Федерация Компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд."

Вид материала

Подобный материал:

1 2 3 4 5 6 7 8 9 ... 38

2f) Система очистки сточных вод. Ликвидация хозяйственно-бытовых стоков будет осуществляться в системе очистки сточных вод с последующим сжиганием осадка. Для получения надиловой жидкости и осадка в системе очистки сточных вод будет использоваться измельчение компоста, аэрация, рециркуляция и отстаивание. Перед сбросом за борт жидкость будет обрабатываться ультрафиолетовым облучением для уничтожения оставшихся бактерий. Осадок будет подаваться в камеру для сжигания мусора, работающую на жидком топливе.

2g) Факельная система технологического модуля, спроектированная таким образом, чтобы обеспечивать сжигание рабочих технологических выбросов, аварийных выбросов и выбросов углеводородов при сбросе давления с оборудования.

2h) Производимый технологическим модулем топливный газ будет использоваться для работы двух турбинных компрессоров и турбогенератора, а также служить продувочным газом. Предполагаемый расход топливного газа составит 0,05 млрд. м3/год (5 млн. фут3/сут).

2i) Четыре системы водоснабжения:

- Система балластной воды предназначена для подачи и распределения воды между 12 балластными цистернами кессона платформы «Моликпак». Она снабжает морской водой все другие системы. Насосы балластной воды подают воду для охлаждения технологического модуля и для питания насосов системы технической воды. Всего имеется 6 насосов балластной воды. Производительность каждого насоса составляет - до 10 900 м3/сутки (2000 галлонов/мин).

- Система технической воды подает морскую воду для охлаждения и другого технического использования по всей платформе. Вода подается, в частности, для создания водяных рубашек четырех генераторов, обеспечения работы охладителей масла новых турбин и в качестве питательной воды опреснительных установок. Техническая вода может также использоваться как промывочная в случаях, когда потребность превышает имеющийся объем технологической воды. Имеется 2 насоса технической воды. Производительность каждого насоса составляет - до 6800 м3/сутки (1250 галлонов/мин).

- Система питьевой воды ежедневно снабжается водой из опреснительных установок в объеме до 100 м3 (314,5 баррелей), хлорирует воду и хранит ее в резервуаре питьевой воды емкостью 18,0 м3 (4750 галлонов). Три (3) насоса производительностью 22,7 м3/ч (100 галлонов/мин) подают воду в распределительную систему, откуда ее получают потребители для питья и санитарно-бытовых нужд.

- Система технологической воды получает пресную нехлорированную воду из опреснительных установок после того, как заполнится резервуар питьевой воды, и хранит ее в резервуаре пресной воды емкостью 59,6 м3 (500 баррелей). Пресная вода подается в распределительную систему двумя насосами производительностью 22,7 м3/ч (100 галлонов/мин) и используется на разных участках установки, в частности, для питания котлов и как промывочная.

Средства связи, предназначенные для обеспечения связи с берегом, а также с находящимся поблизости морскими и воздушными судами.

Жилой модуль платформы «Моликпак», состоит из четырех уровней с 46 каютами, в которых можно разместить 104 человека. Кроме того в модуле будет оборудована кухня, столовая на 30 человек, санитарно-технические помещения включая 34 унитаза, 4 писсуара, 34 раковины и 29 душевых или ванных комнат.

Система закачки газа и воды служит для поддержания давления пласта во время разработки месторождения. Поддержание пластового давления обеспечивает более высокую нефтеотдачу и дает возможность ликвидировать избыток добываемого газа до строительства газопровода. Закачка газа будет осуществляться посредством компрессии добываемого газа при помощи двух центробежных турбинных компрессоров и закачивания газа в две нагнетательные скважины. Закачивание воды на данном этапе реализации проекта не потребуется.

Основная система аварийной защиты состоит из пожарной и газовой сигнализации, систем аварийного оповещения, индивидуальных средств пожаротушения, стационарных систем пожаротушения, систем эвакуации, различных индивидуальных средств защиты и спасательного оборудования.

