Общие сведения центральной технологической платформе

 

Центральная технологическая платформа (ЦТП) предназначена для подго-товки всей продукции месторождения и устанавливается в непосредственной близости от платформы ЛСП-1.

Пластовая продукция поступает на ЦТП:

- с ЛСП-1 по переходному мосту между ЛСП-1 и ЦТП;

- с ЛСП-2 по подводному трубопроводу через райзерный блок (РБ) и, далее, по переходному мосту ЦТП-РБ;

- с БК по подводному трубопроводу через райзерный блок и далее на ЦТП совместно с продукцией от ЛСП-2.

Мощность ЦТП рассчитана по году максимальной добычи нефти и году макси-мальной добычи жидкости, поступающей со всех скважин месторождения. Технологический комплекс ЦТП должен обеспечить подготовку следующего

объема продукции:

- нефти 6 000 тыс. т/год (7380 тыс. м3/год), 2010 - 2020 гг.;

- жидкости 12 223 тыс. т/год 2037 год (12 926 тыс. м3/год), 2026 год;

- газа 731 млн. м3/год, 2016 год.

Общий вид ЦТП приведен на рисунке 2.3.

 

Размещение оборудования на ЦТП показано на рисунке 2.4

 

Рисунок 2.4 - Размещение оборудования на ЦТП

На ЦТП осуществляется подготовка нефти до требований ГОСТ Р 51852-2002

«Нефть. Общие технические требования». Физико-химические свойства и реологи-ческие параметры товарной нефти представлены в приложении Д. Нефть подготавливается на двух самостоятельных параллельно работающих технологических линиях, мощностью по 3 млн. т./год каждая.

Попутный нефтяной газ осушается от влаги до точки росы минус 5 °С и ком-примируется до давления транспорта газа 15,4 МПа. Предусматривается раздельный трубопроводный транспорт нефти и газа на берег.

Пластовая вода подготавливается до требований ОСТ 39-225-88 «Вода для заводнения нефтяных пластов. Требования к качеству».

На ЦТП предусматривается возможность приема нефти с месторождения

им. Ю. Корчагина с последующим совместным транспортом товарной нефти место-рождений им. В. Филановского и им. Ю. Корчагина на берег. Также предусматрива-ется возможность транспорта нефти месторождения им. В. Филановского на ПНХ

через ЛСП-1 месторождения им. Ю.Корчагина.

ЦТП соединена с РБ и ЛСП-1 переходными мостами, по которым осуществляется перемещение обслуживающего персонала и проложены трубопроводы и кабели различного назначения. Технологические решения по прокладке коммуникаций попереходным мостам см. 4550-ПМ-ИОС.

Технологическую схему подготовки нефти на ЦТП месторождения им. В. Фи-лановского см. 4550-ЦТП-ИОС-0-АТХ-001 CЗ.

Райзерный блок

 

Райзерный блок (РБ) - ледостойкая стационарная платформа, предназначенная для размещения стояков внутрипромысловых трубопроводов и трубопроводов внешнего транспорта с соответствующим размещением на ней следующего техноло-гического оборудования:

- камер приема и запуска очистных и диагностических устройств с соответствующей трубной и арматурной обвязкой;

- оборудования факельной системы, состоящей из факельной стрелы с факельными оголовками высокого и низкого давления, факельных сепараторов с насосами откачки конденсата, предназначенной для сжигания газа в аварийных ситуациях и плановых продувок технологического оборудования;

- двух дренажных емкостей, предназначенных для сбора дренажных стоков с технологического оборудования (трубных обвязок и арматурных узлов) и камер

приема очистных и диагностических устройств с насосами откачки дренажных стоков;

- блока замера общего объема транспортируемого газа на Каспийский ГПЗ со всех месторождений лицензионного участка.

РБ связан с ЦТП переходным мостом, по которому осуществляется переме-

щение обслуживающего персонала и проложены трубопроводы и кабели различного

назначения. Технологическая схема проектируемых сооружений на РБ представлена на

чертеже 4550-РБ-ИОС-0-АТХ-001 С3. Газ (Р_раб=15,4 МПа) после осушки с ЦТП месторождения им. В.Филановского по переходному мосту поступает на РБ в общий коллектор на узел учета газа (13-А-2700).

