Меню Рубрики

Установка деэтанизации пякяхинское месторождение

Пякяхинское месторождение

Пякяхинское месторождение расположено в 240 км северо-восточнее ж/д станции Новый Уренгой в ЯНАО

Пякяхинское месторождение расположено в 240 км северо-восточнее ж/д станции Новый Уренгой, в 65 км северо-восточнее пос Тазовский, в 135 км северо-восточнее пос Газ-Сале, в 50 км северо-восточнее месторождения Тазовское, в 55 км СВ от Тазовской губы.

Открыто в 1989 г. скважиной № 2001 Главтюменьгеологии.

Находится в пределах Большехетской впадины, суммарные запасы газа которой ЛУКОЙЛ оценивает в 945 млрд м 3 .

Лицензия выдана ТПП Ямалнефтегаз (ранее Ямалнефтегаздобыча), дочке ЛУКОЙЛ — Западная Сибирь.

Приурочено к Пякяхинскому куполовидному поднятию Пур-Тазовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

По отражающему горизонту «Б» поднятие оконтурено изогипсой — 4300 м.

Выявлены 6 нефтяных, 1 газоконденсатонефтяная, 1 нефтегазоконденсатная, 7 газоконденсатных и 1 газовая залежей пластово-сводового и литологически экраниро­ванного типов.

Коллекторы — пес­чаники с линзовидными прослоями глин.

Месторождение относится к классу крупных.

Запасы Пякяхи на начало 2014 г. составляют 69,5 млн т нефти и 234,2 млрд м 3 газа.

В 2009 г. ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь приступила к обустройству Пякяхинского месторождения.

На Пякяхинском месторождении планируется пробурить 420 скважин, из которых 219 нефтяных, 105 нагнетательных, 96 газовых.

Для повышения эксплуатационных характеристик скважин будет произведено бурение многозабойных скважин .

В июле 2012 г. завершено бурение сверхглубокой скважины №2011 с использованием буровой установки ZJ 90DB-ST грузоподъемностью 650 т; противовыбросового и устьевого оборудования, рассчитанного на рабочее давление в 1050 атм; телеметрического оборудования, позволяющего осуществлять прогноз зон с аномально высоким пластовым давлением в режиме реального времени; современных растворных систем, обеспечивающих безаварийную проводку ствола и качественное вскрытие продуктивных пластов.

На месторождении в 2009 г. введена в эксплуатацию газотурбинная электростанция (ГТЭС) мощностью 24 МВт, что явилось окончанием 1 го подготовительного этапа обустройства.

С 2014 г. началась активная фаза обустройства: строительство установки комплексной подготовки газа, установки подготовки нефти (УПН), установки деэтанизации и стабилизации конденсата, обустройство производственной базы промысла, вспомогательных объектов.

Выросли темпы бурения скважин.

Ввод месторождения в промышленную эксплуатацию планировался на 2016 г. одновременно с вводом магистрального нефтепровода «Заполярье — Пурпе», но был перенесен ЛУКОЙЛом на 2017 г.

В пределах Большехетской впадины была открыта газовая залежь в ачимовских отложениях, при испытании которой получен промышленный приток газа дебитом 65 тыс м 3 /сут.

Планами геологоразведочных работ (ГРР) предусмотрено бурение ряда поисково-разведочных скважин в 2014-2017 гг.

Уже построены природоохранные объекты, в т. ч., полигон твердых бытовых и промышленных отходов на Пякяхинском месторождении.

Проводится обследование подводного перехода через Тазовскую губу — основной и резервной нитки, магистрального газопровода (МГП) «Находкинское месторождение — ГКС 1,2 Ямбургская» с целью определения технического состояния трубопроводов.

источник

Пякяхинское месторождение

Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение.

В 2009 году ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» приступило к обустройству нового перспективного месторождения на Ямале — Пякяхинского. Запасы месторождения на начало 2015 года составляют 69,1 млн. тонн нефти и 253,6 млрд. кубометров газа. Всего на Пякяхинском месторождении планируется пробурить 420 скважин, из них — 219 нефтяных, 105 нагнетательных, 96 газовых. Специалисты предприятия работают над оптимизацией процесса бурения. В планах ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» бурение многозабойных скважин в сотрудничестве с ведущими сервисными компаниями для повышения эксплуатационных характеристик скважин.

