Обустройство Черпаюского нефтяного месторождения

Размещено на http://www.allbest.ru/

1. Общий раздел

1.1 Введение

Проект «Обустройство Черпаюского нефтяного месторождения» разработан в соответствии с требованиями СНиП 3.01.01-85* «Организация строительного производства» на основании:

- задания на проектирование объекта, утвержденного заместителем Генерального директора ОАО «Северная нефть» Р.Р. Зафаровым;

- протоколом ЦКР №2774 от 29.01.2001 г.;

- письма ОАО «Северная нефть» №02/У-3133 от 07.07.2003 г.;

- ВНТП 3-85 «Нормы технологического проектирования объектов сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды нефтяных месторождений»;

- ВСН 2.38-85 «Проектирование промысловых стальных трубопроводов», Миннефтепром;

- РД 39-0148311-605-86 «Унифицированные технологические схемы сбора, транспорта и подготовки нефти, газа и воды нефтедобывающих районов»;

- РД 39-132-94 «Правила по эксплуатации, ревизии, ремонту и отбраковке промысловых трубопроводов»;

- РД 39-0004-90 «Руководство по проектированию и эксплуатации сепарационных узлов нефтяных месторождений, выбору и компоновке сепарационного оборудования», ВНИИСПТнефть;

- СП 34-116-97 «Инструкция по проектированию, строительству, реконструкции промысловых нефтегазопроводов»; СНиП 2.05.06-85* «Магистральные трубопроводы»;

- «Инструкция по одновременному производству буровых работ, освоению и эксплуатации скважин на кусте», Минтопэнерго;

ПБ 03-585-03 «Правила устройства и безопасной эксплуатации технологических трубопроводов»;

СНиП 1.04.03-85* «Нормы продолжительности строительства и задела при строительстве предприятий, зданий и сооружений»;

СНиП 12-03-99 «Безопасность труда в строительстве»;

РН-73 «Расчетные нормативы для составления проектов организации строительства»;

материалов инженерных изысканий;

исходных данных для составления смет и ПОС.

Проект организации строительства является основанием для планирования капитальных вложений и объемов работ, обеспечения строительства рабочими кадрами, строительными машинами, автотранспортом, материально-техническими и энергетическими ресурсами.

На основании ПОС для производства строительно-монтажных работ должен быть разработан и утвержден проект производства работ (ППР) и технологические карты на все основные виды работ. ППР и технологические карты разрабатываются подрядчиком.

Заказчик - ОАО «Северная нефть».

Генподрядчик - ООО «Ветеран».

1.2 Климатические условия

В административном отношении Черпаюское месторождение расположено в Ненецком автономном округе. Месторождение находится в 200 км к северо-востоку от г. Усинска.

Климат района умеренно-континентальный с коротким прохладным летом и продолжительной холодной зимой с устойчивым снежным покровом. Зима продолжается семь месяцев, лето продолжается два месяца.

Многолетняя средняя годовая температура воздуха составляет минус 5,7°С. Наиболее низкие температуры характерны для января - февраля - минус 19,6°С, наиболее высокие - для июля - плюс 12,6°С. Средняя температура наиболее холодной пятидневки минус 43°С. Средняя продолжительность безморозного периода - 130 дней.

Преобладающее направление ветров зимой южное и юго-западное, летом северное и северо-восточное.

Район строительства относится к северной строительной климатической зоне, подрайону 1В и характеризуется следующими условиями:

· средняя температура наиболее холодной пятидневки - минус 43°С;

· скоростной напор ветра для III района - 0,3 кПа;

· вес снегового покрова для IV района -1,5 кПа;

· зона влажности - влажная.

Согласно отчету по инженерно-геологическим изысканиям в геолого-литологическом строении района работ принимают участие грунты четвертичного и современного возраста, представленными торфами, супесчано-суглинистыми грунтами, в переходах через водотоки встречены пески мелкие и гравелистый песок. Осложняются условия строительства сплошным развитием многолетне-мерзлых пород (ММП) и наличием верховодки, широко развиты специфические грунты. Нормативная глубина сезонного промерзания для суглинков 230 см, для торфов 130 см.

Гидрогеологические условия характеризуются наличием горизонта грунтовых вод, приуроченных к мелким, гравелистым, водонасыщенным пескам, залегающим в переходах через водотоки, а также горизонта болотных вод (верховодка), где водовмещающим грунтом является торф. Болотные воды, как правило, выходят на дневную поверхность. Переувлажненные торфы и суглинки в зоне сезонного промерзания считаются потенциально сильно пучинистыми, склонными к проявлению сил морозного сцепления мерзлых грунтов с боковой поверхностью свай.

Трассы промысловых трубопроводов проходят в зоне сплошного и прерывистого распространения ММП.

Широко развиты несквозные талики вертикальной мощностью 6-12 м, приуроченные к межблочным понижениям в пределах блочных тундр, долинам ручьев, поймам рек. Отсутствие таликов характерно для всей группы торфяных урочищ. Сквозные талики существуют под руслами рек и ручьев, озерами шириной более 200 м и глубиной 3-4 м, заболоченными и закустаренными низинами и занимают меньше 5% площади.

