Инженерная подготовка кустовых площадок и автомобильных дорог куюмбинского месторождения

Добавил пользователь Алексей Ф.
Обновлено: 19.09.2024

Технология утилизации такова: непосредственно из-под шнека буровой происходит забор шламов, которые затем транспортируются от устья скважины во временный накопитель, а оттуда подаются на установку непрерывного пиролиза УТД-2, перерабатывающую нефтесодержащие отходы.

За время эксплуатации сервисного узла на Куюмбинском месторождении получено 10 500 кубометров пиролизного газа, обеспечивающего непрерывную работу двух установок УТД-2; печное топливо, используемое как для эксплуатации УТД, так и для других производственных нужд; техническая вода, пригодная для приготовления буровых растворов.

Ключевой фактор эффективности сервисного узла по утилизации отходов нефтяного промысла непосредственно на месторождении — полное отсутствие отходов, подлежащих удалению на выходе из производственного процесса комплекса утилизации нефтеотходов.

На сегодня проект по утилизации отходов бурения запущен на кустах № 2, 5, 7 и 15 Куюмбинского лицензионного участка.

Измеритель диаметра, измеритель эксцентриситета, автоматизация, ГИС, моделирование, разработка программного обеспечения и электроники, БИМ

Основные принципиальные технические показатели буровой установки.

электрический частотно-регулируемый привод переменного тока;
цифровая система управления;
эшелонное расположение блоков и привышенных сооружений в блочно-модульном исполнении максимальной заводской готовности;
вышка с открытой передней гранью, адаптированная для работы с верхним силовым приводом (далее по тексту — СВП);
перемещение блоков по направляющим на колесах в пределах кустовой площадки, за исключением, приемного моста (для стеллажей и горизонтальной части приемного моста).

Условная глубина бурения 5000 метров, допускаемая нагрузка на крюке 320 тонн в соответствии с ГОСТ 16293-89.

История Куюмбинского месторождения началась в 70-x годах, когда во время бурения первой кюмбинской скважины рабочими была вскрыта крупная газовая залежь в верхнем рифее. Дальнейшие исследования нефтегазового месторождения начались во второй половине 90-х. К 2006 году общий объем найденной нефти был оценен в 200 миллионов тонн, повторная разведка показала более 280 миллионов тонн нефти. В начале 2010 года в районе Куюмбы началось масштабное строительство промышленной инфраструктуры, а также предварительная подготовка месторождения к разработке. Первый пусковой комплекс начал свою работу в 2018 году.

Месторасположение и строение

Куюмбинское месторождение относят к Сибирской платформе. Если взглянуть на карту, то можно увидеть, что оно расположено слева от Подкаменной Тунгуски, между Енисеем и Ангарой. Село Байкит, расположенное в 80 километрах от Куюмбы, является ближайшим населенным пунктом.

Нефтяные запасы, в основном, находятся в трещинах, пустотах и полостях, на глубине примерно до 2,5 километров. Залежи природного газа сосредоточены на глубине до 2,2 километров. В связи с неоднородным строением резервуара углеводороды залегают неравномерно, что усложняет процесс их добычи.

Высота залежи – 250 м. Из особенностей можно выделить давления ниже гидростатических и температуру до +30°С. Залежь изучена не полностью, и на сегодняшний день, по размерам запасов, относится к средним. Тип коллектора идентичен с Усть-Куюмбинскими залежами. Нефть легкая, метановая и с небольшим содержанием растворенных парафинов, серы, смолы.

Процесс освоения

Из-за неразвитой инфраструктуры региона, а именно отсутствия автомагистралей и железных дорог, транспортировка добытых углеводородов могла осуществляться только по трубопроводу. В связи с этим, в 2012 году, правительство Российской Федерации утвердило проект прокладки трубопровода Куюмба-Тайшет, чтобы соединить месторождения Юрубчено-Тохомской зоны с трубопровода Восточная Сибирь, который пролегает от города Тайшет до порта Козьмино. Протяженность нефтепровода составляет почти 720 километров, 70% из которых проходят по территории Красноярского края. Строительство нефтепровода велось с 2013 по 2016 год. Ежегодная пропускная способность – до 15 млн. тонн нефти.

На сегодняшний день на месторождении возведен комплекс взаимосвязанных резервуаров, объемом до 30 тыс. тонн, а также проведены опытно-промышленные работы, в рамках которых было пробурено более 70 эксплуатационных скважин. Из них 95% – с горизонтальным окончанием ствола, остальные – пологие и наклонно направленные. По состоянию на октябрь 2019 года на месторождении было добыто примерно 2 млн. тонн нефти.

Понравилась статья? Тогда поддержите нас, поделитесь с друзьями и заглядывайте по рекламным ссылкам!

Его величество случай

Открыли и…законсервировали

Добавляли проблем природно-климатические условия: рельеф низкогорного плато, на котором находится месторождение, достаточно сильно изрезан большим количеством речушек и ручьев, глубокими извилистыми долинами, густыми лесами. Также приходилось учитывать обычные для Восточной Сибири холодные и долгие зимы, вечную мерзлоту. Но, пожалуй, главное, что мешало развитию месторождения — отсутствие инфраструктуры.

Славное время перемен

Но, по мнению геофизиков, запасы Куюмбы должны превышать 350 млн тонн. А значит, добыча на месторождении может достигать 20 млн т нефти в год, некоторые утверждают, что на пике разработки показатели вырастут до 30 млн т в год.

