Производственная программа

Содержание

Введение

АО «РНГ» владеет лицензией на право пользования недрами лицензии ЯКУ 04493 НЭ от 03.09.2015 г. для разведки и добычи углеводородного сырья в пределах участка Восточные блоки СБ НГКМ. Срок окончания действия лицензии – 31.12.2029 г. Площадь лицензионного участка – 385,5 км2.

Объекты, на которых пройдена практика принадлежат компании АО «РНГ», предприятие занимается разработкой нефтегазоконденсатных месторождений на лицензионных участках республики Саха Якутия. Практика пройдена в цехе добычи нефти и газа. Руководитель практики Начальник ЦДНГ Смольяков С.В.

Краткое описание месторождения

По основным тектоническим элементам месторождение разделяется на три крупных блока: Центральный блок, Северный блок и Восточные блоки. Месторождение разделено на четыре лицензионных участка.

Территориально месторождение расположено в пределах Лено-Вилюйской равнины Средне-Сибирского плоскогорья, в междуречье Лены и Вилюя, в бассейне среднего течения реки Улахан-Ботуобуя (правого притока р. Вилюй). Река несудоходна, только в период весенне-летнего паводка возможно плавание на легких моторных лодках. Годовой сток составляет 120-130 млн.м.

Гидрография района представлена также рекой Таас-Юрэх и рядом других более мелких. Питание рек в основном снеговое. Долины рек и ручьев заболочены – около 10% рассматриваемой территории занимают болота и заболоченные земли. Ледостав наступает в первой декаде октября, вскрытие рек – в конце апреля, начале мая. Наибольшая толщина льда на непромерзающих реках составляет 120 см.

Рельеф представляет собой всхолмленную равнину, расчлененную густой сетью временных водотоков. Абсолютные отметки высот рельефа составляют 300-390 м, относительные превышения – 30-50 м.

Климат Мирнинского района является резко континентальным с продолжительной суровой зимой и коротким теплым летом. Основными факторами, влияющими на суровость климата, являются глубоко континентальное материковое положение и горное обрамление равнины с востока, юго-востока и юга, препятствующие проникновению влажных масс воздуха с Тихого океана. Особую суровость природных условий района определяет зима средней продолжительностью 7 месяцев, с ясной погодой и низкими температурами. Средняя месячная температура воздуха в январе держится в пределах от –28°С до –40°С. Достаточно часто отрицательные температуры зимой достигают минус 53-57°С. Средняя продолжительность отопительного сезона составляет 270 дней.

Весна и осень практически отсутствуют. Летом жаркие дни (температура поднимается до +30°С) сменяются холодными ночами. Средняя месячная температура воздуха в июле в Мирнинском районе варьируется от +12°С до +18°С, а максимальная составляет +33°С - +35°С. Осадков в районе выпадает мало, высушенная за лето почва слабо увлажняется и, замерзая в конце сентября, уходит под снег в сухом состоянии. Снегопады наиболее характерны для октября-ноября.

Толщина снежного покрова для участков с ровной поверхностью 35-50 см. Число дней со снежным покровом 200 суток в год.

Главной особенностью инженерно-геологических условий месторождения является повсеместное развитие многолетнемерзлых пород, залегающих до глубины 400 м. Наибольшая толщина сезонного оттаивания 3,5-3,9 м характерна для водораздельных участков, покрытых сосновым лесом.

На площади Восточных блоков СБ НГКМ и вблизи от него имеются выходы строительных материалов – кирпичной глины, известняков, гравия, песка, гипса, бутового камня и диабазов. Строительный лес в районе встречается в виде отдельных рощ.

Производственная программа

Производственная программа по объектам обустройства северного участка Восточных блоков Среднеботуобинского НГКМ включает в себя проектирование следующих объектов:

- обустройство кустовых площадок №№ 1, 5, 6, 7 с общим количеством скважин на кустах 49 шт., из них 39 – добывающих, 10 – нагнетательных;

- обустройство кустовых площадок №№ 1, 5, 6, 7 с общим количеством скважин на кустах 49 шт., из них 39 – добывающих, 10 – нагнетательных;

- обустройство одиночных нефтяных скважин №№ 91, 501;

- обустройство одиночных газовых скважин №№ 502,507;

- нефтегазосборные трубопроводы от кустов №№ 1, 5, 6, 7 до ЦПС;

- выкидные трубопроводы от одиночных нефтяных скважин №№ 91, 501,

- газопроводы от одиночных газовых скважин №№ 502, 507.

Источниками сырья являются добывающие нефтяные и газовые скважины Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения, продукция которых направляется на ЦПС, где происходит подготовка продукции.

Продукция от одиночных добывающих скважин №№ 501, 91 транспортируется по выкидным трубопроводам под давлением, развиваемым погружными электроцентробежными насосами. От скважины №501 продукция поступает на АГЗУ куста №1. Выкидной трубопровод от скважины №91 подключается к точке врезки 1.

Для замера дебита скважин на обустраиваемых кустах предусмотрены измерительные установки АГЗУ.

Подключение трубопровода от скважины № 501 по трубопроводу осуществляется к АГЗУ куста № 1.

Для замера дебита скважины №91 на приустьевой площадке предусматривается счетчик СКЖ.

На кустах №№ 1, 5, 6, 7 предусматривается лучевая схема сбора.

