Особенности работы лаборатории приёмо-сдаточного пункта нефтегазоконденсатного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

Содержание

Введение

1. Характеристика месторождения

1.1 История освоения месторождения

1.2 Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

1.3 Кустовые площадки

2. Проект разработки

2.1 Стратегия развития проекта

2.2 Достигнутые результаты за прошлые периоды

2.3 Действующие объекты добычи нефти и газа

3. Техника и технология добычи нефти и газа

4. Система сбора и промысловой подготовки продукции скважин

5. Приёмо-сдаточный пункт

6. Химико-аналитическая лаборатория

7. Охрана труда. Охрана окружающей среды

Заключение

Использованная литература



Введение

Прохождение производственной практики проводилось в дочернем обществе ПАО «НК «Роснефть» - ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча», на приёмо-сдаточном пункте(ПСП). На сегодня,«Роснефть» -лидер российской нефтяной отрасли и крупнейшая публичная нефтегазовая корпорация мира. ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча» ведёт разработку Центрального блока и Курунгского лицензионного участка Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения. ПСП является объектом инфраструктуры предприятия, который занимается подготовкой нефти к транспортировке.

Цель производственной практики: общее повышение качества подготовки путем проверки, углубления теоретических знаний и закрепления практических умений и навыков; непосредственное знакомство с деятельностью лаборанта химического анализа; подготовка в будущей профессии, приобретение опыта самостоятельной работы.

Задачи производственной практики:

ознакомление с деятельностью ПСП;

ознакомление с деятельностью химико-аналитической лаборатории (ХАЛ);

изучение обязанностей лаборанта химического анализа:

обучение к навыкам проведения испытаний (анализа) состава нефти.

Основными видами деятельности ПАО «НК «Роснефть» являются поиск и разведка месторождений углеводородов, добыча нефти, газа, газового конденсата, реализация проектов по освоению морских месторождений, переработка добытого сырья, реализация нефти, газа и продуктов их переработки на территории России и за ее пределами.

Главными задачами ПАО «НК «Роснефть» являются поддержание добычи на зрелых месторождениях, развитие собственного направления нефтесервиса, продолжение работы на шельфе.

География деятельности ПАО «НК «Роснефть» в блоке «Разведка и добыча» охватывает все основные нефтегазоносные провинции России, включая Западную Сибирь, Восточную Сибирь, Поволжский и Уральский регионы, Дальний Восток, Тимано-Печору, Краснодарский край, а также шельфы морей Российской Федерации, в том числе Арктический, а также перспективные регионы за рубежом, в частности, в Латинской Америке и в Юго-Восточной Азии.

Приобретение ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча» компанией «Роснефть» на территории Республики Саха (Якутии) дало новый импульс развитию восточносибирского актива. До этого, сначала 2000-х годов ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча» из-за отсутствия транспортной инфраструктуры вела добычу небольших объёмов нефти, которая шла на нужды ближайших городов. В 2013 году Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение было запущено в промышленную эксплуатацию, а уже через год предприятием был добыт первый миллион тонн нефти. Это стало возможным благодаря эффективным геолого-техническим, строительству скважин и объектов инфраструктур таких, как установка сбора и подготовки нефти и газа, приёмо-сдаточный пункт. Был построен нефтепровод протяженностью 169 км до трубопроводной системы «Восточная Сибирь-Тихий океан».



1. Характеристика месторождения

ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча» ведёт разработку Центрального блока и Курунгского лицензионного участка Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения, расположенного на территории Республики Саха(Якутия), запасы которого по состоянию на начало 2015 года по категории А+В+С1+С2 составляют 167 млн. тонн нефти и газового конденсата 181 млрд. м3 газа. Добыча нефти на месторождении Таас-Юрях оценивается в 5 млн. тонн/год.Залежи находятся на глубине 1427-1950 м.Ботуобинский горизонт терригенного комплекса венда является основным продуктивным горизонтом Среднеботуобинского месторождения и распространен на всей площади Центрального, Северного и Восточных блоков [1].

ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча» реализует комплекс мероприятий по дальнейшему расширению инфраструктуры и наращиванию мощностейпроизводства. В ближайшем перспективе планируется пробурить более 440 скважин, построить более 30 кустовых площадок. Кроме того, будут построены вспомогательные объекты - жилые вахтовые комплексы, сети электропередач, подстанции.

Рисунок 1. Обзорная карта

Восточная Сибирь является приоритетным направлением для ОАО «НК «Роснефть».

В непосредственной близости от месторождения открыты Таас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское, Чаяндинское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения.

На площади месторождения расположен поселок Таас-Юрях с населением 570 человек. Ближайшими населенными пунктами являются поселки Харья-Юрэх (34 км), Заря (89 км), Новый (105 км).

По газопроводу «Среднеботуобинское месторождение - г. Мирный» (диаметр 500 мм, протяженность 175 км) подается газ, добываемый из залежей Северного блока Среднеботуобинского НГКМ ООО «АЛРОСА-Газ».

Грузы, предназначенные для ООО «Таас-ЮряхНефтегаздобыча», доставляются до железнодорожной станции Лена (ВСЖД), откуда через речной порт Осетрово по реке Лена отправляются в г. Ленск (950 км). Навигационный период в районе порта составляет 150 сут. Из г. Ленска грузы на площадь месторождения перевозятся автотранспортом по круглогодичной дороге, соединяющей пос. Таас-Юрях с трассой Ленск - Мирный (подбаза находится в 70 км на запад от 135-го километра трассы Ленск-Мирный). По участку подбаза- месторождение (до 100 км) грузы перевозятся с ноября по апрель.

Города Мирный и Ленск связаны между собой автодорогой III класса протяженностью 219 км, по которой ведутся автотранспортные перевозки грузов и людей [1].

