Работа системы сбора и подготовки нефти на примере в НГДУ "Федоровскнефть" Федоровского нефтяного месторождения

Очевидно, нефтегазовые месторождения Западной Сибири, в том числе и Фёдоровскнефть, имеют следующие особенности геологического строения, влияющие на показатели их разработки:

ь многопластовость подавляющего большинства месторождений, что требует выделения оптимального числа эксплуатационных объектов;

ь варьирование в широком диапазоне коллекторских свойств продуктивных отложений: коэффициент открытой пористости изменяется от 4 до 28%, проницаемости - от 0,0005 до 3-4мкм² при этом сильное различие коллекторских свойств по площади и разрезу пласта нередко наблюдается в пределах одной залежи;

ь изменчивость в широком диапазоне выдержанности проницаемых прослоев (морфологическая сложность строения) от практически монолитных пластов (верхняя пачка пласта БС 10 Федоровского месторождения: коэффициенты песчанистости более 0,8 и расчлененности менее 2) до сильно прерывистых и расчлененных (пласт ЮС9: коэффициенты песчанистости менее 0,2, расчлененности - более 15);

ь многообразие условий залегания нефти в залежах (в присутствии остаточной рыхлосвязанной воды, при наличии подошвенной воды, газа газовой шапки, подошвенной воды и газа газовой шапки одновременно); во всем временном диапазоне освоения месторождений НГДУ «Фёдоровскнефть» доля запасов нефти в водонефтегазовых залежках с тонкой нефтяной оторочкой не снижалась менее 30%;

ь полимиктовый состав коллекторов (кварц, полевые шпаты, кремний, кварциты, слюды, сланцы, глауконит, углистый материал, обломки пород и др.) и цемента (глины, карбонаты, каолинит, пленочный хлорит, гидрослюды, кальцит и т.д.), что обусловливает высокое начальное водосодержание коллекторов (от 20-30 до 80-90%);

Отмеченные особенности геологического строения продуктивных пластов, естественно, сильно влияют на технологические показатели разработки и должны учитываться в математических моделях фильтрации.

В начале освоения месторождений НГДУ «Фёдоровскнефть» (1973г.) методология проектирования разработки в Западной Сибири базировалась на следующих положениях:

· в качестве модели эксплуатационного проекта принимали однородный пласт без учета его морфологической сложности;

· технологические показатели разработки рассчитывали с применением методики ВНИИ-1;

· пласт предполагался чистонефтяным (расчеты не проводили отдельно по чистонефтяным, водонефтяным, нефтегазовым и водонефтегазовым зонам пласта);

· геологические построения практически не были увязаны с технологическими расчетами;

· коэффициенты нефтеизвлечения и границы размещения скважин на залежках принимали по аналогии с лучшими месторождениями Волго-Уральской нефтеносной провинции;

· технико-экономические показатели разработки определяли при мгновенном вводе залежи в эксплуатацию;

· рациональный вариант выбирали по минимуму хозрасчетных затрат, рассчитанных за 10-15 лет разработки;

· в вариантах эксплуатации, различающихся системами воздействия и плотностями сеток скважин, полагали одинаковым (принятым) коэффициент нефтеизвлечения;

· подавляющее большинство работ при технологическом проектировании, геологическом, экономическом и техническом обоснованиях проводили вручную.

Поставленные союзными и областными партийными органами перед нефтяниками Западной Сибири и в частности НГДУ «Фёдоровскнефть» задачи по ускоренному развитию региона и достижению добычи нефти 1 млрд. т. в год потребовали проектирования разработки конкретного месторождения с соблюдением двух условий:

§ получение высоких уровней отбора нефти;

§ возможно минимальные затраты на добычу нефти.

Указанные условия выполнимы при следующих принципах разработки месторождений.

I. Первоочередной ввод в эксплуатацию наиболее крупных и высокопродуктивных месторождений. Обеспечиваются высокие темпы и уровни добычи нефти, эффективность капитальных вложений с начала эксплуатации при минимуме затрат в обустройство региона, сокращаются объемы всех видов затрат и работ на единицу добываемой нефти.

II. Объединение в один эксплуатационный объект нескольких продуктивных пластов. Преследуются те же цели. Например, Западно-Сургутское месторождение, где на первых этапах в один объект разработки были включены пласты БС1, БС2, БС10.

