Проектная мощность установки – 30 000 м3/сут. УПСВ имеет две ступени сепарации жидкости от газа, что позволяет полностью разгазировать жидкость, перекачивать нефть на ЦППН и воду на БКНС практически свободную от попутного нефтяного газа.
Развитая сеть газопроводов и небольшие расстояния дают возможность транспортировать попутный нефтяной газ на Южно-Балыкский газоперерабатывающий завод под собственным давлением, что дает значительный экономический эффект.
Наличие на месторождении трех блочных кустовых насосных станций и большого фонда нагнетательных скважин позволяет производить полный сброс подтоварной воды непосредственно на месторождении.
Технологический режим и технологическая схема установки дает возможность, используя только химический метод, отделять нефть с содержанием воды до 1%.
Наличие на УПСВ закрытой системы сбора промышленных и поверхностных стоков, связанной с действующими трубопроводами, позволяет снизить риск аварийных ситуаций, что, в свою очередь, снижает возможность экологического загрязнения территории.
Используемая для ведения технологического процесса многоступенчатая автоматизированная система управления позволяет безопасно и качественно поддерживать технологический режим.
Модернизированные насосные агрегаты с торцевыми уплотнениями, применяемые для перекачки нефти на ЦППН, обеспечивают полное отсутствие сальниковых утечек, а, следовательно, снижают риск возгорания, разлива нефти и т.д.
Система пожаротушения позволяет на должном уровне обеспечить пожарную безопасность установки.
Основной проблемой вывода УПСВ-3 на проектную мощность является недостаточный объем добычи нефти табл.3.
Таблица 3
Уровень добычи нефти и газа с месторождений
| Год | Добыча нефти, тыс.т. | Ресурсы добычи газа, тыс.м3 | |||
| Мамонтовское | Ефремовское | Угутское | Мамонтовское | Угутское | |
| 2004 | 328,3 | 550,9 | 14 116,9 | ||
| 2005 | 320,4 | 537,2 | 13 777,2 | ||
| 2006 | 310,8 | 521,1 | 303,89 | 13 364,4 | 18 841,18 |
| 2007 | 298,4 | 500,4 | 384,85 | 12 831,2 | 23 860,7 |
| 2008 | 273,52 | 458,37 | 507,68 | 11761,36 | 31 476,16 |
| 2009 | 262,85 | 419,86 | 618,68 | 11302,55 | 38 358,16 |
| 2010 | 252,60 | 384,60 | 734,22 | 10861,80 | 45 521,64 |
Из таблицы 3 видно, что объем добычи нефти на Мамонтовском и Ефремовском месторождении имеет тенденцию к снижению, следовательно, недозагрузка установки по сырью будет увеличиваться.
Материальный баланс базовой УПСВ-3 на 2005 год представлен в табл. 4
Таблица 4
Материальный баланс базовой УПСВ -3 на 2005 год
| Статьи баланса | % объем | тыс. м3/год | м3/сут | м3/час | %масс | тыс т/год | т/сут | кг/час |
| Приход:1. Сырая нефть: | 32,2 | 6 086,1 | 16 674,2 | 694,8 | 99,8 | 6 023,7 | 16 503,3 | 687 638,4 |
| в т.ч. нефть с ДНС-2Е | 3,0 | 571,9 | 1 566,8 | 65,3 | 8,3 | 500,4 | 1 371,0 | 57 123,3 |
| вода с ДНС-2Е | 1,8 | 341,0 | 934,3 | 38,9 | 4,9 | 298,4 | 817,5 | 34 063,9 |
| нефть с кустов | 17,1 | 3 240,7 | 8 878,6 | 369,9 | 54,2 | 3 273,1 | 8 967,4 | 373 640,7 |
| вода с кустов | 10,2 | 1 932,5 | 5 294,5 | 220,6 | 32,3 | 1 951,8 | 5 347,5 | 222 810,5 |
| 2. Газ попутный | 67,8 | 12 831,2 | 35 154,0 | 1 464,7 | 0,2 | 12,2 | 33,5 | 1 394,4 |
| Итого: | 100,0 | 18 917,3 | 51 828,2 | 2 159,5 | 100,0 | 6 035,9 | 16 536,8 | 689 032,9 |
| Расход:1. Обезвоженная нефть: | 4,86 | 919,0 | 2 517,7 | 104,9 | 13,3 | 804,9 | 2 205,2 | 91 885,3 |
| в т.ч. нефть на ЦПС | 4,83 | 912,9 | 2 501,1 | 104,2 | 13,2 | 798,8 | 2 188,5 | 91 187,2 |
| вода на ЦПС | 0,03 | 6,1 | 16,6 | 0,7 | 0,1 | 6,1 | 16,8 | 698,1 |
| 2. Вода на КНС | 27,31 | 5 167,1 | 14 156,5 | 589,9 | 86,5 | 5 218,8 | 14 298,1 | 595 753,2 |
| 3. Газ попутный: | 67,8 | 12 831,2 | 35 154,0 | 1 464,7 | 0,2 | 12,2 | 33,5 | 1 394,4 |
| Итого: | 100,0 | 18 917,3 | 51 828,2 | 2 159,5 | 100,0 | 6 035,9 | 16 536,8 | 689 032,9 |
Таким образом, из таблиц 2,3,4 видно, что в настоящее время загруженность установки по сырью составляет около 60 %, и имеет тенденцию к снижению. В 2005 году коэффициент загрузки установки по сырью составит ≈ 0,55 (55%), а к 2008 году менее 0,5. Следовательно, большая часть оборудования полностью не загружена и работает « в холостом режиме». Это, в свою очередь, увеличивает амортизационные затраты, себестоимость продукции.
В то же время в НГДУ «МсН», а, следовательно, и в ОАО «ЮНГ» существует большие трудности с подготовкой нефти с месторождений НГДУ «МсН». Добыча в НГДУ «МсН» идет по нарастающей, но при этом уже сегодня мощности ЦППН «МсН» используются полностью. ЦППН «МсН» перегружен по воде и нефти.
Данный проект решает возникшие трудности перед НГДУ «МсН» посредством подготовки части нефти Угутско – Киняминской группы месторождений силами НГДУ «Мамонтовнефть» на УПСВ-3 (объем подготавливаемой нефти на УПСВ регламентируется общим объемом нефти, подготавливаемой на ЦППН НГДУ «МН», - 12 млн. тонн.). Часть нефти с месторождения Угутско – Киняминской группы поступает на УПСВ-3, где происходит предварительный сброс воды (до остаточного содержания воды в нефти порядка 1-10 %). После УПСВ нефть откачивается на ЦППН НГДУ «МН», где происходит окончательная подготовка нефти.
При переводе части жидкости Угутско-Киняминской группы на УПСВ-3 будут решены следующие проблемы:
1. снизится нагрузка по подготовки нефти на ЦППН НГДУ «МсН» (проектная мощность ЦППН - 9000 тыс. т. в год при обводненности 38 %, планируемые объемы добычи на 2004 год 10 000 тыс. т.);
2. снизится нагрузка на нефтесборный трубопровод Угут – ЦППН НГДУ «МсН»;
3. уменьшение затрат компании на подготовку нефти, уменьшение применения ингибиторов коррозии;
4. экономия средств ОАО «Юганскнефтегаз» на строительство УПСВ на Угутском месторождении;
5. экономия средств ОАО «Юганскнефтегаз» на реконструкции ЦППН НГДУ «МсН»;
6. снижение затрат на встречные перекачки балластной жидкости с ЦПС НГДУ «МН» на БКНС-21;
7. снижение себестоимости подготовки нефти на УПСВ-3 и ЦПС НГДУ «МН» за счет увеличения коэффициента загрузки УПСВ и ЦППН (фактическая мощность ЦППН – 12 000 тыс. т. в год);
8. снижение прямых и косвенных потерь нефти в результате порывов за счет снижения коррозионной агрессивности перекачиваемой по трубопроводам водонефтяной эмульсии.
3. Характеристика сырья, готовой продукции и применяемых реагентов
Исходным сырьем установки предварительного сброса воды является газоводонефтянная эмульсия с содержанием воды 80 - 90%, которая поступает двумя потоками. Один поток жидкости поступает с ДНС-2Е Ефремовского месторождения, где происходит предварительная сепарация газа от жидкости. Второй поток жидкости с содержанием газа 43 м3/т поступает с кустов скважин бригады ДНГ № 9 Мамонтовского месторождения. Разгазированные нефти обоих потоков сернистые, парафинистые, среднего типа, обводненностью 80-90%.
Компонентный состав нефтяного газа (по ГОСТ 23781-87) представлен в табл. 5.
Физико-химические свойства нефти в табл. 6.
Химический состав пластовых вод (по СТП 5770049-065-98) приведен в табл. 7.
Расходные показатели реагентов и их характеристика приведены в табл. 8, табл.9.
Продуктом УПСВ является обезвоженная нефть, которая поступает на ЦПС, где происходит подготовка нефти до товарных кондиций (обезвоживание, обессоливание и т.д.) и перекачка ее по системе внешнего транспорта. На УПСВ происходит сепарация газа, который поступает на компрессорную станцию ГКС и сдается на ГПЗ. Вода, полученная в процессе подготовки нефти, поступает по системе водоводов на КНС и закачивается в пласты с целью поддерживания пластового давления.
Степень очистки воды представлена в табл. 10.
Таблица 5
| Компонент газа | Объёмные % | Весовые % |
| Метан (СН4) | 75,38 | 52,82 |
| Этан (С2Н6) | 7,51 | 9,87 |
| Пропан (С3Н8) | 10,58 | 20,37 |
| Изо-бутан (С4Н!0) | 3,15 | 8,00 |
| Норм.-бутан (С4Н10) | 2,67 | 6,78 |
| Изо-пентан (С5Н12) | 0,41 | 1,31 |
| Норм.-пентан (С5Н12) | 0,16 | 1,50 |
| Гексан и выш. (C6H14+) | 0,06 | 0,23 |
| Диоксид углерода (СО2) | 0,07 | 0,14 |
| Азот (N2) | 0,00 | 0,00 |
Теплота сгорания, (низш.при 20оС) ккал/м3 – 11080,99.