Сбор и транспорт нефти на месторождении

Содержание

ВВЕДЕНИЕ

Нефть играет огромную роль в народном хозяйстве. Из нефти вырабатываются жидкие топлива различных видов: бензины, керосины, реактивные и дизельные сорта горючего для двигателей внутреннего сгорания, мазуты, различные виды смазочных материалов, битумы, синтетические кислоты и многое другое.

Попутные нефтяные газы, газы деструктивных процессов переработки нефти, ароматические углеводороды служат основным сырьем для химической промышленности.

В настоящее время роль нефтяной промышленности как сырьевой базы нефтехимии существенно возросла. Применение в нефтехимии попутных газов и газов деструктивных процессов переработки гораздо эффективнее, чем газов коксового происхождения. Нефть, газ и продукты их переработки играют важную роль в укреплении экономического сотрудничества стран с различным социальным строем на базе развития взаимовыгодных международных торговых отношений.

Значение нефти и газа в развитии мировой экономики в основном определяет темпы роста объема добычи. Добыча нефти и газа в нашей стране значительно увеличивается. За последний период добыча нефти увеличилась более чем в 28 раз.

Открытие и последующая переработка крупных месторождений Западной Сибири позволили в 1974 году добыть 459 млн.т. нефти и выйти на первое место.

Цель работы – рассмотрение темы сбор и транспорт нефти на месторождении.

Задачи работы:

- выполнить геологический  раздел,

- рассмотреть технологический  раздел,

- рассмотреть охрану труда,

- описать охрану недр.

1.ГЕОЛОГИЧЕКИЙ РАЗДЕЛ

1. Орогидрография

В Западной Сибири добывается свыше 70 % общероссийской добычи нефти Западно-Сибирская низменность сформировалась на Западно-Сибирской плите с глубоко опущенным складчатым палеозойским фундаментом.

На нем залегает мощная, почти шестикилометровая толща «слоеного пирога», состоящего из осадочных пород, представленных глинами, песчаниками и песками морского и континентального происхождения.

С осадочным чехлом Западно-Сибирской равнины связаны крупнейшие в стране месторождения нефти и природного газа (Западно-Сибирский нефтегазоносный район). Здесь выявлено свыше 500 месторождений этих важнейших горючих полезных ископаемых, в которых содержится свыше 60% российских запасов нефти и до 90% природного газа. Важнейшие нефтяные месторождения сосредоточены в Ханты-Мансийском (Самот лорское, Мегионское, Салымское, Мамонтовское, Уеть-Балыкекое и другие), а природного газа — в Ямало-Ненецком автономном округе (крупнейшие в мире Уренгойские и Ямбургское месторождения, а также Медвежье около г. Надым, Заполярное и др.) [2].

Еще совсем недавно многие геологи, основываясь на представлении об однообразии слагающих равнину мощных толщ рыхлых отложений и казавшейся простоте ее тектонической структуры, весьма осторожно оценивали возможность открытия в ее недрах каких-либо ценных полезных ископаемых. Однако проведенные в последние десятилетия геологические и геофизические исследования, сопровождавшиеся бурением глубоких скважин, показали ошибочность прежних представлений о бедности страны полезными ископаемыми и позволили совершенно по-новому представить перспективы использования ее минерально-сырьевых ресурсов.

В результате этих исследований в толщах мезозойских (главным образом юрских и нижнемеловых) отложений центральных районов Западной Сибири открыто уже более 120 месторождений нефти. Основные нефтеносные площади располагаются в Среднем Приобье — в Нижневартовском (в том числе Самотлорское месторождение, на котором можно добывать нефти до 100-120 млн. т/год), Сургутском (Усть-Балыкское, Западно-Сургутское и др.) и Южно-Балыкском (Мамонтовское, Правдинское и др.) районах. Кроме того имеются месторождения в Шаимском районе, в приуральской части равнины.

В последние годы на севере Западной Сибири — в низовьях Оби, Таза и на Ямале — открыты также крупнейшие месторождения природного газа. Потенциальные запасы некоторых из них (Уренгойского, Медвежьего, Заполярного) составляют несколько триллионов кубометров; добыча газа на каждом может достигать 75-100 млрд. м3 в год. В целом же прогнозные запасы газа в недрах Западной Сибири оцениваются в 40-50 трлн. м3, в том числе по категориям A+B+C1 — более 10 трлн. м3.