В общий коллектор также поступает газ с давлением Рраб = 15,4 МПа с место-рождений Сарматское и месторождения им. Ю. Корчагина, а затем газ замеряется на

узле учета газа (13-А-2700). После замера общего объема газ месторождений Сар-матское, им. В. Филановского, им. Ю. Корчагина по подводному трубопроводу транс-

портируется на ГПЗ, где происходит его подготовка до товарной кондиции.

На РБ проектом предусмотрены камеры приема и камеры пуска очистных и

диагностических устройств трубопроводов.

Трубопровод товарной нефти (Рраб=6,4 МПа) с ЦТП месторождения им.

В. Филановского по переходному мосту поступает на РБ, проходит через камеру пуска СОД (13-V-3103) и далее направляется на береговые сооружения.

Газожидкостная смесь (Рраб=2,4 МПа) от ЛСП-2 по подводному трубопроводу поступает на РБ. Далее, пластовая продукция, добываемая из скважин, расположенных на ЛСП-2 и БК поступает по переходному мосту на ЦТП для дальнейшей подготовки продукции. На РБ предусмотрена камера приема СОД (13-V-3101) для трубопровода от ЛСП-2 до РБ и камера приема СОД (13-V-3109) для трубопровода от БК до РБ.

От ЦТП на райзерную платформу по трубопроводу, проложенному по переходному мосту, поступает газ (Рраб=15,4 МПа) на газлифт для эксплуатации скважин ЛСП-2 и БК.

Для очистки газопровода РБ – ЛСП-2 предусмотрена камера пуска СОД (13-V-

3106) на РБ; газопровода РБ – БК – камера СОД (13-V- 3111). Для поддержания пластового давления в скважинах ЛСП-2 от ЦТП по водоводу, проложенному по переходному мосту, поступает на РБ подготовленная вода, а затем она по подводному трубопроводу давлением 6,2 МПа транспортируется на ЛСП-2 и БК. Для очистки водоводов от загрязнений на РБ предусмотрены камеры пуска СОД (13-V-3108) и (13-V-3110).

По переходному мосту ЦТП-РБ проходят коллекторы:

- нефтепровод внешнего транспорта;

- газопровод внешнего транспорта;

- трубопровод конденсата;

- мультифазный трубопровод (РБ-ЦТП);

- трубопровод газлифта на ЛСП-2 и БК;

- дренажный трубопровод;

- газопровод на факел высокого давления (Рраб >0,2 МПа);

- газопровод на факел низкого давления (Рраб<0,2 МПа);

- газопровод на запальник факела;

- топливный газ от ЛСП-1 месторождения им. Ю.Корчагина.

Газопроводы предназначены для сброса газа в аварийных ситуациях и сброса газа при стационарных рабочих режимах, предусмотренных технологическим регламентом на производство продувок, периодических сбросов газов и паров, пуска, наладки и остановки технологического оборудования ЦТП на факелы высокого давления и низкого давления, расположенные на РБ. Газопровод на запальник предназначен для розжига факела. Газ через коллектор факельной системы высокого давления направляется на сжигание в ствол ФВД (13-А-4101 Ду 500 мм) через факельный сепаратор высокого давления (13-V-4101). Капельная жидкость будет осаждаться в факельном сепараторе ВД. Конденсат из факельного сепаратора откачивается насосом 13-Р-4101А/В в коллектор конденсата. Трубопровод конденсата с РБ по переходному мосту направляется на ЦТП для подачи конденсата в систему подготовки нефти (на вторую ступень сепарации ЦТП).

Газ через коллектор факельной системы низкого давления направляется на

сжигание в ствол ФНД (13-А-4102 Ду 250 мм) через факельный сепаратор низкого

давления (13-V-4102). Капельная жидкость будет осаждаться в факельном сепара-

торе НД. Конденсат из факельного сепаратора откачивается насосом 13-Р-4102 А/В

в коллектор конденсата и, далее на ЦТП в систему подготовки нефти (на вторую сту-

пень сепарации ЦТП).

Факельные коллекторы и ствол при запуске должны продуваться азотом, а затем топливным газом для предотвращения доступа кислорода воздуха в факельную систему. Система подачи азота расположена на ЦТП. Сброс газа с предохранительных клапанов камер пуска/приема средств очистки и диагностики трубопроводов производится в коллекторы газа на факел высокого и низкого давления.

