2.1. О программе утилизации попутного газа на месторождении Каракудук Технология

Месторождение «Каракудук» расположено в 365 км на северо-восток от города Актау.Нефть на нем впервые была обнаружена советскими геологами в 1972 году. Промышленная разработка началась лишь спустя четверть века – в 1998 году. Но уже спустя 5 лет, в 2003 году был добыт первый миллион тонн нефти. А в мае 2010 года накопленная добыча составила 7 млн. тонн нефти.

29 декабря 2008 года Установка комплексной подготовки газа, в которую было инвестировано около 75 млн. долларов, была введена в эксплуатацию[прил 2].

Мощность установки составляет 150 млн. кубометров в год. Такая мощность позволит в ближайшие годы перерабатывать и попутный нефтяной газ с близлежащих месторождений, что существенно снизит экономическую нагрузку реализованного проекта.(ссылка 11)

Данная установка – была первая в Казахстане производственным объектом по переработке попутного нефтяного газа подобного рода. Отличительной особенностью УКПГ являются – высокий уровень автоматизации, дистанционное управление и жесткий контроль всех параметров технологического процесса. Уже сейчас ее эксплуатация позволила снизить количество выбросов в атмосферу на 1340 тонн в год.

Следует отметить, что в последние годы, в связи с повышением спроса на сжиженный газ, его производство и реализация значительно возросли.

Проектом предусматривается одна установка подготовки топливного газа с максимальной проектной производительностью по сырому газу 15600 нм3/час и товарному газу – 9294 нм3/час. Проектирование установки предполагается в модульном блочно-комплектном исполнении.

Установка подготовки газа состоит из следующих блоков:

- блок компримирования сырьевого газа

- блок подготовки газа

- блок пропанового холодильника

- блок регенерации гликоля.

Газ объединяется в общий коллектор и с давлением 0,399МПа поступает во входной скруббер первой ступени компримирования, где отделяется образовавшийся конденсат, который направляется в дренажную емкость. Газ, освобожденный от капельной жидкости, направляется на всас первой ступени компрессора, где дожимается до давления 1,717МПа. В результате политропического сжатия газа выделяется значительное количество тепла, которое снимается в аппарате воздушного охлаждения первой ступени. Конденсат, выделившийся в результате компримирования и охлаждения газа, отделяется в скруббере второй ступени, откуда поступает в дренажную емкость. Газ, освобожденный от капельной жидкости, направляется на всас второй ступени компрессора, где дожимается до давления 5,4МПа. Нагретый в результате компримирования газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения второй ступени и направляется во входной сепаратор блока низкотемпературной сепарации.

Газоконденсатная смесь из блока компримирования с давлением 5,33 МПа поступает во входной сепаратор блока низкотемпературной сепарации, где происходит разделение на три потока. Вода направляется на установку подготовки пластовой воды, углеводородный конденсат в колонну деэтанизации, а газ сначала охлаждается в рекуперативном теплообменнике с холодным газом, обратным током поступающим из низкотемпературного сепаратора, затем холодным конденсатом в теплообменнике «газ-конденсат», и, наконец, газ с распыленным гликолем охлаждается в пропановом холодильнике до температуры -5°С в результате чего происходит конденсация тяжелых углеводородов и поступает в низкотемпературный сепаратор, представляет из себя трехфазовый сепаратор.

В низкотемпературном сепараторе происходит разделение газожидкостной смеси на газ, углеводородный конденсат и насыщенный водой гликоль. Для разгрузки компрессора при пуске, для устойчивой работы компрессора при малых расходах газа, а также для исключения поломок при внезапном повышении давления в линии нагнетания предусмотрена запасная линия, снабженная регулирующим клапаном, обеспечивающим перепуск части газа на вход первой ступени компрессора