Открытие, как месторождений нефти, так и газа имеет большое значение для развития хозяйства Западной Сибири и соседних экономических районов. Тюменская и Томская области превращаются в важные районы нефтедобывающей, нефтеперерабатывающей и химической промышленности. Уже в 1975 г. здесь добывалось более 145 млн. т нефти и десятки миллиардов кубометров газа. Для доставки нефти к районам потребления и переработки построены нефтепроводы Усть-Балык — Омск (965 км), Шаим — Тюмень (436 км), Самотлор — Усть-Балык — Курган — Уфа - Альметьевск, по которому нефть получила выход в Европейскую часть России - к местам ее наибольшего потребления. С этой же целью построены железная дорога Тюмень — Сургут и газопроводы, по которым природный газ западносибирских месторождений идет на Урал, а также в центральные и северо-западные районы Европейской части России. В прошлой пятилетке закончено сооружение гигантского супергазопровода Сибирь - Москва (его протяженность более 3000 км), по которому газ месторождения Медвежьего поступает в Москву. В дальнейшем газ Западной Сибири пойдет по трубопроводам и в страны Западной Европы [4].

Рис 1.Нефтяные и газовые месторождения Западной Сибири

1.2.Тектоника

В строении фундамента Западно-Сибирской плиты выделяют два структурно-формационных этажа, на которых с глубоким размывом и угловым несогласием залегает третий этаж – отложения мезозоя и кайнозоя. Первый этаж сложен интенсивно дислоцированными и метаморфизованными образованиями протерозоя и, в свою очередь, подразделяется на два  структурных яруса. Нижний ярус представлен геосинклинальными образованиями архея и нижнего протерозоя, а верхний – верхнепротерозойскими складчатыми сооружениями.

Второй структурно-формационный этаж построен слабодислоцированными отложениями палеозоя и залегает с угловым несогласием на первом. Отложения этого этажа не имеют повсеместного развития, а выполняют ряд глубоких впадин [3].

Вышеизложенные представления, относящиеся к началу семидесятых годов прошлого столетия, принципиально не потеряли актуальности и в настоящее время с появлением дополнительных геолого-геофизических материалов, полученных по результатам бурения новых параметрических скважин в Приенисейской части плиты: на юге – Аверинской 150, Лемок 1, на востоке – Медвежьей 316; а также по данным интерпретации сейсмических геотраверзов («Батолит»), ориентированных на глубинное изучение недр.

При анализе материалов, полученных в разные годы, видна общая тенденция структурно формационное сходство тектонических элементов, залегающих под покровом юрско-меловых отложений восточной части Западно-Сибирской плиты и западными сегментами Сибирской платформы.

На широте г. Игарки докембрийские складчатые структуры распространяются на запад под юрско-меловым чехлом на расстояние 105-110 км (рис. 1). Породы, вскрытые Медвежьей параметрической скважиной 316 в интервале 2485-2800 м, по нашим представлениям, ближе всего соответствуют породам лудовской толщи верхнепротерозойского возраста (абсолютный возраст 1450-1700 млн лет).

Аналогичный комплекс отложений вскрыт скважинами на Костровской площади, расположенной в 150 км южнее и удаленной на запад от Енисея на 90 км, а также на Щучьей площади, находящейся всего в 20 км западнее Енисея. Не исключено, что такие же образования протерозоя мы встречаем в разрезе Туруханской параметрической скважины, пробуренной в с. Туруханск.

Таким образом, структурно-формационные комплексы докембрийского складчатого фундамента на левобережной части Западно-Сибирской плиты имеют широкое распространение и сопрягаются дальше на юге граница первого структурного этажа нами картируется значительно западнее р. Енисей (рис. 2).

Второй структурный этаж представлен вендпалеозойскими впадинами, выполненными слабодислоцированными отложениями.

