^
Описание проекта
Комсомольский лицензионный участок (л/у) находится в разработке с 1987 г. В настоящее время (июль 2007 г.) на нем функционируют: дожимная насосная станция (ДНС) с сепарацией нефти от газа, предварительным резервуарным сбросом воды; кустовая насосная станция (КНС) для нагнетания воды в целях поддержания пластового давления (ППД); кустовые площадки добывающих и нагнетательных скважин (39 кустов); трубопроводы системы сбора, транспорта нефти и газа; системы ППД; автомобильные дороги; линии электропередач и связи.
Производятся бурение и обустройство четырех кустовых площадок (№№ 64, 100, 102, 124), проектирование девяти площадок скважин (№№ 24, 28, 64В, 74, 75, 100В, 120, 123 и 126) с вводом в эксплуатацию в 2007–2008 гг. и 2008–2009 гг., соответственно.
Продукция добывающих скважин (объединенный поток нефтегазоводяной эмульсии) по нефтегазосборным коллекторам поступает на ДНС с УПСВ Комсомольского л/у, откуда предварительно обезвоженная нефть перекачивается на ЦПС Барсуковского л/у. Отделенная пластовая вода после очистки откачивается на промысловую КНС для дальнейшего нагнетания в продуктивные горизонты для поддержания пластового давления. Попутный нефтяной газ под давлением 1-й ступени сепарации нефти (0,32 МПа) после доочистки и замера направляется в газопровод на Губкинский газоперерабатывающий комплекс (ГПК) АО «Газпром». В аварийной ситуации или в случае непринятия ГПК попутный газ сбрасывается и сжигается на факелах высокого давления. Газ из отстойников и концевых сепараторов нефти сжигается на факеле низкого давления.
Проектная добыча из продуктивных залежей Комсомольского л/у и, соответственно, производительность строящейся ДНС с УПСВ по: нефти – 3,066 млн. м3/год (8400 м3/сут); жидкости – 7,3 млн. м3/год (20000 м3/сут (максимальная планируемая – 26215 м3/сут)); попутному нефтяному газу – 2,615 млрд. м3/год (7,165 млн. м3/сут).
В настоящее время, с вводом новых кустов добывающих скважин, наращиваются объемы добычи нефти, попутного газа на Комсомольском л/у. Однако, по данным НК «Роснефть», объем его реализации, как товарной продукции, остается практически на прежнем уровне, что обусловлено недостаточной мощностью Губкинского ГПК. На данный момент загрузка Губкинского ГПК составляет 2150 млн. м3/год при проектной мощности 2140 млн. м3/год, по этой причине он не может принять дополнительные объемы газа на переработку.
Таким образом, требуется альтернативное направление утилизации попутного газа, в качестве которого рассматривается строительство системы сбора, подготовки и компримирования попутного нефтяного газа с реализацией подготовленного газа в систему магистрального транспорта.
С целью решения этой проблемы, а также реализации Газовой программы ОАО «НК «Роснефть» на Комсомольском л/у, эксплуатируемом его дочерней компанией ООО «РН-Пурнефтегаз», разработан Проект сбора, подготовки и утилизации попутного нефтяного газа.
^ Назначение проекта:
реализация газовой программы ОАО «НК «Роснефть» с увеличением коэффициента утилизации попутного нефтяного газа до 95%;
сокращение выбросов углеводородного газа, продуктов его сжигания в атмосферу, улучшение экологического состояния воздушной среды региона;
сбор попутного нефтяного газа Комсомольского месторождения, его подготовка до параметров согласно ОСТ 51.40-93, компримирование и транспортирование в единую систему газоснабжения (ЕСГ) ОАО «Газпром» для реализации конечным потребителям, как товарной продукции ОАО «НК «Роснефть».
Проектная производительность системы сбора, подготовки и компримирования попутного нефтяного газа Комсомольского месторождения – 2380 млн.нм3/год. Стоимость Проекта
5,43 млрд. руб., включая НДС. Ориентированный срок реализации Проекта – начало 2010 г.
