Общие сведения о платформе ЛСП-1

Общие сведения об объектах месторождения им. В.Филановского

 

Общие сведения о платформе ЛСП-1

 

Платформа ЛСП-1 - ледостойкая стационарная устьевая платформа с буровым, технологическим и энергетическим комплексами. Платформа ЛСП-1 предназначена для:

а) одновременного бурения и эксплуатации скважин;

б) сбора пластовой продукции.

Буровой комплекс обеспечивает бурение куста из 11 наклонно-направленных с горизонтальным заканчиванием ствола, в том числе 8 эксплуатационных скважиндля добычи углеводородов и 3 нагнетательные скважины для поддержания пластового давления.

Энергетический комплекс предназначен для обеспечения электроэнергией и теплом бурового и эксплуатационного комплексов ЛСП-1, технологического комплекса ЦТП/РБ, систем жизнеобеспечения живого модуля ПМЖ-1.

Эксплуатационный комплекс предназначен для:

1) сбора продукции скважин, замера производительности и подачи ее на платформу ЦТП;

2)распределения и подачи в нефтедобывающие скважины газлифтного газа, поступающего с ЦТП.

Годовая добыча на платформе (мин / макс) составляет:

1)нефть – 7380 тыс. м3;

2)газ – 731 млн. м3;

3)вода – 4446 тыс. м3.

Технологическую схему сбора, подготовки и транспорта нефти, газа и воды на ЛСП-1 месторождения им. В. Филановского смотри чертеж 4550-ЛСП1-ИОС-0-ТХ-101 С3 л.1.

Эксплуатационное оборудование, размещаемое на ЛСП-1, обеспечивает выполнение следующих технологических операций:

1)эксплуатацию добывающих скважин фонтанным способом;

2) механизированную эксплуатацию (газлифт) добывающих скважин;

3) эксплуатацию водонагнетательных скважин;

4) сбор пластовой продукции (ПП);

5) замер дебита любой скважины по нефти, газу и воде;

6) замер общей производительности платформы;

7) подачу пластовой продукции на ЦТП;

8) подачу ГЖС на месторождение им.Ю.Корчагина в первый год эксплуатации

мультифазными насосами;

8) прием и запуск СОД на ЛСП-1 месторождения им. Ю.Корчагина и обратно;

9) сбор газа выветривания из емкостей эксплуатационного комплекса и подача его в факельную систему РБ;

10) сброс давления и дренирование технологического оборудования и трубопроводов эксплуатационного комплекса при аварийных ситуациях и выводе их в ремонт с последующей откачкой дренажа в технологический процесс подготовки ПП;

11) хранение и дозированную подачу ингибитора коррозии;

12) хранение и дозированную подачу метанола с целью предотвращения гидратообразования при открытии скважинных задвижек во время пуска или при нестандартных ситуациях после длительных остановок;

13) сбор утечек от технологического оборудования и трубопроводов в открытую

дренажную систему опасных стоков;

14) продувка оборудования и трубопроводов в факельную систему РБ;

15) пуск в эксплуатацию скважин после разбуривания и ремонта;

16) глушение скважин в аварийных ситуациях и при выводе их в ремонт;

17) автоматическое управление задвижками фонтанной арматуры и скважинными клапанами-отсекателями;

18) автоматическое отсечение технологических линий и сброс давления из технологических трубопроводов и оборудования при аварийных ситуациях;

19)продувку технологического оборудования и трубопроводов эксплуатационного комплекса инертным газом при аварийных ситуациях и выводе их в ремонт.

Продукция от скважин направляется в эксплуатационный манифольд, в котором осуществляется перераспределение потоков жидкости на общий и индивидуальный замеры.

По мере снижения пластового давления в процессе эксплуатации месторождения с целью обеспечения требуемого дебита скважин производится перевод скважин на механизированный способ добычи нефти, в качестве которого используется компрессорный газлифт. Расчетное давление на устье скважин в системе газлифта составляет 9,0-10,0 МПа. Газ на газлифт отбирается с последней ступени компримирования попутного нефтяного газа на ЦТП, редуцируется на ЛСП-1 и подается на распределительные гребенки, в которых осуществляется распределение по скважинам.

На ЛСП-1 предусмотрена водораспределительная гребенка (манифольд) ППД для системы закачки пластовой и морской воды в нагнетательные скважины. Для освоения вновь пробуренных скважин, промывки скважин предусматривается емкость освоения скважин объемом 25 м³. Продукция освоения скважин через разборные гибкие трубопроводы поступает в емкость освоения. С появлением в емкости продукта замещения (воды), поток жидкости из емкости насосными агрегатами направляется в трубопровод пластовой продукции скважин на ЦТП. По окончании процесса освоения скважина переключается на эксплуатационный манифольд. Отвод газа из емкости осуществляется в факельную систему высокого давления на РБ. Емкость открытого дренажа объемом 75 м3 предназначена для сбора дренажных вод. По мере необходимости жидкость из емкости откачивается в дренажную емкость системы закрытого дренажа и далее в трубопровод транспорта пластовой продукции на ЦТП. Дренаж от оборудования и трубопроводов поступает в дренажную емкость системы закрытого дренажа объемом 25 м³. Откачка дренажа производится насосами на ЦТП. Отвод газа из емкости осуществляется на факел низкого давления на РБ.