Город Мирный с населением 37,5 тыс. человек имеет аэропорт, способный принимать самолеты типа ТУ-154, АН-24, ЯК-40 и вертолеты.

Город Ленск (население 24,5 тыс. человек) является крупным транспортным узлом, имеет аэропорт местных линий, способный принимать самолеты типа ЯК-40, АН-24 и вертолеты.

Основная задача ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча» состоит в обеспечении своевременного полномасштабного освоения принадлежащих ей лицензионных участков Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения и обеспечения максимального роста рыночной стоимости Компании. Эту задачу планируется решить путем наиболее эффективной комбинации активов и стратегических преимуществ Компании: одного из крупнейшего в Восточной Сибири по разведанным запасам нефти Среднеботуобинского месторождения стратегического магистрального нефтепровода Восточная Сибирь-Тихий океан», что в условиях активной государственной политики по поддержке развития ТЭК Восточной Сибири создает объективную базу для успешного решения поставленной задачи.

1.1 История освоения месторождения

Среднеботуобинское месторождение было открыто в 1970 году и на протяжении последующих 15 лет на нем осуществлялось разведочное бурение.В итоге 1 июля 2010 года на Центральном нефтяном блоке месторождения имеется 67 скважин (50 - на Ботуобинский горизонт и 17 - на Осинский), из которых 6 скважин находились в освоении, 3 скважины в бездействии и 58 законсервированы или ликвидированы. Большинство законсервированных скважин готовы к возобновлению их эксплуатации. На 12 ранее пробуренных скважинах компанией Schlumberger в период 2005-2008 годов было проведено бурение боковых горизонтальных стволов на Ботуобинский горизонт. Все БГС оказались успешными и готовы к эксплуатации. На Курунгском участке пробурено 6 поисково-разведочных скважин, 5 из них ликвидированы, одна оказалась продуктивной по Ботуобинскому горизонту и законсервирована. В непосредственной близости от Среднеботуобинского месторождения расположены Таас-Юряхское, Бес-Юряхское, Иреляхское, Мирнинское, Северо-Нилбинское, Хотого-Мурбайское нефтегазоконденсатные и нефтяные месторождения, находящиеся на различной стадии освоения (в разведке, обустройстве или разработке) [2].

Здесь с 1976 по 1987 годы были произведены шесть ядерных взрывов мощностью 15 килотонн из серий взрывов «Ока», «Шексна», «Нева» для интенсификации добычи нефти и один мощностью 3,2 килотонн для создания подземного нефтехранилища.

На месторождении построен газопровод «Среднеботуобинское месторождение - г. Мирный» диаметром 500 мм, по которому подается газ, добываемый из залежи Северного блока в объеме 190-250 млн. м3 в год в зависимости от потребностей алмазодобывающей промышленности (протяженность 175 км). В 650 км к востоку от месторождения проходит действующий газопровод Мастах-Якутск.

2 октября 2012 года завершены работы по врезке нефтепровода внешнего транспорта ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча» в трубопроводную систему ВСТО (нефтепровод, проходящий от г. Тайшет (Иркутская область) до нефтеналивного порта Козьмино в заливе Находка. Соединяет месторождения Западной и Восточной Сибири с рынками Азии и США). Узел врезки является конечной точкой построенного в 2012 году 169 км нефтепровода, соединяющего Среднеботуобинское нефтегазоконденсатное месторождение с трубопроводной системой ВСТО.

В настоящее время для ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча» ведутся активные работы по обустройству Среднеботуобинского нефтегазоконденсатного месторождения.

С февраля 2012 года по июнь 2013 года осуществлены следующие работы:

- Строительство энергетического комплекса, монтаж блоков ГТЭС-2500 общей мощностью 20 мегаватт;

- Подготовка центрального пункта сбора нефти (устройство свайного основания 1080 тонн, монтаж металлоконструкций 685 тонн, прокладка кабельно-проводниковой продукции 337 км, монтаж блочного оборудования);

- Прокладка 60 км линий электропередач ВЛ-6кВ;

- Строительство вахтового жилого комплекса;

- Строительство насосной станции внешнего транспорта нефти;

- Прокладка нефтепроводных и газопроводных сетей;

- Строительство приемо-сдаточного пункта товарной нефти Среднеботуобинского НГКМ в магистральный нефтепровод ВСТО в районе

г. Ленск. I очередь строительства (0,95 млн.т.год). КЛ и ВЛ - 10 кВ от ПС-220/10кВ «НПС-12» до площадки «ПСП» [4].

В том числе произведен монтаж уникальных конструкций:

Факельная установка СФ 1 (высота: 55 м);

Мачта связи АО-80 (высота: 80 м);

Нефтегазовые сепараторы (объемы: 25-160 м3).

Ведется монтаж и установка автоматизированной системы управления технологическим процессом (нижний уровень: КИПиА) на строительстве нефтепровода товарной нефти.

1.2 Геологическое строение района и месторождения. Литолого-стратиграфическая характеристика разреза

В геологическом строении Среднеботуобинского месторождения принимают участие метаморфические образования архей-протерозойского возраста, осадочные образования протерозойского, палеозойского, мезозойского и кайнозойского возрастов.

Сводный литолого-стратиграфический разрез представлен на (рис. 2.Породы кристаллического фундамента на исследуемой территории вскрыты единичными скважинами: Сбт-17, Сбт-30, Сбт-69, Крн-2771 и Крн-2773. Представлены гранито-гнейсами серыми, красновато-серыми, розовыми, среднекристаллическими с включениями калиевого полевого шпата и кварца, трещиноватыми, с зеркалами скольжения и прожилками белого ангидрита. Абсолютный возраст фундамента, определенный К-Аr методом по керну скв. Сбт-30 составил 1616 млн. лет, что примерно соответствует границе нижнего и верхнего протерозоя (1650±50 млн. лет). Наибольшая вскрытая толщина - 25 м. Практически во всех скважинах вскрывших фундамент фиксируется кора выветривания гранитоидов.