Рис. 2. Тектоническая схема фундамента северо-восточной части Западно-Сибирской плиты: 1 – участок приподнятого положения докембрийского складчатого фундамента (граница Сибирской платформы и Западно-Сибирской плиты): А – Игаро-Туруханский выступ, Б – Худосейский грабен-рифт; 2 – оси синклинориев: а – первого порядка (грабены), б – второго порядка (синклинальные зоны); 3 – границы антиклинориев: а – первого порядка (горсты), б – второго порядка (горстоподобные блоки); 4 – оси антиклинориев: а – первого порядка (1 – Большехетско-Тагульского горста, 2 – Парусового горста), б – второго порядка (3 – Хикигли-Верхнелодочного горстоподобного блока, 4 – Осетровой антиклинальной зоны, 5 – Пендомаяхского горстоподобного блока). Площадь развития: 5 – Приенисейского грабена (I), 6 – Большехетско-Тагульского горста (II), 7 – Хикигли-Верхнелодочного горстоподобного блока. 8 – венд-палеозойские впадины: III – Маковская, IV – Нижнебаихская; 9 – предполагаемый возраст отложений, слагающих тектонические структуры; 10 – локальные поднятия в юрско-меловом чехле: 1 – Сузунское, 2 – Восточно-Чарское, 3 – Ячиндинское, 4 – Хикиглинское, 5 – Ванкорское, 6 – Ниричарское, 7 – Талое, 8 – Западно-Лодочное, 9 – Ичемминское, 10 – Лодочное, 11 – Тагульское, 12 – Чировое, 13 – Советское, 14 – Блуднинское; 11 – площади и скважины глубокого бурения; 12 – региональные сейсмические маршруты; 13 – административные границы.

Примерами подобных впадин являются Маковская и Нижнебаихская (рис. 2). Южнее к аналогичному типу впадин принадлежат, вероятно, Предъенисейский прогиб с системой осложняющих его структур меньшего порядка (Тазовско-Сымский прогиб, Канско-Кемская система прогибов).

Пространственная связь структурно-формационных комплексов левобережья и правобережья р. Енисей нам представляется следующей.

Отложения, вскрытые Западно - Ермаковской скважиной 1 в интервале 2610-2727 м, слагают Маковскую впадину и по возрасту, вероятно, соответствуют венд - нижнему кембрию. Им на правобережье Енисея по составу и строению соответствуют венд-кембрийские отложения Игарского района, детально изученные в естественных обнажениях, а также вскрытые Мундуйской параметрической скважиной 1, где они сложены породами костинской свиты мощностью 1665 м и платоновской свиты мощностью 240 м [4].

Структурно-формационному комплексу Нижнебаихской впадины соответствуют стратиграфические аналоги Курейско-Бакланихинского вала, представленные породами костинской и платоновской свит, которые хорошо изучены по результатам бурения нефтегазопоисковых скважин на Голоярской, Нижнелетнинской, Верхнелетнинской, Володинской, Сухо-Тунгусской площадях.

В пределах Енисейского мегапрогиба (Елогуй-Дубчесский вал) аналогами отложений нижнего палеозоя (нижний-средний кембрий), вскрытых Елогуйской опорной скважиной и нефтегазопоисковыми скважинами на Кыксинской площади, по нашему мнению, являются одновозрастные породы лебяжинской свиты в разрезах, вскрытых поисковыми скважинами на Лебяжьей площади, расположенной на р. Подкаменная Тунгуска в 35 км от устья.

Камская впадина, простирающаяся вдоль р. Енисей от широты р. Дубчес до широты г. Енисейска, выполнена отложениями венда-нижнего кембрия, представленными терригенно - соленосно-карбонатными породами, которые являются полными аналогами разрезов ангарской зоны складок.

Венд-палеозойский разрез Канско-Кемской системы прогибов и характер тектонических дислокаций, которые выявлены по данным бурения Аверинской параметрической скважины 150, позволяют идентифицировать их со структурами Троицко-Михайловского вала Канско-Тасеевской впадины. Отсюда следует, что граница между Сибирской платформой и Западно-Сибирской плитой будет проходить по тектоническим контактам сопряжения древних докембрийских образований с дислокациями восточного борта Худосейского грабен-рифта.

