Обустройство месторождений нефти и газа является основой процесса добычи сырья. Его главная цель – создание развитой инфраструктуры для добычи углеводородов, их переработки, хранения и т.д.

Нефтегазовым месторождением называется скопление углеводородного сырья в одном или нескольких территориально связанных залежах. Его обустройство является важной составляющей процесса добычи нефти и газа.

Обустройство нефтяных и газовых месторождений или, по-другому, нефтепромысловое строительство существует с момента бурения первой скважины. Оно представляет собой создание комплекса сооружений генподрядной строительной организацией для добычи, транспортировки, подготовки и переработки углеводородного сырья.

Проектирование обустройства месторождений

Непосредственному строительству объектов на месторождении всегда предшествует разработка и утверждение строительного проекта, после чего следует получение разрешения на его реализацию.

Рис. 1. Проектирование обустройства месторождений

Только удовлетворяющий всем требованиям безопасности проект может быть утвержден инспектирующим органом. Для этого в нем должны быть предусмотрены системы предотвращения аварий, взрывов, пожаров и специальные ангары для защиты обслуживающего персонала. 

За прочность, надежность и долговечность конструкции несет ответственность проекторная организация, которая также отвечает за выбор материалов и оборудования для ее сооружения.

Все проекты подлежат комплексной государственной экспертизе, по результатам которой составляется заключение и выдается ордер на проведение строительных работ.

Рис. 2. Обустройство нефтяного месторождения

Обустройство нефтяных и газовых месторождений: организация строительства объектов

Обустройство месторождений включает в себя следующие основные этапы:

• Подготовительный – создаются временные площадки для складов, очищается территория, провидится электроэнергия, завозятся основные строительные материалы, трубы, запорная арматура
• Строительно-монтажный – выкапываются траншеи, устанавливается фундамент, собираются трубопроводы и оборудование
• Заключительный – проведение пуско-наладочных работ и ввод в эксплуатацию

Рис. 3. Обустроенное нефтяное месторождение

Строительные материалы и изделия, применяемые в нефтегазопромысловом комплексе, должны быть:

• Долговечными и высокопрочными
• Устойчивыми к воздействию атмосферных осадков и коррозии
• Пожаростойкими

В настоящее время в качестве основного строительного материала применяется сталь, обладающая высокой надежностью, но, как и все металлы, она подвержена коррозии.

Для защиты от коррозионного воздействия и решения других проблем, связанных с эксплуатацией нефтегазовых конструкций, элементы установок дополнительно обрабатываются специальными материалами. Одними из таких являются антифрикционные твердосмазочные покрытия от отечественной компании «Моденжи», выпускаемые под брендом MODENGY.

Материалы применяются на:

• Резьбовом крепеже – защищают крепежные изделия от коррозионного разрушения, предотвращают закусывание и заедание резьбы, позволяют произвести качественную затяжку крепежа за счет стабилизации коэффициента трения
• Штоках и рейках клапанов осевого типа – минимизируют усилие на перемещение элементов, защищают от коррозии
• Резьбе насосно-компрессорных и других труб – обеспечивают хорошее смазывание и плавное скольжение, что позволяет экономить время при проведении спуско-подъемных операций и увеличить ресурс элементов
• Подшипниках и направляющих скольжения грузоподъемных механизмов – предотвращают преждевременный износ, увеличивают ресурс

Рис. 4. Упорный подшипник скольжения до и после нанесения покрытия MODENGY 1007

Покрытия MODENGY наносятся также на корпус превентора и гидроцилиндра для предотвращения налипания асфальтосмолопарафинистых отложений, на опоры скольжения буровых долот и т.д. Они отличаются высокой термической устойчивостью, хорошими антикоррозионными, смазывающими и разделительными свойствами, не вымываются и не выдавливаются из зон контакта.

Эксплуатация оборудования нефтегазовой отрасли

При эксплуатации нефтепромыслового оборудования проводится его:

• Диагностика
• Техническое обслуживание
• Ремонт

Все плановые работы выполняются специалистами в сроки, установленные годовым графиком проведения технического обслуживания. Неплановый контроль или ремонт оборудования проводится при отклонении параметров его работы от нормы.

Обустройство месторождений нефти и газа

Главная / Каталог услуг / Проектирование объектов нефте- и газодобычи / Версия для печати

• Специалисты компании ООО «Нефтегазинжиниринг» предоставляют услуги комплексного проектирования по обустройству нефтяных и газовых месторождений с учетом рациональности строительства.
• Проект обустройства включает в себя текстовую и графическую информацию, в том числе регламенты по эксплуатации пунктов налива, сбора и подготовки нефти, документы по проектированию насосных станций и установок сброса воды, количественные расчеты по использованию нефтегазового продукта под нужды производства, планы организации земельного участка, а также эскизные и рабочие чертежи по инженерным сетям и коммуникациям.
• Правильное составление проекта по обустройству месторождения нефти и газа позволяет решать широкий спектр задач, в том числе:

• хранение необходимого объема нефти и нефтепродуктов в стальных резервуарах;
• автоматический контроль количества хранимого продукта внутри резервуарного парка;
• эффективное уменьшение потерь нефти в сосудах;
• снижение объема газового пространства и минимизация температурных колебаний при хранении нефтепродуктов;
• транспортировка нефтегазовых смесей и снижение пульсации давлений в трубопроводах;
• слив нефти и продуктов нефтепереработки в цистерны, контейнеры и т.д.;
• удаление загрязнений и подготовка нефтепромысловых стоков;
• сепарация (отделение) нефти от газа;
• обезвоживание и обессоливание нефти.

