Газпром добыча Астрахань

Газпром добыча Астрахань

ООО «Газпром добыча Астрахань»
Тип	Общество с ограниченной ответственностью
Деятельность	Добыча газа
Год основания	1981
Прежние названия	Астрахань Газпром
Расположение	Россия: Астрахань
Отрасль	Газодобыча
Продукция	Газ, Н-80 , Р-92, П-95, Дизельное топливо, Мазут, Сжиженный газ, Комовая сера, Гранулированная сера, Жидкая сера
Материнская компания	ОАО «Газпром»
Веб-сайт	http://www.astrakhangazprom.ru/

Астраханский газовый комплекс, основанный в 1981 г., является крупнейшим предприятием юга России по добыче, переработке и транспортировке газа, серы и жидких углеводородов. До 2007 г. — ООО «Астраханьгазпром».

Производственное объединение «Астраханьгазпром» организовано согласно Постановлению ЦК КПСС и Совета Министров СССР "О мерах по освоению Астраханского газоконденсатного месторождения от 23 сентября 1981 года № 943 и приказу Мингазпрома от 5 октября 1981 года № 236-орг в составе Всесоюзного промышленного объединения по добыче и переработке газа в Оренбургской области /Оренбурггазпром/. В целях повышения оперативности в решении производственных вопросов приказом Мингазпрома № 130-орг от 9.04.85 г. объединение было выведено из состава ВПО «Оренбурггазпром» и переподчинено непосредственно Министерству газовой промышленности. В связи с введением в действие с 1 января 1991 года Закона Союза ССР «О предприятиях в СССР» и в целях совершенствования управления производством, приказом Государственного газового концерна «Газпром» производственное объединение по добыче, переработке газа в Астраханской области «Астраханьгазпром» в г. Астрахани преобразовано в государственное предприятие (ГП)"Астраханьгазпром". Во исполнение Указа Президента Российской Федерации от 5 ноября 1992 года № 1333 "О преобразовании Государственного газового концерна «Газпром» в Российское акционерное общество «Газпром», Правительство Российской Федерации Постановлением от 17 февраля 1993 года № 138 " Об учреждении Российского акционерного общества «Газпром» учредил Российское акционерное общество «Газпром». Приказом Российского акционерного общества «Газпром» от 31 марта 1993 года № 2 ГП «Астраханьгазпром» включено в перечень дочерних предприятий Единой системы газоснабжения РАО «Газпром». Решением ОАО «Газпром» от 6.06.99 г. № 1 предприятие «Астраханьгазпром» преобразовано в Общество с ограниченной ответственностью «Астраханьгазпром». В результате изменений в структуре управления количество структурных подразделений уменьшилось с 36 до 25 , а численность работников с 20191человека в 1996 году до 12760 человек в 1998 году.

1. Краткая характеристика Астраханского газоконденсатного месторождения

Астраханское газоконденсатное месторождение расположено в юго-западной прибортовой зоне Прикаспийской впадины севернее г. Астрахани. Открыто в 1976 году разведочной скважиной № 5-А. Залежь приурочена к сложному по строению карбонатному массиву, представленному известняками башкирского яруса среднего карбона. Размеры залежи 100  40 км, тип массивно — пластовый. Глубина залегания кровли продуктивного пласта 3827-3990 м. Этаж газоносности до 250 м. Газо-водяной контакт — на глубине минус 4073 м. Начальное пластовое давление — 61,2 МПа. Начальная пластовая температура — 107 0С. Фильтрационно-емкостные свойства пород — коллекторов (ФЕС) — низкие (пористость — 10 %). Продуктивная толща месторождения резко неоднородна по площади и разрезу и представляет собой совокупность макрозон с повышенной продуктивностью (дебит газа 300—600 и более тыс. м3/сут.) и зон с неактивными запасами (дебит скважин ниже 50 тыс. м3/сут.) Состав пластовой смеси АГКМ Пластовая смесь АГКМ характеризуется как высокосернистая, со сложным составом. Из соединений серы, кроме H2S, среднее содержание которого по состоянию на 1.01.99 г. составляет 26,0 %об., в газе содержится аномально большое количество сероокиси углерода (около 1000 мг/м3). Содержание серы меркаптановой составляет около 2000 мг/м3, сероуглерода менее 10 мг/м3, углекислоты 12,6 %об., азота — не превышает 0,5 %об. В соответствии с "Комплексным проектом разработки Астраханского месторождения (утвержден 28.06.96r) на 1.01.99г принято удельное потенциальное содержание С5+ в пластовом газе 259 г/м3 газа сепарации. Пластовая система АГКМ находится в однофазном газообразном состоянии и недонасыщена тяжелыми углеводородами. Давление начала конденсации оценивается в 40,0 — 44,0 МПа.