III. Применение относительно редких (50-60 га/скв) сеток скважин. Преследуются те же цели.

IV. Заводнение залежей практически с начала разработки путем применения законтурного и внутриконтурного воздействий. Преследовало цели поддержания пластового давления, а следовательно, и уровней отбора нефти.

Федоровское месторождение введено в разработку в 1973 году согласно:

«Обоснования опытно-промышленной эксплуатации первоочередного участка Федоровского месторождения», принятого 28.09.1972 года в качестве технологической схемы разработки первоочередного участка. Уровень добычи в 1973 году принят - 1000 тонн. Сетка скважин равномерная 700700 трехрядная. Количество скважин на пласт БС₁₀ - 31, пласт БС₁ - 4.

«Проект пробной эксплуатации газоносного пласта АС₄ на первоочередном учаске Моховой площади Федоровского месторождения» согласно которого в 1973 году добыть 700 млн.м³ и в 1974 году 1 млрд.м³ природного газа, для этого пробурить 7 газовых скважин.

В январе 1974 года утверждена «Технологическая схема эксплуатации опытно-промышленного участка в расширенных границах Федоровского месторождения», согласно которой утверждены для бурения два блока (II, III) на Моховой площади, утверждено бурение 140 нефтяных и 60 нагнетательных скважин. Максимальный уровень добычи - 4-4.5 млн.т.

18 июня 1976 года принята «Комплексная схема разработки Федоровского месторождения», согласно которой принята трехрядная блоковая система разработки скважин по сетке 600600 м, с последующим уплотнением до 25 га/скв. и организация очагового заводнения на Моховой и Федоровской площадях. Применение в опытном порядке на Восточно-Моховой площади блочно-квадратной системы размещения скважин. Согласно этого документа максимальный уровень добычи - 18.3 млн.т, количество скважин: добывающих - 1211, нагнетательных - 470. Конечная нефтеотдача - 41%. Максимальный объем закачки воды - 55.1 млн.м³.

15 июля 1977 года принята «Технологическая схема разработки пласта БС₁ Федоровского месторождения», согласно которой максимальный уровень добычи нефти - 2.1 млн.т, принята трехрядная система на Моховой площади, Федоровской и Мало-Федоровской площадях и площадное заводнение по девятиточечной системе на Северо-Сургутской площади. Пробурить 345 - добывающих; 135 - нагнетательных скважин. Максимальный объем закачки - 6.3 млн.м³.

18.02.1986 года принята «Технологическая схема разработки Федоровского месторождения», согласно которой выделено 6 эксплуатационных объектов АС₉, БС_1-2, БС₁₀¹, БС₁₀, БС₁₆, ЮС₂. Общий проектный фонд - 3820 скважин, для объекта АС_4-8 проведение опытно-промышленых работ на Моховой площади. Обеспечение уровней добычи нефти в 1986 году - 28.13 млн.т, в 1990 году - 16.77 млн.т.

13.04.1995 год принята «Технологическая схема разработки Федоровского месторождения», утверждены:

Ш уровни добычи нефти в 1995 году - 6.72 млн.т, в 2000 году - 5.91 млн.т, в 2005 году - 6.1 млн.т;

Ш уровни добычи природного газа в 1995 году - 307.31 млн.м³, в 2000 году - 871.88 млн.м³, в 2005 году - 1632 млн.м³;

Ш уровни закачки воды в 1995 году - 72.73 млн.м³, в 2000 году - 66.48 млн.м³, в 2005 году - 66.71 млн.м³.

Утверждено выделение семи эксплуатационных объектов: АС₄, АС_5-8, АС_7-8, АС₉, БС_1-2, БС₁₀¹, БС₁₀. Согласно этого проекта предусмотрено бурение горизонтальных скважин на объект АС_5-8 и промышленная разработка пластов АС_4-8.

В настоящее время Федоровское месторождение находится на третьей стадии разработки, т.е. на стадии снижающейся добычи. Следовательно, дальнейшая работа НГДУ «Федоровскнефть» связанна с добычей нефти из трудноизвлекаемых запасов разных типов. Отмеченные обстоятельства вынуждают НГДУ «Фёдоровскнефть» прилагать много усилий по поиску и обоснованию более совершенных по сравнению с известными технологий нефтеизвлечения из запасов разных типов, в том числе и трудноизвлекаемых. В частности, в НГДУ «Фёдоровскнефть» была применена система замкнутого заводнения, эффективность которой по сравнению с известными системами разработки в сопоставимых условиях существенно выше: коэффициент извлечения нефти больше на 2-7%, объем попутно отбираемой воды меньше на 20-30%. Система внедрена на пласте БС 10 Восточно-Моховой площади (север Федоровского месторождения нефти).

