1
В
У 2003 році у зв'язку з залученням в розробку нових запасів північних покладів пластів БС 10 2 і БС 11 спостерігалося збільшення видобутку нафти з 349 тис.т у 2002р. до 449 тис.т і рідини з 1484 тис.т до 1677 тис.т. Зростання видобутку нафти та рідини продовжився і у 2004-2005рр. Середній дебіт діючих свердловин збільшився більш ніж в 2 рази (з 9,1 т/добу в 2003 р. по 18,5 т/добу в 2004р. і 22 т/добу в 2005р.). p> Зростання обводнення продукції свердловин по даному родовищу має досить плавний характер. У 2003 році відмічено зменшення відсотка води в порівнянні з 2002р. з 76 до 73%, в 2004 р. обводненість продукції зменшилася ще на 13% і склала 60%. Проте в 2005р. відсоток води знову став зростати і досяг 67%.
У 2002-2003р. було відзначено падіння дебіту нафти, але в 2004р. середній дебіт нафти виріс, у зв'язку з скороченням числа діючих високообводненних свердловин і склав 5,4 т/добу. Низький приріст середнього дебіту по нафти пояснюється прилученням свердловин з пласта БС 11 з обводненість більше 90 - 95%. p> Розробка північного купола цього пласта почалася в 1996р., і до середини 2002р. працювала одна розвідувальна свердловина. Буріння нових свердловин у 2002-2004рр. і заходи щодо інтенсифікації розробки в 2005р. дозволили збільшити видобуток нафти до 246 тис.т./рік. На поклади сформована система приконтурного заводнення, максимальний рівень закачування склав 465 тис.м 3 . p> Слід зазначити, що в останні роки на родовищі проводиться великий обсяг комплексних заходів, що дозволяє значно збільшити продуктивність свердловин, за якими виходять найбільші ефекти. До основних комплексним заходам слід віднести проведення послідовно обробки привибійної зони свердловин та оптимізації режимів робіт, дострелили і Перестрело пластів з подальшою оптимізацією, гідророзрив пласта і оптимізація режимів робіт свердловин [2]. p> 4. ХАРАКТЕРИСТИКА СИСТЕМИ ЗБОРУ ТА ПІДГОТОВКИ НАФТИ, ГАЗУ І ВОДИ НА КАРАМОВСКОМ РОДОВИЩІ
4.1 Загальні поняття про збір, транспорті та підготовки нафти і газу на родовищі
Основними елементами системи збору та підготовки продукції є видобувні свердловини, автоматизовані групові вимірів установки (АЦЗУ), дожимні насосні станції (ДНС), сепараційні установки з насосною відкачуванням, центральний пункт збору (ЦПС), установки попереднього скидання води УПСВ або центральний пункт збору та підготовки нафти, газу і води (ЦППН). p> Елементи системи пов'язані між собою трубопроводами різних діаметрів, що залежать від обсягів перекачується продукції та її фізико-хімічних властивостей. Від видобувних свердловин до АЦЗУ газожидкостная суміш подається по викидним лініях діаметром 73-114мм, подальше транспортування здійснюється по колекторах великого діаметру.
Система трубопроводів складається з:
- викидних ліній, що йдуть від свердловин;
- збірних колекторів, транспортують газорідинної суміш до ДНС;
- збірних колекторів, транспортують рідину і газ від ДНС і ЦППН до ЦПЗ;
- газопроводів;
- колекторів стічної води;
- колекторів товарної нафти;
- трубопроводів для повернення некондиційної нафти в сепаратор-дільник;
- магістральних нафтопроводів.
Експлуатація промислових трубопроводів повинна вестися з дотриманням РД 39-132-94 В«Правила експлуатації, ревізії, ремонту і відбракування нафтопромислових трубопроводів В». p> РД 39-132-94 вводить класифікацію промислових нафтопроводів на основі бальної оцінки за п'ятьма показниками:
- призначення трубопроводу;
- умовний діаметр Д у ;
- робочий тиск Р р ;
- газовий фактор;
- швидкість корозії. p> За сумою балів визначається категорія нафтопроводу від I до IY, залежно від якої призначається періодичність обслуговування. p> Схема збору та підготовки залежить від площі родовища, дебітів свердловин, фізико-хімічних властивостей перекачується продукції, природних умов і рельєфу місцевості. Тому на деяких родовищах до ДНС підходять колектори від декількох АЦЗУ, на інших на кожній АЦЗУ встановлений сепаратор першого ступеня, і рідина транспортується на ЦППН або дотискувально насосами, або під тиском в лінії. На невеликих за площею родовищах АЦЗУ і ЦППН можуть бути розташовані на одному майданчику.
Основним технологічним документом, що визначає режим і порядок ведення технологічного процесу на всіх ділянках системи збору та підготовки продукції свердловин є технологічний регламент. Дотримання всіх вимог технологічного регламенту є обов'язковим.
Технологічний регламент визначає технологію, правила та порядок ведення процесу підготовки продукції, здійснення попереднього скидання води або окремих його операцій, режимні параметри, показники якості продукції, безпечні умови роботи.
Відповідальність за дотри...