По литологическому составу она подразделяется на две части: нижнюю преимущественно песчаную и верхнюю, преимущественно глинистую.

Нижняя часть сложена песчаниками с прослоями аргиллитов и алевролитов. Песчаники серые, участками с коричневым и зеленоватым оттенком, кварц-полевошпатовые, разнозернистые, массивные и волнистослоистые, часто нечеткослоистые, с прослоями гравелитов. Алевролиты серые, зеленовато-серые, разнозернистые, глинистые. Аргиллиты серые с зеленоватым оттенком, неравномерно алевритистые, слоистые, по поверхности наслоения и трещинкам часто развивается ангидрит [1].



Рисунок 2. Сводный литолого-стратиграфический разрез отложений



1.3 Кустовые площадки

Добывающий фонд формируется из проектных скважин. В результате кустования скважин на месторождении сформировано 58 кустов нефтяных скважин, также предусмотрено пять кустов газонагнетательных скважин системы поддержания пластового давления (ППД) [4].

Обустройство кустовых площадок рекомендуется выполнить согласно «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений».

На кустовых площадках размещается следующее основное и вспомогательное оборудование и объекты для добычи нефти и системы ППД:

-Обустройство устьев скважин в зависимости от способа эксплуатации;

-Групповые автоматические замерные установки (АГЗУ);

-Блок распределения воды (ВРБ) для распределения и замера объема закачиваемой воды;

-Блок распределения газа УРГ-Л;

-Блок дозирования химреагентов (БРХ);

-Дренажная емкость с насосом для откачки стоков;

-Приустьевые площадки для ремонта скважин;

-Якоря для крепления оттяжек ремонтных подъемных установок;

-Распредустройства, кабельные линии электропередач, КТП 6/0.4 и станции управления установками механизированного фонда скважин;

-Системы радиосвязи, телеметрии;

-Прожекторные мачты для освещения площадки.

Ниже приводится описание рекомендуемой принципиальной технологии сбора и учёта продукции кустовых площадок нефтяных скважин.

Продукция скважин по выкидным трубопроводам подается на технологический блок автоматической групповой замерной установки (АГЗУ) типа «Озна-импульс» 40-N-1500, где производится автоматический поочередной замер массового расхода жидкости и объемного расхода ПНГ нефтедобывающих скважин. Далее продукция скважин по нефтегазосборным коллекторам поступает на центральный пункт сбора (ЦПС).

Минимальный условный диаметр трубопроводов выкидных линий от добывающих скважин до автоматических групповых замерных установок (АГЗУ) рекомендуется Ду80, согласно ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений» (п. 2.33);

Основные характеристики автоматизированной замерной установки типа «Озна-импульс» (Октябрьского завода нефтеаппаратуры - «ОЗНА») представлены в таблице 1.

Таблица 1. Основные характеристики АГЗУ типа «Озна-импульс»

Наименование	Значение
1. Количество подключаемых скважин составляет, ед.	до 14
2. Рабочее давление, Мпа	до 4,0
3. Измеряемый дебит по жидкости, т/сут.	до 1 500
4. Измеряемый дебит по газу, м3/сут.	до 150 000
5. Относительная погрешность измерения: - по жидкости - по газу	2,5 4,0

Ввиду низкой пластовой температуры добываемых углеводородов (плюс 13 С), при добыче флюида возможно образование асфальтеносмолопарафинистых отложений (АСПО) как непосредственно в самих нефтяных скважинах, так и в сетях нефтегазосбора. Для предотвращения выпадения АСПО на кустовых площадках нефтяных скважин предусмотрены блоки дозирования химреагентов (БРХ), для закачки ингибиторов коррозии, солеотложений и АСПО, в затрубное пространство скважин и в нефтегазосборные сети. Для предотвращения АСПО в, выкидных и промысловых трубопроводах, на первом этапе эксплуатации месторождения рекомендуется постоянная закачка ингибитора парафиноотложений в затрубное пространство нефтяных добывающих скважин. Для ввода ингибиторов на кустовых площадках рекомендуются установки дозирования химреагентов, типа УДХ3Б-10.

Установка УДХ3Б-10 поставляется с узлом ввода ингибитора. На последующих этапах нефтедобычи с увеличением обводненности продукции скважин, уменьшается количество АСПО и одновременно увеличивается выпадение солей. На этой стадии рекомендуется закачка ингибитора солеотложений [3].

Состав и свойства пластовых флюидов

Свойства пластовой нефти в условиях пласта, при стандартной (однократной) и ступенчатой сепарации приведены в (табл. 2).

Таблица 2. Свойства пластовой нефти ботуобинского пласта Средне-Ботуобинского месторождения

Наименование	Численные значения
	Диапазон значений	Принятые значения
1	2	3
Пластовое давление, МПа	14.05-14.33	138,5
Пластовая температура, 0С	10.5-16.0	12
Давление насыщения, МПа	7.06-14.45	12.17
Газосодержание, м3/т	53.87-104.09	82.7
Газовый фактор при дифференциальном разгазировании в рабочих условиях, м3/т Р1=11.0МПаТ1=15оС	0.92-1.12	1.02
Р1=7.0МПаТ1=15оС	13.92-13.95	13.94
Р1=3.0МПаТ1=15оС	18.77-20.32	19.55
Р1=1.0МПаТ1=15оС	12.29-12.80	12.55
Р1=0.2МПаТ1=15оС	7.10-7.25	7.18
Р1=0.1МПаТ1=15оС	4.16-4.20	4.18
Плотность в условиях пласта, кг/м3	650-839	806
Вязкость в условиях пласта, мПа*с	3.62-16.4	8.17
Коэффициент объемной упругости, 1/МПа*10-4	12.3-37.67	17.08
Плотность нефтяного газа, кг/м3, при 200С: -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	0.934-1.0586 0.748-0.926	0.980 0.805
Плотность дегазированной нефти, кг/м3, при 200С: -при однократном (стандартном) разгазировании -при дифференциальном (ступенчатом) разгазировании	862.8-879.1 788.4-806.8	869.9 798.9

Физико-химическая характеристика дегазированной нефти приведена в таблице 3[1].