Отложения литолого-генетических комплексов находятся как в мерзлом, так и в талом состоянии. Наиболее высокие значения суммарной влажности и льдистости характерны для залегающих в верхней части разреза торфов и оторфованных суглинков озерно-болотного и эллювиально-делювиального комплексов (льдистость отложений достигает 0,2-0,4 долей ед.), при оттаивании они теряют несущую способность.

В районе широко распространены криогенные процессы и образования, что обусловлено особенностями геокриологической обстановки: составом, строением, физическими свойствами, температурным режимом мерзлых и талых пород и др.

Наиболее широко развиты различные по форме и размерам бугры пучения, образованные в результате многолетнего и сезонного промерзания пород.

На крутых (до 10-20°) склонах долин могут формироваться оползни-сплывы. Этот процесс развивается при протаивании льдистого горизонта в основании сезонномерзлого слоя и переувлажнении этого слоя в предзимний период до промерзания.

Процесс заболачивания развит ограниченно, в основном в южной части района: на торфяниках и пределах депрессий.

На трассах напорных нефтепроводов к наиболее негативным свойствам грунтов следует отнести предрасположенность связных грунтов участка к проявлению тиксотропии. Данное свойство провоцируется динамическим воздействием на грунты (проезд транспорта, особенно гусеничного, работа вибрационных механизмов и т.п.).

Площадка дожимной насосной станции сложена многолетне-мерзлыми породами залегающими на глубине до 4-х метров. Мерзлые породы представлены, в основном, слабольдистыми глинистыми грунтами массивной криотекстуры с температурой -0,3°С - 1,0°С. Встречаются прослои твердомерзлых супеси и песков мелких и гравелистых. Талые грунты представлены суглинком мягкопластичной и тугопластичной консистенции с включением гравия, гальки и дресвы до 5%.Глинистые грунты обладают тиксотропными и пучинистыми свойствами.

Площадка промежуточной насосной станции сложена, в основном, многолетне-мерзлыми породами, залегающими на глубине до 3 м и прикрытыми незначительным слоем торфа. Мерзлые породы представлены, в основном, глинистыми слабольдистыми грунтами слоистой криотекстуры, частично с включением мелкого гравия до 5% и температурой -0,3°-н - 1,0°С. Грунты твердомерзлые в талом состоянии - мягкопластичные. Талый грунт представлен суглинком тугопластичным.

В географическом отношении месторождение находится на территории северо-восточной части Болынеземельской тундры и представляет собой полого-холмистую заболоченную равнину, на отдельных площадях сильно заозёренную.

Так как район строительства по геокриологическим условиям относится к зоне массивно-островного распространения ММП, поверхностный покров формируется под действием морозного выветривания и мерзлотных деформаций в расположенном над многолетней мерзлотой активном (деятельном) слое сезонного протаивания. С мерзлотными процессами связаны морозобойные трещины, ледяные жилы, бугры пучения, термокарст и солифлюкция.

В строении рельефа района работ существенную роль играют водораздельные гряды и увалы, сочетающиеся с находящимися между ними неглубокими, часто бессточными впадинами, занятыми озёрами. Интенсивное эрозионное расчленение рельефа характерно для всего района работ.

Район строительства расположен в субарктическом поясе Европейской части России, в зоне тундры. Климат холодный, континентальный и постоянно избыточно влажный. Зима продолжается 233 дня, характерны частые метели. Среднегодовая температура воздуха составляет минус 5,7°С. Снежный покров в среднем устанавливается 15 октября, сходит - 1 июня, максимальная высота его - 0,8 м.

Преобладающие направления ветров зимой южные и юго-западные, летом - северные. Среднегодовая скорость ветра составляет 4,4 м/сек.

Инженерно-геологический разрез района представлен мощной толщей связных грунтов, перекрытых с поверхности мохово-растительным слоем мощностью до 0,3 м или торфом мощностью до 5 м.

Глубина сезонного промерзания - г оттаивания для торфяников составляет менее 0.5 м, для суглинистых грунтов - до 1,5 м, песчаных - до 2 м.

Верховодка приурочена к массивам торфяников, термокарстовых понижений. Уровень воды с 0-0,2 м.

Большая часть территории представляет собой заболоченную тундру, участками занятая кустарниками и мелколесьем.

Район относится к I дорожно-климатической зоне, 1-1 дорожно-климатической подзоне.

1.3 Характеристика проектируемых объектов

Проектом обустройства Черпаюского нефтяного месторождения для пробной эксплуатации (на год максимальной добычи нефти, газа, жидкости и закачки воды - 2004 г.) предусмотрены следующие основные объекты технологического назначения:

® обустройство кустов скважин №№3, 7, разведочных скважин №№21, 22, 24;

® нефтегазосборные сети;

® дожимная насосная станция (ДНС);

® промежуточная насосная станция; напорные нефтепроводы.