В июле 2012 года завершено бурение сверхглубокой скважины № 2011. Строительство сверхглубокой скважины — это всегда новые конструкторские решения и современные технологии. Для скважины 2011 требовалась буровая установка повышенной грузоподъемности, более термостойкий инструмент и материалы. Термостабильность бурового раствора, технические решения по предупреждению искривления ствола скважины от вертикали, забор керна — тоже сверхзадача на глубине около пяти километров . Все это было учтено и принято во внимание еще на этапе проектирования. Уникальная буровая установка ZJ 90DB-ST грузоподъемностью 650 тонн; противовыбросовое и устьевое оборудование, рассчитанное на рабочее давление в 1050 атмосфер; новейшее телеметрическое оборудование, позволяющее осуществлять прогноз зон с аномально высоким пластовым давлением в режиме реального времени; современные растворные системы, обеспечивающие безаварийную проводку ствола и качественное вскрытие продуктивных пластов.

Введенная в строй в 2009 году газотурбинная электростанция мощностью 24 МВт позволила привлечь для бурения скважин глубиной до четырех километров новейшие электроприводные буровые станки. Машины, генерирующие электричество, изготовлены специально для эксплуатации в условиях сурового климата Заполярья. Надежность работы энергокомплекса уже проверена и лютыми морозами с температурами до —50 градусов по Цельсию и штормовыми ветрами с порывами до 30 м/сек. С введением в эксплуатацию энергокомплекса на Пякяхинском месторождении Общество «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» завершило первый подготовительный этап обустройства месторождения.

Читайте также:  Установка автомобильной антенны на лобовое стекло

С 2014 года приступили к активной фазе обустройства месторождения: строятся установка комплексной подготовки газа, установка подготовки нефти, установка деэтанизации и стабилизации, приемо-сдаточный пункт, станция насосной системы поддержания пластового давления, вспомогательных объектов, ведется обустройство производственной базы промысла, наращиваются темпы бурения нефтяных и газоконденсатных скважин.

Ввод месторождения в промышленную эксплуатацию планируется в 2016 году одновременно с вводом магистрального нефтепровода «Заполярье — Пурпе» (АК «Транснефть»). Впервые в пределах Большехетской впадины открыта газовая залежь в ачимовских отложениях, при испытании которой получен промышленный приток газа дебитом 65 тыс. м3/сут. Тем самым, выявлен новый этаж нефтегазоносности, который нуждается в доразведке. С этой целью, планами геологоразведочных работ предусмотрено бурение ряда поисково-разведочных скважин в 2014-2017гг. С начала освоения промыслов Большехетской впадины ведется регулярный мониторинг окружающей среды, производятся замеры выбросов в атмосферу, берутся пробы воды. Построены природоохранные объекты, в частности, полигон твердых бытовых и промышленных отходов на Пякяхинском месторождении. Проводится обследование подводного перехода через Тазовскую губу — основной и резервной нитки, магистрального газопровода «Находкинское месторождение — ГКС 1,2 Ямбургская» с целью определения технического состояния трубопроводов. Для соблюдения требований международного стандарта ISО 14001 на промыслах Большехетской впадины ведется производственный контроль.

источник

Пякяхинское месторождение

Пякяхинское нефтегазоконденсатное месторождение – крупное месторождение, расположенное в Ямало-Ненецком автономном округе и относящееся к Большехетской впадине – одном из перспективнейших районов добычи нефти и газа в Западной Сибири. Принадлежит компании «Ямалнефтегаз» — дочке «ЛУКОЙЛ – Западная Сибирь».

Пякяхинское НГКМ находится в 240 км к Северо-Востоку от железнодорожной станции Новый Уренгой. Месторождение приурочено к Пякяхинскому куполовидному поднятию Пур-Тазовской нефтегазоносной области Западно-Сибирской нефтегазоносной провинции.

История

Пякяхинское месторождение было открыто в 1989 году скважиной № 2001 «Главтюменьгеологии».

В 1997 году Администрация ЯНАО провела внутренний тендер на лицензирование участков данного нефтеносного района, в том числе Пякяхинского месторождения. Ожидалось, что победителем конкурса на обладание лицензией станет «Газпром». Однако в конечном счете победу в тендере одержала компания «Ямалнефтегаздобыча», бенефициаром которой, как оказалось, являлась сама Администрация Ямало-Ненецкого АО.