В зависимости от типа требуемых процессов подбирается подходящее оборудование, характеристики которого соответствуют пожеланиям Заказчика, технологическим требованиям, условиям эксплуатации, требуемой мощности и режиму работы производства.

Сооружения и оборудование для обустройства месторождений

Расположение зданий и сооружений зависит от функционального назначения и решаемых технологических задач. Количество возводимых конструкций напрямую связано с предъявляемыми требованиями технического задания и может быть изменено в процессе составления эскизного варианта проекта.

Компания ООО «НГИ» предлагает две типовых схемы проектирования для организации обустройства месторождений:

• Проект для единой производственной структуры Проектирование строится на базе единого комплекса, который создается с целью возведения полной структуры сооружений, зданий и оборудования в пределах одного добывающего предприятия. Производственный процесс в данном случае организован в полном объеме от добычи сырья до реализации нефти и нефтепродуктов.
• Проект для взаимодействия отдельных хозяйственных субъектов Добывающее предприятие и нефтеперерабатывающий завод не связаны между собой единой структурой, поэтому один завод может быть рассчитан на работу с несколькими предприятиями.

Ориентируясь на схему организации производственного процесса, специалисты ООО «Нефтегазинжиниринг» предлагают оптимальные решения для проектов по обустройству месторождений.

В общем случае в составе инфраструктуры предусмотрены нефтяные скважины, устья, установки предварительного сброса пластовых вод, насосные станции, компрессорные станции, групповые замерные установки, систему нефте- и газопроводов, резервуарный парк, центральный пункт сбора, факельную систему, узлы ввода реагента и технологическое оборудование различного типа.

При проектировании учитывается, что добываемая нефть требует прохождения полного цикла обработки из двух- или трехступенчатого разгазирования. Доведение сырья до нормативных значений по упругости паров обеспечивается установкой сепараторов. Оборудование позволяет отделить нефть от газа, после чего очистить от капель жидкости отделенный газ и подать его на переработку или утилизацию.

Нормативные документы по обустройству месторождений

К объектам нефтегазовой отрасли предъявляются более строгие требования к пожарной безопасности и охране окружающей среды, так как существует опасность возгорания и негативного экологического воздействия вне зависимости от конструктивных особенностей и объема добываемых ресурсов. Специалисты ООО «НГИ» учитывают возможные риски и составляют мероприятия по предотвращению аварийных ситуаций в соответствии с требованиями нормативных отраслевых документов и государственных стандартов, таких как:

• ГОСТ Р 55414-2013 «Месторождения газовые, газоконденсатные, нефтегазовые и нефтегазоконденсатные. Требования к техническому проекту разработки»
• ГОСТ Р 53710-2009 «Месторождения нефтяные и газонефтяные. Правила проектирования разработки»
• Федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности «Правила безопасности в нефтяной и газовой промышленности»;
• ВУПП 88 «Ведомственные указания по противопожарному проектированию предприятий, зданий и сооружений нефтеперерабатывающей и нефтехимической промышленности».

Стоимость и сроки проектирования обустройства месторождения

Специалисты ООО «Нефтегазинжиниринг» при расчете стоимости и выявления сроков проектирования учитывают сложность работ, состав услуг, структуру будущего комплекса нефтегазового объекта, требования к оборудованию, цикличность производства, объем рабочего продукта и иные факторы.

Для уточнения информации можно связаться с представителями ООО «НГИ» одним из представленных ниже способов:

• позвонить по номеру телефона для Москвы и области 8 (495) 246-01-62;
• позвонить по номеру телефона для Саратова и Энгельса 8 (8452) 250-357;
• позвонить по единому номеру телефона для Санкт-Петербурга и регионов 8-800-333-95-62;
• отправить запрос по электронной почте
• оставить заявку через форм «Задать вопрос» или «Заказать услугу».

Принципиальные схемы обустройства нефтегазовых объектов

Аннотация: Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов.

Выбор системы извлечения нефти и обустройства нефтяных месторождений зависит от десятков факторов: от глубины залегания и качества продуктивных пластов: количества извлекаемых запасов, их структуры по степени изученности (): характеристик коллекторов; состава и свойств нефти: газового фактора и состава попутных газов: давления насыщения нефти газом: свойств и условий залегания пластовых вод; положения водо-нефтяного контакта.

Кроме перечисленных основных показателей разработки при обустройстве месторождения учитываются природно-климатические характеристики, инженерно-геологические условия.

Одно из основных требований к разработке — рационализация: обеспечение заданных темпов добычи с минимальными капитальными вложениями и минимальными воздействиями на ОС.

Важнейшей составной частью проектирования разработки месторождений является выделение эксплуатационных объектов.