Запроектированный производственный комплекс по сбору, подготовке и компримированию попутного нефтяного газа Комсомольского л/у (800П) включает такие основные структурные объекты как:
дожимную компрессорную станцию (ДКС) «Комсомольская» с трубопроводной и коммуникационной эстакадами между ДКС и УПСВ, площадкой факелов, подъездной автодорогой, пожарным депо, примыкающим к ДКС;
газопровод-подключение от ДКС «Комсомольская» ООО «РН-Пурнефтегаз» в действующий трубопровод от Комсомольского газового промысла (КГП) ООО «Ноябрьскгаздобыча» единой системы газоснабжения (ЕСГ) ОАО «Газпром»;
узел учета газа Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» (отдельная площадка перед подключением газопровода в ЕСГ ОАО «Газпром», с подъездной автодорогой и линиями электроснабжения).
Генеральная проектная организация: ОАО «Украинский нефтегазовый институт» (ОАО «УкрНГИ»), г. Киев, Украина.
^ Субподрядные проектные организации:
ООО «ЗапСибстройизыскания» (г. Сургут Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области), выполняющая комплексные инженерные изыскания (топографические, геологические, гидрологические, гидрогеологические);
Региональная общественная организация «Ханты-Мансийское региональное отделение межотраслевых эколого-экономических исследования Российской Академии естественных наук (ХМРО РАЕН) (г. Нижневартовск Ханты-Мансийского автономного округа Тюменской области), выполняющая инженерно-экологические изыскания и разработку экологических разделов проекта:
«Социально-экологический скрининг»;
«Охрана окружающей среды» (ООС);
«Оценка воздействия на окружающую среду» (ОВОС);
«Рыбохозяйственный раздел» (РХР);
ООО «НефтеСтройПроект» (г. Санкт-Петербург), выполняющее разработку разделов проекта:
«Инженерно-технические мероприятия гражданской обороны. Мероприятия по предупреждению чрезвычайных ситуаций»;
«Рекультивация нарушенных земель».
^ Основные технологические решения Проекта:
Основные технологические решения по проекту выполнены в соответствии с техническим заданием на проектирование, дополнениями к заданиям, решениями ОАО «НК «Роснефть» по рассмотрению предварительной проектной стадии «Основных технических решений» (ОТР) и обеспечивают компримирование, подготовку и транспорт газа в количестве 2380 млн. нм3/год.
Попутный нефтяной газ (ПНГ) подается на ДКС из газосепараторов УПСВ Комсомольского л/у, рабочее давление в которых составляет 0,4…0,32 МПа.
Для обеспечения стабильного давления газа на входе проектируемой ДКС (не менее
0,2 МПа на приеме компрессорных агрегатов сырого газа) на УПСВ после точки отбора газа на ДКС, дополнительно устанавливается регулятор давления "до себя".
На площадке ДКС для улавливания возможных жидкостных пробок из газопроводов предусматривается установка первичной сепарации газа (УПСГ) номинальной производительностью 2380 млн. нм3/год.
Подготовка газа к магистральному транспорту заключается в снижении содержания в нем влаги и тяжелых углеводородов до значений, соответствующих «точкам росы» согласно
ОСТ 51.40-93:
по влаге – не выше минус 20оС в холодный период года и минус 10оС – в теплый период;
по углеводородам – не выше минус 10оС в холодный период года и минус 5оС – в теплый период.
В соответствии с решением ОАО «НК «Роснефть» (протокол от 14.09.2007 г., п.1) извлечение тяжелых углеводородов с осушкой газа от влаги предусматривается в процессе низкотемпературной сепарации. Перед НТС газ сжимается компрессорами до расчетного давления 5,5 МПа. На основной технологической линии он охлаждается до расчетной температуры в процессе дросселирования давления от 5,5 до 2,1 МПа с использованием автоматических редуцирующих устройств. На резервной технологической линии, байпасной трубопроводу с регуляторами давления газа, для охлаждения газа предусмотрена установка трехпоточных вихревых труб (ТВТ), являющихся образцом новой техники. Конструкция ТВТ предусматривает создание вихревого эффекта Ранка-Хилша, заключающегося в температурном разделении газа на холодный и горячий потоки. Сжатие газа на ДКС осуществляется центробежными компрессорами с газотурбинными двигателями.
В состав ДКС входят компрессорная станция сырого газа (КССГ) и компрессорная станция подготовленного газа (КСПГ).
Сырой газ на КССГ сжимается компрессорными агрегатами с 0,2 до 5,5 МПа, а подготовленный на КСПГ – с 2,0 до 7,8 МПа.