Между структурами катаплатформенного яруса и фундамента плиты нами установлена тесная взаимосвязь, как во времени, так и в пространстве. На тектонической схеме (рис. 2) видно, что все известные пликативные дислокации тампейской серии приурочены к выявленным тектоническим элементам фундамента Худосейского грабен-рифта: Приенисейскому грабену, Большехетско-Тагульскому горсту, Осетровой антиклинальной зоне, Пендомаяхскому горсто-подобному блоку, Парусовому блоку.

Основные тектонические этапы структурообразования в осадочном чехле связаны с тектоническими активизациями блоковых движений фундамента и по времени приходятся на верхнюю юру (киммериджский, волжский, берриасский века), когда активно формировались структуры Малохетского и Танамского валов, и верхний мел (туронский век – кайнозой), когда складкообразованием были охвачены современные территории Большехетского и Лодочного валов. Наиболее интенсивное формирование пликативных дислокаций происходило в зонах глубинных, долгоживущих (вплоть до настоящего времени) разломов, типичным представителем которых является Ванкорский региональный разлом, закартированный гелиевой съемкой.

Образование Ванкорской складки и структур, расположенных на смежных площадях, началось в туронском веке, активно продолжалось в сантонском и кампанском веках с обновлением движений в четвертичный период.

1.3.Характеристика продуктивных горизонтов

Расссмотрим на примере Лянторского месторождения

Продуктивные пласты АС9, АС10, АС11, характеризуются весьма сложными взаимоотношениями слагающих их пород. Исследованиями установлено частое повторение разных типов пород, их взаимное замещение, изменчивости коллекторских свойств, которые являются отражением палеогеографических условий осадконакопления. Отложения указанных го­ризонтов представлены песчаниками, алевролитами и глина­ми и формировались в субаквальной обстановке с активной гидродинамикой водной среды, о чем свидетельствуют текстурные и структурные признаки пород.

 Песчаный пласт АС11 относится к нижней части эксплуатационного объекта АС9-11 и характеризуется наиболее сложным строением разреза. В соответствии с этим формы залегания песчаных тел, формирующих пласт, весьма разно­образны (линзы, полулинзы, врезы и т.д.).

Общая толщина пласта АС11 изменяется в очень широком диапазоне значений: от 4 до 50 м. Эффективные толщины пласта АС11 также характеризуются широким диапазоном изменения: от 2 – 4 до 28 – 30 м. Зоны макси­мальных эффективных толщин достаточно четко уклады­ваются в субмеридиальную (относительно узкую) полосу, характеризующуюся на отдельных участках субширотными от­ветвлениями (Лянторское поднятие в районе ДНС – 2,4,5,6).

Уменьшенные эффективные толщины характеризуются преимущественной приуроченностью к восточному и западному бортам Лянторской структуры.

Залежь пласта АС11 Лянторской площади приурочена к брахиантиклинальному поднятию, вытянутому в субмеридиальном направлении и осложняющему западное крыло региональной структуры. Размеры поднятия составляют 16х4-6 км, высота 40 м.

Проницаемая часть пласта АС11 изучена по 7 скважинам, в 4 из которых изучена нефтенасыщенная часть. Пористость изменяется от 19,3 до 28,6 % и в среднем по пласту составляет 24,5 % (25 %), по нефтенасыщенной части – 23,9 %, по водонасыщенной – 25,8 %. Проницаемость изменяется от 2,2*10-3 до 698*10-3 мкм2 при среднем значении 266*10-3 мкм2, по нефтенасыщенной части – 25810-3 мкм2, по водонасыщенной – 276*10-3 мкм2. Средние значения по скважинам существенно не различаются и изменяются от 229*10-3 до 31610-3 мкм2.

Коллекторские свойства пласта АС11 определялись также по данным промысловой геофизики. Пористость изменяется от 21 до 26 % при среднем значении 24,8 %. Среднее значение проницаемости 496*10-3 мкм2 при вариациях 1*10-3 – 1493*10-3 мкм2.

Эффективные толщины пласта АС10 в пределах месторождения изменяются от 4-8 до 24м. В плановом размещении не просматриваются четкие геоструктурные привязки [3].