Вскоре после этого, «Ямалнефтегаздобыча» продала лицензию на разработку компании «ЛУКОЙЛ», по некоторым данным за 25 млн долларов США.

Первая разведочная скважина была пробурена в 2005 году. Первый подготовительный этап обустройства месторождения начался в 2009 году. Окончанием данного этапа стало введение в эксплуатацию газотурбинная электростанция (ГТЭС) мощностью 24 МВт.

В июле 2012 года было завершено бурение сверхглубокой скважины №2011, проектная глубина которой составила 4800 метров.

Активная же фаза началась в 2014 году. Данный этап включал строительство установки комплексной подготовки газа (УКПГ), установки подготовки нефти (УПН), установки деэтанизациии стабилизации, приемо-сдаточного пункта, станции насосной системы поддержания пластового давления, а также вспомогательных объектов.

Ввод в промышленную эксплуатацию Пякяхинского НГКМ состоялся 25 октября 2016 года. На церемонии открытия присутствовал президент правления ПАО «ЛУКОЙЛ» В. Алекперов, губернатор ЯНАО Д. Кобылкин, а также заместитель председателя правительства РФ А. Дворкович.

Запасы

По данным на начало 2016 года запасы месторождения составляют 69,1 млн тонн нефти и 253 млрд м3 газа. На момент ввода в эксплуатацию, на месторождении было пробурено 107 скважин: 72 нефтяные и 31 газовая. Добыча производилась из 36 скважин и составляла 3 тыс. тонн нефти в сутки.

Инфраструктура

В 2013 году месторождения Большехетской впадины, в том числе Пякяхинское НГКМ, связал магистральный газопровод. Добываемый газ перекачивается через головную компрессорную станцию Находкинского месторождения в газотранспортную систему «Газпрома». Жидкие углеводороды поступают в магистральный нефтепровод «Заполярье – Пурпе», принадлежащий АК «Транснефть».

Перспективы

На Пякяхинском месторождении планируется пробурить 420 скважин, из которых 219 нефтяных, 105 нагнетательных, 96 газовых.
Для повышения эксплуатационных характеристик скважин будет произведено бурение многозабойных скважин.

источник

Ямальский углеводородный коктейль

Важнейшим этапом освоения Большехетской впадины стал запуск этой осенью Пякяхинского месторождения, уникальность которого не только в больших запасах газа — около 254 млрд кубометров (это характерно и для других месторождений Ямала), но и в существенной доле нефтяных — 69 млн тонн. Проект станет одной из ключевых точек роста добычи ЛУКОЙЛа в ближайшие годы.

Читайте также:  Установки дезинфекции воды удв

Технологии космической сложности

Обустройство Пякяхинского месторождения началось в 2009 году, когда была построена газотурбинная электростанция мощностью 24 мегаватта, обеспечившая энергией инфраструктуру месторождения. Среди основных объектов — установки комплексной подготовки газа и нефти, деэтанизации и стабилизации, приемо-сдаточный пункт, станция насосной системы поддержания пластового давления.

Месторождение имеет сложное геологическое строение, обусловленное наличием газовых шапок и нефтяных оторочек. При проектировании скважин учитывались все форс-мажорные факторы, которые могли привести к их самопроизвольному искривлению, что нарушило бы план освоения месторождения. Активно проводились работы по оптимизации процесса бурения. Согласно планам, на проекте будут эксплуатироваться 420 скважин (219 нефтяных, 105 нагнетательных, 96 газовых).

Сегодня разработка месторождения ведется в том числе с использованием сложных горизонтальных и многозабойных скважин, а также других сложнейших технологических решений. На месторождении создана вся необходимая инфраструктура для подготовки попутного и природного газа для дальнейшей поставки в единую систему газоснабжения России. Полезное использование попутного нефтяного газа предусматривается на уровне более 95%. Как отмечал Вагит Алекперов, Пякяхинское месторождение — один из наиболее ярких и подготовленных проектов, введенных в строй в этом году в нашей стране.

Планируется, что в 2017 году месторождение даст свыше 1,5 млн тонн нефти и конденсата, 3 млрд кубометров газа. Пик добычи будет достигнут к 2024 году — 2,2 млн тонн жидких углеводородов и 4,5 млрд кубометров газа.