Таблица 3. Физико-химическая характеристика дегазированной нефти Средне-Ботуобинского месторождения вендские отложения, ботуобинский пласт (средние значения по результатам анализа дегазированных глубинных и поверхностных проб)

Наименование	Количество исследованных	Диапазон изменения	Среднее значение
	скважин	проб
1	2	3	4	5
Наименование	скважин	проб	Диапазон изменения	Среднее значение
Плотность при 200С,кг/м3	15	28	807-910.8	877
Вязкость, мПа*с при 20оС при 50оС	134	226	3.87-104.01 6.95-13.95	58.55 10.14
Молярная масса, г/моль	-	-	-	-
Температура застывания, оС	4	4	(-17)-(-33)	-19.83
Массовое содержание, %
Серы	13	22	0.01-1.55	0.68
Смол силикагелевых	13	23	5.75-42.1	23.93
Асфальтенов	12	23	0.19-12.39	4.04
Парафинов	14	22	0.27-3.8	2.37
Воды	2	2	0.1-10	5.05
Механических примесей	1	1	0.016	0.016
1	2	3	4	5
Содержание микрокомпонентов, г/т
Ванадий	1	1	10	10
Никель	1	1	8	8
Температура плавления парафина, оС	7	10	41-55	51.74
Температура начала кипения, оС	15	27	40-154	90.76
Фракционный состав (объемное содержание выкипающих), %
до 100ОС	12	14	1.0-29.0	3.20
до 150ОС	13	18	2.5-22.0	8.17
до 200ОС	15	27	5.0-42.0	15.91
до 250ОС	13	20	11.0-38.0	24.47
до 300ОС	14	22	21.0-56.0	37.23
Шифр технологической классификации (по ГОСТ Р 51858-2002 " Нефть. Общие технические условия", ОСТ 38.01197-80)	2.3.1.1. 2.2.1.3.2.

Физические свойства и компонентный состав свободного газа ботуобинского горизонта представлены в таблице 4 [3].

Таблица 4. Свойства газа и конденсата ботуобинского пласта Средне-Ботуобинского месторождения

Наименование параметра	Численные значения (средние)
1	2
Газ газовой шапки
Давление пластовое, МПа	14.2
Температура пластовая, 0К	285
Давление начала конденсации, МПа	-
Давление максимальной конденсации, МПа	4.9
Давление псевдокритическое, МПа	4.57
Давление приведенное	3.15
Температура псевдокритическая, 0К	201.02
Температура приведенная	1.41
Коэффициент сверхсжимаемости (Z)	0.748
Объемный коэффициент	0.0052
Плотность в условиях пласта, кг/м3	0.762
Вязкость в условиях пласта, МПа*с	0.0176
Теплоемкость, Дж/0С	-
Коэффициент Джоуля-Томсона, 0С/атм	-
Содержание конденсата, г/м3
сырого (нестабильного), КГФ	-
стабильного (дебутанизированного)	17.5
2. Стабильный (дебутанизированный) конденсат
Плотность (станд. условия), кг/м3	669.8-750.7(697.4)
Вязкость (станд. условия), МПа*с	-
Молекулярная масса, г/моль	-
Температура выкипания 90 % объемного конденсата, 0C	-



Таблица 5. Расчет свойств нефти в пластовых условиях по различным зависимостям

Залежь	Р нас, МПА	ГС, м3/м3	Объемный коэффициент	Вязкость, мПа*с
			Рис, 3,17	FLPROP™	Расхождение	Рис, 3,18	FLPROP	Расхождение
	14,2	83,9	1,154	1,182	2,42%	5,49	5,69	3,7%

Таблица 6.Результаты исследования скважин Ботуобинского горизонта

Наименование	Количество	Интервал измерения	Среднее значение по пласту
	скважин	измерений
1	2	3	4	5
Начальное пластовое давление, Мпа	15	18	13,93-14,47	14,2
Пластовая температура, Со	13	15	10,0-14,5	12
Геотермический градиент, Со	-	-	-	-
Дебит нефти, т/сут	18	92	2,35-225,88	48,43
Обводненность, мас,%	0	0	0	0
Газовый фактор, м3/т	9	69	48,22-29363	4693
Удельная продуктивность, м3/(м*сутМпа)	11	75	0,9-1410,7	357,8
Удельная приемистость, м3/м*сутМПа)	-	-	-	-
Гидропроводность, м210-12/(Па*с)	-	-	-	-
Приведенный радиус, м	16	26	500	500
Пьезопроводность, 104м2/с	-	-	-	-
Проницаемость, мкм2	16	20	0,03-3834,07	448,32
Дебит газа, тыс,нм3/сут	6	68	18-1616	243,7
Содержание стабильного конденсата, г/м3	-	-	-	-



2. Проект разработки

Проект «Таас-Юрях» состоит из Центрального блока Среднеботуобинского месторождения и КурунгскгоЛУнаходящихся в Мирнинском районе Республики Саха (Якутия), в 140 км к северо-западу от г. Ленск (рис. 3).

Месторождение по величине запасов отнесено к крупным, по геологическому строению - к очень сложным. В пределах Центрального блока месторождения расположена крупная газовая шапка.