9.3.3.1.5 Этап ликвидации Реализация проекта будет включать два этапа: этап 1 и этап 2. В ходе этапа 1 будет произведена установка платформы, будут пробурены скважины и начнется добыча нефти. Если по результатам дополнительных исследований будет принято решение о целесообразности полного освоения месторождения, то начнутся работы этапа 2. При этом эксплуатация платформы будет продолжена с подключением ее к новым объектам, которые будут построены на этапе 2.. В случае принятия решения о нецелесообразности полного освоения месторождения, эксплуатация платформы «Моликпак» будет продолжаться по той же схеме увязки с плавучим нефтеналивным хранилищем до конца проекта. На завершающей стадии проекта будут выполнены следующие работы по ликвидации платформы «Моликпак»:

Глушение и ликвидация скважин;

Отсоединение трубопроводов от платформы;

Выведение модулей и оборудования платформы из эксплуатации;

Удаление песка из ядра платформы;

Дебалластировка платформы;

Платформа будет поднята на поверхность для дальнейшей ее транспортировки на новое место.

Ввиду того, что технология ликвидации может быть усовершенствована, на данном этапе было бы преждевременно приводить конкретные действия по выводу платформы «Моликпак» из эксплуатации. Перед началом работ по ликвидации на рассмотрение соответствующим ведомствам будет представлен план по выводу платформы «Моликпак» из эксплуатации.

9.3.3.2 ПОДВОДНЫЙ ТРУБОПРОВОД Для отгрузки нефти с платформы «Моликпак» будут построены трубопровод и стояк, которые пройдут от верхней части грунтового ядра платформы до точки морского дна, расположенной приблизительно в 2-х км от платформы. Трубопровод берет свое начало на платформе «Моликпак», затем прокладывается через ядро, проходит под основанием платформы и выходит на поверхность морского дна. Расчетный срок службы трубопровода - 30 лет; причем этот срок может быть увеличен при организации правильной эксплуатации, техобслуживания и своевременной замены израсходованных анодов.

Исходя из расчетного уровня добычи 12000. т/сут (45000 баррелей/сут), для трубопровода принята труба диаметром 323,8 мм с толщиной стенки 12,7 мм. Трубопровод прокладывается по морскому дну на глубинах от 29 до 35 м.

С целью предотвращения коррозии на наружную поверхность трубопровода будет нанесено защитное покрытие. Трубы, проходящие по морскому дну, будут покрыты одним слоем эпоксидной смолы толщиной 0,63 мм, нанесенной наплавлением в заводских условиях. Монтажные стыки трубопровода будут защищены с помощью термомуфт или эпоксидного покрытия, наносимого наплавлением при монтаже. Для защитного покрытия стояка будет использован вулканизированный эластомерный материал "Сплаштрон". Муфты из этого материала будут установлены на монтажных стыках стояка.

Система катодной защиты с использованием расходуемых алюминиевых анодов обеспечит дополнительную защиту от внешней коррозии. Система будет состоять из активированных индием алюминиевых браслетных анодов, установленных через определенные интервалы и электрически соединенных с трубопроводом. Анодная система будет обеспечивать выходной ток, достаточный для 30-летнего расчетного срока службы трубопровода. Трубопровод будет электрически изолирован от платформы при помощи изоляционной прокладки или изоляционного монолитного блока, установленного в верхней части стояка.

Поверх наплавленного антикоррозийного эпоксидного покрытия будет нанесено утяжеляющее бетонное покрытие, что необходимо для обеспечения достаточной отрицательной плавучести трубопровода. Для подтверждения устойчивости трубопровода будет проведен анализ динамической устойчивости, основанный на местных гидрометеорологических данных. Конструкция трубопровода будет обладать достаточной устойчивостью, чтобы избежать его повреждений во время эксплуатации. Предполагается, что трубопровод будет заполнен нефтью и должен быть устойчивым к воздействию волн и течений со 100-летней повторяемостью.

С целью предотвращения повреждения трубопровода якорем или тралом вдоль всей трассы трубопровода будет установлена запретная зона (кроме того, защитную функцию будет выполнять и бетонное покрытие). Что касается стамух, то опасность повреждения ими при прокладке трубопровода на глубине 30 м практически отсутствует.

9.3.3.2.1 Монтаж трубопровода Трубопровод между платформой ПА-А и основанием ОЯП длиной приблизительно 2 км будет сооружен методом S- образной укладки труб.

Прокладка трубопровода методом S-образной укладки требует сварки 12-метровых труб на борту трубоукладочной баржи. После радиографического контроля сварные швы зачищаются и изолируются. Вокруг монтажного шва делается прокладка из пенополиуретана с тем чтобы, диаметр соответствовал наружному диаметру утяжеляющего бетонного покрытия. Все операции по подготовке концов труб, центровке, сварке, контролю, зачистке и изоляционному покрытию выполняются одновременно на различных рабочих местах, расположенных с интервалом в примерно 12 м на барже. По завершении всех требуемых операций баржа передвигается вперед на 12 м и процесс повторяется. Во время монтажа контролируется натяжение трубопровода и радиус изгиба с тем чтобы, предотвратить повреждение труб.