Состояние и основные направления освоения Астраханского газоконденсатного месторождения Разработка Астраханского месторождения начата 31 декабря 1986 году в соответствии с «Проектом опытно — промышленной эксплуатации», составленным ВНИИГАЗом в 1985 году на объем годовой добычи газа 12 млрд м3 (протокол ЦКР 45/85 от 10.06.85r). В 1996 году «Комплексный проект разработки Астраханского месторождения» выполнен ВНИИГАЗом с участием ВолгоградНИПИнефти, АНИПИгаза, ВНИПИгаздобычи, НВНИИГГ. Максимально достигнутая добыча по газу сепарации с начала ввода АГКМ в эксплуатацию приходится в 1999 году 8,7 и минимальная добыча на 1990 г. — 2,9 млрд м3. Добыча газа на АГКМ обусловлена работоспособностью перерабатывающих мощностей АГПЗ, из-за невозможности транспортировки агрессивного сырья на другие перерабатывающие заводы по магистральным трубопроводам без предварительной подготовки. Средний рабочий дебит скважин в 1998 году составил 300 тыс. м3/сут. Среднее рабочее устьевое давление и депрессия равны соответственно 26,4 и 12,7 МПа (по проекту — 24,3 и 14,6 МПа). Пластовое давление в зоне отбора АГКМ составило 53,5 МПа.

Принятый вариант разработки АГКМ В качестве рекомендованного на период до 2010 года принят вариант с годовым отбором добычи газа сепарации 12 млрд.м3 (с 2002 года), предусматривающий эксплуатацию месторождения на режиме истощения при минимизации пластовых потерь конденсата путем подключения в эксплуатацию зон с высоким давлением (УППГ — 6 и 3) и максимальное использование методов воздействия на призабойные зоны скважин с целью повышения их продуктивности. Тактика разработки месторождения основывается на использовании запаса пластовой энергии до величины давления начала ретроградной конденсации. Равномерное и минимальное снижения пластового давления по площади обеспечивается за счет создания условий внутрипластовых перетоков газа из пойменной, охранной, периферийных и малопродуктивных зон. Такая тактика позволяет сохранить стабильность КГФ, снизить потери конденсата, а также отодвинуть сроки строительства ДКС.

2. Бурение эксплуатационных скважин. На Астраханском ГКМ для бурения эксплуатационных скважин используются буровые установки класса БУ-5000 ДГУ-1 Уралмаш БУ ЗД-76 и Уралмаш БУ 4Э-76 с вышками башенного типа ВБ-53-320 М, оборудованные подъемниками типа У2-5-5, КП-2-3. Буровая установка включает в себя: а) насосный блок, отнесенный в целях безопасности на 30 м от устья скважины; б) узел приготовления и утяжеления бурового раствора, состоящий из: 1. Блока приготовления раствора БПР. 2. Глиномешалки ГМ-1 3. Гидромешалки типа ГДМ-1 4. 9-ти запасных емкостей для раствора (У=360 мЗ), снабженных каждая гидроперемешивателями типа 4УПГ.

Типовая конструкция скважины

— направление шахтное — 720 мм 0-11 м — направление удлиненное — 630 мм 11-50 м — кондуктор — 426 мм 350 м — 1 промежуточная колонна — 324 мм 2000 м — 2 промежуточная колонна — 244,5 мм 3850 м — эксплуатационная колонна — 177,8 мм 4050 м

Испытание скважины. После окончания бурения скважины заключительных промыслово-геофизических работ, спуска эксплуатационной колонны и ее цементирования производится опробование в интервале 4050-3950 м. Вскрытие продуктивного пласта в колонне производится перфоратором 3ПКО из расчета 12 отверстий на 1 п.м. Исследование скважины на приток производится через сепарационную установку «Порта-Тест» на шести режимах путем смены стационарных режимов фильтрации на штуцерах от 8 до 22 мм.

