Добыча, сбор и транспорт продукции скважин на ГПЗ По состоянию на 1.10.99 года, на Астраханском промысле находится 178 скважины, в том числе: — эксплуатационных — 130 — наблюдательных — 26 — специальных технологических — 20, действуют 5 УППГ (1, 2, 4, 6, 9), УППГ — 3А находится в стадии строительства. Дебиты эксплуатационных скважин составляют от 100 до 500 тыс. м3/сутки. Пластовая газожидкостная смесь (ГЖС) по колонне насосно-компрессорных труб поднимается к устью скважины. Отсюда с давлением 16 ÷ 32 МПа она поступает на первую ступень подогрева. После подогрева до температуры 60 ÷ 70 °C ГЖС проходит автоматический дросселирующий клапан — регулятор, на котором давление снижается до 7.9 ÷ 10.3 МПа, и поступает на вторую ступень подогрева. Со второй ступени подогрева с температурой 60 ÷ 70 °C ГЖС через замерную диафрагму подаётся в шлейф (шлейфы длиной до 2-х км имеют диаметр 114 х 8.6 мм, а длиной свыше 2-х км — 168 х 10.97 мм) и по нему поступает на блок входных манифольдов (БВМ) на площадке установки предварительной подготовки газа (УППГ). БВМ позволяет направить продукцию скважины или в сборный коллектор, или на контрольный сепаратор для замера её дебита, или через факельный сепаратор на факел. На площадке УППГ расположена установка приготовления раствора ингибитора коррозии и технологическая насосная для его подачи в затруб скважин и газоконденсатопроводы. С УППГ продукция скважин по газоконденсатопроводу Dy = 400 подаётся на газоперерабатывающий завод. На I очереди промысла с каждого УППГ проложены две нитки газоконденсатопроводов, а с УППГ II очереди — по одной. Расчётное давление газоконденсатопроводов 12 МПа. Расход скважин регулируется ЭВМ по системе ТМ/ТУ таким образом, чтобы на входе на ГПЗ давление ГЖС находилось в пределах 6.8 ÷ 7.0 МПа, а температура в пределах 30 ÷ 35 °C. Система ТМ/ТУ позволяет осуществлять оперативный контроль и управление технологическим процессом добычи, сбора и транспорта ГЖС, а также отключать промысловые объекты при достижении критических параметров. Система автоматики питается очищенным газом, подаваемым на промысел с ГПЗ под давлением 5.5 МПа. Для снижения вредных выбросов в атмосферу отдувка скважин после КРС, интенсификации и периодического ингибирования НКТ производится в подземные ёмкости. Контроль за содержанием сероводорода в воздухе осуществляется стационарными датчиками, установленными на площадке скважины, площадке УППГ и по периметру промысла. Сигналы от них поступают как на центральную ЭВМ так и в операторную УППГ. В работе находятся пять УППГ суммарной производительностью (проектной) до 10.5 млрд м3 отсепарированного газа в год.
Переработка газа и газового конденсата. Астраханский газоперерабатывающий завод предназначен для подготовки и переработки пластового газа с получением товарных продуктов, в состав которого входят:• установки сепарации пластового газа высокого давления (1-4 У-171, 1-2 У-271); • установки сероочистки газа раствором диэтаноламина (1-4 У-172, 1-2 У-272); • установки осушки и отбензинивания очищенного газа (У-174, 274); • установок по производству и хранению серы и доочистки отходящих газов (1-4 У-151, 1-2 У251); • установки очистки и компримирования газов выветривания конденсата (У-141, 241); • установки стабилизации конденсата и обработки пластовой воды (У-120, 220); • комбинированная установка, включающая блок электрообезвоживания и электрообессоливания (ЭЛОУ), блок атмосферной перегонки (АТ) мощностью 3 млн тонн в год, блок вторичной перегонки (ВП) и блок очистки и получения сжиженного газа (250 тыс. тонн); • установка гидроочистки мощностью 2 млн тонн/год; • установка каталитического риформинга мощностью 1 млн тонн в год; • установка сжигания производственных отходов (У-165,265); • факельное склад светлых нефтепродуктов хозяйство; • объекты складской зоны, включающие: склад сжиженных газов (40 буллитов по 200 м3) •(16 резервуаров по 10000 м3) три наливные эстакады светлых нефтепродуктов на 150 стояков; • установка автоматического налива жидкой серы (производительностью 1200 т/час); • установка механизированной погрузки твердой серы — 600 т/час.; • установки грануляции серы; • подземные хранилища нестабильного конденсата и нефтепродуктов; • объекты вспомогательного производственного и обслуживающего назначения; • предзаводская зона; • азотно-кислородная станция, цех наполнения и хранения кислородных баллонов, склады хим. реагентов и масел, склад оборудования, ремонтно-механический цех, центральная заводская лаборатория, инженерно-лабораторный корпус, заводоуправление, пож. депо, база военизированной службы, противофонтанной и газовой безопасности, административно — бытовые корпуса, столовая, объекты энерговодоснабжения с водозабором на р. Бузан, внешние и внутренние железнодорожные и автомобильные дороги с сооружениями на них, причал на реке Бузан, объекты связи и канализации и др.Для переработки на АГПЗ поступает пластовая смесь, представляющая собой углеводороды предельного ряда Бутлерова (газообразные и жидкие). Кроме того, в этой смеси содержатся неорганические газы, основным представителем, которые являются H2S, CO2 и в меньших концентрациях N2, H2, Ar, He. В пластовую смесь входят также сероорганические соединения СОS, СS2, RSН (жидкие и газообразные), сульфиды, дисульфиды, тиофаны, тиофены, а также углеводороды пиридинового ряда и в небольших количествах кислородсодержащие нафтеновые кислоты и пластовая вода с растворимыми в ней соединениями.Первой установкой завода является установка сепарации пластового газа У-171/271, где пластовая смесь разделяется на:— отсепарированный газ; — нестабильный конденсат; — пластовую воду; a) Отсепарированный газ на установке сероочистки У-172/272 проходит очистку от кислых компонентов (H2S, CO2), где получают обессеренный и кислый газы. Обессеренный газ направляется на осушку и отбензинивание (У-174/274), откуда выходит как товарный газ потребителю по ГОСТ 5542 — 87. b) Нестабильный конденсат с У-171/271 поступает на стабилизацию на установку стабилизации конденсата У-121/221, откуда уходит как стабильный конденсат на комбинированную установку У-1.731 для получения нефтепродуктов. c) Пластовая вода с установки сепарации направляется на установку нейтрализации пластовых вод У-122/222, откуда откачивается на полигон для закачки в пласт. d) Кислые газы с установки У-172/272, У-141/241, У-1.731 направляются на установку производства серы (У-151/251), где получают серу техническую жидкую и комовую по ГОСТ 127 — 93. Далее жидкая сера поступает на установку грануляции серы, на которой получают серу газовую гранулированную по ТУ 51-31323949 — 41 — 98; e) Газы среднего давления (газ стабилизации У-120/220 и газы расширения амина У-172/272) поступают на предварительную очистку установки У-141/241, где получают углеводородный обессеренный газ, который направляется на У-172/272 на дополнительную очистку. f) Из стабильного конденсата на установках У-731, У-732 бензины автомобильные и У-734 получают нефтепродукты и сжиженные газы: дизельные топлива марок Нормаль-80, Регуляр—92, Премиум-95 по ГОСТ 2084 — 77. котельные топлива —Л — 02 — 62, Л — 05 — 62, Л — 05 — 40 по ГОСТ 305-82; смесь пропана — бутана мазут марки 40 и марки 100 по ГОСТ 10585 — 76; технических по ГОСТ 20448 — 90. На У-1.731 получают промежуточную фракцию НК-350 и на блоке АТ -товарное топливо — мазут. Фр. НК-350 с блока АТ (У-1.731) направляется на гидроочистку У-1.732 от S-, N2-, O2-содержащих соединений и возвращается на блок ВП У-1.731. На блоке ВП из гидроочищенной фр. НК-350 получают товарное дизельное топливо (класса 2, с присадкой повышаюшей смазывающую способность), промежуточные фракции (НК-62, 62-180). НК-62 на блоке вторичной перегонки проходит аминовую очистку и используется как компонент автомобильного бензина, а фр. 62-180 направляется на установку риформинга У-1.734 для получения высокооктанового компонента автомобильного бензина. На блоке ОПСГ У-1.731 получают сжиженные газы (СПБТ и БТ), которые отправляются в товарный парк сжиженных газов У-500. На установке каталитического риформинга У-1.731 получают стабильный катализат с октановым числом по моторному методу не менее 76 и по исследовательскому методу не более 98.1.Alsharhan, Abdulrahman S. and Kendall, Christopher G. St. C., Precambrian to Jurassic Rocks of Arabian Gulf and Adjacent Areas: Their Facies, Depositional Setting, and Hydrocarbon Habitat, Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, volume 70, #8, 1986
2.Arabian American Oil Company Staff, Ghawar Oil Field, Saudi Arabia, Bulletin of the American Association of Petroleum Geologists, Volume 43, #2, 1959
3.Bramkamp, R. A., Sander, N. J., and Steinecke, M., Stratigraphic Relations of Arabian Jurassic Oil, Habitat of Oil, American Association of Petroleum Geologists, 1958
4.Levorsen, A.I., Geology of Petroleum, W.H. Freeman, San Francisco, 1954
5.Mitchell, J.C., Lehmann, P.J., Cantrell, D.L., Al-Jallal, I.A. and Al-Thagfay, M.A.R., Lithofacies, Diagenesis and Depositional Sequence; Arab-D ember, Ghawar Field, Saudi Arabia,SEPM Core Workshop #12, Houston, 1988
6.Saudi Arabian Oil Company, Impact of 3-D Seismic on Reservoir Characterization and Development, Ghawar Field, Saudi Arabia, AAPG Studies in Geology #42 and SEG Geophysical Developments Series #5, AAPG/SEG, Tulsa, 1996
7.Saudi Aramco, Oil Reservoirs, Table of Basic Data, Year-End 1980
8.United States Energy Information Administration, The Petroleum Resources of the Middle East, 1982
9.«Тайное богатство». «Ведомости», № 238 (1765), 18 декабря 2006