Для добычи нефти из водонефтегазовых залежей с толщиной нефтяной оторочки менее 10 метров была обоснована и реализована на базе горизонтальных добывающих скважин (ГС) система жесткого заводнения, адаптирующегося к особенностям геологического строения пластов, Система воздействия реализуется на пластах АС4-8 Федоровского месторождения нефти. Всего запроектировано 999 горизонтальных добывающих скважин, на 01.01.97г. пробурено 56. Опыт эксплуатации подтверждает их расчетную эффективность. Реализованные системы разработки не имеют аналогов в мире. Их применение позволило вовлечь в хозяйственный оборот считавшиеся до этого забалансовыми запасы тонких нефтяных оторочек водонефтегазовых залежей с обширной подгазовой зоной.

Нетрудно видеть, что системы разработки с бурением горизонтальных добывающих скважин применимы для довыработки остаточных запасов заводненных пластов и залежей с непредельной насыщенностью нефтью (недонасыщенные пласты).

Для низкопродуктивных пластов проницаемостью менее 0,03 мкм² была обоснована система разработки на базе гидроразрыва пласта и закачки газа (воздуха) высокого давления Ее расчетная эффективность не ниже эффективности эксплуатации методом заводнения среднепродуктивных залежей. Система запроектирована на ряде объектов НГДУ «Фёдоровскнефть», однако нигде не реализована из-за отсутствия заинтересованности недропользователей во внедрении новых технологий и техники при добыче нефти.

Для добычи нефти из Федоровского месторождения теоретически и лабораторно обоснован метод гидоотермовоздействия, предусматривающий создание в продуктивных отложениях системы искусственных трещин, крекинг углеводородного вещества с применением тепловых методов. Как показывает предварительная технико-экономическая оценка, добыча нефти и газа с применением этого метода соответствует эффективности разработки среднепродуктивных нормальных коллекторов методом заводнения.

Дальнейшее совершенствование методов проектирования разработки заключается в создании постоянно действующих геолого-математических моделей (ПДМ) эксплуатационных объектов месторождений. Первая такая модель (Федоровского месторождения) завершена в 1998 г., по остальным месторождениям - до 2004 года. Внедрение постоянно действующих геолого-математических моделей в практику управления выработкой запасов позволит повысить как нефтеотдачу пластов, так и улучшить весь процесс разработки месторождений.

Показатели разработки Федоровского месторождения представлены на рисунке 3.1

Рис. 3.1. Показатели разработки Федоровского месторождения

3.2 Динамика показателей разработки фонда скважин

За весь период разработки месторождение проходит через 3 стадии:

1. Стадия нарастающей добычи (разбуривание и постепенный ввод в промышленную эксплуатацию новых скважин, строительство трубопроводов, ДНС, КНС, ЦППН и т.д.);

2. Стадия постоянной добычи (ввод в эксплуатацию новых скважин и одновременно обводненние, перевод в ППД, консервация, ликвидация старых);

3. Стадия падающей добычи (постепенное уменьшение фонда скважин, извлечение оставшихся целиков нефти);

Федоровское месторождение нефти находится на третей стадии разработки - стадии снижающейся добычи нефти.

Пласт БС₁₀ является основным объектом разработки, определяющим добычу нефти на месторождении. Он содержит 88% извлекаемых запасов нефти, вовлеченных в промышленную разработку. В плане пласт разделен на четыре площади (Федоровскую, Моховую, Восточно-Моховую север и юг) (смотрите рисунок 2.1.1.), различающиеся системами размещения скважин, сроками ввода и стадиями разработки. Эксплуатация пласта начата в 1973 г. Фонд скважин по состоянию на 1.01.97г. составляет 2637, в том числе добывающих 1351 и нагнетательных 573. С начала разработки из пласта отобрано 386.9 млн.т нефти или 85% от начальных извлекаемых запасов, текущий коэффициент извлечения нефти - 0.397 при текущей обводненности продукции 91.3%. Утвержденный коэффициент извлечения нефти - 0.467.