Часть нефтяной залежи, выделяемая для эксплуатации самостоятельной сеткой эксплуатационных и нагнетательных скважин, называется эксплуатационным объектом.

https://www.youtube.com/watch?v=GC8mkfPCZnI\u0026pp=ygVA0J_RgNC-0LXQutGCINC-0LHRg9GB0YLRgNC-0LnRgdGC0LLQsCDQvNC10YHRgtC-0YDQvtC20LTQtdC90LjRjw%3D%3D

Разведанные месторождения считаются подготовленными для промышленной разработки при соблюдении следующих условий:

• получена лицензия на право пользования недрами;
• проведена опытно-промышленная эксплуатация отдельных участков;
• балансовые запасы УВ, имеющие промышленное значение, составляют не менее 80% категории , и до 20% категории ;
• оценена сырьевая база строительных материалов и источников водоснабжения;
• утверждены документы по утилизации ПНГ, газового конденсата и других сопутствующих ценных компонентов;
• предусмотрены мероприятия по предотвращению загрязнения ОС и обеспечения безопасного проведения работ.

Схема генерального плана месторождения предусматривает размещение устьев нефтяных, газовых, нагнетательных одиночных и кустов скважин, ГЗУ, ДНС.

установок предварительного сброса пластовых вод (УПС), кустовых насосных станций (КНС), КС, инженерных коммуникаций (автодорог, нефте- и газопроводов, водоводов, ЛЭП, линий связи, катодной защиты и др.

), обеспечивающих процессы сбора и транспортировки продукции скважин, а также снабжение электроэнергией, теплом, водой и воздухом.

Размещение производственных и вспомогательных зданий и сооружений необходимо производить по их функциональному и технологическому назначению с учетом взрывной и пожарной опасности.

При размещении сооружений нефртедобычи на прибрежных участках водоемов планировочные отметки площадок принимаются на 0,5 м выше наивысшего горизонта вод с вероятностью его превышения один раз в 25 лет (устья скважин, ГЗУ) и один раз в 50 лет (КС, ЦПС, ДНС, УПС).

Природоохранные мероприятия и элементы ОВОС присутствуют в нормативных документах по освоению месторождений.

Однако при сложившейся практике взаимодействия участников разработки месторождений типовые природоохранные проблемы решаются не превентивным образом, а по мере их возникновения.

Существует закономерность — чем в более удаленном месте расположено месторождение, тем менее жесткие экологические ограничения к нему предъявляются и тем больший экологический ущерб наносится ОС.

Во избежание социально-экологических проблем на поздних стадиях нефтедобычи уже при проектировании освоения месторождений следует проводить консультации со всеми заинтересованными организациями и лицами.

Эксплуатация нефтепромыслов наносит вред ОС независимо от конструктивных особенностей сооружений и объемов добываемых УВ.

Проведение дорогостоящих экологических мероприятий должно проводиться своевременно (ликвидация скважин, амбаров-накопителей, рекультивация земель), а не отодвигаться на неопределенный срок.

Технологическая безопасность работы сооружений в цепочке «добыча — сбор — подготовка — транспортировка» во многом обеспечивается равномерностью отработки запасов нефти. Для этого необходимо располагать достоверной информацией о распределении энергетического потенциала залежи, который отражается с помощью карт изобар.

Здесь принципиально важным является выбор схемы кустования скважин. Известно, что чем крупнее кустовые площадки, тем дороже бурение скважины, поскольку необходимы большие отходы забоев от вертикали (до 2-4 км и более).

Однако при этом сокращается стоимость коридоров коммуникаций и повышается степень экологической безопасности промысла в целом.

Под кусты скважин отводится площадка естественного или искусственного участка территории с расположенными на ней устьями скважин, технологическим оборудованием, инженерными коммуникациями и служебными помещениями. В составе укрупненного куста может находиться несколько десятков наклонно-направленных скважин.

Суммарный дебит по нефти одного куста скважин принимается до 4000 , а газовый фактор — до 200 .

В состав технологических сооружений куста скважин обычно входят:

• приустьевые площадки добывающих и нагнетательных скважин;
• замерные установки;
• блоки подачи реагентов-деэмульгаторов и ингибиторов;
• блоки газораспределительные и водораспределительные;
• блоки закачки воды в нагнетательные скважины;
• станции управления насосами ЭЦН и ШГН;
• фундаменты под станки-качалки;
• трансформаторные подстанции;
• площадки под ремонтный агрегат;
• емкость-сборник и технологические трубопроводы.

В составе сооружений кустовой площадки может находиться узел подготовки сточных вод (УПСВ) с локальной закачкой воды в пласт. В этом случае отсутствует энергоемкая перекачка пластовых вод к пунктам сепарации нефти и обратно, а в составе транспортных коридоров отсутствуют агрессивные пластовые флюиды, что повышает экологическую безопасность промысла.

https://www.youtube.com/watch?v=GC8mkfPCZnI\u0026pp=YAHIAQE%3D

Строительство скважин с большими отходами забоя ограничивает применение глубинных штанговых насосов ввиду осложнений, связанных с истиранием труб.

Во избежание аварий при выборе насосного оборудования предпочтение отдается ЭЦН и гидроприводным насосным системам в условиях закрытой системы сбора нефти и газа.

Такие системы дают возможность подачи ингибиторов для предотвращения коррозии и парафинообразования.

Система сооружений подготовки нефти, сброса и закачки вод строится в зависимости от распределения запасов по площади залежи, темпов добычи, степени обводненности и газонасыщенности нефти, величины давления на устье скважины, расположения кустов скважин ( рис. 5.1). Эти объекты должны обеспечивать:

• герметизированный сбор и транспортировку продукции скважин до ЦПС;
• отделение газа от нефти и бескомпрессорную транспортировку газа первой ступени сепарации до сборных пунктов, ГПЗ и на собственные нужды;
• замер расходов продукции отдельных скважин и кустов, учет суммарной добычи продукции всех скважин;
• предварительное обезвоживание нефти.