«Пякяхинское месторождение — достаточно сложное и дорогое, как и все проекты в пределах Большехетской впадины. Необходимо закупать дорогостоящие зарубежные технологии, бурить многозабойные скважины — и все это при удорожании услуг сервисных компаний и низких ценах на нефть»,— признает Борис Любошиц из «Аудит Групп». В этом смысле нужно отдать должное ЛУКОЙЛу, который в текущих условиях довел такой проект до конца, вложился в инфраструктуру и социальную сферу региона, заключает эксперт.

Запуск Пякяхинского месторождения осуществлен одновременно с вводом нефтепровода «Транснефти» Заполярье—Пурпе, который принял первую нефть уже в августе.

После ввода Пякяхинского месторождения ЛУКОЙЛ получил необходимую синергию и ускорил подготовку других перспективных месторождений Большехетской впадины. В ближайшие годы будут запущены Южно-Мессояхское и Хальмерпаютинское месторождения.

Благодаря высокому профессионализму сотрудников «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» и его подрядных организаций обустройство месторождений Большехетской впадины происходит в кратчайшие сроки. ЛУКОЙЛ совместно с ведущими нефтесервисными компаниями, такими как Schlumberger, Baker Hughes, применяет наиболее эффективные технологии добычи, в том числе бурение многоствольных и многозабойных скважин для увеличения коэффициента извлечения нефти.

Совокупные инвестиции в проект достигнут к 2017 году 74 млрд рублей

В июне 2015 года, в рамках ранее подписанного соглашения о стратегическом партнерстве, ЛУКОЙЛ и «Газпром» договорились о поставках газа с месторождений Большехетской впадины в течение 2017-2024 годов. Соответственно, газ, добываемый с Пякяхинского и других ямальских активов ЛУКОЙЛа, будет поступать транзитом через Находкинское месторождение по тому же маршруту.

ЛУКОЙЛ особенно активно инвестировал в газовый бизнес в последние годы, при этом компания не ведет агрессивной политики в сегменте, как другие независимые производители, говорит Виталий Крюков из Small Letters. «У ЛУКОЙЛа есть потенциал по наращиванию добычи газа, и, вероятно, она будет расти опережающими темпами»,— считает эксперт. По его мнению, ЛУКОЙЛ и далее будет придерживаться стратегии «продаж газа из скважин», поскольку у него с «Газпромом» выстроились хорошие отношения. «Мы будем добывать в среднесрочной перспективе примерно 24-30 млрд кубометров. Наша компания — единственная, имеющая долгосрочные контракты с «Газпромом» по продаже газа, и они нас устраивают»,— отмечал глава ЛУКОЙЛа.

Часть добытого газа ЛУКОЙЛ использует для питания газотурбинных электростанций и компрессорных станций. Проектный уровень добычи в районе Большехетской впадины — 26 млрд кубометров газа, в перспективе ЛУКОЙЛ планирует довести долю газа в общем портфеле производства до 30%. Кроме того, трубопровод Хальмерпаютинское—Пякяхинское и ГКС Находкинского обеспечивает прокачку газа с Ванкорского месторождения «Роснефти», которое расположено западнее, в Красноярском крае, но фактически на одной параллели с месторождениями Большехетской впадины.

В этом году ЛУКОЙЛ пересмотрел планы по эксплуатации Находкинского в сторону небольшого снижения добычи, которое будет компенсировано в том числе и за счет разработки Пякяхинского месторождения. Александр Корнилов из АТОН отмечает, что, заключив контракт с «Газпромом», ЛУКОЙЛ укрепил свои позиции, поскольку рынок газа сейчас и так перенасыщен, у независимых производителей нет возможности экспорта, а продажи по внутренним ценам достаточно проблематичны. В то же время эксперт отмечает, что добыча газа раньше никогда не была основным направлением ЛУКОЙЛа. Он также заявил, что у нефтекомпании есть задел в росте добычи газа в Узбекистане в рамках СРП-проекта «Кандым—Хаузак-Шады», чьи суммарные запасы — 350 млрд кубометров.

Читайте также:  Установка антенн по азимуту

Только в этом году ЛУКОЙЛ направит на социальную поддержку региона около 200 млн руб. Отдельное внимание уделяется защите уникальной природе Севера: на месторождениях Большехетской впадины организованы специальные полигоны для утилизации опасных отходов, учтены все требования экологической безопасности. ЛУКОЙЛ регулярно осуществляет мониторинг окружающей среды, измеряет выбросы в атмосферу, следит за качеством воды.