Расчетная производительность дожимной и промежуточной насосных станций -6800 т/сут. по нефти принята из условия перекачки нефти с Хасырейского, Нядеюского и Черпаюского месторождений.

В состав комплекса ДНС и промежуточной насосной станции для пробной эксплуатации входят:

· нефтегазовый сепаратор I ступени сепарации (объем 50 м³ - 1 шт. для ДНС, объем 100 m^j - 1 шт. для промежуточной насосной станции);

· нефтегазовый сепаратор концевой ступени сепарации (КСУ, объем 100m^j -1 шт.): газовый сепаратор горизонтальный (объем 25 m^j - 1 шт.); газовый сепаратор вертикальный (объем 0,5 м³ - 1 шт.);

· подогреватели нефти типа ПП - 1,6 (2 шт. для ДНС, 4 шт. для промежуточной насосной станции);

· подогреватели нефти (тип ПП - 0,63 АЖ - 2 шт. только для промежуточной насосной станции);

· нефтяная насосная (с насосами типа НПС 200-700 - 3 шт.);

· насосная внутренней перекачки (с насосами типа ЦНС 105-98 - 2 шт.); резервуар аварийный (РВС-3000 - 1 шт.);

· факельная установка высокого давления; факельная установка низкого давления;

· установка ввода ингибитора коррозии; дренажная емкость (объем 16 м³ - 1 шт.);

· аварийная емкость (объем 40 м³ - 1 шт.);

· емкости сбора конденсата (объем 8м³ - 2 шт.).

1.4 Транспортные связи

Транспортная связь объектов месторождения с БПО ООО «Северная нефть» в зимний период строительства осуществляется по следующей схеме: от ДНС «Черпаюская» до месторождения «Северо-Баганское» по автозимнику и далее до БПО - по дороге V категории.

В летний период строительства доставка материалов и оборудования осуществляются вертолетным транспортом. Расстояния транспортировки основных строительных материалов составляют:

- ПГС-15 км;

прочих материалов и оборудования - 195 км.

1.5 Технологические показатели разработки месторождения

По данному проекту предусматривается сбор нефти и газа от 23 добывающих скважин (в том числе от 4 разведочных скважин).

В соответствии с заданием на проектирование производится бурение и обустройство пяти кустов скважин №№1, 2, 4, 6, 8 и обустройство ранее пробуренных разведочных скважин №№23,25,27,30.

Технологические показатели разработки и эксплуатации месторождения на полное развитие приведены в таблицах 1,2.

Таблица 1. Технологические показатели разработки

Годы эксплуатации	2008	2009	2010	2011	2012	2013	2014
Добыча нефти, тыс. т/год	1122	1567	1677	1519	1125	877	719
Добыча жидкости, тыс. т/год	1137	1601	1825	2173	2230	2240	2250
Обводненность, %	1,3	2,1	8,1	30,1	49,6	60,8	68,0
Добыча газа, млн. м3/год	ПО	154	165	149	111	86	71
Объем закачки воды, тыс. м3/год	1001	1697	2400	2770	2760	2740	2755

Таблица 2. Технологические показатели эксплуатации

Технологические показатели эксплуатации	Единица измерения	Количество
Максимальный объем добычи нефти (2011 год)	тыс. т/год	1677
Максимальный объем добычи жидкости (2015 год)	тыс. т/год	2290
Максимальный объем добычи газа (2007 год)	млн. м3/год	165
Максимальный объем закачки воды (2008 год)	тыс. м3 /год	2770
Фонд скважин (максимальный), всего в том числе: - добывающих; - нагнетательных; - разведочных	шт. шт. шт. шт.	48 27 14 7

1.6 Физико-химические свойства нефти и газа

Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти приведены в таблице 3.

Таблица 3. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти

№ п/п	Наименование	Единица измерения	Значения
1	2	3	4
1	Пластовое давление	МПа	25,2
2	Пластовая температура	иС	42
3	Плотность нефти: сепарированной пластовой	кг/м»	867 782
4	Вязкость нефти: при 20°С при 30°С при 50°С в пластовых условиях	мПа*с	44.0 31,0 15,0 3,38
5	Температура застывания нефти	иС	13
6	Массовое содержание: серы парафина смол селикагелевых асфальтенов	%	0.77 10.8 10.3 1,8
7	Объемный выход фракций до 1000С до 150°С до 200°С до 250°С до ЗОО°С	%	3,2 11,0 18,7 27,1 37,8
8	Давление насыщения нефти газом	МПа	16,6
9	Газосодеражение (газовый фактор)	м3/т	98,3

Свойства и компонентный состав нефтяного газа приведены в таблице 4.