Рис. 5.1. Принципиальная схема системы сбора скважинной продукции на нефтяном промысле

Газожидкостная смесь из добывающих скважин поступает на ГЗУ, в которой в автоматическом режиме производится периодическое измерение в замерном сепараторе дебитов жидкости и газа каждой скважины. Количество установок определяется расчетами. На площадках ГЗУ размещаются блоки закачки реагента-деэмульгатора и ингибитора коррозии.

В тех случаях, когда расстояние от кустов скважин до ЦПС велико, а устьевого давления недостаточно для перекачки флюидов, сооружают ДНС. На ДНС смесь попадает по нефтесборным трубопроводам после ГЗУ.

В состав ДНС входят следующие блочные сооружения:

• первой ступени сепарации с предварительным отбором газа;
• предварительного обезвоживания и очистки пластовой воды;
• замера нефти, газа и воды;
• насосный и блок компрессорный воздуха;
• закачки реагента перед первой ступенью сепарации;
• закачки ингибиторов в газо- и нефтепроводы;
• аварийных емкостей.

Сооружение ДНС необходимо потому, что насосное оборудование не позволяет перекачивать смеси с большим содержанием газа из-за возникновения кавитационных процессов.

Газ, отделившийся в результате снижения давления на первой ступени сепарации, чаще всего подается на факел сжигания или для использования на местные нужды.

Нефть и вода с растворенным оставшимся газом поступают в сепараторы второй ступени на ЦПС и УПН.

На ЦПС сырая нефть проходит полный цикл обработки, который включает двух- или трехступенчатое разгазирование нефти с помощью сепараторов и доведение нефти по упругости насыщенных паров до необходимых кондиций.

Газ после сепарации очищается от капельных жидкостей и подается на утилизацию или переработку. Газ первой и второй ступени сепарации транспортируется под собственным давлением.

Газ концевой ступени для дальнейшего использования требует компримирования.

Здесь же на ЦПС производится обезвоживание и обессоли-вание нефти до товарных кондиций. Попутно добываемые воды отделяются от сырой нефти на установке подготовки нефти (УПН) в составе ЦПС. В специальном резервуаре происходит отстаивание нефти, подогрев нефтяной эмульсии в трубчатых печах и обессоливание. После этого товарная нефть поступает в резервуар с последующей откачкой в МН.

Наличие резервного парка емкостей — обязательный атрибут всех технологических схем сбора, подготовки и транспортировки нефгги. Стандартные резервуары типа РВС используются для создания запасов:

• сырья, поступающего на УПН, необходимого в количестве суточного объема продукции скважин;
• товарной нефти в объеме суточной производительности УПН.

Кроме того, резервуары различных объемов необходимы для приема пластовых и сточных вод, а также для аварийных сбросов.

Для сброса парафиновых отложений от зачистки (пропарки) резервуаров устраиваются земляные амбары-накопители. Кроме того резервуары являются источником загрязнения атмосферы за счет испарения хранящихся в них УВ.

КС могут быть самостоятельными объектами обустройства месторождений или входить в комплекс технологических сооружений ЦПС. КС предназначены для подачи нефгтяного газа на ГПЗ, для компримирования газа в системе газлифтной добычи и при подготовке его к транспортировке.

Для удаления газа из полости поршневого компрессора на приемном газопроводе каждой ступени сжатия компрессора предусматривается свеча сброса газа с установкой на ней запорной арматуры. Высота свечи не менее 5 м и определяется расчетами рассеивания газа.

В факельную систему аварийного сжигания ДНС направляется нефтяной газ, который не может быть принят к транспортировке, а также газ от продувки оборудования и трубопроводов.

Диаметр и высота факела определяются расчетом с учетом допустимой концентрации вредных веществ в приземном слое воздуха, а также допустимых тепловых воздействий на человека и объекты. Высота трубы должна быть не менее 10 м, а для газов, содержащих сероводород, не менее — 30 м. Скорость газа в устье факельного ствола принимается с учетом исключения отрыва пламени, но не более 80 м/с.

Факельная система ЦПС предусматривается для сброса газов и паров:

• постоянных — от установок регенерации сорбентов и стабилизации УВ-конденсатов;
• периодических — перед освобождением аппаратов перед пропаркой, продувкой и ремонтом;
• аварийных — при сбросе от предохранительных клапанов и других аварийных сбросах.

Факел оборудуется автоматическим дистанционным зажиганием и самостоятельным подводом топливного газа к запальному устройству. Для улавливания конденсата перед факельной трубой размещается конденсатосборник.

Узлы ввода реагента на объектах сбора и транспортировки нефти и газа включают:

• блок для дозирования и подачи деэмульгаторов;
• блоки для дозирования и подачи ингибиторов и химреактивов;
• склад для хранения химреактивов.

В систему сбора и транспортировки продукции добывающих скважин входят:

• выкидные трубопроводы от устья скважин до ГЗУ;
• коллекторы, обеспечивающие сбор продукции от ГЗУ до пунктов первой ступени сепарации ДНС или ЦПС;
• нефтепроводы для подачи газонасыщенной или разгазированной обводненной нефти или безводной нефти от пунктов сбора и ДНС до ЦПС;
• нефтепроводы для транспортирования товарной нефти от ЦПС до головной НПС магистрального трубопровода:
• газопроводы для подачи нефтяного газа от установок сепарации до УПГ, КС, ЦПС, ГПЗ и собственных нужд:
• газопроводы для подачи газа от ЦПС до головной КС магистрального трубопровода.

