2.3. Схема сбора и подготовки нефти

2.3.1 Технологические сооружения

Линия нефти Центрального пункта сбора Южно-Шапкинского нефтяного месторождения предназначена для:

• приема продукции, поступающей от скважин с "Южно-Шапкинского" нефтяного месторождения;

• учета количества продукции скважин;

• отделения попутного нефтяного газа и свободной пластовой воды;

• подготовки нефти в соответствии с требованиями по качеству предъявляемыми к нефтям 1-й группы качества по ГОСТ Р-51858;

• буферного хранения и транспортировки нефти.

2.3.2 Линии нефти включает следующие основные соружения:

• установка сепарации нефти;

• установка обессоливания и обезвоживания нефти;

• установка стабилизации нефти и отпарки сероводорода;

• резервуарный парк и насосную внешнего транспорта.

Для обеспечения функционирования основных технологических сооружений в составе линии нефти предусмотрены следующие вспомогательные объекты:

• факельные системы низкого и высокого давления;

• узел дополнительной сепарации (узел концевой аварийной сепарации нефти);

• установка нагрева и циркуляции теплоносителя;

• дренажная система;

• компрессорная воздуха и производства азота;

• узел подготовки технической воды и закачки воды в пласт;

• установка подготовки пластовой и сточных вод;

• блоки дозирования реагентов;

• центральный тепловой пункт;

• очистные сооружения производственно-дождевых и бытовых сточных вод.

2.4. Организационная структура

Организационная структура ЗАО «СеверТЭК» представлена в приложении 1.

2.5. Динамика и анализ основных технико-экономических показателей

Согласно утверждённого проекта, разработку залежи II предполагалось начать в 2002 году, залежи III - в 2003 году. Фактически, промышленная разработка залежей месторождения начата в июле 2003 года, при этом, кроме залежей II и III в разработку введена ранее не рассматриваемая, как самостоятельный объект эксплуатации, залежь IV. Ниже приводится сопоставление проектных и фактических показателей разработки в отдельности по залежам.

Сопоставление проектных и фактических показателей разработки по залежи представлено в таблице 1.2 Из таблицы видно, что основное отставание (практически в 2 раза) по залежи отмечается по объёмам добычи и, соответственно по дебитам нефти и жидкости. Кроме этого, отклонение наблюдается по объёмам эксплуатационного бурения – проект превышает фактические показатели. По вводу новых скважин из эксплуатационного бурения факт равен проекту. По показателю обводнённости добываемой продукции расхождение совершенно незначительное и превышает проектное значение на 0,5%, составляя 1,6%.

Отмечаемое несоответствие объясняется следующими факторами:

Отставание в добыче нефти и жидкости обусловлено геологическими предпосылками и связано, в первую очередь с уточнением коллекторских свойств и продуктивности залежи. Так, при составлении проекта, в гидродинамической модели залежи II величина средней проницаемости составляла в среднем 535 мД, достигая максимальных значений более 750 мД. Наряду с этим, коэффициенты продуктивности, определённые в ходе пробной эксплуатации разведочных скважин составляли весьма впечатляющие значения – от 100-200 м³/сут*МПа без проведения мероприятий по интенсификации притока, до 1380 м³/сут*МПа при проведении солянокислотной обработки призабойной зоны (см. раздел 3.1.1). Факт того, что в результате эксплуатации новых скважин залежи II такой высокой продуктивности не наблюдается не является противоестественным. Уточнилась и фильтрационная характеристика залежи – по результатам значительного числа проведённых гидродинамических исследований в скважинах среднее значение проницаемости/ Учитывая эти факторы, при эксплуатации новых добывающих скважин дебиты нефти превышающие 500 т/сут достигнуты не были, однако полученные дебиты нефти, составляющие 240 т/сут можно считать довольно благоприятным результатом работы специалистов ЗАО «СеверТЭК» в части применяемых технологий первичного, вторичного вскрытия продуктивных интервалов и осуществления методов интенсификации притока из пласта.

Отдельного пояснения требует факт совпадения количества новых введённых добывающих скважин при 2-кратном недостижении проектного показателя эксплуатационного бурения. Данная ситуация объясняется тем, что Недропользователь начал осуществлять эксплуатационное бурение в 2002 году – на залежь II было пробурено 6 эксплуатационных скважин (№№ 1, 3, 4, 9, 10, 205) с общей проходкой 13,6 тыс.п.м. Тем не менее эти скважины не были введены в эксплуатацию. Главной причиной этого явилось отсутствие минимально необходимой инфраструктуры (дорога, нефтепровод). В 2003 году бурение эксплуатационных скважин было продолжено, количество пробуренных скважин составило 6 (№№5, 7, 8, 11, 12, 13). Таким образом, метраж эксплуатационного бурения 2003г. составил величину меньшую проектной, при этом ввод новых добывающих скважин достигнут – в эксплуатацию были введены 6 скважин, пробуренные в 2002 году и 5 скважин, пробуренные в 2003 году (скважина №8 введена позднее, поскольку закончена бурением 29.12.2003). Фактический действующий фонд добывающих скважин на конец года составил 13, кроме введённых пробуренных 11 скважин, 2 скважины (№№23, 35) выведены из консервации.

Таблица 2.1