Таблица 4. Свойства и компонентный состав нефтяного газа

№ п/п	Наименование	Ед. изм.	Однократное разгазирование	Дифференциальное разгазирование
1	Компонентный состав: Сероводород	% моль	0,00	0,00
	Углекислый газ		0,04	0,04
	Азот +редкие		5,13	5,47
	в т.ч. гелий		0,02	0,02
	Метан		63,63	68,32
	Этан		12,80	13,43
	Пропан		9,56	8,37
	Изобутан		1,59	1,02
	Н. Бутан		3,60	2,02
	Изопентан		1,09	0,44
	Н. Пентан		1,52	0,56
	Гексаны		0,74	0,24
	Гептаны		0,24	0,07
	Октаны		0,06	0,02
2	Молекулярная масса		25,57	23.03
3	Плотность	кг/м3	1,063	0,958
4	Плотность относительная (по воздуху)		0,882	0.795

1.7 Гидравлический расчет системы сбора нефти

Гидравлический расчет системы нефтегазосбора выполнен на ЭВМ по программе «Труба-1» на полное развитие по году критической обводнённости (максимальной вязкости) жидкости (2010 г.). Исходные данные для выполнения расчета приведены в таблице 5.

Таблица 5. Исходные данные для выполнения расчета

№№ п/п	Показатели	2010 г.
1	Объем добычи жидкости, тыс. т/год	2240
2	Количество добывающих скважин	34
3	Средний дебит скважины по жидкости, т/сут.	180,5
4	Вязкость дегазированной жидкости, сП	232,3
5	Доля воды	0,608
6	Газовый фактор, м3/т (m3/m3)	98,3 (85,2)
7	Плотность безводной нефти, кг/м3	867
8	Давление насыщения, МПа	16,6
9	Давление на приеме ДНС, МПа	0,7

2. Технологический раздел

Технологический раздел «Обустройство Черпаюского месторождения вала Гамбурцева на период промышленной, эксплуатации» разработан в соответствии с требованиями:

· СНиП 12-01-2004 «Организация строительства» на основании:

· СНиП 1.04.03-85* «Нормы продолжительности строительства и задела в строительстве предприятий, зданий и сооружений»;

· СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования»; СНиП 12-04-2002 «Безопасность труда в строительстве. Часть 2. Строительное производство»;

· РН-73 «Расчетные нормативы для составления проектов организации строительства»; материалов инженерных изысканий; исходных данных для составления смет и ПОС.

2.1 Обустройство Черпаюского месторождения

При обустройстве Черпаюского месторождения для пробной эксплуатации проектом ранее предусматривалось строительство следующих объектов:

· обустройство кустов №№3. 7, разведочных скважин №№21, 22, 24; на площадке ДНС:

· дожимной насосной станции;

· кустовой насосной станции; электростанции;

· опорного пункта бригады.

На площадке промежуточной насосной станции:

а объектов насосной станции;

а электростанции;

а опорного пункта бригады; вертолетных площадок; полигонов промотходов и ТБО; водозабора минерализованной воды; водозаборов пресной воды; временных пунктов подогрева нефти;

а напорного нефтепровода от ДНС «Черпаюская» до промежуточной насосной станции;

а напорного нефтепровода от промежуточной насосной станции до ДНС «Салюкинская»;

а нефтесборных сетей; высоконапорных водоводов;

а ВЛ-бкВ;

а автомобильных дорог.

Обустройство Черпаюского месторождения на период промышленной эксплуатации включает:

· расширение ДНС, промежуточной насосной станции;

· обустройство:

· кустов скважин №№1, 2, 4, 6, 8;

· разведочных скважин №№23,25,27,30.

Строительство:

• ОБП на площадке ДНС «Черпаюская»;

второй нитки напорного нефтепровода от ДНС «Черпаюская» до промежуточной насосной станции;

второй нитки напорного нефтепровода от промежуточной насосной станции до ДНС «Салюкинская»;

нефтегазосборных сетей;

высоконапорных водоводов;

линий ВЛ-бкВ;

автодорог.

Проектом также предусматривается телемеханизация месторождения.

В проектах обустройства нефтяных месторождений необходимо предусматривать внедрение следующих основных научно-технических достижений и прогрессивных технических решений:

? рациональное использование природных ресурсов и экономное расходование материальных, топливно-энергетических и трудовых ресурсов;

? использование электронно-вычислительной техники (системы САПР) для разработки вариантов обустройства месторождений и выбора оптимального, а также для оптимизации кустования скважин систем сбора, подготовки и транспортирования нефти, газа и воды, общепромысловых инженерных коммуникаций, транспортных схем и схем организации текущих ремонтов;

? применение герметизированных систем сбора, подготовки, транспортирования и учета нефти, нефтяного газа и пластовых вод на всем пути движения от скважин до потребителей;

? осуществление однотрубного герметизированного сбора нефти и нефтяного газа до пунктов первой ступени сепарации нефти или ЦПС;

? транспортирование газонасыщенной нефти от ДНС или пунктов сбора (ПС) до ЦПС;

? обезвоживание и обессоливание предварительно обезвоженной нефти в газонасыщенном состоянии с последующей ее сепарацией (при необходимости термической) на концевых ступенях;

? комплексную автоматизацию и телемеханизацию технологического процесса сбора, подготовки и транспортирования нефти и газа с безрезервуарным учетом и сдачей товарной нефти;

? максимальное применение бескомпрессорного транспортирования нефтяного газа после первой ступени сепарации до потребителей: ГПЗ или головных компрессорных станций и др.;