Для внешнего транспорта подготовленного газа предусматривается строительство газопровода-подключения условным диаметром 500 мм, расчетным давлением 8,0 МПа, общей протяженностью 5,4 км от ДКС «Комсомольская» до врезки в действующий магистральный газопровод 1400 мм от КГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» ЕСГ ОАО «Газпром».
В конце проектируемого газопровода предусматривается узел коммерческого учета газа Комсомольского л/у ООО «РН-Пурнефтегаз», поставляемого в ЕСГ ОАО «Газпром».
Получаемый при подготовке газа нестабильный углеводородный конденсат (ШФЛУ) проектом предусматривается реализовывать одним из следующих способов:
отгружать в пропановозы (либо контейнер–цистерны);
подавать на вход нефтегазовых сепараторов 1-й ступени УПСВ;
направлять в трубопровод подачи газа на Губкинский газоперерабатывающий комплекс (ГПК).
Для каждого направления предусмотрены необходимые технические решения. На проектируемой ДКС планируется факельная система, рассчитанная исходя из потребности в ней собственных технологических установок станции (обеспечения аварийных сбросов от предохранительных клапанов), возможности освобождения от газа компрессорных установок, подводящих газопроводов от УПСВ.
Потребность технологических установок в инертном газе (азоте) обеспечивается блочной воздухоразделительной установкой производительностью по азоту 200 ст.м3/ч (186 нм3/ч).
Для обеспечения сжатым воздухом системы автоматики и пневмоприводов кранов предусматривается блочная воздушная компрессорная с установкой осушки производительностью 150 нм3/ч. Осушенный сжатый воздух для «сухих» газодинамических уплотнений центробежных компрессоров (до 1700 нм3/ч) предусмотрено подавать от блочной воздушной компрессорной установки, включаемой в объем поставки производителя газовых компрессорных станций.
Для обеспечения теплом ДКС предусматриваются утилизаторы тепла выхлопных газов газотурбинных двигателей компрессоров КССГ единичной тепловой мощностью 3 МВт.
^ Дожимная компрессорная станция (ДКС) «Комсомольская»
Площадка ДКС «Комсомольская» расположена на расстоянии 280 м к югу от УПСВ (ввод в эксплуатацию в 2008 г.); 130 м на северо-восток от существующего куста скважин №13; 430 м на запад от куста № 14. С юга площадка ДКС граничит с лесным массивом.
Подъезд к площадке ДКС предусматривается от существующей автодороги к ДНС – УПСВ Комсомольского л/у.
Площадка ДКС и факельная система ДКС размещены с соблюдением нормативных разрывов от кустовых площадок № 13, № 14 и площадки УПСВ (ООО «РН – Пурнефтегаз»), куста Г-4 (ООО «Ноябрьскгаздобыча»).
Территория проектируемого объекта разделена на зоны: производственную и вспомогательную, расположенные в северной и южной частях площадки соответственно.
Производственная зона ДКС:
установка первичной сепарации газа;
компрессорная станция сырого газа;
компрессорная станция подготовленного газа;
установка подготовки топливного и пускового газа;
установка подготовки газа;
узел учета подготовленного газа;
факельная система;
маслохозяйство;
метанольное хозяйство;
азотное хозяйство;
установка воздухоснабжения;
установка сбора конденсата;
технологическая этажерка;
установка воздухоснабжения компрессорных агрегатов.
На расстоянии 220 м на восток от сооружений ДКС (согласно тепловому расчету) с учетом преобладающего направления ветров в ограждении размещаются факелы высокого и низкого давления.
Вспомогательная зона ДКС:
насосная противопожарного водоснабжения;
резервуары противопожарного запаса воды РВС 1000 м3;
блок пенотушения;
блоки пожарных гидрантов;
лафетные установки;
емкость промливневых сточных вод;
насосная хозбытовых стоков;
насосная система утилизации тепла;
дизельная электростанция;
КТП;
прожекторные мачты с молниеотводом;
административно-бытовой блок;
мастерская с теплой стоянкой для машин;
материально-технический склад;
склад оборудования;
операторная;
контрольно-пропускной пункт;
щитовые АСУ ТП №№ 1 и 2;
электрощитовая.
Проектом предусматривается строительство пожарного депо, размещаемого
с юго-западной стороны проектируемой ДКС. К нему запроектирован отдельный автоподъезд от запланированной подъездной автодороги к ДКС.