Нефтегазовая жидкость от обустраиваемых скважин по подземным трубопроводам направляется в проектируемую АГЗУ, расположенную на кусте, для замера дебита.

После замера продукция скважин по нефтегазосборным трубопроводам в соответствии с Заданием на проектирование направляется на ЦПС Среднеботуобинского НГКМ.

Для последующего ввода в эксплуатацию кустов №№ 4, 9 (не входят в объем проектирования) в соответствии с требованиями Заказчика на проектируемом нефтегазосборном трубопроводе предусматриваются узлы подключения УЗА-03 и УЗА-04.

На основании требований п. 9.2.1 ГОСТ Р 55990-2014 проектом предусматривается узел запорной арматуры УЗА-05, 06 DN 300 PN 40 для подключения кустов К-6 и К-7 к проектируемому нефтегазосборному трубопроводу.

Для обеспечения возможности проведения внутритрубной диагностики и предотвращения отложений на стенках трубопроводов, предусматривается установка узлов запуска и приема средств очистки и диагностики (СОД).

Узлы запуска и приема СОД КЗ-1 и КП-1 DN 200 PN 40 размещаются на трубопроводе от куста №1 до узла врезки 1.

Узел запуска СОД КЗ-2 DN 250 PN 40 расположен в районе узла врезки 1. В районе узла врезки 2 на нефтегазосборном трубопроводе предусмотрена совмещенная площадка, на которой расположены узел приема СОД КП-2 DN 250 PN 40, узел запуска СОД КЗ-4 DN 400 PN 40, а также запорная арматура для перспективного подключения куста №3 к общей нефтегазосборной сети.

Узел приема СОД КП-4 DN 400 PN 40 на нефтегазосборном трубопроводе размещается в районе ЦПС.

Для защиты внутренней поверхности трубопроводов от коррозии на кустовых площадках предусмотрена подача ингибитора коррозии в затрубное пространство скважин и в нефтегазосборный трубопровод после замерной установки. Для подачи реагента в затрубное пространство скважины и в нефтегазосборный трубопровод на кустах приняты блоки дозирования реагента (БДР).

Для подачи ингибитора коррозии в затрубное пространство и выкидные трубопроводы для одиночных скважин №№91, 501 предусмотрены скважинные установки дозирования реагента (УДР).

Для сбора дренажа от технологического оборудования предусматриваются дренажные емкости.

Проектом предусматривается обустройство одиночных газовых скважин №№ 502, 507. Согласно Заданию на проектирование при проектировании первой очереди обустройства продукция газовых скважин будет использована в качестве источника газа Энергокомплекса, расположенного на площадке ЦПС (проект 0828/1).

Поток природного газа от одиночной скважины №№ 502, 507 по трубопроводу поступает на площадку оперативного узла учета газа, где производится замер расхода продукции.

После замера газ от скважины №502 по газопроводу транспортируется до ЦПС. Трубопровод от скважины №507 транспортирует природный газ до точки врезки, где подключается к газопроводу от скважины №502. Для поэтапного подключения скважин на точке врезки предусматривается площадка УЗА-07.

Продукция подается в Энергокомплекс, расположенный на площадке ЦПС, где после подготовки газ направляется в качестве топлива на блоки ГТУ.

Часть газа от скважины № 507 подается на куст №1 в качестве топлива для подогрева воды в печах. Около скважины №507 расположен узел запорной арматуры УЗА-10 для поэтапного подключения газопроводов на куст и на точку врезки.

На подходе к ЦПС на расстоянии не менее 100 м от границы предусматривается узел запорной арматуры УЗА-08.

Для предотвращения гидратообразования проектом предусматривается подача ингибитора в затрубное пространство скважин, а также в газопроводы через фонтанную арматуру с помощью блока дозирования реагента (БДР).

Отвод газа при освобождении обвязки трубопроводов, продувке скважины, во время аварийных ситуаций производится на горизонтальную факельную установку (ГФУ). В комплект ГФУ входит блок управления, который обеспечивает розжиг и поддерживает устойчивую работу дежурной горелки.

Сбор производственно-дождевых стоков от приустьевых площадок и площадок дренажных емкостей предусматривается в индивидуальные приямки диаметром 1 м и глубиной 1 м.

В объекте проектируются выкидные трубопроводы от одиночных скважин №№91, 501 и нефтегазосборные трубопроводы от кустов №№ 1, 5, 7, 6. Данные трубопроводы обеспечивают транспорт продукции на ЦПС Среднеботуобинского НГКМ и являются промысловыми в соответствии с ГОСТ Р 55990-2014.

В состав сооружений водоснабжения включены сооружения подготовки технической воды в составе:

1. площадки подогревателя путевого 1-П-1-1;

2. установки подготовки технической воды 1-УПТВ-1;

3. блок дозирования ингибитора коррозии-бактерицида 1-БДР-2;

4. блок дозирования нейтрализатора кислорода 1-БДР-1;

5. внутриплощадочные сети на площадке сооружений подготовки технической воды.

К организованным источникам выбросов от проектируемых сооружений относятся: дымовая труба печи от подогревателя воды; горизонтальная факельная установка (ГФУ); «воздушки» дренажных емкостей.

К неорганизованным выбросам относятся утечки через не плотности от уплотнений и соединений технологического оборудования, трубопроводов, запорно-регулирующей арматуры, расположенных на наружных площадках.

Режим работы промысловых сооружений – непрерывный, круглосуточный.