Освоение скважины. Освоение скважин производится с целью получения промышленных притоков газа и газоконденсата и является составной частью испытания скважин перед сдачей их в эксплуатацию, включает в себя работы по вызову притока пластовых флюидов, очистки призабойной зоны от фильтратов промывочной жидкости, искусственному воздействию на призабойную зону и отработке скважины. Все виды по освоению скважин осуществляются в соответствии с действующими РД и «Временным технологическим регламентом на освоение скважин Астраханского ГКМ» согласно индивидуальным планам на каждую скважину, утверждаемым главным инженером и главным геологом предприятия. Планами предусматривается выполнение работ по: — подготовке скважины к освоению; — инициированию (возбуждению) притока; — отработке скважины (очистке призабойной зоны); — установке подземного скважинного оборудования. При получении притока газа ниже проектного: — проведение дополнительной соляно-кислотной обработки призабойной зоны по отдельному плану. Технология освоения скважины: 1. Освоение скважины при Рпл > Ргидр. заменой бурового раствора на техническую воду и метанол по завершении монтажа и опрессовки фонтанной арматуры и отводов. 2. Распакеровка пакера производится путем сброса шара и создания избыточного давления согласно инструкции службы поставщика. 3. Осуществляется отработка скважины отдувкой в земляной амбар со сжиганием пластовой продукции, продолжительность отдувки — до получения чистого газа. 4. При отсутствии притока (слабом притоке) в зоне перфорации закачивается 10-15м3 солярки(нефти) и 60-100мЗ ингибированной соляной кислоты с обеспечением гидроразрыва пласта. Через 2-6 часов по завершении цродавки кислоты в пласт приступают к отдувке скважины. 5. После отработки скважины в амбар производится переключение потока на технологическую линию (на установку Порта-Тест) для выполнения газодинамических и газоконденсатных исследований. 6. В процессе отработки скважины и проведения исследований осуществляется подача в затрубное пространство ингибитора коррозии 5-10 % раствора Додиген 4482-1 сопс, Sepacorr CE 5479 AM, TYPE 932. 7. При получении притока ниже проектного проводится дополнительная обработка скважины по отдельному плану.

3. 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.

4. 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 хозяйство; • объекты складской зоны, включающие:  склад светлых нефтепродуктов (16 резервуаров по 10000 м3)  склад сжиженных газов (40 буллитов по 200 м3) • три наливные эстакады светлых нефтепродуктов на 150 стояков; • установка автоматического налива жидкой серы (произ¬водительностью 1200 т/час); • установка механизированной погрузки твердой серы — 600 т/час.; • установки грануляции серы; • подземные хранилища нестабильного конденсата и неф¬тепродуктов; • объекты вспомогательного производственного и обслужи¬вающего назначения; • предзаводская зона; • азотно-кислородная станция, цех наполнения и хранения кислородных баллонов, склады хим. реагентов и масел, склад оборудования, ремонтно-механический цех, цент¬ральная заводская лаборатория, инженерно-лаборатор¬ный корпус, заводоуправление, пож. депо, база военизи¬рованной службы, противофонтанной и газовой безо¬пасности, административно — бытовые корпуса, столовая, объекты энерговодоснабжения с водозабором на р. Бузан, внешние и внутренние железнодорожные и автомо¬бильные дороги с сооружениями на них, причал на реке Бузан, объекты связи и канализации и др.

Взаимосвязь между установками заводами в процессе получения товарных продуктов.
Для переработки на АГПЗ поступает пластовая смесь, представляющая собой углеводороды предельного ряда Бутлерова (газообразные и жидкообразные). 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 и У-734 получают нефтепродукты и сжиженные газы:  бензины автомобильные Нормаль-80, Регуляр—92, Премиум-95 по ГОСТ 2084 — 77.  дизельные топлива марок Л — 02 — 62, Л — 05 — 62, Л — 05 — 40 по ГОСТ 305-82;  котельные топлива — мазут марки 40 и марки 100 по ГОСТ 10585 — 76;  смесь пропана — бутана 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.

В настоящее время ООО «Газпром Добыча Астрахань» представляет собой комплекс, объединяющий в единую технологическую и финансовую структуру 24 подразделения. Среди них: Астраханский газоперерабатывающий завод (АГПЗ), осуществляющий переработку пластового газа и газового конденсата с получением широкого ассортимента товарной продукции; Газопромысловое управление (ГПУ) обеспечивает разработку Астраханского газоконденсатного месторождения, добычу и транспорт газожидкостной смеси на Астраханский газоперерабатывающий завод.

Ссылки

О компании на сайте Газпрома