Проектом предусматриваются кольцевые и тупиковые автопроезды ко всем проектируемым зданиям и сооружениям, три въезда на площадку ДКС: основной – с западной стороны; вспомогательный – с северной; подъезд к факелам – с восточной стороны. Ширина проезжей части основных автопроездов – 6 м. Автоподъезд к факелу и выезд на автодорогу к УПСВ проектируются шириной проезжей части 4 м и земляного полотна – 6 м.
По периметру площадки ДКС предусматривается проветриваемое ограждение из металлической сетки «рабицы» высотой 2,5 м, по верху и низу которого устанавливается спиральный барьер безопасности «Егоза». В ограждении устраиваются раздвижные ворота с электроприводом на главном въезде. Факелы ограждаются металлической сеткой высотой 2 м.
По окончании строительства предусматривается благоустройство территории: устройство пешеходных дорожек, газонов по почвенно-растительному слою толщиной 15 см с последующим посевом многолетних трав на свободной от застройки и инженерных сетей территории. Посадка деревьев и низкорослых кустарников предусматривается на территории вспомогательной зоны.
^ Площадка узла учета газа Комсомольского л/у ООО «РН-Пурнефтегаз»
Узел учета газа размещен на насыпной площадке в месте подключения газопровода от ДКС «Комсомольская» ООО «РН-Пурнефтегаз» в существующий газопровод от КГП
ООО «Ноябрьскгаздобыча» ЕСГ ОАО «Газпром».
На площадке строятся следующие сооружения:
технологический блок учета газа;
блок сепаратора;
блоки подогревателей;
емкость дренажная;
емкость слива теплоносителя;
продувочная свеча;
блок автоматики;
блок КТП;
емкости дренажные и слива теплоносителя;
прожекторная мачта с молниеотводом.
Блок КТП размещается за пределами площадки узла учета, на восток от нее.
Продувочная свеча располагается в юго-восточном направлении от площадки узла учета газа на расстоянии 150 м от существующей ВЛ 6 кВ ООО «Ноябрьскгаздобыча» и 30 м от проектируемой ВЛ 6 кВ к узлу учета ООО «РН-Пурнефтегаз».
В юго-западном направлении от площадки узла учета газа размещается узел приема СОД газопровода с емкостью сбора продуктов очистки, который располагается на отдельной территории и имеет свое ограждение.
Въезд на территорию узла учета газа осуществляется от проектируемой к нему подъездной автодороги.
^ Газопровод – подключение в ЕСГ ОАО «Газпром».
Газопровод предназначен для транспорта подготовленного до параметров ОСТ 51.40-93 газа Комсомольского л/у в газотранспортную систему ОАО «Газпром» для реализации конечным потребителям как товарной продукции ОАО «НК «Роснефть».
Установленное максимальное рабочее (расчетное) давление в газопроводе – 8,0 МПа, условный диаметр – 500 мм ( 530 мм), протяженность от ДКС до узла учета – 5,315 км.
Дополнительно предусматривается участок трубопровода от узла учета газа Комсомольского л/у ООО «РН-Пурнефтегаз» в существующий газопровод от КГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» ЕСГ ОАО «Газпром» (230 м) на основании проекта технических условий ООО «Сургутгазпром» ОАО «Газпром» на подключение.
Установленные параметры в точке подключения проектируемого газопровода от ДКС «Комсомольская» ООО «РН-Пурнефтегаз» в действующую газотранспортную систему от КГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» ЕСГ ОАО «Газпром»: наружный диаметр трубопровода, в который производится врезка – 1420 мм; рабочее давление – 7,55 МПа (избыт.); расчетное давление – 8,0 МПа (избыт.); температура – 15…20°С.
Пропускная способность проектируемого газопровода при стационарном режиме, исходя из характеристик проектируемой ДКС «Комсомольская» и установленных рабочих параметров в точке подключения в действующий газопровод ЕСГ – 2380 млн. нм3/год
(2555 млн. ст. м3/год).
Газопровод-подключение от ДКС «Комсомольская» в ЕСГ ОАО «Газпром» запроектирован с учетом требований, предъявляемым к магистральным газопроводам.
Технологические сооружения предусмотренные в составе газопровода обеспечивают:
трубопроводный транспорт в ЕСГ ОАО «Газпром» договорных объемов газа
ООО «РН – Пурнефтегаз»;
коммерческий учет расходов реализуемого газа;
возможность периодической очистки полости газопровода от твердых (продукты коррозии) и жидких (конденсат) примесей посредством пропуска очистных устройств;
возможность периодической внутритрубной диагностики газопровода.