На райзерном блоке предусматривается установка дренажной емкости (13-V-5601) с насосной откачкой для приема дренажа от камер пуска и приема средств очистки и диагностики трубопроводов, узла учета газа, фильтров на выходе конденсата с факельных сепараторов, трубопроводов при их отключении и опорожнении.

Откачка из дренажной емкости производится насосом 13-Р-5601 в трубопровод от-качки конденсата из факельных сепараторов.

Газ от дренажной емкости 13-V-5601 сбрасывается в коллектор газа на факел

низкого давления. Учитывая, что дренажная емкость и технологические аппараты расположены на одном уровне, для окончательного их опорожнения предусмотрена встроенная в корпус платформы емкость 13-Т-5101с погружным насосом 13-Р-5101. Откачка из дренажной емкости 13-Т-5101 предусматривается насосом 13-Р-5101в трубопровод откачки конденсата из факельных сепараторов. Дренажные емкости 13-V-5601 и 13-Т-5101 входят в закрытую дренажную систему опасных стоков.

Также на РБ предусмотрена система открытого опасного дренажа для утилизации с поддонов протечек и разливов жидкости (нефтесодержащая вода). Нефтесодержащая вода собирается в поддоны, расположенные под технологическим оборудованием всех опасных зон, и направляется в дренажную емкость 13-Т-5101.

 

Блок-кондуктор (БК)

 

Блок-кондуктор (БК) – ледостойкая морская стационарная платформа, пред-назначенная для одновременного бурения скважин, сбора продукции скважин, замера дебита скважин и дальнейшего транспорта газожидкостной смеси на ЦТП через райзерный блок для подготовки продукции. Бурение скважин на БК выполняется буровым комплексом самоподъемной плавучей буровой установки (СПБУ) типа «Астра». На БК предусматривается бурения 7 скважин в т.ч. добывающих – 4, водонагнетательных – 3. В качестве механизированного способа добычи нефти используется компрес-сорный газлифт. Максимальная добыча продукции скважин с БК

при максимальном объеме добычи нефти:

- нефть - 2042 тыс. м³ в год;

- газ - 201 млн. м³ в год;

- жидкость - 2429 тыс. м³ в год.

В состав блока-кондуктора входит следующее оборудование:

1) блок входного манифольда, включающий коллекторы:

- рабочий эксплуатационный;

- замерный для индивидуального замера продукции скважины;

- резервный, обеспечивающий прием продукции от скважин при ремонтных или профилактических работах на рабочем коллекторе;

- разрядный, обеспечивающий сброс давления с последующим дренажом жидкости из коллекторов в дренажную емкость при ремонтных или профилактических работах;

- водяной с распределительной гребенкой на три скважины для закачки воды для ППД;

2) блоки замера продукции скважин общий и индивидуальный. Замер осуществляется мультифазными устройствами замера (расходомерами);

3) газораспределительная гребенка для обеспечения подачи газлифтного газа непосредственно на каждую эксплуатационную скважину;

4) газосепаратор, предназначенный для отделения газа от капельной жидкости, образующейся при транспорте газлифтного газа в подводном трубопроводе;

5) емкость разрядная, предназначенная для приема газа и газожидкостной смеси при разрядке оборудования и трубопроводов;

6) камеры приема и запуска очистных и диагностических устройств с трубной и арматурной обвязкой;

7) блок хранения и закачки метанола;

8) блок хранения и закачки ингибитора коррозии;

9) емкость закрытого дренажа с насосом откачки, предназначенная для сбора дренажных стоков от технологического оборудования, трубных обвязок и арматурных узлов и камер приема очистных и диагностических устройств. Накопившаяся жидкость из дренажной емкости закачивается в трубопровод подачи продукции на РБ.

10) емкость опасного открытого дренажа с погружным насосом откачки произ-водственно-дренажных стоков от поддонов технологического оборудования;

12) свеча рассеивания (поворотная) для сброса газа в атмосферу в аварийных ситуациях, профилактических и ремонтных работах на БК.