? применение методов кустового строительства скважин при обустройстве месторождений, с оснащением их комплексом блочных установок, оборудования и сооружений для обслуживания и ремонта скважин, замера дебита скважин, объемов закачиваемой воды, расхода электроэнергии и автоматизированных средств телемеханики и т.п.;

? применение высокоэффективных ингибиторов коррозии в трубопроводных системах при транспортировании продукции скважин и реагентов-деэмульгаторов при подготовке нефти;

? осуществление коридорной объединенной прокладки промысловых коммуникаций (трубопроводов, ЛЭП, линий связи и телемеханики, автодорог и др.) при едином конструктивном решении и кооперации систем и объектов электрохимической защиты трубопроводов, электро- и водоснабжения и т.д.;

? применение в максимально возможных объемах блочного и блочно-комплектного оборудования и установок основного технологического назначения, блок-боксов и зданий СКЗ для объектов производственно-вспомогательного назначения;

? использование суперблоков, проектирование центральных пунктов сбора, подготовки нефти, газа и воды с компоновкой аппаратуры и оборудования в едином технологическом блоке закрытого и открытого исполнения, с этажным (ярусным) размещением технологического оборудования;

? применение блочных автоматизированных КС повышенной единичной мощности, наземного общестанционного технологического оборудования, в том числе установок осушки газа в блочно-комплектном исполнении;

? применение индустриальных методов строительства объектов инфраструктуры с монтажом их из готовых объемных блоков и индустриальных заготовок;

? использование неметаллических труб.

При проектировании мероприятий по защите нефтепромыслового оборудования и трубопроводов от внутренней коррозии агрессивными средами в первую очередь должны предусматриваться меры, направленные на снижение и предупреждение повышения первоначальной агрессивности среды:

· предотвращение попадания в добываемую нефть, газ и сточные воды кислорода из атмосферы;

· исключение возможности смешивания сероводородсодержащих нефтей, газа и сточных вод с продукцией, не содержащей сероводород, до введения в практику обустройства эффективной защиты внутренней поверхности труб сплошными покрытиями, ингибиторами коррозии и расширения возможности применения коррозионно-стойких материалов;

· снижение коррозийной агрессивности среды с помощью деаэраторов и других средств.

В зависимости от коррозионных свойств среды, условий эксплуатации и коррозионной стойкости материалов должны быть предусмотрены следующие способы защиты оборудования и трубопроводов от коррозии:

· термообработка аппаратов, труб и сварных швов;

· применение коррозионно-стойких материалов;

· химическая нейтрализация агрессивной среды;

· защита оборудования антикоррозионными покрытиями;

· применение ингибиторов коррозии.

Проекты обустройства должны выполняться на основании утвержденных схем (проектов) разработки, проектов пробной эксплуатации (ППЭ) и другой технологической проектной документации, разрабатываемой в системе Миннефтепрома.

Технология проведения отдельных процессов, основные технологические параметры подготовки нефти (время, температура, расход реагента и др.), газа и воды, материал труб, оборудования и антикоррозионные мероприятия для сред с высоким содержанием сероводорода и других агрессивных компонентов, размещение блоков дозировки химреагентов в системах сбора и транспорта нефти и газа должны приниматься по данным научно-исследовательских институтов, утвержденных в установленном порядке их руководством.

При выборе технологических схем комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды следует руководствоваться «Унифицированными технологическими схемами комплексов сбора и подготовки нефти, газа и воды» Миннефтепрома.

Технологический комплекс сбора, подготовки нефти, газа и пластовой воды включает в себя технологические процессы получения товарной продукции заданного качества и транспорта:

нефти - от скважин до сооружений магистрального транспорта нефти или нефтеперерабатывающих заводов (НПЗ);

газа - от пунктов сепарации до сооружений магистрального транспорта газа или газоперерабатывающих заводов (ГПЗ);

пластовой воды - от пунктов отделения вода от нефти до пунктов ее использования.

Система сбора, транспорта, подготовки нефти, газа и воды должна обеспечивать оптимальную централизацию объектов технологического комплекса подготовки, транспорта нефти и газа на площадке центрального пункта сбора (ЦПС) на территории или в районе наиболее крупного месторождения и надежную работу объектов, возможность внедрения бригадного метода труда.

При обустройстве крупных месторождений и группы месторождений небольших по площади и рассредоточенных по территории нефтяного района допускается децентрализованное размещение технологических объектов и сооружений (УПС, сепарационных установок, ДНС, КС). Оптимальность принятых решений должна быть подтверждена путем технико-экономического сопоставления вариантов обустройства в соответствии с «Методикой определения экономической эффективности капитальных вложений».

Соответствие основных параметров блочных и блочно-комплектных установок конкретным условиям их работы должно определяться расчетом с учетом физико-химических свойств продукции нефтяных скважин.

Расчет и установку предохранительных клапанов следует выполнять в соответствии с требованиями «Правил устройства и безопасной эксплуатации сосудов и аппаратов, работающих под давлением» и «Инструкции по выбору сосудов и аппаратов, работающих под давлением до 100 кгс/см², и защите их от превышения давления».

