Новости // Оборудование, услуги, материалы. Добыча нефти цпс


На Куюмбинском НГКМ разрешили построить ЦПС нефти // Оборудование, услуги, материалы // Новости

Красноярск, 11 сен - ИА Neftegaz.RU. Изучив представленные материалы, эксперты Красноярского филиала Главгосэкспертизы РФ пришли к выводу, что результаты инженерных изысканий и проектная документация соответствуют требованиям технических регламентов и иным установленным требованиям, а проектная документация - результатам инженерных изысканий, выполненных для ее подготовки. 

Об этом Главгосэкспертиза сообщила 11 сентября 2018 г.

 

По итогам рассмотрения выдано положительное заключение. 

Транспортирование подготавливаемой нефти будет осуществляться по действующему магистральному нефтепроводу (МНП) Куюмба - Тайшет в трубопроводную систему Восточная Сибирь - Тихий океан (ВСТО).

 

С 2010 г на Куюмбинском нефтегазоконденсатном месторождении (НГКМ) активно ведутся работы по развитию производственной инфраструктуры и подготовке запасов углеводородов к промышленной разработке.

В рамках реализации проекта, рассмотренного Красноярским филиалом Главгосэкспертизы, на площадке предприятия в Эвенкийском муниципальном районе Красноярского края реализуется этап 1.2 строительства объектов центрального пункта сбора (ЦПС) - сооружений, обеспечивающих подготовку нефти до товарной кондиции. 

Согласно представленным решениям на выделенной территории будут размещены входной манифольд и объекты 1й линии установки подготовки нефти, площадки реагентного хозяйства и системы измерения количества газа, блок подготовки и распределения газа, факельное хозяйство, система подачи сжатого воздуха и азота, установка налива нефти, сооружения подготовки пластовой воды и закачки воды в пласт.

Также проектом предусмотрено обустройство зданий и сооружений систем пожаротушения, водоснабжения и канализации, электроснабжения, газового пожаротушения и подсобно-вспомогательные объекты. 

 

Мощность возводимой технологической нитки установки подготовки нефти составит 1,3 млн т/год товарной нефти.

Также будет обеспечена пропускная способность инженерных сетей и сооружений проектируемой факельной системы на максимальную производительность в 2,6 млн т/год товарной нефти с целью перспективного развития объекта.

 

Лицензией на разработку Куюмбинского НГКМ обладает дочка Роснефти, Славнефть-Красноярскнефтегаз.

Куюмбинское месторождение открыто в 1973 г в Красноярском крае, бурением скважины Куюмбинская-1, вскрывшей газовую залежь в верхней части рифея, покрышкой для которой служат залегающие субгоризонтально терригенно - сульфатно - карбонатные отложения венда.

Куюмбинское НГКМ  расположено на западе Сибирской платформы в пределах Мадринской депрессии, выделяемой по отложениям рифея.

Запасы Куюмбинского НГКМ  составляют 281,7 млн т нефти (категории АВС1+С2).

Куюмбинское НГКМ, имеющее сложное геологическое строение, разрабатывается с применением нестандартных решений и современных методов нефтегазодобычи, таких как бурение многозабойных горизонтальных скважин с многостадийным ГРП.

Новые технологии призваны обеспечить высокую экономическую эффективность проекта, промышленную и экологическую безопасность.

 

ЦПС предназначен для сепарации нефти и газа, обезвоживания, обессоливания и стабилизации нефти с целью обеспечения максимального выхода товарной нефти, сокращения ее потерь при транспорте, очистки пластовых и других сточных вод и подачи их на сооружения по поддержанию пластового давления, первичной подготовки газов концевых ступеней к транспорту, а также для перекачки и учета товарной нефти в общей системе сбора и подготовки нефти, газа и воды к транспорту и использованию.

В состав центрального пункта сбора нефти обычно входят следующие технологические объекты:

Насосная внутренней перекачки:

- Манифольдная;

- Насосы перекачки сырой нефти;

- Насосы перекачки товарной нефти;

-Насосы перекачки пластовой воды;

-Дренажные емкости;

Сооружения подготовки пластовой воды:

- Площадка отстойников подтоварной воды V около 200 м3;

- Площадка буферных емкостей;

- Трубопровод газа на КСУ;

- Площадка буферных емкостей;

- Насосная уловленной нефти;

- КНС производственно-дождевых стоков V около 25 м3;

-Установка улавливания легких фракций.

 

Обсудить на Форуме

neftegaz.ru

Главгосэкспертиза одобрила очередные этапы строительства центрального пункта сбора нефти Новопортовского месторождения // Добыча // Новости

Главгосэкспертиза РФ рассмотрела и одобрила 2й и 3й этапы строительства центрального пункта сбора нефти (ЦПС) Новопортовского месторождения Газпром нефти.

Об этом Главгосэкспертиза РФ сообщила 26 января 2018 г.

 

Материалы были представлены в Главгосэкспертизу РФ повторно.

Проектная документация была подготовлена Тюменским проектным и научно-исследовательским институтом нефтяной и газовой промышленности им В.И. Муравленко.

Изучив материалы, Омский филиал Главгосэкспертизы РФ пришел к выводу, что результаты инженерных изысканий и проектная документация соответствуют требованиям технических регламентов и иным установленным требованиям, а проектная документация - результатам инженерных изысканий, выполненных для ее подготовки.

По итогам рассмотрения выдано положительное заключение.

 

ЦПС Новопортовского месторождения предназначен для приема и подготовки нефти с целью ее дальнейшей подачи на пункт приема-сдачи (ПСП) на Мысе Каменный, где располагается нефтеналивной терминал Ворота Арктики.