Технологическая схема проектируемых сооружений на БК представлена на чертеже 4550-БК-ИОС-0-АТХ-001С3. Пластовая продукция от 4 добывающих скважин, расположенных на БК, с рабочим давлением 2,4 МПа поступает на входной блок манифольда 16-А-1100. Далее газожидкостная смесь от скважин замеряется мультифазными расходомерами на блоках индивидуального и общего замера скважин 16-А-2401 и 16А-2402. После замера продукция скважин с рабочим давлением 2,4 МПа по подводному трубопроводу поступает на ЦТП для дальнейшей подготовки нефти. При понижении пластового давления осуществляется перевод скважин на газлифтный способ добычи нефти, в качестве которого используется компрессорный газлифт. Схема подачи газа на газлифт следующая. На ЦТП газ отбирается с последней ступени компримирования, и направляется по подводному трубопроводу на БК, где проходит очистку от капельной жидкости в газосепараторе 16-V-2601, а затем газ с давлением 10,0 МПа поступает на газораспределительную гребенку 16-А-1102 для распределения по добывающим скважинам. Выпавший в газосепараторе 16-V-2601 конденсат направляется в трубопровод подачи пластовой продукции на РБ. Сброс газа с предохранительных клапанов газосепаратора производится в разрядную емкость 16-V-4101. На БК проектом предусмотрены камеры приема и камера запуска очистных и диагностических устройств трубопроводов. Периодически, без прекращения подачи

продукции, при помощи очистных устройств производится очистка и диагностика

трубопроводов. Периодичность пропуска очистных устройств оценивают по увеличе-нию гидравлического сопротивления трубопроводов.

Для очистки трубопровода газожидкостной смеси от БК на РБ предусмотрена камера запуска СОД 16-V-3101. Для очистки и диагностики газлифтного трубопровода от РБ предусмотрена камера приема СОД 16-V-3102. Для очистки и диагностики водовода от РБ предусмотрена камера приема СОД 16-V-3103. При возникновении аварийной ситуации во избежание застывания нефти в трубопроводе пластовой продукции предусмотрена возможность вытеснения продукции скважин и заполнения трубопровода водой из подводного трубопровода. Защита аппаратов от превышения расчетного давления обеспечивается установкой предохранительных клапанов.

Сброс газа с предохранительных клапанов камер запуска и приема средств

очистки и диагностики трубопроводов производится в разрядную емкость 16-V-4101.

Газ из емкости 16-V-4101 отправляется на свечу рассеивания, а жидкость насосом

16-Р-4101 подается в трубопровод подачи продукции на РБ.

Для поддержания пластового давления в скважинах подготовленная на ЦТП вода по водоводу, проложенному по переходному мосту, поступает на РБ, а затем по подводному трубопроводу давлением 6,0 МПа транспортируется на БК. На БК в составе входного манифольда предусмотрена водораспределительная гребенка М-1105 для системы закачки воды в водопоглощающие скважины (система поддержания пластового давления).

На БК предусматривается установка емкости закрытого дренажа 16-V-5601 для приема дренажа от камер запуска и приема средств очистки и диагностики тру-бопроводов, газосепаратора, блока манифольда, блоков общего и индивидуального

замера скважин, блока закачки и хранения ингибитора коррозии, трубопроводов при

их отключении и опорожнении. Откачка из дренажной емкости производится насосом

16-Р-5601 в трубопровод пластовой продукции от скважин на РБ.

Газ от дренажной емкости 16-V-5601 и емкости опасного дренажа 16-Т-5101

сбрасывается на свечу рассеивания. Дренажная емкость, разрядная емкость и часть трубопроводной обвязки расположены на одном уровне (палуба I яруса верхних строений БК, уровень +11.000). Для окончательного их опорожнения предусмотрена емкость дренажа 16-Т-5101 с погружным насосом 16-Р-5101. Откачка из дренажной емкости 16-Т-5101 предусматривается насосом в трубопровод газожидкостной смеси на РБ. В емкость 16-Т-5101 производится также сбор утечек от технологического оборудования и трубопроводов с последующей откачкой его в трубопровод газожид-костной смеси на РБ.

С целью предотвращения гидратообразования при открытии задвижек на скважинах во время запуска или при нестандартных ситуациях после длительных

остановок, а также в газ, используемый при газлифте, вводится метанол. Метанол подается насосами-дозаторами для закачки метанола 16-Р-4001А/В производи-тельностью 0,241 м3/ч. Для предотвращения коррозии в поток газожидкостной смеси после блока замера 16-А-2401 насосами - дозаторами для закачки 16-Р-4002А/В вводится химреагент – ингибитор коррозии. Загрузка емкостей для метанола 16-V-4001 и ингибитора коррозии 16-Т-4002 производится из транспортной тары.