Подсоединение трубопровода к технологическому модулю на платформе «Моликпак» связано с протаскиванием готовой секции стояка через J-образную трубу большего диаметра, которая заранее монтируется в подставке и платформе «Моликпак». Эта труба представляет собой непрерывную трубу- кожух, которая спускается отвесно внутри ядра платформы ПА- А, плавно переходит из вертикального положения в горизонтальное и выходит наружу через основание подставки. Конец трубы-кожуха имеет форму воронки и выступает горизонтально из основания подставки. Для установки стояка, лебедкой, смонтированной на палубе платформы ПА-А, разматывается канат, пропускается через J-образную трубу и присоединяется к направляющему концу трубопровода. Канат натягивают, причем при выборке каната контролируется его натяжение, чтобы протащить трубу с морского дна во входной конец J-образной трубы, а затем к верху J-образной трубы в районе ядра платформы.

Соединение трубопровода с основанием ОЯП выполняют водолазы, работающие на морском дне. Водолазы определяют точное положение конца трубопровода и соединительного фланца основания ОЯП, измеряют расстояние и относительный угол между двумя точками. Над водой изготавливается съемная трубная секция, с помощью которой обеспечивается соответствие размерам врезки в трубопровод. После спуска секции на морское дно водолазы производят ее установку на место и соединяют фланцы на каждом конце болтами.

Обеспечение качества. Для обеспечения целостности трубопровода будет использовано несколько процедур.

Все сварочные работы на трубопроводе будут производиться в соответствии с технологией сварочных работ, утвержденной по результатам разрушающего испытания образцов сварочных швов на трубах, которые будут использоваться для проекта.

В целях обеспечения высокого качества сварочных работ в ходе их выполнения предусмотрены контрольные операции. Каждый шов, выполняемый при монтажной сварке, будет систематически проверяться по всей длине методом неразрушающего радиографического контроля.

После завершения монтажа трубопровод будет заполнен морской водой, обработанной ингибиторами коррозии. Частью этой операции будет прокачка скребка, оборудованного калибровочной алюминиевой пластиной, через трубопровод для проверки на отсутствие вмятин или короблений на трубах. Затем будет проведена опрессовка трубопровода при давлении 125% от максимального расчетного в течение не менее 8 часов. После окончания монтажных и испытательных работ вода из надводной трубообвязки на платформе «Моликпак» будет удалена продувкой, а остальная часть трубопровода останется заполнена водой с ингибиторами коррозии до начала добычи.

9.3.3.2.2 Период эксплуатации Давление в трубопроводе будет постоянно контролироваться датчиками давления с целью определения потенциальных утечек углеводородов в окружающую среду. В случае превышения заданных граничных параметров по сигналу от этих датчиков транспорт нефти будет перекрыт и сработает аварийная сигнализация.

Каждый год, после завершения сезона добычи, производится перекачка нефти из полости трубопровода на ПНХ при помощи морской воды с ингибиторами коррозии, нагнетаемой с платформы «Моликпак». Затем производится отсоединение трубопровода от ОЯП и якорного каната. С целью предотвращения замерзания, вся вода удаляется из надводной части трубопровода продувкой.

9.3.3.2.3 Период ликвидации Реализация проекта будет включать два этапа: этап 1 и этап 2. В ходе этапа 1 будет произведена установка платформы, будут пробурены скважины и начнется добыча нефти. Если по результатам дополнительных исследований будет принято решение о нецелесообразности полного освоения месторождения, эксплуатация платформы «Моликпак» и подводного трубопровода будет продолжена до конца проекта. В случае полного освоения месторождения, трубопровод будет продут, прочищен, отсоединен от платформы, заглушен и законсервирован. Если позднее будет принято решение возобновить операции с использованием ПНХ, трубопровод будет снова подсоединен к платформе. По завершении проекта трубопровод будет очищен от остатков нефти, прочищен и оставлен на месте.

9.3.3.3 ОДНОЯКОРНЫЙ ПРИЧАЛ (ОЯП) В качестве системы швартовки выбрана система одноякорного причала (ОЯП). ОЯП состоит из стационарного швартовного основания, к которому при помощи универсального шарнира крепится буй. ПНХ мягко пришвартован к бую с помощью носового швартова.

