, необходимых для достижения требуемой степени извлечения (поглощения) соответствующего компонента из газовой смеси абсорбентом (жидкостью).

Наиболее широкое применение в промышленности нашел абсобер тарельчатого типа. Это колонна, оборудованная тарелками с круглыми желобчатыми колпачками. В нижней части абсорбера размещен каплеотделитель (входной скруббер) с глухой тарелкой. Каплеотделитель представляет собой вертикальный жалюзийный или сетчатый сепаратор. В средней части абсорбера над глухой тарелкой размещены колпачковые тарелки. Число тарелок обычно бывает 4; 8; 16 в зависимости от необходимой глубины осушки или очистки газа. Над тарелками установлена верхняя скрубберная секция (брызгоуловитель).

Поток осушаемого воздуха или очищаемого газа поступает в абсорбер через входной скруббер под нижнюю глухую тарелку, далее проходит от тарелки к тарелке, барботируя через слой абсорбента, и, пройдя брызгоуловитель, выходит из колонны. Поток абсорбента поступает в абсорбер противотоком (по отношению к потоку газа) на верхнюю тарелку, далее, переливаясь через разделительную перегородку, жидкость стекает вниз от тарелки к тарелке, поглощая необходимый компонент из газового потока, который барботирует через слой абсорбента на каждой тарелке. Наконец, достигнув глухой тарелки, абсорбент, насыщенный извлекаемым из газа компонентом (H₂O; H₂S; CO₂ и т.д.), выходит из колонны и направляется на десорбцию (регенерацию). Поток осушенного (от H₂O) или очищенного (от H₂S; CO₂) газа по выходе из абсорбера направляется в газотранспортные магистрали.

Десорбер

Десорбер предназначен для реализации процесса разделения компонентов жидкой смеси путем ее частичного испарения и раздельного улавливания пара и остатка. Применяется для регенерации гликолей и растворов аминов, стабилизации конденсата и т. п. Более летучие компоненты разделяемой в десорбере смеси жидкости при этом имеют повышенную концентрацию в паре, а менее летучие - повышенную концентрацию в жидком остатке. Полнота разделения зависит от свойств компонентов, представляющих подлежащий десорбции жидкостный поток, и от способа проведения процесса разделения.

Используют следующие основные способы процесса разделения жидкости, реализуемые в десорбере:

выпаривание или однократную дистилляцию, когда в процессе испарения образующиеся пары обычно выделяются конденсацией;

ректификацию или многократную дистилляцию, когда пар непрерывно и в противотоке вступает в соприкосновение со сконденсированной порцией.

При выпаривании или однократном испарении потери остатка с паром выше, чем при ректификации. Питание ректификационной колонны обычно подается в среднюю ее часть. В этом случае части колонны, расположенные выше и ниже ввода питания, называются ректификационной и отгонной секциями.

Колонна, в которой исходная жидкость подается в верхнюю часть, называется отгонной. В таких аппаратах допустимо отказаться от возвращения части сконденсированных паров в виде флегмы в колонну. Более концентрированный раствор регенерируемого жидкостного потока может быть получен в ректификационных колоннах с подачей нескольких орошений. месторождение скважина топливный сепаратор

В промышленности, как правило, используют десорберы двух типов: тарельчатые и насадочные. Конструктивно десорберы колонного типа аналогичны абсорберам. Наиболее широко применим десорбер тарельчатого типа с одним или двумя испарителями.

Для выпаривания абсорбированных компонентов насыщенный абсорбент необходимо нагревать в подогревателях-испарителях до температур, обеспечивающих отгонку (испарение) поглощенного абсорбентом компонента. Для этих целей широко применяют подогреватели-испарители трубчатого типа наружного (вне колонны десорбера) исполнения.

Колонное и подогревательно-испарительное оборудование в блочном исполнении разработано для комплектации установок подготовки газа по типовым технологическим схемам.

Карачаганакский перерабатывающий комплекс (КПК)

Карачаганакский перерабатывающий комплекс (КПК) перерабатывает продукцию со скважин, специально выделенных для КПК, Сателлита ранней добычи (СРН) и УКПГ-2. Комплекс выдает следующую продукцию:

– Очищенная стабилизированная нефть/конденсат для КПК;

– Очищенный горючий газ для Аксая, Карачаганакских УКПГ-2, УКПГ-3 и СРН;

– Неочищенный газ для обратной закачки на УКПГ-2;

– Неочищенный газ, доведенный до температуры конденсации, для ОГПЗ.