На Январском поднятии они тяготеют к его югозападному и западному погружениям, а на Востокинском – связываются с его присводовой частью и восточным крылом. Зоны уменьшенных им минимальных эффективных толщин наиболее обширны в южной половине месторождения. Широкой кольцеобразной полосой они трассируются от Тайбинско-Тяняунской зоны поднятий через сочленение Январской и Востокинской структур до западного крыла Лянторского поднятия, откуда непрерывно переходят на его южную периклиналь, отвечающей территории ДНС – 2,4,19.

Значительная по размерам зона пониженных значений эффективных толщин субширотного простирания отмечается также и в районе северного купола Востокинской структуры.

Газонефтяные залежи пласта АС10 являются основным добывающим объектом Лянторского месторождения, и содержат основные запасы нефти (57.4 %).

В подсчете запасов залежи пласта АС10 были выделены в пределах единого контура нефтеносности, охватывающего Лянторскую, Январскую, Востокинскую структуры, в районе Тайбинского поднятия и две залежи на Таняунской структуре.

На южном окончании основной залежи наметилось расширение контура к юго-востоку на 2 км.

           Размеры залежи в пределах  основной площади 57х19км, с высотой  нефтяной оторочки 15-17м, высотой  газовой шапки на Лянторской структуре – 44м, Январской – 35м, Востокинской – 18м. Нефтенасыщенная толщина изменяется от 0,4 до 22 м при среднем значении 7,5м. Газонасыщенная толщина изменяется от 0,5 до 24,4м.

           Залежи пласта АС10 отделяются  от вышележащего пласта АС9 глинистым экраном толщиной от 2 до 8 м и более, имеющий почти повсеместное распространение.

           Проницаемая часть пласта АС10 представлена преимущественно мелкозернистыми песчаниками с прослоями песчаников среднезернистых и алевролитов крупнозернистых и среднезернистых.

           Коллекторские свойства пласта АС10 изучены по 88 скважинам.

           Открытая пористость изменяется  от 14,8 до 29,9 % при среднем значении 24,8 % (25 %). Большая часть пород (66 %) имеет пористость 24 – 28 %. Проницаемость  изменяется от 1,3*10-3 до 2735*10-3 мкм2, при среднем значении 399*10-3 мкм2.

           Коллекторские свойства АС10 определялись по данным ГИС (геофизические исследования скважин), среднее значение по­ристости составляет 25 % при вариациях от 21 до 26 %. Проницаемость от 1*103  до 1493*10-3 мкм2 при среднем значении 590*10-3 мкм2.

           Песчаный пласт АС9 выделяется в составе верхневартовской подсвиты, характеризуется всеобщим распространением в пределах месторождения и перекрывается сверху глини­стыми аналогами пластов АС7 и AC8, а также типично мор­скими осадками быстринской пачки глин.

           Зоны максимальных значений общих толщин пласта приходятся на северную и южную периклинали Лянторского поднятия, а также присводовые участки Востокинской и Январской структур. Зоны минимальных толщин тяготеют к межструктурному погружению Лянторской и Январской структур и к северной периклинали Востокинского поднятия.

           В геоструктурном отношении отмечается тенденция приуроченнности максимальных эффективных толщин пласта АС9 к восточным присклоновым участкам структурных под­нятий, за исключением Востокинского поднятия, в пределах которого они образуют достаточно обширную зону, совпа­дающую в плане с территорией ДНС – 10,13,14.

           Залежи пласта АС9 характеризуются самым широким кон­туром нефтеносности. Продуктивные отложения этого пласта залегают под мощной глинистой покрышкой толщиной 30-44 м.

           В подсчете запасов газонефтяные  залежи пласта АС9 были выделены в пределах основной площади (Лянторская, Январская и Востокинская структуры), а также в районе Тяняунской, Тайбинской (восточная площадь) и Тутлимской структур [3].

           Основная залежь пласта АС9 имеет размеры 72*22 км, высту нефтяной оторочки 17м, газовой шапки на Лянторской структуре – 74 м, Январской – 48 м, Востокинской – 43 м.

