Структура нагнетательного фонда Березовской площади

Таблица 5.2.

Категория скважин	Количество скважин на		+, -
	1.01.03.	1.01.04.
Весь нагнетательный фонд	300	305	+5
Скважины под закачкой	246	230	-16
Остановлены по технологическим причинам	21	36	+15
Бездействующий фонд	31	38	+7
В освоении под закачку	2	1	-1

За 2003 год освоено под закачку воды 8 скважин. Все они были переданы из добывающего фонда скважин.

Прочие скважины. Количество скважин, входящих в категорию прочих составляет 187 единиц, в том числе 97 ликвидированных, 16 пьезометрических, 70 возвращенных на другие горизонты, 2 законсервированных и 2 контрольных.

Анализ конструкции скважин Берёзовской площади позволяет сделать следующие выводы: колонна скважин в основном состоит из трёх рядных труб (направление D_н=219-325 мм, кондуктор D_н=219-324 мм и эксплуатационная колонна 1-й ступени D_н=146-168 мм или кондуктор, эксплуатационная колонна 2-й ступени D_н=128 мм); максимальный угол наклона 3-45^оС; устанавливается устьевой обратный клапан; в скважины спускаются на глубину 1096-1500 м следующие насосы: УКВН-32, ЭЦНА5-60 (50, 80) – 1200(1300), 20-125-ТНМ-11-4, НН2Б-44.

4.2. Сбор и подготовка добываемой продукции

Обеспечение плановой разработки нефтяных залежей и эксплуатации, добывающих и нагнетательных скважин месторождения осуществляется нефтегазодобывающим управлением (НГДУ). В состав НГДУ входит сложный комплекс подземных и наземных объектов, сооружений и коммуникаций, технологически связанных единой задачей обеспечения рациональной выработки запасов нефтяного месторождения.

Продукция добывающей скважины по индивидуальному трубопроводу поступает на автоматизированную групповую замерную установку (АГЗУ). В продукцию, как правило, добавляют реагент, а если нефть высоковязкая или теряет текучесть при сравнительно высокой температуре (сопоставимой с температурой окружающей среды), то ее подогревают в печи. Затем она направляется в газожидкостную сепарационную установку первой ступени

дегазации и на установку подготовки нефти (УПН) в сепарационную установку второй ступени. После этого водонефтяная смесь поступает в деэмульсационную установку, где происходит обезвоживание и обессоливание нефти, а затем в стабилизационную установку. В технологическом блоке определяют количество и качество товарной нефти перед сдачей ее в товарный парк. Если по каким-либо причинам готовая нефть не удовлетворяет заданным параметрам, то она автоматически направляется на повторную обработку.

Выделившийся из нефти газ в установках после соответствующей обработки подается на компрессорную станцию и далее на газоперерабатывающий завод.

Дренажная вода после деэмульсационной установки поступает на установку очистки нефтепромысловых сточных вод, где подготавливается для использования ее в системе поддержания пластового давления (ППД) и направляется на кустовые насосные станции (КНС), откуда в нагнетательные скважины месторождения. На КНС подается также пресная вода с водозаборных устройств через очистные сооружения И.

Существенные особенности в обустройстве нефтяных месторождений и соответственно эксплуатации промысловых сооружений определяются наличием или отсутствием на месторождении наземных объектов другого назначения (жилые постройки, промышленные объекты и др.), орогидрографией района, ценностью земель для сельского и лесного хозяйства, климатом и другими условиями.

Большое влияние на специфику развития НГДУ, осуществляющего разработку нефтяного месторождения, оказывает состояние изученности залежей нефти, уточнение или пересмотр технологических схем разработки и др. Наряду с проектом разработки нефтяного месторождения составляют проект его обустройства — важнейший документ планомерного развития мощностей НГДУ не только в начальный период разработки залежей, но и в дальнейшем.

Проект обустройства нефтяного месторождения — это совокупность проектов отдельных взаимосвязанных технологических систем, включающих:

1) группирование скважин;

2) сбор, подготовку и транспорт нефти и нефтяного газа;

3) поддержание пластового давления;

4) электроснабжение;

5) автомобильные дороги.

Для обеспечения нормальной деятельности НГДУ важная роль принадлежит и другим (вспомогательным) системам: контроля и автоматизации процессов, водоснабжения, промканализации, связи и др. Однако они не оказывают существенного влияния на основные технико-экономические показатели проекта обустройства: капиталоемкость, металлоемкость, число объектов, протяженность коммуникаций и др.

Группирование скважин осуществляется в соответствии с сеткой размещения устьев скважин, способами и возможностями бурения, неоднородностью и категорией территории предприятия.

В зависимости от устьевых давлений, схемы группирования скважин, взаимодействия с системами воздействия на нефтяную залежь и расположения центрального пункта подготовки добываемой продукции организуется система сбора нефти, нефтяного газа и воды, обеспечивающая наилучшие технико-экономические показатели разработки месторождения.

Разработка нефтяной залежи длится 30 — 40 лет и более. За время эксплуатации месторождения изменяются число и расположение добывающих скважин, их дебиты, обводненность. Однако в любой момент существующая система сбора и подготовки продукции должна обеспечивать:

1) герметизированный сбор продукции всех добывающих скважин с изменяющимися во времени нормами отбора;

2) измерение дебитов отдельных скважин и групп скважин;

3) подготовку ежесуточной продукции добывающих скважин;

4) требуемое качество товарной продукции: нефти, газа, воды, возвращаемой в пласт через систему подготовки;

5) подключение новых и отключение нерентабельных скважин;

6) рациональное использование избыточной энергии потока, поступающего из недр на поверхность через добывающие скважины;

7) возможность совмещения технологических операций сбора и подготовки нефти, газа и воды в трубопроводах, товарных парках и другом оборудовании;

8) укрупнение и централизацию технологических объектов, а при необходимости раздельный сбор продукции скважин, смешение которых по каким-либо причинам нежелательно;

9) учет и использование особенностей рельефа местности климатических условий;

10) автоматизацию и телемеханизацию основных технологических процессов;

11) возможный минимум капитальных затрат и эксплуатационных расходов;

12) охрану окружающей среды и предотвращение вредного влияния на недра.