Это осуществляется на двух линиях переработки газа(одна низкого давления, другая среднего давления), одной линии очистки газа и трех линиях подготовки нефти. Производительность этих линий представлена ниже:

Тип линии	Рабочая производительность
Переработка газа СД	3 млрд.м 3/год при эксплуатации СД (92% от проектной)
Очистка газа СД	1 млрд.м 3/год при эксплуатации СД
Переработка газа НД	2,1 млрд.м 3/год (92% от проектной)
Подготовка нефти	2,33 млрд.м 3/год (97% от проектной) КТК=7 млрд.т/год

Помимо этого, существует еще балансирующая линия для жидких углеводородов с УКПГ-2 до КПК. Это позволяет осуществлять транспортировку всего объема жидких углеводородов с КПК для того, чтобы был достигнут требуемый объем экспорта на КТК = 7 млн. т/год.

2.9 Технологическое описание очистки топливного газа

Основы проектирования

Установка очистки топливного газа рассчитана на производство 1 стан. Гм³/год сернистого газа, поступающего из сепаратора-разделителя с использованием фирменного амина за 8000 часов эксплуатации в год. Сернистый газ подается на установку очистки топливного газа и регенерации амина с абсолютным давлением 7,05 МПа и температурой 33 ^оС.

Во время запуска и/или эксплуатации в аварийных условиях переработка сернистого газа может производиться от сепаратора-разделителя низкого давления. Этот газ подается на установку очистки топливного газа и регенерации амина с абсолютным давлением около 5,0 МПа и температурой 34^оС.

Очищенный влажный газ на выходе из установки содержит менее 13 частей на миллион (по объему) сероводорода и приблизительно 25 частей на миллион меркаптана.

Сернистый газ от регенератора амина направляется к блоку рекомпрессии кислого газа.

Приблизительно 0,6 стан. Гм³/год очищенного топливного газа с установки очистки топливного газа и регенерации амина подается на установку обезвоживания и контроля точки росы топливного газа, а 0,4 стан. Гм ³/год используется как влажный топливный газ высокого давления для выработки электроэнергии и для паровых котлов высокого давления.

Система питания

Сернистый газ от сепаратора-разделителя среднего давления подается в приемный сепаратора абсорбера 1 с абсолютным давлением 7,05 МПа и температурой 33^оС, где привлеченная жидкость удаляется из газа и направляется в закрытую дренажной систему.

Во время запуска и/или эксплуатации в аварийных условиях очистка сернистого газа с абсолютным давлением 5,0 МПа и температурой 33,5 ^оС может производиться с использованием сепаратора-разделителя низкого давления.

Расход, поступающий на установку очистки топливного газа и регенерации амина, определяется контроллером состава потока, который регулирует расход очищенного газа на установку обезвоживания и контроля точки росы топливного газа при помощи клапана управления на выходе выпускного сепаратора абсорбера 2. Верхний предел расхода газа на установку очистки топливного газа и регенерации амина определяется соотношением газа/амина, которое должно поддерживаться выше определенного значения в зависимости от содержания Н₂S в сернистом газе. Расход амина измеряется на выходе насосов перекачки необогащенного амина.

Абсорбер амина

Абсорбер амина в верхней части работает при нормальном абсолютном давлении около 7,0 МПа и температурой 40 ^оС. Сернистый газ от сепаратора абсорбера поступает в абсорбера амина, расположенной под нижней тарелкой, и направляется вверх по колонне, смешиваясь с противоположно направленным водным раствором амина, который поглощает Н ₂S и меркаптаны, связывая их с амином. Газ на выходе из верхней части колонны представляет собой очищенный обессеренный газ. Раствор необогащенного амина подается в абсорбер амина при температуре 40 ^оС и, как правило, закачивается над тарелкой 3. Обогащенный амин, содержащий Н ₂S и меркаптаны, направляется от нижней части колонны абсорбера в сепаратор амина мгновенного испарения. Обогащенный амин выходит из абсорбера амина с температурой около 57 ^оС. Необогащенный амин может закачиваться на тарелки 5 и 7 вместо тарелки 3 при слишком низком содержании СО₂ в очищенном газе. При низком содержании СО₂ в очищенном газе содержание СО₂ в растворе обогащенного амина повышается, что приводит к увеличению затрат на регенерацию амина. Для сокращения потерь раствора амина из-за выноса элементов, в абсорбер амина над верхней тарелкой закачивается промывочная вода.