           Проницаемая часть пласта АС9 представлена мелкозерни­стыми песчаниками и крупнозернистыми алевролитами.

           Коллекторские свойства пласта изучались по разрезу 129 скважин. Открытая пористость, изученная по 3003 образцам, изменяется в широком диапазоне от 16,1 до 29,8 % при среднем значении 24,3 % (24 %).

           Проницаемость по пласту в  среднем составляет 299*10-3 мкм2 и изменяется от 1,1*10-3 до 1830*10-3 мкм2. Большая часть образцов (64 %) имеет проницаемость от 100*10-3 до 500*10-3 мкм2, проницаемость более 500*10-3 мкм2 характеризуется 16 % пород. По площади пласта коллекторы в большинстве скважин имеют проницаемость от 102*10-3 до 495*10-3 мкм2. Участки с проницаемостью более 500*10-3 мкм2 отмечаются в центральной части месторождения, на восточном и западном крыльях Востокинской структуры и на юге Таняунской площади. Участки развития коллекторов с проницаемостью от 10*10-3 до 100*10-3 мкм2 выделяются на западном и восточном склонах южной части месторождения, в периферийных участках цен­тральной части месторождения и на севере.

           Коллекторские свойства по данным промысловой геофизики не значительно отличаются от значений определенных по керну. Среднее значение пористости составляет 24,6 % при вариациях от 21 до 26 %, проницаемости – 432*10-3 мкм2.

Ефремовское месторождение – небольшое месторождение, приуроченное к южному окончанию Мамонтовской структуры, что обуславливает аналогичные с Мамонтовским месторождением коллекторские свойства и геолого-физическое строение.

 В настоящее время  на месторождении в разработке  находятся продуктивные пласты  БС10 и БС11. На продуктивных пластах Ефремовского месторождения характерные зоны, которые являются наиболее перспективными для проведения на них мероприятий по увеличению нефтеотдачи различными методами.

Особенностями геолого-физического строения продуктивного пласта БС10являются:

- представлен двумя залежами, причем Восточно-Ефремовская залежь вскрыта несколькими скважинами, без системы ППД;

- основная залежь - пластовая  сводовая с подошвенной водой (ВНЗ составляет 72 %), имеет сложную структуру, обуславливающую разрыв ЧНЗ и всей площади на три части соответственно локальным поднятиям и различный уровень присутствия воды в разрезах скважин.

- глинистая перемычка  между нефте- и водонасыщенной частью в большинстве скважин практически отсутствует, вместе с тем нефтенасыщенная часть разреза почти по всей площади нефтеносности имеет преимущество в проводимости, что снижает влияние подошвенных вод на работу скважин;

- изменение основных геолого-физических  характеристик коллекторов по  площади согласно особенностям  структуры при общем хорошем  уровне ФЕС, средняя проницаемость составляет 0,395 мкм2.

Перечисленные особенности пласта БС10 предопределяют большой риск потери закачиваемых потокоотклоняющих рабочих растворов химреагентов в водонасыщенной подошвенной части пласта.

В настоящее время на продуктивном пласте БС10Ефремовского месторождения для применения физико-химических МУН можно выделить зону в районе действующих нагнетательных скважин 507, 508, 509, 510, 522, находящихся в ЧНЗ и скважин 505, 219, 513, 517, 520, находящихся в ВНЗ. В ближайшие годы и в последующем рекомендуется охватить воздействием всю площадь залежи в целом.

Горизонт БС11 сложен аналогично БС10 и имеет мощную аргиллитовую покрышку толщиной 20-40 м. Структура основной залежи в основном повторяет структуру вышележащего БС10, однако западное поднятие принимает малые размеры и основными структурными единица ми залежи остаются связанное с Мамонтовской структурой северное поднятие и более самостоятельный южный купол.

Особенностями продуктивного пласта БС11являются:

- представлен двумя водоплавающими залежами, причем основная залежь отличается самостоятельностью от Мамонтовской структуры;

- сложность структуры  основной залежи, обусловленная  изменчивостью геолого-физических  характеристик коллекторов по  разрезу, а также долей присутствия воды в разрезах скважин;

- глинистая перемычка  между нефте- и водонасыщенной частью присутствует лишь в 9 % скважин, при этом водонасыщенная часть разреза имеет преимущество по проводимости на большинстве площади нефтеносности, что обуславливает сильное влияние подошвенных вод на процесс разработки;

- средняя проницаемость  составляет 0,211 мкм2.