источник

Компания «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ведет на Ямале активное обустройство Пякяхинского нефтегазоконденсатного месторождения

В ходе рабочего визита в Ямало-Ненецкий автономный округ президент ОАО «ЛУКОЙЛ» Вагит Алекперов совместно с губернатором ЯНАО Дмитрием Кобылкиным посетили два крупнейших месторождения компании на Ямале: Пякяхинское и Находкинское. С руководством ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (дочернее предприятие ОАО «ЛУКОЙЛ») и подрядных организаций обсужден ход строительных работ.

​В ходе рабочего визита в Ямало-Ненецкий автономный округ президент ОАО «ЛУКОЙЛ» Вагит Алекперов совместно с губернатором ЯНАО Дмитрием Кобылкиным посетили два крупнейших месторождения компании на Ямале: Пякяхинское и Находкинское. С руководством ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» (дочернее предприятие ОАО «ЛУКОЙЛ») и подрядных организаций обсужден ход строительных работ.

В настоящее время на Пякяхинском месторождении наряду с бурением нефтяных и газоконденсатных скважин ведется строительство объектов социальной инфраструктуры (пожарное депо, административные и бытовые комплексы). Возводится ряд производственных объектов: установка подготовки нефти (УПН), установка комплексной подготовки газа (УКПГ), установки деэтанизации и стабилизации конденсата.

Нефтегазоконденсатный промысел оснащается также компрессорной станцией нефтяного газа (КСН) для сбора и транспортировки ПНГ. В составе КСН будут действовать девять компрессорных установок различного типа и назначения:

— компрессорная установка (КУ) низкого давления ДККС-2160-1/4-8. КУ производительностью 101…2160 м 3 /ч предназначена для компримирования ПНГ от второй ступени сепарации нефти УПН и газа с концевой сепарационной установки;

— 4 блочно-модульные компрессорные установки марки EGSI-S-200/1400WA для компримирования попутного газа, поступающего с первой ступени сепарации нефти. Производительность каждой КУ – 16 180 м 3 /ч;

— дожимная компрессорная установка ДККС-16800-1/19,6-30 винтового типа. Расход газа — 4 660…18 025 м 3 /ч. Функционал этой КУ — компримирование газа от установки деэтанизации конденсата;

— 3 поршневые компрессорные установки ДККС-31000-3/30-110 производительностью по 34 240 м 3 /ч. КУ на базе поршневых четырёхрядных одноступенчатых компрессоров Superior TM WH74 будут компримировать до 11 МПа нефтяной газ от различных объектов месторождения для последующей транспортировки на УКПГ.

Всё оборудование спроектировано с учетом экстремальных условий эксплуатации (минимальная температура воздуха – минус 56°С, температура наиболее холодной пятидневки – минус 46°С). Режим работы – автоматический, непрерывный. Для измерения расхода ПНГ каждая компрессорная установка дополнительно укомплектована узлом учета газа.

Все установки, кроме поршневых, размещаются в отдельных блок-боксах, оснащенных системами жизнеобеспечения (обогрев, вентиляция, освещение) и безопасности (пожарообнаружение, пожаротушение, газодетекция). В соответствии с проектом поршневые КУ будут размещены в отдельном капитальном здании.

Компрессорные установки для КСН поставляет компания ЭНЕРГАЗ. Доставка технологического оборудования на объект осуществляется после проведения цеховых испытаний, в максимальной степени заводской готовности. Все работы по вводу КУ в эксплуатацию, включая шефмонтаж, пусконаладку и индивидуальные испытания, проводят сервисные инженеры ЭНЕРГАЗа.

СПРАВКА. Освоение Пякяхинского месторождения — это второй проект по добыче углеводородов, который ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» реализует в Ямало-Ненецком автономном округе. Компания начала промышленную добычу газа в ЯНАО в 2005 году, когда в промышленную эксплуатацию было введено Находкинское месторождение, на котором за 10 лет добыто более 72,6 млрд кубометров газа.

Пякяхинское месторождение относится к наиболее перспективным промыслам Большехетской впадины. Его запасы на начало 2014 года составляли 69,5 млн. тонн нефти и 234,2 млрд кубометров газа. Ввод промысла в промышленную эксплуатацию планируется в 2016 году — одновременно с пуском магистрального нефтепровода «Заполярье — Пурпе».

источник