Институт по проектированию и исследовательским работам
в нефтяной промышленности

Объекты обустройства Среднеботуобинского НГКМ в пределах центрального блока

Среднеботоубинское месторождение. Обзорная схема района работ

Проектируемые объекты строительства находятся в пределах Мирнинского района республики Саха (Якутия). В географическом отношении район производства работ приурочен к долине р. Улахан-Ботуобуя, которая в свою очередь впадает в реку Вилюй. Климат района резко континентальный, отличается длинной, суровой зимой (с октября по апрель) и непродолжительным летним периодом. В целом территория Среднеботоубинского месторождения характеризуется господством лиственничной тайги с участием сосны и ели. По районированию территория исследований относится к подзоне средней тайги. Кроме того, территория расположена в пограничной области Среднесибирского плоскогорья и Вилюйской впадины, что определяет сходство лесов территории со среднесибирскими таежными сообществами.

Главной особенностью инженерно-геологических условий территории 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.

Транспортная инфраструктура района развита слабо и представлена, в основном, круглогодичной автодорогой III класса Мирный - Ленcк и далее от трассы Мирный – Ленск грунтовой автодорогой до пос. Тас-Юрях протяженностью около 80 км. Кроме того. пос. Тас-Юрях связан с г. Мирным местной авиалинией. Передвижение возможно также по существующим сейсмопрофилям и тракторным дорогам вездеходным транспортом.

Опасных природных и техноприродных процессов в районе работ не имеется.

Объект 2636П: «Обустройство Среднеботуобинского НГКМ в пределах Центрального блока. Кусты скважин №№ 9, 15»

Производственная программа на период пробной эксплуатации включает в себя проектирование следующих объектов и сооружений:

Площадные объекты:

  • Кустовая площадка №9 (6 добывающих скв., 5 нагнетательных скв.);       
  • Кустовая площадка №15 (6 добывающих скв., 3 нагнетательных скв);

  • Площадка узла запуска СОД DN150 в районе куста К-9 (ПК0+70.0);

  • Площадка узла приема СОД DN150 в районе точки врезки в нефтегазосборный коллектор (ПК13+84.0);

  • Площадка узла запуска СОД DN150 в районе куста К-15 (ПК2+80.0);

  • Площадка узла приема СОД DN150 в районе точки врезки в нефтегазосборный коллектор (ПК31+45.0);

Линейные объекты: 

  • Нефтегазосборный (НГС) трубопровод DN150 от куста скважин К-9 до точки врезки в НГС коллектор. Протяженность 1,42 км (ПК0+00 – ПК14+19.55);
  • Нефтегазосборный трубопровод DN150 от куста скважин К-15 до точки врезки в НГС коллектор. Протяженность 3,17 км (ПК0+00 – ПК31+76.30).

В проекте принята напорная герметизированная система сбора нефти в соответствии с РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов».

Принципиальные технологические решения сбора продукции скважин обеспечивают выполнение следующих требований:

  • замер продукции по каждой скважине;

  • надежность эксплуатации промысловых трубопроводов;

  • полную герметизацию процессов;

  • максимальное использование природных ресурсов;

  • охрану окружающей природной среды;

  • максимальную централизацию объектов обустройства на месторождении;

  • максимальную автоматизацию процесса добычи и транспорта, исключающую необходимость постоянного пребывания персонала на объекте.

Эксплуатация кустовых площадок предусматривается без постоянного обслуживающего персонала.

Эксплуатация добывающих скважин предполагается механизированным способом с помощью погружных УЭЦН с возможностью перевода под естественный внутрискважинный газлифт (по мере увеличения прорывного газа газовой шапки).

Для замера дебита добывающих скважин предусмотрены измерительные установки (АГЗУ) по типу «Массомер». Для защиты трубопроводов от внутренней коррозии предусмотрена подача реагентов в затрубное пространство скважины и в нефтегазосборный трубопровод после АГЗУ. Для подачи реагента в затрубное пространство скважины предусмотрены двухконтурные скважинные установки для подачи реагента (СУДР). Для подачи реагента в НГС трубопровод на кустах скважин предусмотрены блоки дозирования реагента (БДР) с двумя технологическими емкостями для подачи двух разных типов реагентов. Для механической очистки НКТ от отложений парафина на территории кустовых площадок предусмотрены установки депарафинизации скважин (УДС).