18. Проектирование разработки нефтяных и газовых месторождений. Этапы, последовательность и состав работ при проектировании. Виды проектных документов для нефтяных месторождений и их содержание

Проектные
документы по разработке нефтяных и
газовых месторождений составляют на
основе заданий на проектирование,
выдаваемых нефтегазодобывающими
предприятиями.

При
составлении проектных документов на
разработку нефтяных и газовых месторождений
следует руководствоваться:

• законами Российской Федерации (РФ);
• указами Президента России;
• постановлениями Правительства РФ;
• основами законодательства РФ о недрах, налогового законодательства России и др.;
• правилами разработки нефтяных и газонефтяных месторождений;
• правилами разработки газовых и газоконденсатных месторождений.

Вид
и содержание проектного документа
зависят от стадии разработки месторождения,
для которого составляется документ,
сложности и степени изученности его
строения и свойств, а также предполагаемых
технологий и системы разработки
месторождения.

Процесс
проектирования разработки можно
разделить на отдельные этапы.

1. На первом этапе происходит формирование базы исходных данных: выполняют работы по детальному изучению строения и физических характеристик нефтяных и газовых залежей; по обобщению всех физических характеристик пласта, состава и свойств газа и нефти.

2. На втором этапе проводят гидродинамические расчеты показателей разработки, прогнозируют технико-экономические показатели по годам разработки по множеству вариантов.

3. Третий этап – сопоставляют технико-экономические показатели, выбирают оптимальный (рациональный) вариант разработки и рекомендуют его к реализации.

Общая
характеристика проектных документов.

Инициатором
подготовки проектно-технологической
документации (ПТД) является недропользователь.
Он готовит техническое задание (ТЗ) на
выполнение работы научной организацией.
В ТЗ недропользователь ставит задачи,
которые необходимо решить при выполнении
ПТД.

На
основе этого технического задания
проектная организация составляет
календарный план выполнения работы.
При необходимости ключевые моменты
работы согласуются с заказчиком. Обычно
это касается качества создаваемых
геологических и геолого-технологических
моделей, уровней отборов, величин
конечных коэффициентов извлечения
нефти.

Выполненная
работа проходит приемку у заказчика,
которая включает экспертизу и защиту
на научно-техническом совете (НТС)
заказчика.

Затем
недропользователь представляет работу
в ФГУ «Экспертнефтегаз», где проводится
государственная экспертиза. При
положительном заключении экспертизы
работа выносится на заседание Центральной
комиссии по разработке нефтяных и
газовых месторождений (ЦКР).

На
ЦКР недропользователь и автор работы
проходят ее защиту. При положительном
решении комиссии составляется протокол
заседания, который и является тем
заключительным документом, которым
утверждаются решения, предложенные в
ПТД. После утверждения протокола
заместителем министра он обретает
юридическую силу.

Все
государственные органы, контролирующие
выполнение лицензионных соглашений и
правильности разработки месторождения,
руководствуются решениями, утвержденными
этим протоколом.

Проекты
пробной эксплуатации разведочных
скважин и проекты пробной эксплуатации
залежей (участков залежей) предназначены
для уточнения геолого-физических свойств
коллекторов и насыщающих их флюидов.
Они включают комплекс исследований
скважин, результаты которых являются
основанием для подсчета запасов нефти.
Проект пробной эксплуатации согласовывается
с местными органами Ростехнадзора РФ.

• Технологическая
  схема опытно-промышленной разработки
  залежи или участка залежи, технологическая
  схема разработки залежи (месторождения),
  проект разработки месторождения, проект
  доразработки месторождения по статусу
  выше и утверждаются ЦКР.
• В
  более позднее время разработки или при
  существенном изменении основных
  геолого-физических свойств пород и
  флюидов составляются авторский надзор
  за реализацией проектов и технологических
  схем разработки, анализ разработки
  залежей (месторождений), которые
  утверждаются также ЦКР.
• Основные
  документы, составляемые в связи с
  разработкой нефтяных и газовых
  месторождений.

Разработка
нефтяных и газовых месторождений
направляется и регулируется рядом
проектных документов. Проектирование
разработки, как и сама разработка
месторождений, носит стадийный характер.