Месторождение разделено на 5 тектонически экранированных залежей. Центральный блок разделен на 4 тектонически экранированные залежи.

Месторождение запущено в промышленную эксплуатацию - 15 сентября 2013 г. начало сдачи в систему ВСТО - 11.10.2013г.

От месторождения построен нефтепровод до ВСТО с врезкой в районе г. Ленск (длина - 169 км, пропускной способностью 1,0 млн.т./ год).

Рисунок 3. Карта региона деятельности «Таас-ЮряхНефтегазодобыча».

месторождение скважина геологический нефть

Лицензиями на право пользования недрами Центрального блока Среднеботуобинского месторождения (ЯКУ 11143 НЭ, от 12.04.2002г.) и Курунгского ЛУ (ЯКУ 14004 НР от 28.03.2007г.) владеет ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча»

ОАО «НК «Роснефть» консолидировала 100 % доли участия в ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча» 14 октября 2013. Затем в декабре 2014 «НК Роснефть» продала 20 % акций одной из крупнейших британских нефтяных компаний «BritishPetroleum». В дальнейшим шагом развития может являться передача 29 % акций китайской компании «SkylandPetroleum», которая проявляет повышенный интерес к месторождению. Эта сделка укрепит дружественные отношения России и Китая и даст большой толчок к развитию месторождения. Также позволит стабилизировать ситуацию с нефтяным кризисом. [4].

2.1 Стратегия развития проекта

Стратегия развития проекта предполагает два основных этапа развития наземной инфраструктуры:

Этап 1 - октябрь 2013 г.:

начало добычи - до 1 млн. т/г.;

обустройство первых 3-х кустов;

строительство ЦПС, энергокомплекса (20МВт);

создание инфраструктуры на месторождении;

строительство нефтепровода (Ду273, 169км), ПСП, ВЖК - 80 (2 шт.).

Этап 2 - 2018г.:

увеличение добычи нефти на уровне 5 млн.т/г.;

обустройство кустовых площадок по мере завершения бурения;

расширение ЦПС, энергокомплекса;

строительство системы ППД;

строительство нефтепровода диаметром 530 мм и вдольтрассового проезда;

расширение ПСП;

реализация Газовой программы.

Весь добываемый газ, за вычетом использования на собственные нужды сжигается, утилизации газа более 95 % планируется достичь путём возвратной закачки газа в газовую шапку до 2019г. (ТСР 2014г.) [4].

2.2 Достигнутые результаты за прошлые периоды

Бурение и исследование скважин: на участке пробурено 121 скв. (из них в собственности ТЮНГД - 113скв.), в период 2006-2009 гг. из ранее пробуренных разведочных скважин выполнены работы по бурению боковых горизонтальных стволов (БГС) - 12 шт. Начиная с 2009 г. на месторождении ведется бурение эксплуатационных скважин с горизонтальным окончанием до 750 м - 36 скважин. На каждой кустовой площадке выполняется бурение пилотных стволов с отбором керна.

Строительно-монтажные работы: запущен в эксплуатацию комплекс инфраструктуры первого этапа: кустовые площадки добывающих скважин, линейная часть магистрального нефтепровода «Среднеботуобинское НГКМ - трубопроводная система ВСТО» (169км), ПСП, ЦПС, водозабор, энергокомплекс (20 МВт), линии ВЛ-6кВ (54км). В завершающей стадии СМР находятся: пожарное депо, полигон ТБО и ПО.

Проектно-изыскательские работы: выполняется разработка ПСД по объектам второго этапа - обустройство кустовых площадок, расширение ЦПС и ПСП, строительство нефтепровода Ду530, ГКС. Корпоративным институтом разработана предварительная схема электроснабжения СБНГКМ, подготовлено ТЭО по наземным источникам водоснабжения (рис.4).

Добыча: фонд добывающих скважин - 54 единицы. Среднесуточная добыча нефти за 2014 год составила 2485 т/сут. Накопленная добыча за 12 месяцев 2014 г - 907,131 тыс. тонн. Среднесуточная добыча нефти в январе 2015 года составляет 2350 т/сут. (рис. 5) [5].



Рисунок 4. Добыча нефти ГК на 2014 г., тыс. т.

Добыча нефти и ГК за 2014 г. составила 907,1 тыс. т.

Добыча жидкости за 2014 г. составила 1068,9 тыс. т.

Добыча ПНГ за 2014г. составила 680,6 млн м3.

Добыча ПГ за 2014г. составила 17,3 млн. м3.

Рисунок 5. Добыча нефти и ГК на 2015 г., тыс. т.

Добыча нефти и ГК в 2015г. 911,9 тыс. т.

Добыча жидкости в 2015г. 1101,6 тыс. т.

Добыча ПНГ в 2015г. 912,1 млн м3.

Добыча ПГ в 2015г. 27,0 млн. м3.

2.3 Действующие объекты добычи нефти и газа

Перечень основных объектов:

Нефтедобывающие кустовые площадки - 7 ед.;

Площадки одиночных скважин - 7 ед.;

Скважин нефтегазодобывающих - 54 ед.;

Скважины водонагнетательные - 2 ед.;

Внутрипромысловые трубопроводы - 32,5 км;

Центральный пункт сбора (ЦПС) - ввод в эксплуатацию 28.08.2013 г.;

Магистральный нефтепровод - ввод в эксплуатацию 01.09.2013 г.;

Приемо-сдаточный пункт (ПСП) - ввод в эксплуатацию 11.10.2013 г.;

Цех добычи нефти и газа (ЦДНГ) - ввод в эксплуатацию 24.11.2013 г.;

Региональный инженерно-технический центр (РИТЦ) - ввод в эксплуатацию 30.11.2013 г. (рис. 6).

Основные текущие показатели добычи нефти и газа на май:

Суточная добыча нефти и газоконденсата ? 2350 т/сут.

Суточная добыча попутного нефтяного газа - 1700 тыс. м3/сут.

Суточная добыча природного газа - 42 тыс. м3/сут.

Суточная закачка воды в систему поддержания пластового давления - 940 м3/сут.

Средний суточный дебит нефти одной скважины ? 44 т/сут [4].



Рисунок 6. Схема обустройства месторождения



3. Техника и технология добычи нефти и газа

Горизонт довольно однородный с несколько увеличивающейся глинистостью к подошве. Коэффициент песчанистости равен 0,95 коэффициент расчлененности - 1,18.

Пластовая температура также имеет очень низкую величину на уровне +12 оС, то есть аномально низкая температура пласта. В интервале глубин 0-1000 м величина геотермического градиента составляет всего 0,54 оС/100м, ниже до глубины 2000м - 0,98оС/100м. Аномально низкие пластовые температуры могут являться причиной значительного числа осложнений при добыче и подготовке нефти.

Необходимые сведения по нефтегазоконденсатной залежи Среднеботуобинского месторождения, дающие представления о ее основных особенностях и учитываемые, при проектировании, приводятся в разделах геолого-физической и физико-гидродинамической характеристики Среднеботуобинского НГКМ [2].

Проектирование в области технологии и техники добычи нефти, газа, конденсата по Среднеботуобинскому месторождению должно выполняться с учётом следующих условий:

- глубина залегания продуктивного пласта 1900 м;

- наличие обширной газовой шапки со значительными запасами газа;

- аномально низкое пластовое давление равное 14,56 МПа, при гидростатическом 19,1 МПа;

- низкая пластовая температура равная +12 оС;

- пластовое давление близко к значению давления насыщения нефти газом;

- повышенная вязкость нефти в пластовых условиях;

- выпадение АСП-компонентов из раствора нефти и образование АСПО на НКТ, при эксплуатации скважин;

- возможно также осложнения в виде образования гидратов газа;

- относительно высокие ФЕС коллекторов, выдержанность и связанность пластов;

- достаточно высокие и устойчивые дебиты эксплуатируемых скважин;

- повсеместное развитие на месторождении многолетнемёрзлых пород, залегающих на глубинах до 400 м;

- наличие как нормального газового фактора (96 м3/т), так и повышенных показателей в течение разработки месторождения, 2000 м3/т;

- проведение работ в скважинах;

- проведение работ с неразвитой и удалённой инфраструктурой объектов работ.

- разработка залежи проектируется, при поддержании пластового давления возвратной закачкой добываемого газа в газовую шапку.

- обводненность добывающих скважин низкая, что к незначительному объему подтоварной воды. Вода закачивается в законтурную область залежи, организую частичное законтурное воздействие.

- необжитость и малонаселенность района работ, удалённость от промышленных центров, отсутствие дорог, резко континентальный климат с продолжительной холодной зимой и коротким летом [2].

Проектные решения в области техники и технологии добычи нефти должны обеспечивать:

- соблюдение «Закона о недрах» Российской Федерации;

- действующим руководящим документам и методическим рекомендациям касающихся разработки нефтегазовых месторождений, на территории РФ;

- достижение утверждённых показателей разработки месторождения и выполнение лицензионных соглашений;

- соответствие принимаемых технологических, технических, конструкторских и технико-экономических решений Российским стандартам, нормам и правилам в области горного надзора, противопожарной и экологической безопасности, охраны труда и окружающей среды и иным нормативам и законом регулирующим нефтегазодобычу на территорию РФ.

Минимизацию капитальных и эксплуатационных затрат и ущерба, наносимого окружающей среде на всех этапах освоения месторождения за счет:

- максимального использования энергии пласта;

- совмещения технологических процессов сбора и подготовки продукции; размещения технологических, электросиловых и вспомогательных коммуникаций в едином коридоре линейных инженерных сооружений;

- применение модульного, в основном серийно выпускаемого, технологического и вспомогательного оборудования;

- внедрение ресурсосберегающих технологий, направленных на наиболее полное использование продукции скважин;

- комплексную автоматизацию, мониторинг технологического процесса и окружающей среды с максимальным применением отечественного оборудования;

- организацию профилактического мониторинга, обслуживания и ремонта. [3]



4. Системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

Технические решения по обустройству Среднеботуобинского НГКМ предусмотрены с учётом максимального объёма добычи продукции скважин: нефти -6,0 млн.т/год, газа - 7,4 млрд. м3/год.

Обустройство промысла предусматривался с целью надёжной и безопасной эксплуатации путем строительства: кустовых площадок нефтедобывающих, поглощающие и газонагнетательных скважин, нефтегазосборных сетей и промысловых трубопроводов транспорта нефти и газа, промышленные площадки для размещения объектов основного производственного назначения по сбору, подготовке и транспортировке продукции, объектов вспомогательного назначения по обслуживанию технологического оборудования и систем, а так же объектов инфраструктуры.

Обустройство месторождения предусматривало бурение добывающих и нагнетательных скважин, объединенных в кусты, водозабор ковшового типа, обустройство пром.площадки и линейных объектов.

Связь между кустовыми площадками, пром.площадкой и объектами обустройства осуществлялось по автомобильным дорогам песчано-гравийного типа [3].

На пром.площадке (центральный пункт сбора - ЦПС) установлены следующие основные объекты:

- Установка подготовки нефти (УПН);

- Резервуарный парк нефти;

- Головная нефтеперекачивающая станция (ГНПС);

- Оперативный узел учёта нефти (ОУУН);

- Оперативный узел учёта газа (ОУУГ);

- Блочная кустовая насосная станция (БКНС);

- Газокомпрессорная станция;

- Установка подготовки газа (УПГ);

- Энергокомплекс;

- Вахтовый жилой поселок (ВЖП) на 320 человек.