Выкидные трубопроводы прокладываются надземно на эстакаде с теплоизоляцией и электрообогревом. В качестве теплоизоляции применяются элементы теплоизоляционные из пенополиуретана. Электрообогрев осуществляется саморегулируемыми греющими кабелями

В данной работе проектируются нефтегазосборные трубопроводы:

  • НГС трубопровод от куста скважин К-9 до точки врезки 1 в нефтегазосборный коллектор DN200. Диаметр трубопровода Ø159х6, протяженность около 1420 м (ПК0+00÷ПК14+19,55);

  • НГС трубопровод от куста скважин К-15 до точки врезки 3 в нефтегазосборный коллектор DN200. Диаметр трубопровода Ø159х6, протяженность около 3176 м (ПК0+00÷ПК31+76,30).

Общая протяженность нефтегазосборных трубопроводов составляет 4596 м.

Электроснабжение проектируемых сооружений кустовой площадки №9 предусматривается двумя фидерами ВЛ‑10 кВ с разных секций шин подстанции ПС110/35/10 кВ «Юг». Электроснабжение проектируемых сооружений кустовой площадки №15 предусматривается отпайками ВЛ-10 кВ от ВЛ ПС110/35/10 кВ «Юг» к кусту №7 до куста №15. Электроснабжение площадок линейных потребителей нефтепровода предусматривается отпайками от проектируемых ВЛ-10 кВ.

Для питания и распределения электроэнергии на напряжение 0,4/0,23 кВ предусматриваются комплектные двухтрансформаторные подстанции типа 2КТП-10/0,4 кВ с устройством автоматического включения резерва (АВР) на стороне 0,4 кВ.

Объект 2530П: «Обустройство Среднеботуобинского НГКМ в пределах Центрального блока. Кусты скважин №№ 5, 3, 7, 6. Одиночные скважины
№№ 52, 76, 79, 14»

Производственная программа на период пробной эксплуатации включает в себя проектирование следующих объектов и сооружений:

Площадные объекты:

  • Площадка одиночной добывающей скважины №52;

  • Площадка одиночной добывающей скважины №76;

  • Площадка одиночной добывающей скважины №79;

  •  Площадка одиночной добывающей скважины №14;

  • Кустовая площадка №5 (10 добывающих скв., 8 нагнетательных скв.);

  • Кустовая площадка №3 (6 добывающих скв., 4 нагнетательных скв);

  • Кустовая площадка №7 (8 добывающих скв., 7 нагнетательных скв);

  • Кустовая площадка №6 (16 добывающих скв., 5 нагнетательных скв);

  • Площадка узла запуска СОД УЗС-3 DN150 на нефтегазосборном (НГС) трубопроводе от куста К-3 (ПК5+80.0);

  • Площадка узла приема СОД УПС-3 DN150 на НГС трубопроводе от куста К-3 (ПК24+30.0);

  • Площадка узла запуска СОД УЗС-4 DN400 на НГС коллекторе вблизи точки врезки 1 (ПК0+80.0);

  • Площадка узла приема СОД УПС-4 DN400 на НГС коллекторе вблизи ЦПС (ПК56+60);

  • Площадка узла отключающей арматуры с ручным приводом DN80 на выкидном трубопроводе от одиночной скважины №52 (ПК0+50.0);

  • Площадка узла отключающей арматуры с ручным приводом DN80 на выкидном трубопроводе от одиночной скважины №76 (ПК0+86.0);

  • Площадка узла отключающей арматуры с ручным приводом DN80 на выкидном трубопроводе от одиночной скважины №79 (ПК2+12.0);

  • Площадка узла отключающей арматуры с ручным приводом DN80 на выкидном трубопроводе от одиночной скважины №14 (ПК10+10.0);

  • Площадка отключающей арматуры с электроприводом XVDN150 на НГС трубопроводе от куста К-5 (ПК4+90.58);

  • Площадка отключающей арматуры с электроприводом DN150 на НГС трубопроводе от куста К-7 (ПК7+71.00);

  • Площадка отключающей арматуры с электроприводом DN150 на НГС трубопроводе от куста К-6 (ПК5+32.00);

  • Площадки узлов отключающей арматуры с электроприводом DN400 на НГС коллекторе (ПК79+67.0, ПК82+55.2, ПК98+18.5) – 3 шт.