Максимальная добыча нефти 34.3 млн.т была получена в 1983 г. при темпе отбора 7.5% от начальных и 11.5% от текущих извлекаемых запасов нефти.

Пласт БС₁₀ находится в завершающей стадии добычи нефти.

В 1996 году из него добыто 4.017 млн. т нефти при темпе отбора от начальных извлекаемых запасов 0.9%. Фактический средний дебит добывающих скважин по нефти 9 тон в сутки, по жидкости 103.7 тон в сутки.

Накопленный объем добытой жидкости составил 1048.3 млн.т, объем закачанной пласт воды 1413.7 млн.м³ текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды 120.4%, накопленная 115.4%.

С целью улучшения выработки запасов нефти пласта БС₁₀ и увеличения ее добычи проводили уплотнение сетки основного фонда скважин в несколько этапов. Первое уплотнение на Моховой и Федоровской площадях осуществили в период с 1981 по 1985 г.

На Моховой площади зоны стягивания в каждом блоке разработки были уплотнены бурением двух дополнительных рядов. В качестве уплотняющих использованы проектные скважины пласта БС₁, углубленные до пласта БС₁₀.

На Федоровской площади пласты БС₁₀ и БС₁ разбуривали одновременно. Проектные скважины пласта БС1 также углубили до пласта БС₁₀, они были уплотняющими на этот пласт и вступили в разработку одновременно со скважинами основного фонда.

Как видно из рис. 3.2 - 3.3, скважины первого этапа уплотнения имеют, по сравнению со скважинами основного фонда, более высокие средние дебиты по жидкости на протяжении всего периода эксплуатации, в начальный же период эксплуатации - более низкую обводненность добываемой продукции и более высокий дебит по нефти.

Рис. 3.2. Динамика добычи нефти пласта БС10

Рис. 3.3. Динамика обводнености продукции скважин пласта БС10

На одну добывающую скважину первого уплотнения отобрано в среднем 123.4 тыс.т нефти при рентабельной добыче 30 тыс.т/скв.

Второе уплотнение сетки скважин основного фонда началось в 1986 г. на Моховой и Федоровской площадях бурением скважин в зоне отбора там, где не было проведено уплотнение углубленными до пласта БС₁₀ проектными скважинами пласта БС₁ и оставшимися собственными проектными скважинами пласта БС₁₀, а также бурением поперечных разрезающих рядов нагнетательных скважин, предназначенных на не вырабатываемые участки разреза пласта БС₁₀.

В скважинах второго этапа уплотнения вскрывали перфорацией участки пласта БС10, слабо вовлеченные в разработку, находящиеся в нижней части разреза пласта и имеющие малую начальную насыщенность нефтью. Среднегодовая обводненность скважин второго уплотнения ниже, а средние дебиты по нефти выше средних текущих величин этих показателей по сравнению со скважинами основного фонда и первого уплотнения. На одну скважину второго уплотнения отобрано в среднем 47.8 тыс.т нефти.

Третье уплотнение фонда скважин по пласту БС₁₀ осуществляется с 1989 г. в основном на южной части Восточно-Моховой площади. Уплотняющие добывающие скважины назначались на слабодренируемые запасы нефти этого пласта.

В дальнейшем на слабодренируемые запасы нефти будут пробурены уплотняющие скважины на Моховой (96 скв.), Федоровской (86 скв.), площадях и северной части Восточно-Моховой (10 скв.) площади. На рисунке 3.4.6. приведены применяемые системы размещения скважин пласта БС₁₀ на Федоровском месторождении.

История эксплуатации этой группы скважин уплотнения насчитывает 8 лет, в среднем на одну скважину отобрано 11.7 тыс.т нефти. Достаточно небольшая текущая обводненность добываемой продукции и величина текущих дебитов дают основание предполагать, что скважины этой группы также в конечном счете окажутся рентабельными, т.е. добыча нефти на одну скважину составит не менее 30 тысяч тон.

Всего по уплотняющим скважинам добыто с начала их эксплуатации 56.1 миллионов тон нефти или 17% от накопленной добычи по основному фонду, на одну добывающую уплотняющую скважину отобрано 74 тыс .т нефти, средний дебит по нефти 8.6 т/сут, по жидкости 86.3 т/сут.