Рабочие площади для размещения отдельных агрегатов и оборудования объектов и сооружений непосредственно на месторождении и ЦПС должны определяться с учетом условий безопасности, удобства технического обслуживания и конкретных требований к трубопроводной обвязке.

Следует предусматривать сокращение площади, занимаемой технологическими сооружениями (установками), за счет:

? применения высокопроизводительного оборудования;

? рациональной компоновки блочно-комплектных установок и оборудования;

? максимального размещения оборудования вне зданий.

Категорию производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности, классификацию взрывоопасных зон следует принимать в соответствии с «Временными указаниями по классификации основных производств (отдельных помещений) и сооружений нефтяной промышленности по их пожаро- и взрывоопасности» Миннефтепрома, «Указаниями по определению категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности» и ПУЭ; категорию и группу взрывоопасной смеси следует принимать по ГОСТ 12.1.011-78.

При применении, производстве или хранении новых неорганических, органических и полимерных веществ и материалов, выделяющих взрыво- и пожароопасные газы, пары и пыль, категории производств по взрывной, взрывопожарной и пожарной опасности определяются в установленном порядке на основании результатов специальных исследований.

Для объектов, зданий и сооружений с постоянным пребыванием в них обслуживающего персонала специальные требования по температуре, чистоте, влажности и скорости движения воздуха, уровню шума и вибрации должны определяться в соответствии с ГОСТ 12.1.005-76, ГОСТ 12.1.003-83, ГОСТ 12.1.012-78. При отсутствии обслуживающего персонала указанные требования не предъявляются.

Расчет и проектирование шумоглушения на рабочих местах следует осуществлять в соответствии с требованиями СНиП «Защита от шума».

Технологические трубопроводы промышленных площадок скважин, кустов скважин, замерных и сепарационных установок, ДНС, УПС, КС, УПГ, БКНС, КНС, ПС, ЦПС, УПН и др. следует проектировать в соответствии с требованиями «Инструкции по проектированию технологических стальных трубопроводов Ру до 10 МПа».

Технологическая схема сбора нефти и газа

При проектировании системы сбора нефти и газа Черпаюского месторождения приняты следующие исходные данные (по году критической обводненности): - добыча нефти - 877 тыс. т/год; добыча жидкости - 2240 тыс. т/год; средний дебит скважины по жидкости - 180,5 т/сут.; обводнённость - 60,8%.

Сбор и транспорт продукции скважин осуществляется на дожимную насосную станцию в начальный период за счет пластовой энергии, и позднее - за счет напора электропогружных насосов. Для сбора нефти и газа принята герметизированная однотрубная напорная система.

Продукция скважин на кустах №№1, 2, 4, 6, 8 по выкидным трубопроводам подается на групповые замерные установки типа «Спутник» АМ40-8-400. с помощью которых осуществляется автоматический замер дебита скважин по жидкости и газу. На площадках разведочных скважин устанавливаются индивидуальные замерные установки типа «Спутник» АМ40-1-400.

С замерных установок нефтегазовая смесь по нефтегазосборным сетям поступает на дожимную насосную станцию, после чего нефть совместно с нефтью Хасырейского и Нядейюского месторождений подается по напорному нефтепроводу на промежуточную насосную станцию и далее перекачивается на ДНС «Салюкинская».

В связи с высокой температурой застывания нефти Черпаюского месторождения предусматривается подогрев нефти на устьях разведочных скважин и кустах №№1, 8 согласно выполненным тепловым расчётам.

Проектом предусматриваются следующие основные объекты технологического назначения, рекомендуемые к строительству:

® обустройство кустов скважин №№1, 2, 4, 6, 8 и разведочных скважин №№23, 25, 27, 30;

® нефтегазосборные сети;

® реконструкция существующих дожимной и промежуточной насосных станций;

® вторая нитка напорного нефтепровода от ДНС «Черпаюская» до промежуточной насосной станции и от промежуточной насосной станции до ДНС «Салюкинская».

Для защиты нефтесборных сетей от коррозии на площадках кустов №№1, 2. 4, 6. 8 предусматривается подача в продукцию скважин ингибитора коррозии, от отложения парафина - депарафинизатора с помощью блочных установок.

Обустройство кустов и разведочных скважин

Расположение скважин на кустах принято в ряд, расстояние между скважинами - 15 м.

Способ эксплуатации скважин в начальный период - фонтанный, позднее - механизированный с помощью погружных электроцентробежных насосов (ЭЦН).

Распределение скважин по кустам принято согласно данным заказчика и приведено в таблице 6.

Таблица 6. Распределение скважин по кустам

Номер куста	Количество скважин, шт.
	Всего на кусте	В том числе
		добывающие	нагнетательные
1	8	4	4
2	5	4	1
4	8	5
6	6	4	2
8		2	1

Кроме скважин, на кустовых площадках предусматривается размещение: групповых замерных установок типа «Спутник»; блоков ввода ингибитора коррозии; блоков ввода депарафинизатора; установок депарафинизации труб скребками; - емкостей ингибитора коррозии; емкостей депарафинизатора; сепараторов нефтегазовых (кусты №№1, 8); путевых подогревателей (кусты №№1, 8); площадок под ремонтные агрегаты; площадок под инвентарные приемные мостки; якорей для крепления оттяжек ремонтного агрегата; свечей для сброса газа; дренажно-канализационных емкостей.