Проектируемый газопровод, как производственный объект, представляет собой комплекс сооружений, в который входят:
линейная часть, включая подземный трубопровод, запорную пневмоприводную арматуру в укрытиях;
узлы запуска (в начале трассы – на выходе из ДКС) и приема (в 30 м от узла учета газа) средств очистки и диагностики (СОД);
узел учета газа Комсомольского месторождения ООО «РН–Пурнефтегаз»;
узел подключения проектируемого газопровода в действующий трубопровод от КГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» ЕСГ ОАО «Газпром»;
установки электрохимической защиты газопровода от коррозии (ЭХЗ);
сооружения технологической связи, средства телемеханики газопровода;
линии электроснабжения узла учета газа и средств ЭХЗ;
подъездная автодорога к площадке узла учета газа Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз»;
опознавательные и сигнальные знаки местонахождения газопровода.
Проектом предусматривается строительство подъездных автомобильных дорог к ДКС и узлу учета газа Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз» протяженностью 195 м и 703 м; а также реконструкция существующих участков – 965 м и 1911 м соответственно.
^ Автоматизированная система управления технологическими процессами
Для контроля и управления технологическими объектами предусматривается создание полнофункциональной автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП) на базе интеллектуальных датчиков, программируемых логических контроллеров, рабочих станций и системы телемеханики для линейных сооружений проектируемого газопровода.
Контроль и управление технологическими объектами предусматривается из проектируемой операторной, в которой организуется круглосуточное дежурство оперативного персонала. Операторная размещается на площадке ДКС «Комсомольская».
Кроме оборудования ДКС автоматизируются: узел учета газа Комсомольского месторождения ООО «РН-Пурнефтегаз», газопровод УПСВ-ДКС и газопровод-подключение от ДКС «Комсомольская» до врезки в действующий магистральный газопровод от КГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» ЕСГ ОАО «Газпром».
Газопровод от ДКС «Комсомольская» до подключения в газопровод от КГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» ЕСГ ОАО «Газпром» является линейно рассредоточенным объектом. Особенностью которого является то, что линейные сооружения должны контролироваться эксплуатационными службами ООО «РН-Пурнефтегаз», а данные с узла учета газа должны поступать как в операторную ДКС «Комсомольская», так и в диспетчерский пункт на компрессорной станции «Губкинская» ООО «Сургутгазпром».
Кроме того, с диспетчерского пункта на компрессорной станции «Губкинская» должен управляться и контролироваться узел подключения проектируемого газопровода в газопровод от КГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» ЕСГ ОАО «Газпром».
Для контроля и управления узлом учета газа Комсомольского л/у
ООО «РН-Пурнефтегаз» и узлом подключения проектируемого газопровода предусматриваются системы телемеханики.
Структура АСУ ТП включает следующие подсистемы автоматизированного контроля и управления:
– компрессорной станции сырого газа;
– компрессорной станции подготовленного газа;
– установки подготовки газа с узлом учета подготовленного газа;
– установки первичной сепарации газа;
– общестанционных объектов (факельная система, установка подготовки топливного и пускового газа, маслохозяйство, метанольное хозяйство, азотное хозяйство, установка воздухоснабжения, установка сбора конденсата, система противопожарного водоснабжения и пенотушения, система сбора промливневых сточных вод и хозбытовых стоков, насосная системы утилизации тепла);
– газопровода-подключения от ДКС «Комсомольская» до врезки в газопровод от КГП ООО «Ноябрьскгаздобыча» ЕСГ ОАО «Газпром» с узлом коммерческого учета газа.
Проектируемая АСУ ТП является двухуровневой иерархической системой. В ее состав включена подсистема противоаварийной защиты (ПАЗ) ДКС.
На нижнем уровне управления решаются задачи автоматизированного контроля и управления технологическими объектами и установками. На верхнем – решаются задачи автоматизированного контроля и управления ДКС в целом, а также проектируемым газопроводом и узлом учета на нем.
Верхний и нижний уровни управления непрерывно взаимодействуют друг с другом в реальном масштабе времени, обеспечивая функционирование АСУ ТП как единого программно-технического комплекса.
Рентабельность Проекта будет не менее 16% ( минимальный уровень внутренней рентабельности, принятый в Компании).
