Свердловина 32 Лопушнянського родовища введена в експлуатацію 23.04.99р. із сеноманських та юрських відкладів. Зменшення дебіту по сеноманських відкладеннях з 22 т/д до 12 т/д пояснюється зниженням пластового тиску від 66,9 МПа до 33,7 МПа та періодичним утворенням піщаних пробок в свердловині, які ліквідовувались при проведенні КР (21.12.01-17.01.03р., 18.06-03.08.05р., 22.03-26.03.06р.). Збільшення дебіту після ліквідації пробок не спостерігалось, що вказує на неповну очистку вибою від піску.

Падіння дебіту з 6 т/д до 3 т/д по юрському покладу також можна пояснити постійним утворенням піщаних пробок.

Таблиця 4.1 - Техніко-технологічні показники роботи свердловин Лопушнянського родовища станом на 01.06.2007 р.

Номер свердловини | Діаметр експлуатаційної колони , мм | Спосіб експлуатації | Інтервал перфорації | Діаметр штуцера, мм (типи насоса, глибина спуску, м) | Тип фонтанної арматури (станка качалки) | Конструкція підйомника | Буферний тиск МПа (довжина хорду, м) | Затрубний иск, МПа (число качань за хвилину) | Дебіт рідини, т/д | Дебіт нафти, т/д | Обводнення, % | Газовий фактор, м3/т | Час, год | Пластовий тиск, МПа | Вибійний тиск, МПа

Діаметр, мм | Глибина спуску, м | робота | накопичення

3 | 146x127 | ФОН | 4076 4110 | Д-4 | АФ6М50х 700 | 73

60 | 4180

в т.ч. 2920

1260 | 7.3 | 16.8 | 10.9 | 10.8 | 0.5 | 500 | 24 | 0 | 33.2 | 26.0

4 | 140 | ФОН | 4200 4240 | Д-4 | АФ6М50х 700 | 73 | 4208 | 7.8 | 18.5 | 26.4 | 26.1 | 1.0 | 500 | 24 | 0 | 31.7 | 26.9

11 | 140х146х 127 | ФОН | 4063 4103 | Д-4 | АФ6М50х 700 | 73 | 4054 | 10.4 | 16.5 | 22.1 | 22.0 | 0.6 | 669 | 24 | 0 | 31.6 | 25.2

30 | 168х146х 127 | ФОН | 4242 4147 | Д-4 | АФ6М50х 700 | 73

60 | 4100

в т.ч. 2860

1240 | 10.4 | 21.8 | 19.0 | 18.6 | 2.0 | 500 | 24 | 0 | 39.3 | 30.7

32 | 146 | ФОН | 4207 К2:

4147-4131 | Д-4 | АФ6М50х

700 | 73

60 | 4105

в т.ч. 2764

1341 | 10.2 | 16.8 | 19.2 | 19 | 0.2 | 400 | 24 | 0 | 33.7 | 22.8

5 АНАЛІЗ СИСТЕМИ ЗБОРУ ТА ПІДГОТОВКИ НАФТИ НА РОДОВИЩІ

Під системою збору нафти, газу і води на нафтових родовищах розуміють все обладнання і систему трубопроводів, побудованих для збору продукції окремих свердловин і транспортування її до центрального пункту підготовки нафти, газу і води (ЦППН).

Єдиної універсальної системи збору нафти, газу і води не існує, тому що кожне родовище має свої особливості: природно-кліматичні умови, сітку розміщення свердловин, способи і об'єми видобутку нафти, газу і води, фізико-хімічні властивості пластових рідин і т. д.

Промисловий видобуток нафти з Лопушнянського нафтового родовища ведеться з 1986 року.

Нафта Лопушнянського нафтового родовища має досить специфічний склад. При цьому його густина змінюється в межах від 816,7 до 838,3 кг/м3 і складає в середньому 831 кг/м3, в'язкість при 50°С змінюється від 2,29 до 3,85 мПас. Нафта високопарафіниста, смолиста. Початок кипіння від 43 до 58°С. Вміст сірки змінюється від 0,1 до 0,17%мас. По геохімічній класифікації -метановонафтенова.

Сучасний стан системи збору і підготовки нафтопромислової продукції наведено на рисунку 5.1 .

На даний час продукція із свердловин №№3, 4, 11, 30, 32 (сенноман-альбський поклад) та із свердловин№8 (палеогеновий поклад) Лопушнянського родовища поступає по викидних лініях на групову замірну установку "Супутник Б-40". Після "Супутника Б-40", у якому періодично проводиться замір дебіту продукції по кожній свердловині окремо, продукція поступає на блочну сепараційну установку УБС-1500/16, де проходить сепарація нафти від газу.

Газ що відділився від нафти на УБС-1500/16 (робочий тиск до 1,6 МПа), надалі поступає на сепараційну установку ГСП-1. ГСП-1 - це газосепаратор високого тиску, який працює за тиску від 1,2 до 1,6 МПа, в якому від газу відділяється краплинна рідина. Дальше газ високого тиску проходить вузол заміру, після чого поступає на газорозпридільчий пункт, а надалі споживачам в через село Чорногузи.

Нафта після першої ступені сепарації нафта поступає на другу ступінь сепарації, тобто на УБС-1500/6 (робочий тиск до 0,6 МПа). Газ, що відділяється на другій ступені сепарації поступає на ГСП-2, після чого поступає на ГСП-3. На ГСП-3 проходить сепарація газу від рідини за низьких тисків (до 0,3 МПа), що дозволяє відділити практично всю вологу. Надалі він через одоризаційну установку поступає на лічильник газу. Надалі він через газорозпридільчий пункт подається на смт. Берегомет та на село Мігово, а частина використовується на власні потреби.

В той же час нафта з водою поступає на КТУ-1 і КТУ-2. На даних термоустановках нафта підігрівається і відстоюється з метою гравітаційного відділення вільної води від нафти. Періодично вода із КТУ-1 та КТУ-2 скидається у дренажні колодязі ДК, звідки потім використовується для різних виробничих потреб або утилізовується.

Нафта із КТУ-1 та КТУ-2 періодично під гідростатичним тиском стовпа рідини (10 м. ст. рід.) подається через фільтри очистки на насосну станцію. На вході в насосну станцію до нафти додається деемульгатор з метою запобігання утворення стійких водонафтових емульсій.