Таким образом, анализ результатов эксплуатации уплотняющего фонда скважин пласта БС10 Федоровского месторождения нефти показал эффективность этого мероприятия.

Разработка объекта ВС 10-1 началась в 1979 году вводом в эксплуатацию северной части Восточно-Моховой площади, а в 1981 году - Федоровской и южной части Восточно-Моховой площади. Проектный фонд скважин в пределах рентабельных толщин разбурен. Фонд скважин по состоянию на 1.01.97 год составляет 391, в т.ч. действующих добывающих 219 и нагнетательных 77. Максимальная добыча нефти 1.6 млн.т нефти была получена в 1989 году при темпе отбора 6.3% от НИЗ. С начала разработки отобрано 14.8 миллионов тон нефти, что составляет 58.9% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0.230 при обводненности 70.5%. Средний дебит по нефти 8.7 тон в сутки, по жидкости 29.6 то в сутки.

Пласты БС1 и БС2 имеют хорошие коллекторские свойства, но сравнительно малые нефтенасыщенные толщины (1.6 - 5.3м). Имеются зоны слияния, пласты в плане перекрываются. Это послужило основанием для их объединения в один объект разработки.

По технологическим документам предусматривалась разработка этого объекта трехрядными блоками с расстоянием между эксплуатационными скважинами 600 метров, нагнетательными - 500 метров и расстоянием от нагнетательных скважин до первого ряда - 700 метров (S = 37.1 га/скв.). При этом предполагалось углубление скважин до пласта БС10 с последующим возвращением высокообводненных скважин, в том числе и скважин собственно пласта БС10, на объект БС 1-2

В процессе разработки месторождения выявилась невозможность формирования регулярной системы разработки объекта ВС 1-2. Поэтому было осуществлению возвращение собственных скважин пласта ВС 1-2 с первой полосы объекта БС10, а на вторых полосах решено пробурить новые скважины на пласт БС 1-2 оставив углубленные скважины на объекте БС 10.

В дальнейшем было принято решение о внедрении на объекте обращенной девятиточечной системы по сетке 600х600 метров на Северо-Сургутской площади.

Объект БС 1-2 находится в стадии снижающейся добычи нефти с 1991 года. С начала разработки (1974г.) отобрано 12.5 млн.т нефти (40.7% от НИЗ). Текущий КИН составил 0.121 (утвержденный -0.296) при обводненности 81 %. Отобрано 37.1 млн.т жидкости, закачано 48.2 млн.м³ воды.

Текущий средний дебит добывающей скважины по нефти 6.0 т/сут, по жидкости 34.8 т/сут.

Объект АС9 введен в разработку в 1980 года на Моховой и в 1981 году на Федоровской площадях по квадратной сетке 400х400 метров с избирательным и законтурным заводнением.

Проектный фонд скважин разбурен. В целом по объекту АС9 пробурено 159 скважин, в том числе действующих добывающих 72 и нагнетательных 29. Максимальный отбор нефти 671 тыс.т был получен в 1987 году при темпе отбора 9.2% от НИЗ. Объект АС9 находится в стадии снижающейся добычи нефти. С начала разработки по объекту отобрано 5.4 млн.т или 74.1% от НИЗ. Текущий коэффициент нефтеизвлечения составил 0.223 (утвержденный - 0.301) при обводненности продукции 90.8%. В 1996 году добыто 148 тыс.т нефти. Средний дебит добывающей скважины по нефти 5.6 т/сут, по жидкости 61.5 т/сут

Жидкости с начала разработки добыто 22.9 млн.т, объем закачанной в пласт воды составил 28.7 млн.м³, текущая компенсация отборов жидкости закачкой воды 116%, накопленная 119.1%.

С 1976 года на месторождении ведутся опытно-промышленные работы по эксплуатации водонефтегазовых залежей пластов АС4-8 Они представлены на всех площадях Федоровского месторождения нефти и в плане перекрывают практически все разрабатываемые пласты, содержат 159.1 млн.т утвержденных начальных извлекаемых запасов нефти, что составляет 23.4% от запасов месторождения.