За пределами месторождения установлены дополнительные объекты, имеющие отношение к обустройству Среднеботуобинского НГКМ:

- приёмо-сдаточный пункт (ПСП) товарной нефти Среднеботуобинского НГКМ в магистральный трубопровод ВСТО ОАО «АК «Транснефть» в непосредственной близости от НПС №12 нефтепровода ВСТО, в районе г. Ленск;

- коммерческий узел учёта газа (КУУГ) [3].



5. Приёмо-сдаточный пункт

ПСП - пункт по учету количества и оценке качества нефти, на котором подразделения принимающей и сдающей нефть сторон выполняют операции приема-сдачи нефти [1].

Основные задачи ПСП - обеспечение достоверности учета и контроля качества нефти, организационно-техническое обеспечение приемо-сдаточных операций (рис. 7).

При выполнении приема-сдачи нефти на ПСП осуществляют:

- круглосуточный учет количества принимаемой, перекачиваемой, находящейся в наличии и сдаваемой нефти с передачей информации диспетчерским и товарно-транспортным службам;

- отбор проб из резервуаров и нефтепроводов СИКН, испытание нефти, хранение арбитражных проб;

- оформление актов приема-сдачи нефти, паспортов качества, составление отчетов и передача их товарно-транспортным службам;

- контроль технологической схемы транспортировки нефти в пределах зоны ответственности сторон;

- контроль параметров перекачиваемой нефти;

- контроль условий эксплуатации средств измерений и оборудования в соответствии с техническими требованиями;

- контроль MX СИ в межповерочном интервале в процессе эксплуатации;

- контроль доступа к СИ и изменения их MX.

Производительность ПСП составляет 0,95 млн. тонн/год.



Рисунок 7. Принципиальная схема ПСП «Ленск»

1 - Блок фильтров

2 - Подогреватель нефти ПП-1,6 АМЖ

3 - Технологические резервуары

4 - Резервуар товарной продукции

5 - Подпорная насосная станция

6 - Магистральная насосная станция

7 - Система измерения количества и показателей качества нефти СИКН №1555

Нефть перекаченная от ЦПС при входе в ПСП очищается от асфальтосмолопарафиновых отложений в фильтре-грязоуловителе (ФГУ). ФГУ благодаря надежности конструкции может эксплуатироваться в умеренном или холодном климате, в местах, где температура воздуха может опускаться ниже -60оС. Фильтры грязеуловители обладают достаточно прочным корпусом, который обеспечивает надежную защиту от разнообразных механических повреждений. Фильтр без каких-либо серьезных последствий может переносить землетрясения до семи баллов. Оборудование этого типа обеспечивает надежную защиту нефтепроводов от разнообразных загрязнении [1].

При перекачке нефти давление в трубопроводе может увеличиться, в целях поддержания давления на заданных участках трубопровода, нефть после очистки отправляется на регулятор давления, где происходит процесс понижения давления путем дросселирования. Далее, нефть проходит перекачивается в путевые подогреватели нефти ПП-1,6 АМЖ.

Путевой подогреватель нефти- это автоматизированная блочная газовая печь с водяным промежуточным теплоносителем, предназначенная для подогрева нефтепродуктов с целью их подготовки к транспортированию по трубопроводам. Подогреватель представляет собой цилиндрическую горизонтальную емкость с плоскими днищами, во внутренней полости которого в нижней части установлены две топки П-образного типа и два трубчатых 4-х заходных змеевика, обеспечивающих пониженное гидравлическое сопротивление. Емкость заполняется теплоносителем через расширительный бачок. Снаружи сосуда смонтированы узлы подготовки и подачи топлива горелочными устройствам, указатель уровня теплоносителя, лестница, площадка обслуживания. Подогреватель распологается в змеевики, в которых нагревается от теплоносителя до 70оС. Температура теплоносителя поддерживается автоматикой +95 оС путем регулирования мощности горелок.

Блок автоматизации печи обеспечивает:

Регулирование давления топлива перед горелками;

Розжиг горелок;

Поддержание температуры продукта за счёт автоматического изменения режима горелок с большего на малое горение и наоборот;

Автоматическое отключение подачи топлива к горелкам с расшифровкой и запоминаем первопричины в случае:

Повышения давления газообразного топлива перед горелками;

Понижения давления топлива перед горелками;

Показания факелов горелок;

Повышения температуры теплоносителя;

Повышения давления в продуктовом змеевике.

Между регулятором давления и ППН находится сбросный пружинный предохранительный клапан (СППК-1). В случае повышения давления выше допустимого в трубе, клапана открываются и нефть сбрасывается в отводящий трубопровод, который ведёт в РВС-1000№1/4 и РВС-1000 №1/5, во избежании разрыва трубы.

После подогрева нефть направляется в товарный парк.Товарный парк предназначендля приема и хранения товарнойнефти.Оттуда подаётся в консольные центробежные насосы (К125-200). Консольный насос-это вид лопастного центробежного насоса. Основной механизм - колесо с двумя дисками, внутри которых находятся лопасти, изогнутые против вращения колеса. Разница давления внутри установки и магистрали достигается за счёт центробежной силы на жидкости внутри колеса. Под действием центробежной силы жидкость выбрасывается в напорный трубопровод. Внутри колеса создается разряжение, а на периферии повышенное давление.

Рабочее колесо располагается в конце вала (консоли), который закреплен в подшипниках корпуса и электродвигателя насоса. Слово «консоль» в названии насоса указывает на тип внутреннего агрегата за счёт которого идёт перекачка нефти [4].

Насос магистральный - гидравлическая машина предназначенная для перекачивания нефти и нефтепродуктов по магистральным, технологическим и вспомогательным трубопроводам.



