Проект «Северный Каспий»

Тендер на обустройство месторождения им.Ю. Корчагина проведён в 1997 г.

Недропользователь ООО «ЛУКОЙЛ». Начало эксплуатации 2008 г.

Первая очередь обустройства состоит из:

• ледостойкая стационарная платформа (ЛСП-1) с буровым, технологическим и энергетическими комплексами;

• платформа для проживания персонала (ЛСП-2), соединенная мостом с ЛСП-1;

• блок – кондуктор (БК);

• точечного причала (ТП) и плавучего нефтехранилища (ПНХ);

• подводного нефтепровода от ЛСП-1 до ТП.

На ЛСП-1 (создана на базе полупогружной буровой установки «Шельф-7» и после установки на грунт закрепляется сваями) разместится:

26 добывающих скважин;

3 водонагнетательных скважин;

1 газонагнетательная скважина;

3 резервных скважины.

буровой комплекс (с вышкой грузоподъёмностью 560 т);

технологический комплекс;

вспомогательные системы.

На БК разместится:

7 добывающих скважин;

2 резервных скважины.

Технологический комплекс:

Продукция со скважин будет поступать на входной манифольд, имеющий в своём составе 2 рабочих коллектора (на 4 и 1,6 МПа), 1 замерный коллектор, 1 резервный и 1 разрядный коллектор.

Продукция скважин с устьевым давлением выше 4 МПа по соответствующему коллектору направляется на 1-ю ступень сепарации, а затем, смешивается с продукцией скважин с устьевым давлением менее 4 МПа и продукцией, добытой на БК и направляется на 2-ю ступень сепарации.

Предусмотрен замер дебита каждой скважины по нефти, жидкости и газу.

В трёхфазных сепараторах 2-й и 3-й ступени (1,6 и 0,6 МПа соответственно) будет осуществляться сепарация газа и предварительный сброс пластовой воды.

Весь газ направляется на входные холодильники соответствующих ступеней компрессоров.

После третьей ступени сепарации нефть с остаточным содержанием воды до 2 % будет подогреваться до + 80 ⁰С сначала в рекуперативном теплообменнике, а затем в подогревателе. Затем она стабилизируется в сепараторе 4-й ступени при давлении 0,15 МПа.

Далее нефть перекачивается (0,8 МПа) в дегидратор для окончательного обезвоживания до 0,5 %.

Затем, в неё добавляется 5 % пресной воды и она поступает в электростатический обессоливатель; после которого при 80 ⁰С в неё добавят депрессатор.

После чего нефть охладится в рекуперативном теплообменнике до +50⁰С и поступит на насосы внешнего транспорта.

Внешний транспорт осуществляется по подводному нефтепроводу на морской перегрузочный комплекс (МПК), включающий ПНХ и ТП. Начальное давление в трубопроводе 3,1 МПа. На выкиде насосов – узел оперативного замера и контроля качества нефти.

Компримирование газа со всех 4-х ступеней сепарации на компрессорных установках низкого и высокого давления. Первые имеют 2 ступени (0,6 и 1, МПа); вторые – 3 ступени (4, 10 и 16 МПа). Перед КС газ проходит через скрубберы, после КС охладится в холодильниках.

После достижения 4 МПа газ высушат гликолевым методом.

Первые 3 года газ будет закачиваться обратно в пласт, а затем вместе с газом других месторождений транспортироваться на берег (после оперативного замера).

Пластовая вода, отводимая со 2-й и 3-й ступени сепарации, поступит на установку подготовки, где очистится от нефти, дегазируется и будет закачена в пласт.

После окончания фонтанирования добыча будет осуществляться с помощью газлифта. Газ будет отбираться с КС 10 МПа.

Контроль и управление всеми процессами будет осуществляться специальной системой. Её центральный пост на ЛСП-1, а главный пост управления на ЛСП-2.

Энергокомплекс:

Будет установлено 4 (3 рабочих и 1 резервный) двухтопливных синхронных газотурбогенераторов в контейнерном исполнении мощностью 6750 кВт каждый. Они выдают трёхфазный переменный ток напряжением 10 кВ с частотой 50 Гц.

Дополнительно на каждой ЛСП будет установлено по одному аварийному дизель генератору мощностью 800 кВт на ЛСП-1 и 330 кВт на ЛСП-2 с напряжением 0,4 кВ.

Кроме того. предусмотрены системы водоснабжения, отопления, вентиляции, кондиционирования воздуха.

Предусмотрены стационарные системы водяного пожаротушения, водяного орошения,, водяных завес, пенотушения, объёмного газового пожаротушения, а также спринклерная система.

Все они используют морскую воду.

Для получения пресной воды технического назначения на обеих ЛСП предусмотрены опреснительные установки.

Питьевая вода доставляется с берега или готовится из опресненной.

На ЛСП-2 ( состоит из опорного основания и верхнего жилого блока) разместится:

-105 одноместных и двухместных кают с комплексом помещений жизнеобеспечения, вертолетная площадка, главный пост управления и связи.

Абоненты ЛПС-1, ЛПС-2 и ПНХ снабжены автоматической телефонной связью с выходом через спутник в телефонную сеть общего пользования. Имеется также радиотелефонная и радиорелейная связь. Имеется отдельная спутниковая связь с руководством компании. Имеется глобальная морская система связи при бедствии (ГМССБ) и передвижные и стационарные радиостанции.

Нефтепровод:

Нефть по подводному трубопроводу диаметром 325 мм и протяженностью 58 км, проложенному по дну моря без заглубления, будет транспортироваться через ТП на ПНХ. Толщина стенки 16 мм.

Точечный причал (ТП) соединен с помощью специальной швартовой системы с ПНХ, вмещающим 31 тыс.т сырья. С ТП через узел коммерческого учета в танкеры-челноки.

Расположение основных платформ в Каспийском море приведено в Табл.3.

Таблица 3.

Расположение основных морских платформ в Каспийском море на начало 2007 г.

Продолжение таблицы 3.