9.3.3.3.1 Установка ОЯП ОЯП будет установлен в безледовый сезон 1998 г. с помощью крановой баржи, оборудованной устройствами для швартовки, на борту которой будут находиться свайные молоты и комплекс для производства водолазных работ.

На площадке для ОЯП будут проведены работы по выравниванию дна до одинаковой глубины примерно в 34 м с тем чтобы, создать ровную площадку для швартового основания и свободную площадку для опускания буя во время ледового периода. Установочная крановая баржа поднимет швартовое основание и разместит его на площадке заданного радиуса. Забивка свай и выравнивание дна осуществляется с крановой баржи. После подтверждения результатов нивелирования проводится цементирование свай и изготавливается съемная трубная секция, которую устанавливают между концом подводного трубопровода и трубной обвязкой швартового основания.

Буй ОЯП устанавливают с помощью крановой баржи, управляя балластировкой отсеков емкостей в корпусе буя. Нижний конец колонны буя поднимается лебедкой в нужное положение с использованием тросов, управляемых с поверхности. Водолазы крепят колонну буя к швартовому основанию, после чего буй дебалластируется сжатым воздухом и достигает расчетной плавучести. Установка гибкой колонны шланг/райзер осуществляется водолазами.

После установки трубопровода съемная трубная секция и шланги проверяются на герметичность. Во время ледового сезона буй и колонна шланг/райзер заполняются водой и опускаются на дно.

9.3.3.3.2 Период эксплуатации Прошедшая через сепаратор сырая нефть перекачивается с платформы «Моликпак» по трубопроводу в вертлюг диаметром 250 мм, установленный на швартовном основании ОЯП. Из вертлюга нефть перекачивают в ПНХ по наливному шлангу диаметром 250 мм, прикрепленному к манифольду в средней части танкера. Наливной шланг будет оборудован муфтой "сухого отсоединения", чтобы утечка нефти в случае аварии была минимальной. При прогнозе сильного шторма, когда нагрузка на швартов может превышать проектные ограничения, наливной шланг и швартов заблаговременно отсоединяют, и ПНХ отводят в безопасное место. После шторма ПНХ возвращается обратно на место, поднимает и подсоединяет швартов и наливной шланг и продолжает работу. Для повторного соединения требуется помощь рабочего катера.

С наступлением ледового периода работы по отгрузке нефти прекращаются. Буй ОЯП отсоединяют и отводят на буксире в безопасное место. Работы производят в следующей последовательности:

Отсоединяют швартов;

Уменьшают плавучесть буя, заполняя отсеки балластной водой;

Разъединяют гидравлическую муфту (универсальный шарнир остается в подвешенном состоянии);

Заполняют поплавковые баки наливного шланга морской водой и опускают шланг на дно.

9.3.3.3.3 Период ликвидации Реализация проекта будет включать два этапа: этап 1 и этап 2. В ходе этапа 1 будет произведена установка платформы, будут пробурены скважины и начнется добыча нефти. Если по результатам дополнительных исследований будет принято решение о нецелесообразности полного освоения месторождения, эксплуатация ОЯП будет продолжена до конца проекта. В случае полного освоения месторождения буй ОЯП будет отсоединен, а сама плита основания останется на месте и может быть снова задействована при возобновлении эксплуатации ПНХ. По окончании проекта плита будет отсоединена от свай и вывезена.

9.3.3.4 ПЛАВУЧЕЕ НЕФТЕХРАНИЛИЩЕ (ПНХ) В качестве системы отгрузки и хранения нефти на 1-м этапе освоения месторождения будет использоваться плавучее нефтеналивное хранилище (ПНХ), представляющее собой переоборудованный танкер с двойным корпусом дедвейтом 136 080 тонн, вмещающий до 160000 куб. м нефти. Хранилище такого размера будет способно вместить продукцию, добываемую за 10-12 суток. На танкере будет установлена система с насосами и узлами учета для отгрузки нефти в челночные танкеры, а также необходимое швартовое оборудование. ПНХ, используемый совместно с ОЯП, будет работать только в течение безледового периода (ориентировочно 180 дней в году).