На продуктивном пласте БС11к обработке рекомендуются нагнетательные скв.907, 909, 910, 911, 916, 918, 921. В ближайшие годы и в последующем рекомендуется охватить воздействием всю площадь залежи в целом.

2. ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЙ РАЗДЕЛ

2.1.Система сбора продукции скважин на месторождении

Месторождения Западной Сибири отличаются следующими особенностями:

-высокие темпы роста обводненности нефти;

 -заболоченность территории;

 -кустовой способ бурения скважин;

 -невысокие давления на устьях скважин.

 Эти особенности обусловили  применение линейной напорной  герметизированной системы нефтегазосбора. Продукция скважин поступает на групповую замерную установку (ГЗУ) типа «Спутник», которую монтируют непосредственно на кусте скважин и с помощью которой периодически автоматически измеряется дебит каждой скважины. Как правило, используют «Спутник–Б», позволяющий измерять раздельно обводненную и необводненную нефть и направлять ее в две разные по диаметру нефтесборные линии. После ГЗУ продукция скважин по общему коллектору подается на сборный пункт.

 Сборные пункты функционально  подразделяются на центральные  сборные пункты (ЦСП), дожимные насосные  станции (ДНС) и комплексные сборные  пункты (КСП).

 На ЦСП сырая нефть  проходит полный цикл обработки, включающий двух- или трехступенчатую  сепарацию, обезвоживание и обессоливание. Нефтяной газ, отделяемый от нефти  при сепарации, подается на газоперерабатывающий  завод (ГПЗ), а пластовая вода, отделяемая  на установке подготовки нефти, входящей в состав ЦСП, проходит  очистку на очистных сооружениях, также входящих в состав ЦСП, и поступает в систему поддержания  пластового давления (ППД).

 Дожимные насосные  станции предназначены для сообщения  дополнительной энергии жидкой  продукции скважин, чтобы подать  ее на ЦСП в тех случаях, когда расстояние от кустов  скважин и ГЗУ велико и устьевого  давления не достаточно для  транспортирования газожидкостной  смеси. На ДНС проводят первую  ступень сепарации при давлении 0.3 – 0.8 МПа, обусловленном гидравлическими  потерями при транспорте, а также  давлением, которое должно поддерживаться  в конце газопровода, в частности  перед ГПЗ, для его нормальной  работы. После сепарации жидкость  поступает на прием насосов, а  отделившийся нефтяной газ под  собственным давлением направляется на ГПЗ.

Комплексные сборные пункты отличаются от ДНС тем, что на них ведут не только первую ступень сепарации, но и обезвоживание нефти. В настоящее время в связи с высокой обводненностью продукции на одной площадке с ДНС или отдельно монтируются установки предварительного сброса воды (УПСВ). Т.е. на КСП полностью подготавливают нефть в газонасыщенном состоянии.

В одном из новых вариантов обустройства нефтяных месторождений реализуется принцип децентрализации системы сбора и подготовки воды. При этом на территории месторождений создаются локальные пункты сбора продукции скважин (микро-ДНС) с кустов-сателлитов. Схема сбора нефти и закачки воды представлена на рисунке 2.6. На микро-ДНС осуществляются: предварительное обезвоживание нефти; осушка попутного нефтяного газа; подготовка и закачка воды в нагнетательные скважины; утилизация всех промышленных и дождевых стоков.

Транспорт продукции до центральной ДНС осуществляется в виде малообводненной нефти (максимальное содержание воды до 5 %), что резко снижает опасность разрушения трубопровода перекачки нефти вследствие внутренней коррозии. Газ под собственным давлением поступает на центральную ДНС и затем на ГПЗ.

Организация закачки воды на микро-ДНС позволяет исключить внутрипромысловые водоводы, а, следовательно, и аварийные ситуации от их разрушения из-за внутренней коррозии.