1. В
   связи с проектированием разработки
   нефтяного месторождения составляются
   следующие документы:
2. 1)
   проект промышленной разведки нефтяного
   месторождения;
3. 2)
   проект пробной эксплуатации нефтяного
   месторождения;
4. 3)
   технологическая схема опытно-промышленной
   разработки нефтяного месторождения;
5. 4)
   технологическая схема разработки
   месторождения;
6. 5)
   проект обустройства нефтяного
   месторождения;
7. 6)
   проект разработки нефтяного месторождения;
8. 7)
   уточненный проект разработки (проект
   доразработки нефтяного
9. месторождения);
10. 8)
    авторский надзор;
11. 9)
    анализ разработки нефтяного месторождения.
12. Каждый
    последующий проектный документ должен
    опираться на предыдущий, но не всегда
    необходимо последовательно составлять
    весь перечисленный выше набор документов.
13. Проект
    промышленной разведки нефтяного
    месторождения.
14. Составляется
    той организацией, которая будет вести
    работы. В этом документе отражаются
    главные задачи доразведки нефтяного
    месторождения:
15. —
    детальное изучение литолого-стратиграфического
    разреза;
16. —
    положение в разрезе продуктивных пластов
    и условия их залегания;
17. —
    определение нефтегазоносности и свойств
    коллекторов;
18. —
    определение формы контуров питания и
    положения водонефтяного
19. контакта;
20. —
    изучение состава нефти, газа, пластовых
    вод;
21. —
    изучение гидрогеологической характеристики
    разреза и продуктивных
22. пластов;
23. —
    изучение свойств пласта за контуром
    питания.
24. По
    итогам выполнения промышленной разведки
    составляется документ, основным
    содержанием которого является подсчет
    запасов нефти и газа и где приводятся
    все сведения о данном месторождении.

Проект
пробной эксплуатации. Для того чтобы в
проект заложить более точные сведения
предусматривается пробная эксплуатация.
Для составления плана пробной эксплуатации
необходимо обосновать:

• —
  местоположение пробных скважин;
• —
  работы по опытной закачке воды, оценить
  приемистость скважин, характер освоения
  скважины;
• —
  работы по опытной эксплуатации скважин,
  дебиты скважин, характер их изменения
  во времени;
• —
  проведение гидродинамических,
  геофизических исследований на скважинах;
• —
  изучение свойств нефти, газа и пород.
• Пробная
  эксплуатация скважин осуществляется,
  как правило, в обязательном порядке,
  так как при ее проведении получают
  важнейшие сведения о пласте и скважинах,
  необходимые для составления технологической
  схемы разработки.

Технологическая
схема опытно-промышленной разработки
составляется как для объектов в целом,
так и для одного или нескольких участков
месторождения в случаях, когда возникают
трудности в выборе тех или иных расстояний
между скважинами, в выборе объектов
разработки или даже в самой технологии
извлечения нефти из недр. Если в некотором
регионе предполагается ввести в
разработку месторождение, залегающее
в уже известном геологическом комплексе,
со свойствами, аналогичными свойствам
других месторождений, то можно обойтись
без составления данного документа и
переходить к составлению технологической
схемы разработки.

Технологическая
схема разработки — является основным
проектным документом (как и проект
разработки), определяющим предварительную
систему промышленной разработки
месторождения на период его разбуривания
основным эксплуатационным фондом
скважин. Составляется для месторождений,
сложность геологического строения
которых не позволяет окончательно
выбрать оптимальную систему разработки.
То есть, технологическая схема является
приближенным вариантом проекта
разработки.

1. В
   этом документе обосновываются:
2. —
   адресная геолого-промысловая модель
   (статическая);
3. —
   сетка скважин;
4. —
   порядок разбуривания месторождения и
   ввода объектов в разработку;
5. —
   необходимость и основные положения
   системы ППД;
6. —
   определяются основные показатели
   разработки на ближайшие 10 лет;
7. —
   конструкция скважин;
8. —
   способы и режимы эксплуатации скважин;
9. —
   комплекс исследований скважин;
10. —
    коэффициенты нефтеизвлечения и
    мероприятия по их повышению.

Именно
в технологической схеме разработки
устанавливают объекты и систему
разработки, а также основные положения
технологии разработки. В процессе
реализации технологической схемы
разработки производится основное
эксплуатационное разбуривание
месторождения.

Проект
обустройства нефтяного месторождения.

После
составления и утверждения технологической
схемы разработки месторождения
составляется проект его обустройства,
в котором с учетом рельефа местности,
климата и других особенностей региона
устанавливаются:

• трассы промышленных нефтепроводов и их технические характеристики;
• тип и конструкции устройств для сбора и замера нефти и газа;
• системы управления их поверхностными потоками.

• А
  также на основе расчетов выбираются
  типы и производительности устройств
  для сепарации газа и нефти, разрушения
  эмульсии «нефть-вода» и доведения нефти
  до требующейся кондиции, системы дальнего
  транспорта нефти и использования газа
  и воды.
• На
  основе проекта обустройства месторождения
  осуществляется строительство
  предусмотренных этим проектом объектов
  добычи нефти.
• Проект
  разработки нефтяного месторождения.

Составляется
для залежей, находящихся в разработке
на основе технологической схемы и для
месторождений, не введенных в разработку,
но имеющих сравнительно простое
геологическое строение. Проект разработки
составляется на стадии, когда месторождение
разбурено на 70 % и более, но в систему и
технологию еще можно внести существенные
изменения.

В
проекте разработки рассматриваются
все те вопросы, что и в технологической
схеме, но более углубленно, приводятся
инженерные решения. В проекте разработки
предусматривается комплекс мероприятий,
направленных на достижение максимально
возможного экономически коэффициента
нефтеизвлечения.

Уточненный
проект разработки нефтяного месторождения
(проект доразработки месторождения).

Составляется
на поздней стадии разработки после
добычи основных извлекаемых (порядка
80%) запасов нефти месторождения в
соответствии с периодами планирования.

С
течением времени будут исчерпаны
принципиальные решения проекта разработки
и может появиться необходимость
существенного изменения системы
разработки (бурение дополнительных
скважин, реконструкция системы сбора,
системы ППД и т. д.).