На площадках разведочных скважин предусматриваются следующие сооружения: индивидуальные замерные установки типа «Спутник»; нагреватели устьевые; площадки под ремонтный агрегат; площадки под инвентарные приемные мостки; якори для крепления оттяжек ремонтного агрегата; установки депарафинизации труб скребками; дренажно-канализационные емкости.

Расположение оборудования и прокладка технологических трубопроводов на кустовых площадках приняты с учетом одновременного производства буровых работ и эксплуатации скважин.

Подземный, текущий и капитальный ремонт скважин производится передвижными агрегатами. Климатическое исполнение оборудования наружных установок принято УХЛ, ХЛ в соответствии с климатическими условиями района размещения по ГОСТ 15150-69*

Технологические трубопроводы кустовых площадок и разведочных скважин

Для транспорта нефтегазовой смеси от устьев добывающих скважин до замерных установок предусматривается строительство выкидных трубопроводов.

Максимальное рабочее давление выкидных трубопроводов - 4,0 МПа, трубопроводов ингибитора коррозии и депарафинизатора - 10,0 МПа.

Выкидные трубопроводы согласно ПБ 03-585-03 относятся к I категории, приняты из бесшовных труб повышенной коррозионной стойкости и хладостойкости диаметром 114х6 мм по ТУ 14-161-147-94 из стали 20 «С». Толщина стенки труб определена расчетом из условия рабочего давления 4,0 МПа.

Проектом принята прокладка выкидных трубопроводов по площадкам кустов и разведочных скважин надземно на опорах, высота прокладки - 1 м от поверхности земли до низа трубы, трубопроводы теплоизолируются. По площадкам кустов на участках подключения к скважинам трубопроводы прокладываются подземно на опорах на глубине 0.8 м до верха трубы, трубопроводы покрываются антикоррозийной битумно-полимерной изоляцией усиленного типа. Расстояние между параллельными подземными трубопроводами принято 0,5 м в свету.

Величина испытательного давления принята в соответствии требованиями ПБ 03-585-03 Рисп.=5 МПа.

2.2 Организационная подготовка к строительству

Началу работ по строительству объекта должна предшествовать организационно-техническая подготовка в соответствии со СНиП 12-01-2004 «Организация строительства».

Она должна обеспечить планомерное развертывание строительства и производство работ современными индустриальными методами и обеспечить ввод в эксплуатацию объекта в установленные сроки. К таким организационно-техническим мероприятиям относятся:

· утверждение проекта и сводного сметного расчета в установленном порядке;

· решение вопросов финансирования строительства, подготовка и заключение договоров между заказчиком и подрядчиком;

· определение строительных, монтажных и специализированных организаций для выполнения всех видов работ и заключение подрядчиком субподрядных договоров.

· оформление и получение заказчиком разрешения на производство работ;

· перебазирование и сосредоточение строительной техники, инвентарных временных зданий и сооружений;

· решение вопросов обеспечения строительства необходимыми материалами, конструкциями и изделиями.

До начала строительства объекта необходимо определить поставщиков строительных материалов, конструкций и оборудования, подготовить оснастку и приспособления, разработать и утвердить проект производства работ, определить бригады, которые будут строить объект, изучить ИТР и бригадирами проектно-сметную документацию

Весь комплекс строительных работ рекомендуется проводить в два этапа: подготовительный период и основной период строительства объекта.

До начала производства основных строительно-монтажных работ необходимо выполнить следующий комплекс работ:

· строительство и размещение временных зданий и сооружений, площадок складирования строительных материалов;

· противопожарные мероприятия;

· организацию диспетчерской связи.

2.3 Основной период строительства

При производстве строительно-монтажных работ необходимо строго руководствоваться требованиями СНиП 12-03-2001 и СНиП 12-04-2002.

Проектом организации строительства определен следующий порядок производства работ:

- по строительству площадочных объектов:

земляные работы (рисунок 1, рисунок 2);

сваебойные работы;

монтаж металлоконструкций;

монтаж и обвязка оборудования (рисунок 3)

специальные строительные и монтажные работы;

изоляционные работы;

очистка и испытание трубопроводов;

Рисунок 1 - Схема разработки траншеи одноковшовым экскаватором

Рисунок 2 - Параметры траншеи



Рисунок 3. Схема производства работ при монтаже и сварке трубопровода на захлестах

- по строительству промысловых трубопроводов:

Рисунок 4 - Схема расстановки машин и механизмов при укладке трубопровода

земляные работы;

сваебойные работы;

прокладка трубопроводов (рисунок 4);

монтаж металлоконструкций (рисунок 5);

изоляционные работы;

очистка и испытание трубопроводов;

- по строительству автодорог:

послойная отсыпка земляного полотна автомобильных дорог;

строительство водопропускных труб;

строительство дорожной одежды;

обстановка дорог;

рекультивационные работы;

- по строительству ВЛ-6кВ:

сваебойные работы;

монтаж опор;

раскатку, монтаж и регулировку проводов.