В рамках строительства сооружений 2го и 3го этапов планируется достигнуть показателей производительности в 6,547 млн т/год жидкости и 6,001 млн т/год нефти.

По завершении всех 5 этапов производительность объекта составит до 12,56 млн т/год жидкости и до 6,001 млн т/год нефти.

 

Предыдущее положительное заключение по проекту было выдано Омским филиалом Главгосэкспертизы в августе 2014 г.

В рамках текущей корректировки в связи с увеличившимися потребностями в газе на собственные нужды дополнительно предусмотрен 1 из блоков подготовки газа, сокращено количество подъездных дорог и их общая протяженность, выполнена корректировка сетей водоснабжения на площадке ЦПС и их планов на всех площадках в соответствии с фактически запроектированными зданиями и сооружениями.

Кроме того, был выполнен пересчет пропускной способности оборудования и трубопроводов, достаточности объема емкостного оборудования, производительности сооружений ЦПС в соответствии с измененным профилем добычи.

В июле 2017 г работы шли полным ходом.

 

Напомним, что 1я очередь ЦПС Новопортовского месторождения мощностью по нефти 0,4 млн т и Приемо-сдаточный пункт (ПСП) были построены в 2012 г.

Эти 2 объекта связывает напорный трубопровод (МНП) с диаметром трубы 219 мм. Протяженность нефтепровода составляет 102 км.

В 2016 г, с завершением строительства 2й очереди ЦПС и ПСП, возможности по транспортировке нефти с Новопортовского месторождения заметно выросли увеличились.

Немаловажной частью проекта был также ввод в эксплуатацию 2й очереди МНП диаметром 530 мм, пропускная способность которого в 12 раз превысила мощность предыдущего трубопровода.

В целом возможности ЦПС и ПСП позволяют принимать 5,5 млн т сырья.

 

Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение расположено в Ямальском районе Ямало-Ненецкого автономного округа, в 360 км от г Салехард.

Добыча углеводородов на месторождении ведется в сложных климатических условиях Заполярья.

Объемом извлекаемых запасов Новопортовского месторождения составляет более 250 млн т нефти и газового конденсата, а также более 320 млрд м3 газа (с учетом палеозойских отложений).

Полномасштабное эксплуатационное бурение на Новопортовском было запущено летом 2014 г.

А в мае 2016 г началась круглогодичная отгрузка нефти через терминал Ворота Арктики.

В 2017 г на Новопортовском месторождении было добыто более 5,473 млн т нефти.

К 2020 г, исходя из оптимального плана разработки месторождения, возможный уровень добычи нефти может составить 8,1 млн т.

Оператором проекта является Газпромнефть-Ямал, дочка Газпром нефти.

 

Напомним, что в сентябре 2017 г Омский филиал Главгосэкспертизы РФ согласовал проект 2й очереди разработки кустов скважин Новопортовского месторождения, в ходе которого будут обустроены 303 скважины.

 

Обсудить на Форуме

 

neftegaz.ru

• «Роснефть» начала строительство центрального пункта сбора нефти на месторождении Русское

«Роснефть» начала строительство центрального пункта сбора нефти на месторождении Русское

На площадке месторождения Русское,  которое разрабатывает АО «Тюменнефтегаз», дочернее общество НК «Роснефть», с опережением графика началось строительство центрального пункта сбора нефти (ЦПС). Объект мощностью более 6,3 млн тонн будет предназначен для подготовки нефти до товарных свойств и ее дальнейшей транспортировки.

Для отсыпки площадки под будущий объект было завезено более 1 млн м3 песка. В настоящее время ведутся работы по установке свайных оснований под резервуарный парк общим объемом 80 тыс. м3.

Проект по строительству ЦПС будет реализован в три этапа. В рамках первой очереди будут построены пусковой комплекс с двумя технологическими линиями, насосная станция поддержания пластового давления, химико-аналитическая и метрологическая лаборатории, операторная и административно-бытовой корпус, мастерские, склады, пожарное депо и сооружения электроснабжения.

Подготовленная нефть с ЦПС будет транспортироваться по напорному нефтепроводу ЦПС «Русское» — ПСП «Заполярное» протяженностью 65 км, а далее в систему магистральных нефтепроводов.

В ходе строительства первого пускового комплекса центрального пункта сбора нефти будет забито свыше 28000 свай различной длины и диаметра, использовано около 9000 тонн металлоконструкций и 26000 тонн труб различного диаметра.

При реализации проекта специалистами предприятия используется комплексный подход по сохранению мерзлых грунтов. Для этого применяются теплоизоляционные материалы при отсыпке площадок, а все объекты капитального строительства имеют специальную свайную опору.

До конца 2016 года из недр планируется добыть более 230 тыс. тонн нефти. Запуск Русского месторождения в промышленную эксплуатацию запланирован в 2018 году.

Русское месторождение классифицируется как уникальное. По категории АВС1+С2 геологические запасы нефти составляют около 1,4 млрд тонн, извлекаемые запасы нефти 422 млн тонн.  Действующий фонд скважин на месторождении до конца 2016 года увеличится до 29 единиц.

Нефть, добываемая на месторождении, обладает высокими товарными свойствами: низкопарафинистая и малосернистая (0,32% — лучше, чем у нефти сорта Brent), способна улучшать качество высокосернистых нефтей при смешивании. В период проведения опытно-промышленных работ (ОПР) был выполнен значительный объем по изучению геологического строения месторождения:

  • завершена интерпретация ЗD сейсмики с построением геологической модели;
  • проработаны основные технологические решения по разработке месторождения:

— выбрана система разработки месторождения,— определена система заканчивания скважин,— обоснованы оптимальные режимы работы скважин,— подтверждены практикой дебиты скважин.

 

22.12.2016

oilgascom.com