Эти мероприятия
потребуют дополнительных капитальных
вложений, следовательно, их обоснования.

Решаются эти вопросы путем составления
Проекта доразработки, в котором
предусматриваются мероприятия по
интенсификации и регулированию процесса
добычи нефти, по увеличению эффективности
применения методов повышения
нефтеизвлечения в условиях роста
ценности нефти.

Проектирование
разработки месторождения осуществляют
путем построения и технико-экономического
анализа большого числа различных
вариантов разработки месторождения.

Из этих расчетных вариантов выбирают
основные,
число которых в технологических схемах
должно быть не меньше 3, а в проектах и
уточненных проектах разработки — не
менее 2 вариантов. Один из рассматриваемых
вариантов разработки выделяется в
качестве базового
варианта.

Технологические и экономические
показатели (ТЭП) рассчитывают за весь
срок разработки. Для реализации выбирается
рациональный вариант разработки путем
сопоставления ТЭП расчетных вариантов
разработки.

Авторский
надзор.

После
принятия, как основной технологической
схемы, так и проекта разработки ведется
авторский надзор за осуществлением на
практике проектных решений и соответствием
фактических технико-экономических
показателей принятым в технологических
схемах или проектах разработки. Этот
контроль осуществляют авторы проекта.

В
результате осуществления авторского
надзора составляется отчет, в котором
производится анализ фактических
результатов разработки месторождения
и сопоставление их с теоретическими
расчетами и проектными данными.
Вскрываются причины, обусловившие
расхождение. Осуществляются мероприятия,
направленные на достижение проектных
показателей.

Анализ
разработки нефтяного месторождения.

Осуществляется
по разрабатываемым месторождениям в
целях определения эффективности
применяемой технологии разработки,
выработки запасов по площади и разрезу,
объектов разработки и определения мер,
направленных на совершенствование
систем разработки и повышение их
эффективности. По результатам проводимого
анализа составляются отчеты.

Поинт | обустройство нефтегазовых месторождений: от сложного к простому | поинт

ЗАО «Тюменьнефтегазпроект» Нефтегазовое и химическое оборудование

При работе над проектами обустройства месторождений компания сталкивалась с необходимостью сокращения сроков разработки. Такую задачу ставили перед ней заказчики. Также компании необходимо было минимизировать ошибки в стыковке технических решений смежных отделов. Например, сваи и опоры строителей часто «налетали» на трубы или аппараты технологов.

Программы 3D-проектирования, которые решено было внедрить в компании, должны были сократить сроки разработки и устранить возможные ошибки. Кроме того, проектирование в 3D должно было положительно повлиять на имидж предприятия и позволить наглядно представлять результаты работ заказчику.

Для решения этих задач необходимо было выбрать такой продукт САПР, который можно использовать в технологическом отделе. При этом именно технологический отдел является ведущим подразделением компании, его решения влияют на всех смежников, а потому, если решение, принятое отделом, изначально неверно, то его исправление ведет к очень большим затратам.

Компания остановилась на AutoCAD MEP, который точно соответствовал ее потребностям. Демонстрацию ПО, обоснование его преимуществ, поставку и обучение специалиста «Тюменьнефтегазпроекта» работе с ПО осуществлял Gold-партнер Autodesk — компания «АйДиТи».

Основные критерии, которыми руководствовались специалисты «Тюменьнефтегазпроекта» при выборе ПО:

• Простота для конечного пользователя.

Продукт должен быть настолько простым, чтобы пользователь мог сразу начать работать, не отвлекаясь на долгое обучение и сложную настройку. AutoCAD MEP позволил свести все пользовательское управление к шести пунктам стандартного меню, а все настройки установил оператор системы.

• Простота наполнения базы данных.

Ни один программный продукт не заработает так, как нужно, без заполненной базы данных оборудования. И в базе должно быть именно то оборудование, которое применяется в компании.

AutoCAD MEP позволяет оперативно вносить нормативные документы, типовые и нетиповые элементы в базу данных, чтобы конечный пользователь не ждал неделю, когда он сможет использовать в проекте новый сепаратор или новый отвод.

• Гибкость настройки под разные требования к оформлению чертежей.

Программа должна быть достаточно гибкой, чтобы подстраиваться под различные требования и стандарты оформления чертежей. AutoCAD MEP такую гибкость обеспечивает.

Программа должна обеспечивать API, которое позволяет перенастраивать продукт под себя в случае специфических требований. Все продукты Autodesk, в том числе и AutoCAD MEP, имеют очень хороший API для программистов. Если программист знает С, VBA, VC++, C#, Lisp или VBA, то сможет им легко пользоваться.

Это немаловажный критерий, который не нуждается в пояснениях. По этому критерию AutoCAD MEP оказался очень конкурентоспособен.

Решение

Изучение AutoCAD MEP было начато с экспресс-курса компании «АйДиТи». На пилотный проект компания вышла через пять месяцев, и к этому времени в базу данных было введено около 300 элементов оборудования, которые были получены из спецификаций технологов. Сейчас в базе данных содержится уже более 1000 элементов, причем последние 600 были введены всего за три недели.

