Пластовая продукция ЛСП-1 месторождения им. В.Филановского имеет температуру на устье скважин около 50 ºС и, так как ЛСП-1 находится в непосредственной близости от ЦТП, подогрев продукции скважин поступающей с ЛСП-1 не предусматривается. Продукция скважин, поступающей с ЛСП-2 и БК с давлением 1,82 МПа, подогревается на ЦТП в теплообменниках 10-Е-1801А/В с температуры 43-46 ºС до 50 ºС. После теплообменников 10-Е-1801А/В в общий поток газожидкостной смеси (ГЖС) вводится химреагент – деэмульгатор.
Далее продукция скважин с ЛСП-2,БК и ЛСП-1 под давлением 1,62Мпа и температурой 50 ºС поступает на I ступень сепарации. Перед I ступенью сепарации общий поток ГЖС разделяется на две параллельные технологические линии. Газожидкостная смесь проходит I ступень сепарации в трехфазных сепараторах 10-V-2001А/В при давлении 1,62 МПа и температуре 50 ºС, где происходит отделение свободного газа от жидкости и предварительный сброс пластовой воды до остаточного содержания ее в нефти до 10 %. На выходе из трехфазных сепараторов 10-V-2001А/В/С в поток жидкости вводятся химреагенты – деэмульгатор и ингибитор солеотложения.
Нефть с оставшейся пластовой водой подогревается до температуры 60 ºС в рекуперативных теплообменниках 10-Е-2101А/В/С потоком товарной нефти поступающей с обессоливателей 10-V-2502 А/В, а затем в теплообменниках 10-Е-2102А/В/С до температуры 84 ºС, теплоносителем (150 ºС). В качестве теплоносителя принят 60 % раствор триэтиленгликоля в воде.
После теплообменников 10-Е-2102А/В/С жидкость с давлением 0,61 МПа поступает на II ступень сепарации в трехфазные сепараторы 10-V-2002А/В/С, в которых производится сброс пластовой воды до остаточного содержания ее в нефти – до 5%. Далее нефть с давлением 0,15 МПа и температурой 72 ºС поступает на стабилизацию в блок III ступени сепарации (нефтегазосепараторы 10-V-2001А/В/С).
Стабильная нефть технологическими насосами 10-Р-2201А/В/С давлением 1,0 МПа подается в отстойники глубокого обезвоживания 10-V-2501А/В. В отстойниках 10-V-2501А/В осуществляется окончательное обезвоживание нефти до содержания воды не более 0,5 % массовых. Перед отстойниками в нефть подается деэмульгатор.
Затем нефть подается в электростатические обессоливатели нефти (электродигедраторы 10-V-2502А/В). На входе в электродигедраторы в нефть подается промывочная вода в количестве 5% от объема нефти с температурой 50 ºС. Согласно рекомендациям представленным в работе «Комплексные исследования свойств нефти месторождения им.Филановского и разработка рекомендаций по сбору и подготовке пластовой продукции и транспорту нефти» в качестве промывочной воды используется морская вода, имеющая низкую минерализацию хлористых солей.
В трубопровод подачи промывочной воды предусмотрена подача ингибитора солеотложений. Вода с установки обезвоживания и обессоливания подается на вход II cтупени сепарации или на установку подготовки воды (УПВ). На выходе электродигедраторов 10-V-2502А/В вводитсяреагент Servo CW 288 являющийся одновременно депрессаторной присадкой м ингибитором АСПО.
Товарная нефть, после охлаждения в рекуперативных теплообменниках 10-Е-2101 А/В/С до температуры 54-57 ºС, через блочнуюустановку оперативного учета количества и контроля качества нефти 10-А-2401 ( СИКНС) поступает в буферные емкости 10-V-2201 А/В. В буферные емкости 10-V-2201 А/В также поступает товарная нефть от месторождения им. Ю.Корчагина.
Далее товарная нефть месторождения им.Ю.Корчагина и месторождения им. В.Филановского насосами внешнего транспорта 10-Р-2202А/В/С через блочную установку оперативного учета нефти 10-А-2402 подается в трубопровод внешнего транспорта нефти. Максимальная производительность насосной внешнего транспорта – 7 млн.т/год.
Технологической схемой предусмотрена возможность возврата нефти на III cтупень сепарации при вводе установки подготовки нефти в эксплуатацию и выводе на технологический режим. Товарная нефть месторождения им.Ю.Корчагина и месторождения им. Филановского, соответствующая требованиям ГОСТ Р 51858-2002, транспортируется под давлением не менее 6,4 МПа по переходному мосту на райзерный блок и, далее, по подводному нефтепроводу на береговые сооружения. Технологической схемой предусмотрена также возможность подачи нефти месторождения им.Филановского на ЛСП-1 месторождения им.Ю.Корчагина в объеме 2 млн. т/годи, далее, на ПНХ.
Замещение нефти на воду в подводном трубопроводе осуществляется при остановленном технологическом процессе при необходимости проведения ремонтных работ на трубопроводе или форс-мажорных обстоятельствах, связанных с прекращением добычи скважинного флюида. Во избежание парафинизации нефти в зоне контакта «нефть-вода» предусматривается возможность закачки дизельного топлива. Морская вода подается от установки подготовки воды. Для страгивания нефти используется поршневой насос высокого давления 10-Р-2203. Нефть, в этом случае, подается от буферной емкости 10-V-2201 на прием насоса 10-Р-2203 при малой подаче на нагнетании насоса с целью придать движение нефти в трубопроводе. При начале движения нефти в трубопроводе давление нефти на насосе 10-Р-2203 резко падает и включаются насосы внешнего транспорта нефти 10-Р-2202А/В/С (на первом этапе один насос, при необходимости затем подключается второй насос).
Газ I, II ступеней сепарации нефти поступает на соответствующие ступени компримирования компрессорных станций высокого и низкого давления (1,6 и 0,6 МПа соответственно), а пластовая вода при давлении 1,6 и 0,6 МПа – на установку подготовки пластовой воды. Газ стабилизации направляется на I cтупень компримирования компрессорной станции низкого давления (0,12 МПа).
Принципиальная схема технологического оборудования месторождения им. В.Филановского приведена на рисунке 2.2.