Очищенный топливный газ

Очищенный газ из абсорбера амина проходит через охладитель очищенного газа, где охлаждается до 35 ^оС. Вся сконденсированная жидкость, отделенная в выходном сепараторе абсорбера, подается в сепаратор амина мгновенного испарения.

Газ на выходе из выходного сепаратора абсорбера анализируется в анализаторе, чтобы обеспечить содержание Н₂S в очищенном газе не выше 13 частей на миллион по объему (нормальное значение составляет 10 частей на миллион), а приблизительно 55 тонн в час (или 58% по весу) этого потока газа подается в блок обезвоживания и управления точки росы.

Остатки очищенного газа абсорбера амина нагреваются до 60 ^оС с использованием пара низкого давления из подогревателя топливного газа. Давление нагретого газа снижается до 2,85 МПа абсолютного при помощи клапана управления, после чего смешивается со спутным поток регенерированного газа из установки обезвоживания и управления точки росы и подается в распределительную сеть Карачаганакского перерабатывающего комплекса (КПК).

Регенерация амина

Обогащенный амин из абсорбера амина направляется в сепаратор амина мгновенного испарения. Давление в сепараторе амина мгновенного испарения контролируется клапана, а газ мгновенного испарения из сепаратора, как правило, подается в расходную емкость второй ступени рекомпрессора кислого газа. Если давление в сепараторе амина мгновенного испарения продолжает повышаться, газ мгновенного испарения автоматически сбрасывается на факел. Обогащенный амин из сепараторе амина мгновенного испарения направляется в теплообменник необогащенного/обогащенного амина, где предварительно нагревается до 106^оС потоком необогащенного амина из нижней части регенератора амина до закачки в регенератор амина выше тарелки 3. Условия эксплуатации в верхней части регенератора амина - 0,09 МПа избыточного давления и температура 101 ^оС. По мере прохождения раствора амина вниз по колонне происходит отделение сероводорода за счет нагрева раствора до 129 ^оС в ребойлере регенератора с использованием охлажденного после перегрева пара низкого давления. Пар низкого давление на ребойлере регенератора необходимо охладить после перегрева, чтобы температура большого объема амина не поднялась до 130 ^оС или температура поверхностной пленки не достигла 160 ^оС. Необогащенный амин из нижней части регенератора амина проходит через теплообменник необогащенного/обогащенного амина и перекачивается бустерными насосами необашенного амина в охладитель необогащенного амина, где он охлаждается до 40 ^оС.

После охладителя необогащенного амина 20%-ный спутный поток отделяется и проходит через фильтр необогащенного амина, который удаляет все частицы размером более 10 микрон. Приблизительно 50% спутного потока после этого проходит через угольный фильтр необогащенного амина, удаляющий углеводороды, а остаток направляется в обводную линию через клапан управления потока. Затем весь спутный поток направляется на фильтры тонкой очистки необогащенного амина, после чего он объединяется с основным потоком и перекачивается рециркуляционными насосами необогащенного амина обратно в абсорбер амина.

Необходимо отметить, что расход газа должен быть снижен, если один из теплообменников необогащенного или обогащенного амина отсечен для технического обслуживания или очистки, поскольку каждый теплообменник рассчитан только на 50% производительности.

Подпитка амином

Потери раствора амина, вызванные выносом из верхней части абсорбера амина или регенератора амина определяются по сигнализации низкого уровня соответствующих индикаторов. При необходимости раствор амина для запитки может быть перекачен из резервуара хранения амина насосом перекачки амина в регенератор амина, расположенный под нижней тарелкой.

Подпитка промывочной водой

Деминерализованная промывочная вода закачивается в абсорбер амина над верхней тарелкой для сокращения потерь раствора амина из-за выноса компонентов. Промывочная вода закачивается в абсорбер амина из емкости хранения промывочной воды насосами запитки промывочной воды. Вода подпитки емкости хранения промывочной воды подается из системы низкотемпературного конденсата низкого давления.

Система факела

Для сброса с предохранительных клапанов давления с целью защиты различных позиций оборудования установки очистки топливного газа и регенерации амина предусмотрены два факельных коллектора. Предохранительные клапаны с установки избыточного давления 0,7 МПа и выше разгружаются в факельный коллектор высокого давления, а клапаны с установки ниже 0,7 МПа избыточного давления в факельный коллектор низкого давления. В каждом случае предусмотрены два предохранительных клапана, находящиеся один в рабочем режиме, другой - в резервном...