«Один из важных критериев, по которым мы выбирали ПО, — это простота для конечного пользователя. Продукт должен быть настолько простым, чтобы пользователь мог сразу начать работать, не отвлекаясь на долгое обучение и сложную настройку. AutoCAD MEP позволил свести все пользовательское управление к шести пунктам стандартного меню, а все настройки установил оператор системы». Александр Щетинин, начальник отдела ИТ ЗАО «Тюменьнефтегазпроект»

Пилотным для AutoCAD MEP стал проект «Обустройство Тямкинского месторождения. ЦПС (вторая очередь). Нефтеперекачивающая станция (НПС)». В группу технологического отдела вошли главный специалист, руководитель, три инженера, а за техническое сопровождение отвечал начальник отдела ИТ.

Как обычно, при запуске нового продукта нужно было начать с обучения. Здесь выявилось первое достоинство продукта: никакого сложного обучения не понадобилось, хватило вводного курса продолжительностью 30-45 минут.

Обучение было проведено непосредственно на одном из рабочих мест за 24” монитором. После обучения сотрудники сразу приступили к проектированию в 3D.

Конечно, некоторое время сотрудники обращались с вопросами, но все вопросы были уже конкретными и техническими.

Работа над проектом позволила выявить все особенности AutoCAD MEP. Программа позволяла быстро реагировать на запросы пользователя.

Наполнение базы данных оборудования, изменение элементов базы данных, настройка под уникальные требования, техническая помощь и сопровождение — все делается очень оперативно. Изменения любого элемента тут же отражаются в чертежах, которые пользователь уже сделал.

Например, стоит в базе данных изменить задвижку, как она тут же автоматически перерисовывается во всех чертежах, а под новые размеры так же автоматически передвигаются и трубы.

«Изменения любого элемента, выполненного в AutoCAD МEP, отражаются в чертежах, которые пользователь уже сделал. Например, стоит в базе данных изменить задвижку, как она тут же автоматически перерисовывается во всех чертежах, а под новые размеры так же автоматически передвигаются и трубы».

«AutoCAD MEP великолепно выполняет трассировку трубопроводов. При этом автоматически определяется, какие детали и трубы будут применяться для любого диапазона диаметров, — говорит Александр Щетинин, начальник отдела ИТ ЗАО «Тюменьнефтегазпроект».

— Мощнейший инструмент в AutoCAD MEP — это возможность создавать параметрические элементы. Программа позволяет создать элементы, которые описываются таблицей типоразмеров. Наличие этой возможности сыграло ключевую роль при выборе программного продукта.

Понятно, что не все элементы могут быть параметрическими, например, параметрическими нельзя сделать сепараторы, но задвижка, счетчик, обратный клапан параметризируются очень быстро, в среднем за два-три часа.

С помощью параметрических элементов, например, были сделаны основания для оборудования, фундаменты, вся трубопроводная арматура.

Сечения, выполненные в AutoCAD MEP

Еще одна уникальная особенность AutoCAD MEP, отмеченная проектировщиками, — мультивидовые элементы. Аппараты, которые сложны по конфигурации, нельзя сделать параметрическими. Но их можно параметрически нарисовать в Autodesk Inventor Professional, а потом экспортировать в MEP.

Для этого в Inventor есть специальный механизм BIM Exchange, который позволяет сформировать adsk-формат, а он уже, в свою очередь, прекрасно воспринимается AutoCAD MEP и позволяет разместить элемент в базе данных. Результат импорта adsk в AutoCAD MEP в случае необходимости можно корректировать, например, дополнить или изменить виды.

После этого технолог берет аппарат из базы и вставляет прямо в чертеж. Мультивидовой элемент чертится в Inventor за пару часов. AutoCAD MEP позволил «Тюменьнефтегазпроекту» не только вести 3D-проектирование, но и получать готовые чертежи и другие документы. Причем автоматически генерируются не только чертежи, но и виды, сечения, ведомости и спецификации.

Компания отметила и простой и гибкий механизм генерации ведомостей. AutoCAD MEP хранит всю информацию, описывающую используемое оборудование в чертеже, в соответствующих полях, как записи в базе данных. При этом количество полей не ограничено и может быть дополнено администратором системы. В итоге генерируемые ведомости могут быть любой степени информативности.

Например, технологи «Тюменьнефтегазпроекта» сделали с помощью AutoCAD MEP несколько ведомостей для выдачи заданий смежникам — опор трубопроводов, опор задвижек, фундаментов и площадок обслуживания.

Результат

«В результате внедрения AutoCAD MEP компания «Тюменьнефтегазпроект» сократила сроки проектирования до трех раз за счет автоматической генерации ведомостей, спецификаций и проекций».

Итогом работы над пилотным проектом «Обустройство Тямкинского месторождения. ЦПС (вторая очередь). Нефтеперекачивающая станция (НПС)» в AutoCAD MEP стали 3D-модели и чертежи нескольких площадок. Одна из моделей была распечатана на 3D-принтере, благодаря чему появилась возможность оценить ее в реальности, а не на экране компьютера. Коллеги-технологи из другой группы оценили достоинства AutoCAD MEP и тоже попросили установить им ПО и соответствующие компьютеры, чтобы работать в 3D. В результате внедрения AutoCAD MEP компания добилась упрощения процесса проектирования: достаточно провести трубу, а AutoCAD MEP сам расставит отводы и тройники, а также автоматически привяжет трубу к другим трубам и к оборудованию. Также за счет автоматической генерации ведомостей, спецификаций и проекций компания сократила сроки проектных работ до трех раз.