від проектної за кількістю ДНС і по виконуваних функцій. В експлуатації знаходяться ДНС: 1; 2; 3,3Р; 4; 5; 10 і ВПНН Ікілорской площі. На ДНС - 2; 3,3Р; ДНС - 4 УПСВ; ДНС - 5 УПСВ, ДНС - 10 УПСВ і ВПНН «Ікілор» здійснюється I і II ступінь сепарації нафти від газу, оперативний цехової облік видобутої продукції. Попередній скидання пластової води здійснюється на УПСВ ДНС - 1, ДНС - 4, ДНС - 5 з 2005р, ДНС - 10 УПСВ з 2008р. Скидання води здійснюється без додаткового підігріву із застосуванням деемульсатори ХПД - 002 (питома витрата 39 г/т нафти). Залишкова обводненность нафти становить 5%.
Попутний нафтовий газ (ПНГ) першого ступеня сепарації в більшої його частини безкомпресорним способом транспортується по системі внутріпромислових газопроводів на Когалимскую ГКС. Інша частина газу використовується на технологічні паливні та непаливні потреби. Від Когалимской ГКС об'єднаний потік газу Південно-Ягунском, Тевлінской, Дружнінской групи родовищ транспортується на ГПЗ УППНГ ТПП «Лангепаснафтогаз». Продукція свердловин ЦДНГ - 1 і 2, ДНС - 3; 4 і 5 надходить на ЦПС, проходить двоступеневу сепарацію і повну підготовку нафти в ЕТБ - 1; 2. Попередній скидання води продукції з ВППП «Ікілор», ДНС - 2 і ДНС - 10 здійснюється на УПСВ ДНС - 1, після чого поступає на ЦПС. ПНГ найнижчих щаблів сепарації (II, III, IV ступінь) від ЕТБ - 1 і 2, УПСВ ДНС - 1 подається на ВКС при ЦПС і транспортується на Когалимскую ГКС.
Товарна нафта, яка пройшла повну підготовку на ЦПС транспортується через СІКГ - 540 в магістральний трубопровід «Холмогори - Західний Сургут».
обводнено продукції, що надходить на ДНС, становить:
ДНС - 1 УПСВ (ЦППН) - 74.7%
ДНС - 2 (ЦДНГ - 2) - 80.6%
ДНС - 3 (ЦДНГ - 3) - 84.9%
ДНС - 4 УПСВ (ЦДНГ - 4) 93.9%
ДНС - 5 УПСВ (ЦДНГ - 5) 93.6%
ДНС - 10 УПСВ - 93.3%
Рідина після першого ступеня сепарації з ВПНН «Ікілор» разом з продукцією ДНС - 2 транспортується по трубопроводу? 273 мм на УПСВ ДНС - 1 для попереднього зневоднення. Після попереднього скидання води продукція ДНС - 1 перекачується на ЦПС для повної підготовки спільно з продукцією ДНС - 3,4,5. Принципова схема Південно-Ягунского родовища представлена ??на малюнку 1.
Рис. 1 - Принципова технологічна схема Південно-Ягунского родовища.
обводнених нафту з ЦДНГ - 2 і ВПНН Ікілор надходить на пристрій попереднього відбору газу (УПОГ) ДНС - 2. Пристрій попереднього відбору газу призначено для розшарування і усереднення потоку газорідинної суміші (ГЖС) за рахунок збільшення діаметра і зменшення швидкості руху потоку. При цій швидкості починають відбуватися процеси розшарування ГЖС на нафту і воду і «згладжуються» вплив пульсацій тиску з збірних колекторів промислів. Виділився в УПОГ газ збирається уздовж верхньої твірної УПОГ і відбирається через газовідвідними пристрій.
Газонафтова суміш надходить у сепаратори I, II ступені для відділення газу від рідкої продукції свердловин.
Газ з УПОГ і сепаратора I ступені надходить у газосепаратор, для очищення від рідини, звідки велика транспортується на газокомпресорну станцію. Інша частина газу використовується на технологічні паливні і не паливні потреби.
Частково Разгазированная продукція ДНС - 2 з насосною зовнішньої відкачування через оперативний вузол обліку нафти транспортується на ДНС - 1 УПСВ для попереднього скидання води.
У випадку аварійної ситуації сира нафта може бути подана в аварійний резервуар.
Принципова технологічна схема ДНС - 2, ДНС - 3 наведена на малюнку 2,3.
Рис. 2 - Принципова технологічна схема ДНС - 2 Южно-Ягунского родовища
Умовні позначення:
- УПОГ; 2 - сепаратор першого ступеня; 3 - газосепаратор; 4 - сепаратор другого ступеня; 5 -Аварійна резервуар; 6 - насос відкачування нафти; 7- оперативний вузол обліку нефті.- Продукція свердловин; II - газ на КС; III - газ на котельню; IV - газ на факел/газ на ВКС; V - нафта на ДНС - 1 УПСВ Південно-Ягунского родовища
Рис. 3 - Принципова технологічна схема ДНС - 3 Південно-Ягунского родовища
Умовні позначення:
- УПОГ; 2 - сепаратор першого ступеня; 3 - газосепаратор; 4 - сепаратор другого ступеня; 5 -Аварійна резервуар; 6 - насос відкачування нафти; 7- оперативний вузол обліку нефті.- Продукція свердловин; II - газ на КС; III - газ на факел; IV - нафта на ЦПС Південно-Ягунского родовища
Попередній скидання води на УПСВ
