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.
Название | Управ-щий/ Оператор/ Владелец | Тип | Место распол-ния | Статус | Глубина воды (фут) | Глубина бурения (фут) |
Astra
Dada Gorgud
Istiglal
Maersk Explorer
Iran Alborz
Iran Khazar
Parker Rig 257
Absheron
Azerbaijan Rig 01
Azerbaijan Rig 02
Azerbaijan Rig 03
Azerbaijan Rig 04
Azerbaijan Rig 05 | Евразия/ Dragon Oil/ -
GlobalSantaFe/ BP/ SOCAR
GlobalSantaFe/ BP/ SOCAR
Maersk Contractors/ -/ Maersk Contractors
NIOC/ -/ NIOC
NIOC/ Dragon Oil/ NIOC
Parker Drilling/Agip/ Parker Drilling
SOCAR/ -/ SOCAR
SOCAR/ -/ -
SOCAR/ -/ -
SOCAR/ -/ -
SOCAR/ -/ -
SOCAR/ -/ - | Самоподъём. Платформа
Полуп-ная буровая платформа
Полуп-ная буровая платформа
Полуп-ная буровая платформа
Полуп-ная буровая платформа
Самоподъёмная платформа
Буровая баржа для внутренних водоёмов
Полуп-ная буровая платформа
Морское oснование
Морское oснование
Морское oснование
Морское oснование
Морское основание | Туркменистан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Иран
Туркменистан
Казахстан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан | Бурение
Бурение
Бурение
Установка
Строительство
Бурение
Бурение
Заморожена
Бурение
Бурение
Бурение
Бурение
Бурение | 118
650
2300
3000
3280
300
18
650
-
-
-
-
- | 16000
20000
19685
30000
-
20000
30000
19685
20000
20000
20000
20000
20000
|
Продолжение таблицы 3.
Название | Управ-щий/ Оператор/ Владелец | Тип | Место распол-ния | Статус | Глубина воды (фут) | Глубина бурения (фут) |
Azerbaijan Rig 06
Azerbaijan Rig 07
Azerbaijan Rig 08
Khazar 1
Khazar 2
Khazar 3
Khazar 4
Khazar 5
Khazar 6
Shelf 1
Shelf 3
Trident XX
| SOCAR/ -/ -
SOCAR/ -/ -
SOCAR/ -/ -
SOCAR/ -/ SOCAR
SOCAR/ -/ SOCAR
SOCAR/ -/ SOCAR
SOCAR/ -/ SOCAR
SOCAR/ -/ -
SOCAR/ -/ -
SOCAR/ -/ SOCAR
SOCAR/ -/ SOCAR
Transocean Inc/ Petronas Carigali/ Transocean Inc
| Морское основание
Морское основание
Морское основание
Самоподъёмная платформа
Самоподъёмная платформа
Самоподъёмная платформа
Самоподъёмная платформа
Самоподъёмная платформа
Самоподъёмная платформа
Полуп-ная буровая платформа
Полуп-ная буровая платформа
Самоподъёмная платформа
| Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Азербайджан
Туркменистан
| Бурение
Бурение
Бурение
Заморожена
Заморожена
Заморожена
Заморожена
Бурение
Бурение
Заморожена
Заморожена
Бурение
| -
-
-
250
250
250
250
250
250
656
656
350
| 20000
20000
20000
20000
21000
20000
20000
21325
21325
19685
19685
26000
|
- Лекция № 1
- 1. Краткий экскурс в историю морской добычи нефти
- 1.1. Развитие Российской морской добычи нефти
- Газпром
- Роснефть
- 1.2. Развитие морской добычи нефти в других странах
- 2. Приоритетные составляющие морского потенциала
- 2.1. Размер месторождения
- 2.2. Количество жидких углеводородов
- 2.3. Величина транзитной доли мелководья
- 2.4. Зоны нефтегазонакопления
- 2.5. Приграничные акватории
- 2.6. Центры морской нефтегазодобычи
- Лекция № 2
- 1. Состав и строение морских нефте- газоносных районов рф.
- 1.1. Арктический регион
- Баренцевоморский нгб
- Расположение Баренцевоморского нгб
- 1.1.2. Тимано - Печорский нгб
- 1.1.3. Южно - Карский нгб
- 1.1.4. Бассейн моря Лаптевых
- 1.1.5. Североморской нгб
- 1.1.6. Норвежско-Западно-Баренцевоморский нгб
- 1.1.7. Свердрупский нгб
- 1.1.8. Нгб дельты реки Маккензи (море Бофорта)
- 1.1.9. Северо – Аляскинский нгб
- 1.1.10. Северо и Южно Чукотский нгб
- 1.2. Дальневосточный регион
- 1.2.1.Охотский нгб
- Основные характеристики месторождений с-в шельфа о. Сахалин
- 1.2.2. Анадырский и Наваринский нгб (акватория Берингового моря)
- 1.3. Каспийский регион
- 1.4. Балтийский регион
- 1.5. Азово – Черноморский регион
- Лекция № 3
- 1. Морское право
- 3.1. Международное морское право
- 12 Морских миль
- 24 Мор. Мили
- Исключительная экономическая зона
- 1.2. Морское право рф
- 1.2.1. Законы рф и их анализ
- Закон рф «о соглашениях о разделе продукции» Регистр морского судоходства Министерства транспорта рф
- Состояние законодательной базы для пространств со смешанным правовым режимом.
- Перспективы развития законодательства рф
- Коррекция законодательства в пользу Госкомпаний
- Госкомпании и зарубежные инвестиции
- Госкомпании и федеральные проекты Госкомпании «Роснефть» и «Газпром» возглавляют список участников, допущенных к федеральным проектам в нефтегазовом секторе рф.
- Недостатки Госкомпаний
- 3.2.2. Государственные стандарты и их краткое описание
- Ведомственные нормативные документы и их краткое описание
- Лекция № 4
- 1. Системы сбора продукции скважин
- 1.1. Принципы формирования систем сбора
- 1.2. Надводное окончание скважин на платформе
- 1.2.1. Размещение скважин на платформе
- 1.2.2. Замер добываемой продукции
- 1.3. Подводное окончание скважин
- 1.3.1. Нефтяные месторождения
- 1.3.2. Экспертная оценка технико – технологические аспектов подводной
- Баренцево море
- Карское море
- Район Обской и Тазовской губ
- 6.3.3. Маргинальные месторождения
- 1.3.4. Газовые месторождения
- Лекция № 5
- 1. Подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 1.1. Надводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 1.1.1. Подготовка газа и конденсата
- 1.1.1. 1. Осушка газа метанолом
- II 7 10 VIII X 9 IX VII
- 1.1.1. 2. Осушка газа гликолями (дэг или тэг)
- С хема установки осушки газа гликолями (дэг или тэг)
- VIII 9 12 XII XIII
- 1.1.1. 3. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с отдувкой конденсата
- X IX V VII VIII
- 1.1.1. 4. Осушка газа гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа с хема установки осушки гази гликолями (дэг или тэг) с подогревом газа
- VIII II III IV
- 1.1.1. 5. Осушка газа глубоким охлаждением
- IV 6 7 8 XXVI
- Лекция № 6
- 1.1.2. Подготовка нефти.
- Стабильная нефть транспортируется на берег танкерами; газ и конденсат отдельно или совместно транспортируются на берег по подводным трубопроводам.
- 1.1.2.1. Технология подготовки нефти с большим газовым фактором.
- III II III XI XIII
- 1 11 12 VIII
- XVII XX XIX XVIII IX
- Нестабильная обезвоженная нефть транспортируется на берег по подводному нефтепроводу; сухой газ транспортируется на берег по подводному газопроводу.
- 1.1.2.2. Технология подготовки нефти со средним газовым фактором.
- 1.1.2.4. Отечественные технологии подготовки продукции скважин.
- С хема подготовки продукции скважин на одной северной платформе лсп – с
- VI V VIII
- 6 XI на лсп-ю XIII
- С XII хема подготовки продукции скважин на двух южных платформах лсп – ю
- 1. Особенности сепарации высокообводнённых нефтей.
- 3. Особенности сепарации высоковязких нефтей.
- 4. Особенности сепарации нефтей с повышенным содержанием h2s.
- Лекция № 7
- 1.1.3. Подготовка воды
- 1.1.3.1. Подготовка пластовых (сточных) вод для целей ппд
- Содержание растворённых компонентов нефти в пластовых водах
- Содержание тяжелых металлов в сточных водах
- Отстаивание
- Флотация
- Коагуляция
- Применение циклонов
- Центрофугирование
- Фильтрование
- Электрохимические методы
- Озонирование
- Перегонка, мембранные технологии
- С X хема установки подготовки сточных вод для сброса в море
- 1.1.3.2. Подготовка морских вод для целей ппд
- Лекция № 8
- 1.2. Подводная подготовка нефти, газа, конденсата и воды
- 2. Морские наливные устройства
- 2.1. Незамерзающие акватории
- Наливные устройства причального типа
- Сводные данные о основных системах беспричального налива (сбн)
- 2.2. Замерзающие акватории
- 3. Береговые терминалы
- Основные сведения о наиболее крупных береговых терминалах
- Объёмы отгруженной экспортной нефти в 2002 – 2006 г. И планируемые мощности на 2010 г., тыс.Т.*
- Море Лаптевых
- Карское море
- Обская губа
- Печорское море
- Белое море
- Баренцево море Восточный берег Кольского залива
- Западный берег Кольского залива
- Норвежское море
- Лекция № 9
- Проекты освоенния шельфовых месторождений рф
- 1.1. Варианты хранения и погрузки нефти в Арктической зоне рф
- Хранение
- Погрузка
- Хранение
- Погрузка
- Проект «Баренц-1»
- 1.2.1. Месторождение Медынское море
- Месторождении Варандней – море
- Сахалинские проекты
- 2.3.1. Проект «Сахалин-1»
- 2.3.2. Проект «Сахалин-2»
- 1 Этап.
- 2 Этап.
- 2.3.3. Проект «Сахалин-3»
- 2.3.4. Проект «Сахалин-4»
- 2.3.5. Проект «Сахалин-5»
- 2.3.6. Проект «Сахалин-6»
- Каспийские проекты
- Проект «Северный Каспий»
- 2.4 Северные проекты Газпрома
- 2.4.1. Проект «Газпрома-1»
- 2.4.2. Проект «Газпрома-2»
- 2.5. Южные проекты «Роснефти»
- 2.5.1. Черное море