6. Химико-аналитическая лаборатория

ООО «Таас-ЮряхНефтегаздобыча» в своей инфраструктуре имеет две химико-аналитических лабораторий, которые находятся на ЦПС и на ПСП. ХАЛ на ЦПС занимается испытаниями сырой нефти, а на ПСП - контролем качества товарной нефти для транспортировки.

Контроль качества нефти на ПСП проводится по ГОСТ Р 51858-2002 «Нефть. Общетехнические условия». Для проверки соответствия требованиям настоящего стандарта проводят приёмо-сдаточные и периодические испытания [1].

Таблица 7. Перечень испытаний проводимые в ХАЛ

Ежедневные	Периодические
Определение содержания воды ГОСТ 2477-65	Определение массовой доли хлорорганических соединений (метод А) ГОСТ 52247-2004
Определение содержания хлористых солей ГОСТ 21534-76	Определение массовой доли парафина (метод А) ГОСТ 11851-85
Определение серы методом энергодисперсионнойрентгенолуоресцентной спектрометрии ГОСТ Р 51947	Определение механических примесей ГОСТ 6370-83
Определение плотности ГОСТ 3900-85	Определение сероводорода, метил- иэтилмеркаптанов ГОСТ Р 50802
Определение давления насыщенных паров ГОСТ 1756-2000 (при приёме и сдаче в системе трубопроводного транспорта)	Вязкость ГОСТ 33
	Фракционный состав ГОСТ Р 2177-99
	Определение давления насыщенных паров ГОСТ 1756-2000 (кроме нефти в системе трубопроводного транспорта)

Периодические испытания выполняют в сроки, согласованные принимающей и сдающей сторонами, но не реже одного раза в 10 дней. Результаты периодических испытаний заносят в документ о качестве испытуемой партии нефти и в документы о качестве всех партий до очередных периодических испытаний.

Для определения массовойдоли механических примесей, массовой доли органических хлоридов и парафина составляют накопительную пробу из равных количеств нефти всех объединенных проб за период между измерениями, отобранных по ГОСТ 2517. Пробы помещают в герметичный сосуд [5].

Давление насыщенных паров, вход фракций, массовую долю сероводорода и легких меркаптанов определяют в точечных пробах, отобранных по ГОСТ 2517.

Остальные показатели качества нефти определяют в объединенной пробе, отобранной по ГОСТ 2517.

Таблица 8. Качественные показатели товарной нефти ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча», сдаваемой в ОАО «АК «Транснефть»



7. Охрана труда. Охрана окружающей среды

Системы пожарной безопасности должны характеризоваться уровнем обеспечения пожарной безопасности людей и материальных ценностей, а также экономическими критериями эффективности этих систем для материальных ценностей, с учётом всех стадий (научная разработка, проектирование, строительство, эксплуатация) жизненного цикла объектов и выполнять одну из следующих задач:

- исключать возникновения пожара;

- обеспечивать пожарную безопасность людей;

- обеспечивать пожарную безопасность материальных ценностей;

- обеспечивать пожарную безопасность людей и материальных ценностей одновременной [3].

Требуемый уровень обеспечения пожарной безопасности людей с помощью указанных систем должен не менее 0,999999 предотвращения воздействия опасных факторов в год в расчёте на каждого человека, а допустимый уровень пожарной опасности для людей должен быть не более 10 воздействия опасных факторов пожара, превышающих предельно допустимые значения, в год в расчёте на каждого человека.

Опасными факторами, воздействующими на людей и материальные ценности являются:

- пламя и искры;

- повышенная температура окружающей среды;

- токсичные продукты горение и термического разложения;

- дым;

- пониженная концентрация кислорода.



Заключение

Производственная практика прошла на предприятии ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобычи»,на приёмо-сдаточном пункте (ПСП), в качестве лаборанта химического анализа IIIразряда. За время практики была проведена экскурсия по приёмо-сдаточному пункту, в целях ознакомления с его технологическим процессом. Изучили правила техники безопасности труда в химико-аналитической лаборатории. Узнали важные правила и нюансы при проведении испытаний, с помощью государственных стандартов.

А также был назначен руководитель, который закрепил теоретические знания по данной профессии и научил основным методам проведения анализа нефти, таких как проверка нефти на содержания хлористых солей, воды, серы, определяли давление насыщенных паров и плотность. Приобрели опыт и практические навыки в будущей профессиональной деятельности.

Приёмо-сдаточный пункт полностью обеспечен персоналом, техникой и материалами. И очень большое внимание уделяется технике безопасности. Так же компания уделяет особое внимание удобству работы служащим, обеспечивая их уютными жилыми помещениями со всеми удобствами и буфетом. Так как руководство хорошо понимает, что успех работы компании зависит от сотрудников.



Использованная литература

1. История компании ПАО «НК «Роснефть» [Электронный ресурс]// РОСНЕФТЬ НА БЛАГО России [Официальный сайт]URL: https://www.rosneft.ru/press/news/item/182843/. (Дата обращения 15.09.2016 г.)

2. «Технологическая схема разработки Среднеботуобинского месторождения. Книга 1» - Красноярск: ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», 2010.

3. «Технологическая схема разработки Среднеботуобинского месторождения. Книга 2» - Красноярск: ООО «РН-КрасноярскНИПИнефть», 2010.

4. ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча» Технологический регламент по эксплуатации Среднеботуобинского месторождения. Отчетный доклад ЦДНГ, 2014 г.

5. ООО «Таас-ЮряхНефтегазодобыча» общая информация о компании [электронный ресурс] // Rusprofile.ru[официальный сайт] URL: http://www.rusprofile.ru /id/13142. (Дата обращения 15.09.2016 г.)

Размещено на Allbest.ru