2.2 Системы сбора добываемой продукции

Система внутрипромыслового сбора и подготовки добываемой продукции месторождения предназначена для сбора, замера и промыслового транспорта продукции действующего фонда скважин к объекту подготовки для доведения ее до товарной кондиции и сдачи потребителю.

Месторождение Каражанбас эксплуатируется с 1974 г. Весь действующий фонд скважин месторождения Каражанбас подразделяется на три промысла: ВВГ-1, ПТВ-2, ПТВ-3 (названия промыслов сложились исторически по методам разработки, применяемым ранее).

В соответствии с Проектом разработки 2001 г. запроектировано бурение проектных скважин на новых участках месторождения - на Востоке, Западе, в южной и северной частях.

В последние годы ведется активное разбуривание и обустройство восточной части (ГЗУ-29, 30). В связи с этим в настоящее время все месторождение делится на старую и новую части, различающихся пластовыми, а, следовательно, устьевыми давлениями, дебитами нефти, уровнем обводненности, газовыми фактором.

Подготовка добываемой продукции осуществляется на единой установке ЦППН, на которой в последние годы проведены мероприятия по реконструкции.

Необходимость проведенной реконструкции обусловлена тем, что добываемая продукция характеризуется высоким содержанием механических примесей, высокой вязкостью за счет содержания в нефти смол и асфальтенов, значительным уровнем обводненности. Эти особенности определяют значительные осложнения как в системе сбора и транспорта, так и в системе подготовки: абразивный износ трубопроводов, активизация коррозионных процессов, следствием которых являются частые порывы выкидных линий, износ оборудования в системе сбора и подготовки, высокую устойчивость нефтяной эмульсии.

2.3 Система внутрипромыслового сбора на новой части месторждения

Скважины, пробуренные на новом восточном участке, подключены к новым ГЗУ 27 и 30. Схема подключения отлична от принятой и представляет собой следующее: выкидные линии от скважин подключены к нефтесборному коллектору, по которому общим потоком направляются на ГЗУ. Технология на ГЗУ аналогична действующим: поток проходит сепарацию, попутный газ под давлением 0,6-0,8 атм. поступает в газовый сепаратор V-01, где очищается от конденсата и примесей, а затем подается на подогреватель нефти Н-01. Излишки попутного газа сбрасываются на факел. Подогретая дегазированная нефть откачивается насосами по нефтесборной системе на ЦППН.

Замер производится в устьевых расходомерах индивидуально по каждой скважине.

Таблица 2.11 – Информация по объемам добычи нефти за 2003 г., усредненные значения суточной добычи и сопоставление количества работающих и подключенных скважин

№ ГЗУ	Добыча нефти по месяцам за 2003 г.				Среднее значение в сутки	Кол-во действующих скважин	Кол-во скважин, всего
	январь	февраль	март	апрель
27	21161	20182	20323	18635	669.175	39	50
30	44697	39668	40324	38614	1360.858	56	60

Таблица 2.12 – Информация по уровню обводненности общего потока

ГЗУ (ШГН)	Дебит нефти, т/сут	Дебит воды, т/сут	Дебит жидкости, т/сут	Обводненность, %
27	623,4	646	1270	50.9
30	1286.8	793.2	2080	38.1