9.3.3.4.1 Период монтажных работ Корпус танкера ПНХ будет, как минимум, иметь ледовое усиление, достаточное для получения разрешения на плавание после середины октября в соответствии с правилами Морского Регистра России. Американское Бюро Судоходства (ABS) классифицирует корпус танкера отдельно от силовой установки; следовательно, силовая установка не должна быть обязательно ледового класса. Корпус ледового класса требуется в большей степени из-за низкой температуры воздуха и морской воды, чем вследствие фактического воздействия ледяного покрова. В целом, на танкере будет предусматриваться теплоизоляция труб и использование холодостойкой стали в конструкции корпуса, палубы и палубного оборудования.

Танкер-хранилище швартуется на расстоянии приблизительно 2,0 км от платформы «Моликпак». Такое расстояние требуется для того, чтобы челночные танкеры имели достаточный клиренс для безопасного захода и выхода из района отгрузки. Глубина моря в предлагаемом месте установки платформы «Моликпак» составляет около 30 м. При полной загрузке танкер дедвейтом 136 080 т будет иметь осадку приблизительно 14-16 м.

9.3.3.4.2 Период эксплуатации Отгрузка нефти с ПНХ в транспортные танкеры будет производиться по методу тандемной швартовки. Для швартовки танкера и операций с наливным шлангом потребуется многоцелевой рабочий катер или буксир. При необходимости, многоцелевой рабочий катер будет также оказывать танкеру поддержку в аварийных ситуациях.

Чтобы обеспечить вывод ПНХ из района эксплуатации, не дав ему вмерзнуть в лед, в конце рабочего сезона в район установки ПНХ будет направляться ледокол или ледокольный рабочий катер. Предполагается, что ПНХ будет покидать район эксплуатации, прежде чем толщина ледового покрова превысит толщину молодого льда, но ледокол будет нужен для вывода ПНХ в случае выхода из строя силовой установки или если ледовая обстановка будет усиливаться быстрее, чем ожидалось.

9.3.3.4.3 Период ликвидации Реализация проекта будет включать два этапа: этап 1 и этап 2. В ходе этапа 1 будет произведена установка платформы, будут пробурены скважины и начнется добыча нефти. Если по результатам дополнительных исследований будет принято решение о нецелесообразности полного освоения месторождения, эксплуатация ПНХ будет продолжена до конца проекта. В случае полного освоения месторождения ПНХ будет отсоединено от ОЯП, наливной шланг будет продут и помещен на склад, а ПНХ будет отведено в порт отстоя. В том случае, если в будущем понадобится снова задействовать ПНХ, необходимо будет снова подсоединить буй ОЯП и наливной шланг. По окончании проекта ПНХ будет выведено с месторождения.

9.3.3.5 ТРАНСПОРТНЫЕ ТАНКЕРЫ Компания Сахалин Энерджи будет привлекать танкеры на контрактной основе. При этом, Сахалин Энерджи будет следить, чтобы танкерные операции производились в соответствии с высокими экологическими стандартами; мы не допустим, чтобы грузоперевозчики отклонялись от соответствующих норм безопасности и охраны окружающей среды. Каждый танкер, подходящий к ПНХ, должен обладать хорошими мореходными качествами, иметь соответствующую команду и его состояние не должно представлять риска или угрозы разлива нефти. Каждое судно, подходящее к ПНХ, должно отвечать требованиям Российской Федерации по навигационному оборудованию для судов, заходящих в российские воды.

Все танкеры-челноки также должны отвечать строгим международным стандартам и требованиям (включая стандарты и нормы Международных Морских Организаций), в противном случае на данные суда не будут заключены контракты по загрузке нефти с ПНХ. Для транспортировки сырой нефти к рынкам сбыта будут использоваться челночные или обычные торговые танкеры, принадлежащие специализированной подрядной компании. Эти танкеры будут, по всей вероятности, дедвейтом в пределах 72 576 - 81 648 тонн и вместимостью примерно 79 500 м3 (500 000 баррелей) нефти. При максимальной скорости загрузки 5062 тонн в час (37 500 баррелей в час) на заполнение танкера понадобится около 14 часов. На обслуживание одного танкера будет отводиться 24 часа; сюда будет входить время, необходимое для швартовки к ПНХ, присоединения наливного шланга, перекачки нефти, оформления сдачи нефти, отсоединения наливного шланга и отдачи швартовов. При максимальном объеме суточной добычи на платформе ожидается, что в течение ежегодного эксплуатационного периода танкер будет приходить на загрузку приблизительно каждые 6 дней.

Blog

Федерация Компания "Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд."