Представления человека о добыче нефти обычно ограничиваются двумя картинками: сначала посреди тайги стоит буровая вышка, потом ее заменяет нефтяная качалка. В лучшем случае на периферии сознания мелькает мысль о том, что еще должен быть нефтепровод. На самом деле любой нефтепромысел – это целый комплекс производственных и инфраструктурных объектов, где каждый выполняет свою часть работы. Это та самая свита, которая сопровождает короля, а в данном случае – королеву.
При этом почти у каждого месторождения есть особенности. От них зависит и состав нефтяной свиты. Есть свои особенности и у Крапивинского месторождения ОАО «Томскнефть» ВНК.
Зерна от плевел
Из пробуренных скважин на поверхность извлекается не нефть, а жидкость, состоящая из множества ингредиентов – нефти, газа, воды и примесей. Как только ее не называют – скважинная жидкость, газоводонефтяная эмульсия, газожидкостная смесь… Суть от этого не меняется: нефтяникам сначала нужно отделить нефть от газа, воды и примесей и только потом закачать ее в нефтепровод. Этот процесс называется подготовкой нефти. Он проводится сразу после извлечения скважинной жидкости на поверхность.
Главной особенностью Крапивинского месторождения является наличие мультифазной насосной станции (МФНС). Она позволяет перекачивать не отдельно нефть и газ, а именно неподготовленную скважинную жидкость.
Южный блок месторождения находится в стороне от основного, поэтому у нефтяников было два варианта. Либо устанавливать там оборудование по подготовке нефти, а потом вести нефть и газ по отдельным трубопроводам или транспортировать скважинную жидкость до уже имеющейся установки по подготовке нефти. Специалисты выбрали второй вариант как более эффективный и экономичный.
– Сначала газожидкостная смесь с Южного блока Крапивинского месторождения поступает на расположенный рядом узел сепарации, – рассказывает заместитель начальника цеха подготовки и перекачки нефти №6 Анатолий Альберти. – Там происходит частичная дегазация, в ходе которой извлекается примерно 23% имеющегося в жидкости попутного нефтяного газа (ПНГ). Этот газ «Томскнефть» продает сторонним потребителям, а также использует для котельной и для выработки собственной электроэнергии. После этого МФНС перекачивает частично дегазированную жидкость на установку по подготовке нефти (УПН) Крапивинского месторождения.
Газ – в дело
На УПН происходит обезвоживание жидкости, отделение свободного газа от нефти, его очистка. По словам Анатолия Альберти, еще одной особенностью Крапивинского месторождения является температура извлекаемой жидкости – около 70 градусов. Поэтому там не надо было устанавливать печи: на других месторождениях скважинную жидкость для сепарации газа приходится специально подогревать.
Далее газ направляется на газотурбинные электростанции «Двуреченское» и «Игол». Они обеспечивают месторождение электроэнергией. А нефть перекачивается до УПН «Пионерный», где она проходит подготовку до товарной кондиции.
УПН «Крапивинское» была введена в эксплуатацию в 2004 году. Но в 2011 году вошли в строй скважины Южного блока Крапивинского месторождения. Скважинной жидкости стало поступать больше, и загрузка УПН вплотную подошла к максимуму проектных значений. Возникла необходимость модернизации. Она стартовала в 2014 году, завершится в текущем.
Кроме того, на объекте началось строительство вакуумной компрессорной станции. Когда она войдет в работу, вырастет уровень рационального использования ПНГ на Крапивинском и Двуреченском месторождениях.
Резерв мощности
Интенсивное развитие Южного блока Крапивы заставило нефтяников заняться модернизацией еще одной важной составляющей нефтепромысла – энергосистемы.
Крапивинская электроподстанция была построена в 2001 году. Мощности ее трансформаторов вполне хватало для электроснабжения всех объектов – хозяйственно-бытовых, производственных и добывающих. Однако после ввода в эксплуатацию скважин Южного блока и здесь появилась необходимость модернизации.
– Нам стало не хватать резервной мощности, – говорит начальник ЦЭСО «Энергонефть Томск» Александр Шабельник. – Поэтому мы провели модернизацию подстанции. Заменили часть старого оборудования на новое и, самое главное, увеличили мощность трансформаторов с 25 до 40 МВА. Это позволило не ограничивать потребление электроэнергии и обеспечить бесперебойность питания всех объектов месторождения.
Модернизация УПН и электроподстанции стало ярким примером того, насколько все службы и подразделения нефтепромысла зависят друг от друга и работают на выполнение общей задачи.
Заместитель начальника цеха подготовки и перекачки нефти № 6 «Томскнефть» ВНК Анатолий Альберти: «Благодаря мультифазной насосной станции мы можем перекачивать неподготовленную скважинную жидкость»