2.3 Скважина өнімін дайындау, жинау жүйесіндегі талаптары

Өзен кен орнында скважиналардың өнімдерін ішкі кәсіпшілік жинау бірқұбырлық бүтін жүйемен іске асады. Мұнай, су, газ ағыны бір құбырға буферлік қысым арқылы жинап өлшеу қондырғысына (ӨҚ) және топтық қондырғыларға (ТҚ) тасымалданады. Скважиналар өлшеу қондырғыларына, топтық қондырғыларға сәулелік жүйе тәсілімен қосылып, бірақ скважиналардың қай игеру объектілеріне жататыны есепке алынбаған. Жоғары парафинді, жоғары тұтқырлықты мұнай өндірген кезде скважиналардың шлейфтерінде парафин түзеліп, мұнай қоюланып, әсіресе күз-қыс айларында қиыншылықтар туғызады. Скважиналардың бірқалыпты жұмысын қамтамасыз ету үшін, скважина сағасында УН-02 жылыту пештері орнатылған. Қазіргі уақытта ілеспе газбен жұмыс жасайтын жылыту пештері 6% қорды қамтыған.

Топтық қондырғыда скважиналардың, дебиті өлшеніп, бірінші сатылы мұнай сепарациясынан өтіп, пеш арқылы мұнай жылытылып, жинау коллекторына айдалып, әрі қарай мұнай дайындау, айдау цехына тасымалданады. Дебитті өлшеу автоматталған өлшеу қондырғыларында (АЗУ) «Спутник А-40» жүргізіледі. Әр топтық қондырғыда орнатылған есептеу құралы ТОР-1-50 өндірілген сұйықтың жалпы мөлшерін анықтайды.

Мұнай кәсіпшіліктерінің өндірген мұнайын өлшеу үшін мұнай дайындау, айдау цехына дейін жеке мұнай құбырлары тартылып, олардың бойына есептеу станциясы «КОРМАС» орнатылған. Ол құбырдағы жүріп жатқан мұнай, газ қоспасын және таза мұнайдың массалық шығынын, көлемін өлшейді. Мұнай құбырының диаметрі 530мм, ұзындығы 12-25 км аралығында.

Кен орнында пайдаланып отырған мұнай жинау жүйесі, негізінен топтық қондырғылардан дайындау, айдау цехына дейін бірқалыпты тасымалдауды қамтамасыз етеді. Бірақ пайдалану кезінде әр түрлі қиыншылықтар болып тұрады, олар парафин түзілуден, өнімнің қоюлануынан, тұз түзілуінен басқа, ілеспе қабаттық су өндірілгеннен, ішкі коррозияға ұшырайды. Ішкі кәсіпшілік жинау жүйесіндегі құбырлардың коррозияға ұшырау жылдамдығы ингибиторлық қорғаныссыз жылына 3-8мм құрайды. Мұнай жинау коллекторының қызмет мерзімі 2-3 жыл, жарылу жиелігі 1км жылына 3 реттен келеді. Ингибиторлық қорғанысты пайдалану коррозияның жылдамдығын азайтқанмен түпкілікті бұл мәселені шеш алмайды.

Алдын-ала суда айыру қондырғысы құбырлардағы коррозияны азайтып, мұнай дайындау, жинау жүйесінің жұмыс сенімділігін арттыруды қамтамасыз етеді. Жер асты және жер үсті жабдықтарында тұз түзіледі. Скважина өнімінің сулануы көбейген сайын, қондырғыларды тұз түзілуі артады. Бұл барлық жүйенің бір қалыпты жұмыс жасауын бұзады. Тұз түзілуге қарсы күресудің ең тиімді тәсілі – тұзға қарсы ингибиторлар ДПФ-1, СНПХ-5301, SP-203 пайдалану болып табылады.

2.4 Қабат қысымын ұстау жүйесінің жағдайы

Қабат қысымын ұстау жүйесі негізінен кен орнында 60 жылдардың аяғы 70-ші жылдардың басында құрылған. Бастапқы қабатқа су айдау 1967 ж басталып, кен орнының өнімді қабаттарына 1,8 млн м³ альбсеноман суы айдалды. 1971 жылы “Ақтау-Жаңаөзен” су құбыры салынғаннан кейін, қабатқа теңіз суын айдау қолданылды. Бұдан да басқа, ығыстыру агентіне ілеспе өндірілетін қабат суын пайдаланады. Өзен кен орнында алғашқы қабат температурасын ұстап тұру үшін және қабат мұнайының ерекше қасиеті бар болғандықтан, қабатқа ыстық су айдалынады. Қабат температурасының алғашқы мөлшерінің төмендеуі, мұнайдан парафиннің түзілуіне қолайлы жағдай туғызады.

Технологиялық қажетті су айдау көлемі қабатты жағдайдағы сұйық өндіруден 1,2 есе болу керек, бірақ су айдаудың анық көлемі өндірілетін сұйықтан 1,1 есе артық.

Қабатқа айдалынатын судың көп шығынға ұшырауының және тиімді пайдаланбауының негізгі себебі, қабат қысымын ұстау жүйесінің техникалық жағдайының қанағаттанарлықсызынан, яғни магистралдық құбырдың су айдайтын скважинаға дейін жарамсыз болуынан.

Қабатқа айдауға пайдаланатын су өте жоғары агресивтігімен сипатталады. Бұл біріншіден сапалы су дайындалмағанын, екіншіден теңіз суы мен қабат суының араласпайтындығы, яғни, олардың құрамындағы оттегі мен активтік компоненттердің жоғары болуынан.