Линейные объекты:

  • Выкидной трубопровод DN80 от одиночной скважины №52. Протяженность 0,06 км (ПК0+00 - ПК0+59.0);

  • Выкидной трубопровод DN80 от одиночной скважины №76. Протяженность 0,18 км (ПК0+00 - ПК1+80.92);

  • Выкидной трубопровод DN80 от одиночной скважины №79. Протяженность 0,22 км (ПК0+00 - ПК2+21.17);

  • Выкидной трубопровод DN80 от одиночной скважины №14. Протяженность 1,13 км (ПК0+00 - ПК11+30.2);

  • Нефтегазосборный трубопровод DN150 от куста скважин К-5 до точки врезки в НГС коллектор. Протяженность 0,53 км (ПК0+00 – ПК5+31.14);

  • Нефтегазосборный трубопровод DN150 от куста скважин К-3 до точки врезки  в НГС коллектор. Протяженность 2,5 км (ПК0+00 – ПК25+16.96);

  • Нефтегазосборный трубопровод DN150 от куста скважин К-7 до точки врезки в НГС коллектор. Протяженность 0,8 км (ПК0+00 – ПК7+78.89);

  • Нефтегазосборный трубопровод DN150 от куста скважин К-6 до точки врезки в НГС коллектор. Протяженность 0,55 км (ПК0+00 – ПК5+53.65);

  • Нефтегазосборный коллектор DN400 от точки врезки 1 до точки врезки 4. Протяженность 10,45 км (ПК0+00 – ПК104+51.12);

  • Нефтегазосборный коллектор DN400 от точки врезки 4 до ЦПС. Протяженность 5,78 км (ПК0+00 – ПК57+87.99).

Проектная мощность и проектные уровни добычи по южной группе кустов составляют:

  • добыча нефти – 1979 тыс.т/год;

  • добыча жидкости – 10738 тыс.т/год;

  • добыча газа – 575 млн.м3/год.

Режим работы – круглосуточный.

Срок эксплуатации – не менее 25 лет.

Общий фонд скважин на кустах К-5, К-5, К-6, К-7 составляет 64 шт., в том числе 40 добывающих и 24 нагнетательных

Объект 2531П: «Обустройство газового куста № 91 и ситемы газопроводов высокого давления Среднеботуобинского НГКМ»

Согласно заданию га проектирование производственная программа по обустройству газового куста №91 и системы газопроводов высокого давления Среднеботуобинского НГКМ включает в себя проектирование следующих сооружений:

Площадные объекты:

  • Кустовая площадка №91 (7 скважин для закачки газа в пласт для поддержания пластового давления);

  • Площадки узлов отключающих арматур с электроприводом 4 шт. (ПК38+70.0, ПК 49+50.0, ПК109+10.0, ПК113+90.0);

  • Площадка узла приема СОД DN250 (УПС-02) в районе куста К-91 (ПК123+00.0);

  • Площадка дренажной емкости V=3 м³ в районе площадки узла приема СОД DN250.

Линейные объекты:

  • Нагнетательный газопровод от площадки совмещенного узла приема - запуска СОД DN300- DN250 до кустовой площадки №91 протяженностью 
12,7 км.

Режим работы – круглосуточный, расчетное время работы 350 суток (8400 ч/год).

Срок эксплуатации – не менее 25 лет.

Давление газа в точке подключения (на выходе с ГКС) к газопроводу закачки в пласт - составляет до 21 МПа. Состав и качество газа на выходе с ГКС обеспечивают отсутствие выпадения конденсата и гидратообразования при транспорте и закачке газа в пласт.

Максимальный расход газа для закачки в газонагнетательный куст К-91 составляет 1909,3 млн.м3/год.

Проектом предусмотрено строительство участка газопровода высокого давления от совмещенного узла приема-запуска СОД DN300- DN250 до кустовой площадки К-91 для поддержания пластового давления Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения. Подготовленный газ на газокомпрессорной станции, с рабочим давлением 21 МПа подаётся в коллектор нагнетательного газопровода на закачку в скважины куста К-91. Закачка попутного нефтяного газа с целью поддержания пластового давления предусматривается 7 газонагнетательными скважинами.

Состав сооружений на кустовой площадке следующий:

  • площадка устья скважины – 7 штук;

  • блок-бокс учета газа с узлом редуцирования (УУГ);

  • дренажная емкость V = 3 м3;

  • горизонтальная факельная установка;

  • площадка узла переключения.

Принципиальные технологические решения по системе закачки попутного нефтяного газа с целью поддержания пластового давления обеспечивают выполнение следующих требований:

  • замер продукции по каждой скважине;

  • надежность эксплуатации промысловых трубопроводов;

  • полную герметизацию процессов;

  • максимальное использование природных ресурсов;

  • охрану окружающей природной среды;

  • максимальную автоматизацию процесса транспорта и закачки газа, исключающую необходимость постоянного пребывания персонала на объекте.

Газ высокого давления поступает на узел учета газа, где замеряется по каждому потоку и дросселируется до требуемого давления нагнетания 17,9 МПа.