Для производства работ в качестве ведущего механизма принят экскаватор емкостью ковша 0,65мЗ (разработка грунта в карьере с погрузкой в автосамосвалы)

Электросварочные и монтажные работы необходимо производить при температуре наружного воздуха не ниже минус 30°С.

Таблица 7. Продолжительность строительства

№п.п.	Наименование	Исходные данные
1	2	3
1	Название и местонахождение	Обустройство Черпаюского месторождения вала Гамбурцева на период промышленной эксплуатации. НАО Архангельской области, Усинский район республики Коми.
2	Проектная мощность	6147 тыс. т нефти /год
3	Сметная стоимость, всего	1164204,68 тыс. руб.
4	Срок ввода объекта в действие	IV квартал 2007 года
5	Начало строительства	II квартал 2005 года
6	Продолжительность строительства: а) по нормам: объекты обустройства месторождения; промежуточная насосная станция; напорный нефтепровод L= 103,8 км;	СНиП 1.04.03-85 *, часть 1А, раздел 2, п. 2 Т =4 мес. СНиП 1.04.03-85 *, часть 1А, раздел 2, п. 1 Т =4 мес. СНиП 1.04.03-85*, часть1А, раздел 2, п. 4*, =16 мес.
	б) дополнительная (согласно общих положений к нормам), зависящая от: - местонахождения стройки; г) общая расчетная продолжительность	СНиП 1.04.03-85*, часть 1, общие положения, п. 11, К1 =1,2 Т= (4+4+16)* 1,2 = 29 мес

Система газоснабжения

Снабжение газом потребителей осуществляется от системы газоснабжения, выполненной по пробной эксплуатации.

Газ подается на следующие проектируемые объекты ДНС: горелки печей нагрева нефти; горелки печей КНС; котельную ОБП.

Прокладка газопроводов принята надземной на опорах совместно с другими коммуникациями. В нижних точках газопроводов устанавливается отключающая арматура для удаления конденсата в дренажную систему. Газопроводы приняты из стальных труб повышенной коррозионной стойкости диаметром 114x6 мм по ТУ 14-161-147-94 из стали 20 «С», оборудуются электрообогревом и теплоизолируются. Рабочее давление газопроводов 0,3 МПа, испытательное давление 0,45 МПа.

Список источников

месторождение нефтяной строительство обустройство

1 СНиП III-42-80* «Магистральные трубопроводы», Минстрой России, 10.11.1996 г.

2 РД 153-39.4-113-01 «Нормы технологического проектирования магистральных нефтепроводов»

3 ВСН 008-88 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Противокоррозионная и тепловая изоляция», Миннефтегазстрой, 01.01.1989 г.

4 ВСН-012-88 часть 1 «Строительство магистральных и промысловых трубопроводов. Контроль качества и приемка работ», Миннефтегазстрой, 01.01.1989 г.

5 ВСН 51-1-80 «Инструкция по производству строительных работ в охранных зонах магистральных трубопроводов Министерства газовой промышленности», Мингазпром, 01.07.1980 г.

6 ВСН 179-85 «Инструкция по рекультивации земель при строительстве трубопроводов», Миннефтегазстрой, 01.07.1985 г.

7 ГОСТ Р 51164-98 «Трубопроводы стальные магистральные. Общие требования к защите от коррозии», 01.07.1999 г.

8 ГОСТ Р 52079-2003 «Трубы стальные сварные для магистральных газопроводов, нефтепроводов и нефтепродуктопроводов», 01.01.2004 г.

9 ГЭСН 2001-25 «Магистральные и промысловые трубопроводы», Госстрой России, 26.08.2003 г.

10 ПБ 10-382-00 (с попр. 2001) «Правила устройства и безопасной эксплуатации грузоподъемных кранов», Госгортехнадзор России, 31.12.1999 г.

11 СНиП 2.05.06.85* «Магистральные трубопроводы», Минстрой России, 10.11.1996 г.

12 СНиП 3.02.01-87 «Земляные сооружения, основания и фундаменты», Госстрой СССР.

13 СНиП 12-01-2004 «Организация строительства», Госстрой России, 01.01.2005 г.

14 СНиП 12-03-2001 «Безопасность труда в строительстве. Часть 1. Общие требования», Госстрой России, 09.01.2001 г.

15 СП 103-34-96 «Свод правил по сооружению магистральных газопроводов. Подготовка строительной полосы», РАО «Газпром», 01.10.1996 г.

16 СНиП 23-01-99 «Строительная климатология», Госстрой России, 01.01.2000 г.

17 СП 42-101-2003 «Общие положения по проектированию и строительству газораспределительных систем из металлических и полиэтиленовых труб», 07.08.2003 г.

Размещено на Allbest.ru

...