ТЕХНОЛОГИЧЕСКОЕ ОБОРУДОВАНИЕ ДЛЯ ДОБЫЧИ НЕФТИ И ГАЗА
НА МЕСТОРОЖДЕНИИ ИМ. В.ФИЛАНОВСКОГО
Общие сведения о месторождении им. В.Филановского
Район размещения проектируемых объектов обустройства месторождения им. В.Филановского располагается в центре северной части Каспийского моря, на северо-западе лицензионного участка «Северный». Расстояние до ближайшего Российского побережья около 130 км. Район находится в 170 км южнее г. Астрахань.
Состав освоения месторождения включает следующие блоки:
1) Ледостойкая стационарная платформа - ЛСП-1 (скважин: 11, в т.ч. добывающих 8, нагнетательных 3);
2) Ледостойкая стационарная платформа ЛСП-2 (скважин 15, в т.ч. 9 добывающих и 6 нагнетательных);
3) Платформа с жилым модулем (ПЖМ-1).
4) Центральная технологическая платформа (ЦТП);
5) Райзерный блок (РБ);
6) Блок кондуктора (скважин 7, в т.ч. 4 добывающие, 3 нагнетательные);
7) Нефтепровод внешнего транспорта в составе:
а) морской участок нефтепровода от райзерного блока месторождения им. В. Филановского до точки выхода на берег в Республике Калмыкия;
б) сухопутный участок нефтепровода от берега до ГБС у НПС «Комсомольская»;
8) Газопровод внешнего транспорта в составе:
а) морской участок газопровода от райзерного блока месторождения им. В. Филановского до точки выхода на берег в Республике Калмыкия;
б) сухопутный участок газопровода от берега до узла отключающей арматуры;
9)Узел отключающей арматуры в районе выхода газопровода из затопляемой зоны.
Общее взаимное расположение объектов месторождения им. В. Филановского представлено на рисунке 2.1.
10 
Рисунок 2.2 - Общее расположение объектов месторождения им. В. Филановского
Добыча нефти на месторождении осуществляется из газонефтяной залежи в неокомском надъярусе. Физико-химические свойства и фракционный состав разгазированной нефти приведены в таблице 3.3.3 приложения Б. Кинематическая вязкость нефти при температуре 20°С составляет в среднем 9,0*10-6 м2/с, а при температуре 50°С составляет в среднем 2,7*10-6 м2/с, температура застывания в среднем 9°С. Массовое содержание парафинов в среднем составляет 8,78 %, селикагелевых смол 1,45 %, температура плавления парафина 52°С.
Компонентный состав нефтяного газа, разгазированной и пластовой нефти приведены в приложении В в приложении 3.3.2. Плотность нефти в пластовых условиях составляет 703 кг/м3, при разгазировании пластовой нефти в стандартных условиях 820 кг/м3, Содержание метана в попутном нефтяном газе составляет 36,0 %, этана 15,9 %, пропана15,8 %, бутана 14,1 %, пентана 4,5 %, гексана 3,8 %, прочих углеводородов 3,9 %, плотность газа 1,16 кг/м3.
Свойства нефти, газа, конденсата и воды неокомского надъяруса приведены в приложении Г в таблице 3.3.1. Газосодержание при однократном разгазировании 147 м3/т, суммарное газосодержание 132 м3/т. Пластовая вода имеет общую минерализацию 100 г/л и плотноссть 1053 кг/м3.
Физико-химические свойства параметры товарной нефти представлены в приложении Д в таблице. 3.8.5. При повышении температуры с 0 до 70 °С плотность нефти снижается с 0,831 до 0,794 кг/ м3. А кинематическая вязкость с 15,82 до 2,59 мм2/с.
Технологические показатели разработки по сооружениям месторождения
им. В.Филановского приведены в приложении Е. В зависимости от числа введенных в эксплуатации скважин объем добычи нефти и газа в течение 10 лет будет увеличиваться и с 2027 г. начнет сокращаться из-за уменьшения пластового давления.
Краткое описание технологии подготовки нефти на месторождении им. В.Филановского
Описание технологического процесса подготовки нефти приводится на основании данных технологической схемы. Все оборудование и трубопроводы системы сбора, подготовки и транспортировки располагаются на ЛСП-1,ЛСП-2,БК, ЦТП и РБ. Принята схема со следующими ступенями сепарации:
I ступень – 1,6 МПа;
II cтупень – 0,6 МПа;
III ступень (стабилизация) – 0,15 МПа.
Технологический комплекс сооружений по подготовке нефти обеспечивает следующие технологические процессы:
1) сепарацию нефти и предварительный сброс пластовой воды (на I ступень сепарации до 10 % остаточного содержания воды в нефти);
2) стабилизацию нефти при давлении 0,15 МПа;
3) подогрев нефти;
4) подачу химреагентов;
5) глубокое обезвоживание нефти;
6) обессоливание нефти;
7) прием товарной нефти с месторождения им. Ю.Корчагина;
8) оперативный замер количества и контроль качества нефти, подготавливаемой на ЦТП месторождения им. В.Филановского;
9) оперативный замер нефти месторождения им.Ю.Корчагина и месторождения им. В.Филановского откачиваемой с ЦТП на берег;
10) совместный транспорт товарной нефти месторождения им.Филановского и месторождения им. Корчагина на берег;
11) подачу товарной нефти месторождения им. В.Филановского и месторождения им. Ю.Корчагина и далее на ПНХ;
12) подачу товарной нефти месторождения им. В.Филановского в объеме 2 млн. т/год на ЛСП-1 месторождения им. Ю.Корчагина и далее на ПНХ;
13) дренаж технологического оборудования в систему закрытого дренажа с последующей откачкой дренажных стоков в начало технологического процесса;
14) возврат нефти в начало технологического процесса на период пуска технологического оборудования в эксплуатацию.
Схематично технология подготовки нефти на месторождении им. В.Филановского показана на рисунке 2.1.