Без аналогов

Куюмбинское НГКМ относится к Юрубчено-Тохомской зоне нефтегазонакопления. Как отмечают геологи, нефтегазосодержащие породы на Куюмбе находятся в рифейских доломитовых коллекторах, средний возраст которых составляет 0,7–1 млн лет. Это открытие, по мнению ученых, поставило под сомнение теорию органического происхождения нефти, поскольку более древних отложений на планете нет, дальше идет фундамент земной коры. Пористость доломитов каверново-трещинного карбонатного коллектора составляет 0,35–2,40%, трещинно-каверновой емкости — до 6,5%, проницаемость по трещинам 0–5,0×10 –3 кв. микрометров. Флюидоупор — терригенно-карбонатные породы катангской и галогенно-карбонатные породы усольской свиты.

Толщина нефтегазоносной залежи составляет 250 м, пластовое давление — ниже гидростатического, температура в пласте +30 °С.

Добываемая нефть имеет плотность до 819 кг/м³ и относится к категории легких нефтей; малосернистая (содержание серы 0,06–0,64%), малосмолистая (содержание смол 2,41–21,21%), малопарафинистая (0,64–3,72%), метановая.

К Юрубчено-Тохомской зоне, кроме Куюмбинского НГКМ, относятся Юрубченское, Терское, Мадринское и Вэдрэшевское месторождения, расположенные в междуречье Подкаменной Тунгуски и Ангары.

Куюмбинское месторождение отличается неравномерностью залегания углеводородов, что связано с резко неоднородным строением нефтегазоносного резервуара. Продуктивный пласт находится в основном в трещинах, пустотах и кавернах доломитов на глубине 2,2–2,5 километра. Газовая залежь характерна для западной части Куюмбинского ЛУ и располагается на глубине 2,2 километра.

Буровики отмечают сложный геологический разрез на участке. Породоразрушающему инструменту приходится проходить рыхлые, неоднородные интервалы, чередующиеся глинами, камнями, солями, рыхлыми песчаниками. Сложность при бурении возникает с первых же метров: соли размывают трещины, способствуя образованию каверн, растворы, предназначенные для выноса шлама на поверхность, поглощают песчаники. Это часто приводит к засору скважины. Однако с негативными факторами нефтяники научились справляться и учитывают их при разработке месторождения.

Труба дает перспективу

На следующих этапах предусмотрено освоение остальных залежей Куюмбинского ЛУ. Планируется увеличивать количество вводимых в эксплуатацию скважин и повышать уровень добычи.

Красноярский филиал Главгосэкспертизы России рассмотрел проектную документацию и результаты инженерных изысканий на обустройство кустовой площадки № 1, а также строительство промысловых трубопроводов для транспорта попутного нефтяного газа и скважинной продукции Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения. По итогам рассмотрения трех проектов выданы положительные заключения.

Проектной документацией, получившей положительное заключение Красноярского филиала Главгосэкспертизы России, предусмотрено обустройство кустовой площадки № 1, а также строительство трубопроводов для транспорта попутного нефтяного газа и скважинной продукции Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения.
На территории куста скважин разместят одну нефтедобывающую скважину, а также одну водонагнетательную и две водозаборных. Здесь также построят четыре приустьевые площадки, площадки под ремонтный агрегат, инвентарные и приемные мостки и иное технологическое и энергетическое оборудование, необходимое для обеспечения добычи и технического обслуживания скважин.

Промысловый нефтегазопровод протяженностью 0,995 км проложат от кустовой площадки № 1 до площадки узла запорной арматуры № 1. Производительность нефтегазопровода, предназначенного для транспорта скважинной продукции, составит около 1,13 тыс. куб.м в сутки. Кроме того, здесь проведут водовод низкого давления - от куста скважин № 1 до водовода низкого давления, идущего от кустовой площадки № 2. Производительность водовода составит около 2,05 тыс. куб. м в сутки.

В ходе обустройства Ярактинского нефтегазоконденсатного месторождения построят промысловый газопровод для транспортирования попутного нефтяного газа с дожимной компрессорной станции № 3 на установку комплексной подготовки газа № 2. Протяженность трассы газопровода составит около 24,4 км. Его производительность - 2,5-4,5 млн куб. в сутки, рабочее давление – 10 МПа. В рамках реализации проекта протянут три высоковольтные линии ВЛ 6 кВ и соорудят три площадки узлов запорной арматуры, узлов запуска и приема средств очистки и иных технологических и вспомогательных объектов, что позволит обеспечить безопасную работу всех участков газопровода.

Трассы проектируемых промысловых трубопроводов пройдут в Усть-Кутском районе Иркутской области, пересекая подземные и надземные сооружения, в том числе водоводы, нефтепроводы, газопроводы, высоковольтную линию ВЛ 35, 6 кВ и автомобильные дороги. Ко всем площадкам узлов запорной арматуры проложат подъезды для автотранспорта с площадками для разворотов.

Ранее Красноярский филиал Главгосэкспертизы России одобрил проектную документацию и результаты инженерных изысканий на этап реконструкции трубопроводной системы для транспорта продуктов переработки природного и попутного нефтяного газа Ярактинского и Марковского нефтегазоконденсатных месторождений.

Читайте также: