Общая характеристика объекта

Тенгизский промысел расположен в Атырауской области Жылойского района в юго-восточной части Каспийской низменности.

Тенгизское месторождение характеризуется уникальными особенностями геологического строения и насыщающих флюидов. Тенгизское поднятие выявлено и подготовлено к поисково-разведочному бурению в 1975 году. По данным сейсморазведки и разведочного бурения поднятие представляет собой крупную антиклинальную складку размером 17−26 км при амплитуде до 1000 м.

В 1981 при опробовании в колонне интервала 4050−4081 м получен фонтанный приток нефти при Дшт= 15,2 мм, дебит нефти= 115 м3/сут.

Основные геолого-физические параметры продуктивной толщи и физико-химические свойства насыщающих флюидов приведены в таблицах 1.9−1.10.

Аномально высокое содержание в пластовом флюиде агрессивных компонентов сероводорода и углекислого газа, значительное пластовое давление (до 83,0 МПа) и буферное давление на устье скважин (до 60,0 МПа) предъявляют повышенные требования к обеспечению высокой эксплуатационной надежности нефтепромысловых сооружений и оборудования, а принятый технологический режим эксплуатации месторождения осуществляется фонтанным способом. Для осуществления этих задач, система сбора обеспечивается оборудованием и сооружениями поставляемыми фирмой «Лавалин» и фирмой «Камерон» для оборудования устьев скважин. Система сбора промысла технологически тесно связана с технологией газоперерабатывающего завода.

Автоматизированный контроль и управление за работой всего технологического комплекса Тенгизского месторождения осуществляется системой Honeywell.

SCAN-3000 представляет собой усовершенствованную систему диспетчерского управления и сбора данных.

Таблица 1.9- Основные данные разработки продуктивного пласта месторождения Тенгиз

Показатели.	Параметры.
Начальное пластовое давление, кгс/см2.
Давление насыщения, кгс/см2.	252,5.
Пластовая температура, С.
Газонасыщенность, м3/т.
Плотность нефти в пластовых условиях, г/см3.	0,626.
Плотность нефти в поверхностных условиях, г/см3.	0,789.
Средняя глубина, м.	4200−4500.
Тип залежи.	Массивный.
Содержание серы в нефти, %.	0,71.
Содержание сероводорода в газе, %.	18,5.
Содержание парафина, %.	4,2.
Вязкость нефти в пластовых условиях, сП.	0,18.
Плотность газа при 20 С, кг/м3.	1,165.

Таблица 1.10 — Состав пластовой нефти

<…

Подземная дренажная емкость с погружным центробежным.

насосом, объем емкости 3,2 м³, давление насоса 3 кгс/см3,.

производительность 3,5 м³ /час;

Узлы приема скребков (с клапанами-отсекателями);

Подземный нефтесборный коллектор;

Распределительные трубопроводы топливного газа;

Подземная дренажная емкость предназначена для приема жидких углеводородов при скребковании технологических трубопроводов. Откачка жидкости от емкости производится автоматически по верхнему уровню погружным насосом на ГПЗ, а газ из нее поступает на факельную систему завода.

Режим давления

Для проектирования системы сбора были выбраны два уровня рабочих давлений. Эти два уровня рабочих давлений были выбраны из соображений допустимых номинальных давлений для арматуры.

• 125 кгс/см2 для выкидных линий от отдельных скважин до замерных установок.
• 94,28 кгс/см2 от замерных установок до завода при температуре 90є С.

Рабочие температуры

Максимальное значение рабочей температуры на выкидной линий 90єС, в то время как минимальные допустимые температуры потоков определяются температурой гидратообразования для пластового флюида при ожидаемых рабочих давлениях.

Температура гидратообразования для диапазона давлений рассматриваемых в системе сбора, была рассчитана приблизительно равной 28 °C. Это определяет допустимый диапазон рабочих температур для системы, в пределах от 90єС до 30єС.

Чтобы поддержать допускаемую температуру потока выше 30єС, в проекте системы сбора предусмотрено несколько мер.

Все D-4″ выкидные линий от скважин до замерных установок теплоизолированы пенополиуретаном толщиной 25 мм.

Компонент.	Мольная доля, %.	Массовая доля, %.
Азот.	0,75.	0,39.
Сероводород.	12,56.	8,11.
Двуокись углерода.	2,28.	1,90.
Вода.	0,35.	0,12.
Метан.	44,45.	13,52.
Этан.	8,85.	5,04.
Пропан.	5,25.	4,39.
и-бутан.	1,05.	1,16.
н-бутан.	2,46.	2,71.
и-пентан.	1,34.	1,83.
н-пентан.	1,40.	1,91.
Циклопентан.	0,07.	0,09.