Залежь нефти пластов АС4-8 практически на всей площади представляет собой нефтяную оторочку, заключенную между-обширной газовой шапкой и подстилающей ее подошвенной водой. Высота залежи небольшая, среднее расстояние между ГНК и ВНК -12 метров. Средние эффективные толщины составляют: газонасыщенная - 9.7 метров, нефтенасыщенная - 5.6 метров, водонасыщенная - 12.2 метров. Запасы нефти этой залежи считаются трудноизвлекаемыми. Результаты проводимых опытно-промышленных работ показали, что добыча нефти сопровождается отборами значительных объемов газа из газовой шапки. На каждую тонну добытой нефти приходится 1.2 тыс.м^ газа. Прорыв газа к интервалам перфорации добывающих скважин обусловлен геологическим строением пластов АС4-8 При тонкой нефтяной оторочке не удается организовать эксплуатацию добывающих скважин на безгазовых режимах.

Другим фактором, снижающим эффективность выработки запасов нефти, является резкий рост обводненности продукции. По результатам опытно-промышленных работ можно сделать вывод, что геологические условия залегания углеводородов в пластах АС4-8 Федоровского месторождения нефти оказывают неблагоприятное влияние на эффективность процесса нефтеизвлечения. Добыча нефти в таких условиях неизбежно сопровождается извлечением значительными объемов попутно добываемых воды и газа. Традиционными методами разработки за реальные сроки утвержденная нефтеотдача, вероятно, достигнута не будет. Поэтому в 1993 году на месторождении были пробурены четыре горизонтальные скважины. Результаты эксплуатации первых горизонтальных скважин показали возможность их применения при разработке пластов АС4-8 Федоровского месторождения.

В целом по объекту АС4-8 с начала его разработки отобрано 7.8 млн .т нефти. Текущий коэффициент нефтеизвлечения от общих балансовых запасов составил 0.012 при текущей обводненности добываемой продукции 85.7%. В 1996 году добыча нефти составила 1.3 тыс.т , жидкости 9.1 тыс.т. Средний дебит добывающей скважины по нефти 13.2 т/сут, по жидкости 92.5 т/сут. В целом по объекту АС4-8 пробурено 633 скважины, в том числе добывающих 363, из них 50 скважин горизонтальных, нагнетательных 109.

На объекте БС16 в 1995 году пробурено пять добывающих скважин. На 1.01.97 год фонд скважин составляет восемь, в том числе шесть добывающих и одна нагнетательная. Добыча нефти за этот период составила 9.4 тыс.т, из них 7.9 тыс.т добыто в 1996 году, накопленная добыча жидкости 28.2 тыс.т, 18.7 тыс.т жидкости добыто в 1996 году. Средний дебит добывающей

скважины по нефти 4.5 т/сут. по жидкости 10.7 т/сут. среднегодовая обводненность 57.7%.

Пласт ЮС2 эксплуатируется пятью скважинами. За весь период_эксплуатации (1984 - 1996 годов) из пласта отобрано 77.1 тыс.т нефти, 135.1 тыс. т жидкости. Текущий средний дебит добывающей скважины по нефти 5.4 т/сут, по жидкости 8.3 т/сут. Добычные возможности по пласту не установлены и не определена система разработки.

Как отмечалось выше. Федоровское месторождение нефти находится в стадии снижающейся добычи нефти по всем объектам, находящимся в разработке долгие годы. Поэтому необходимо сконцентрировать все внимание на залежах, содержащих запасы нефти, извлечение которых позволило бы замедлить падение добычи нефти и стабилизировать ее. С этой целью рассмотрим структуру извлекаемых запасов нефти. Запасы нефти Федоровского месторождения нефти представленны на рисунке 3.4.



Рис. 3.4 Запасы нефти Федоровского месторождения

Запасы нефти Федоровского месторождения нефти утверждены ГКЗ-СССР и составляют: балансовые - 1848.8 млн.т. извлекаемые -681.3 млн.т. коэффициент нефтеизвлечения 0.369 (по категориям B+C₁), балансовые 310.5 млн.т. извлекаемые 43.6 млн.т, коэффициент нефтеизвлечения 0.141 (по категории С₂). Начальные извлекаемые запасы нефти распределялись по объектам разработки следующим образом: основной объект - пласт БС10 - 66.8%, в сложно построенных газонефтяных залежах пластов АС4-8 - 23.4%, на объекты БС1-2 1БС10 приходилось 4.5 и 3.7% соответственно, в пласте АС9 - 1%, а в пластах 1ЮС2, БС16 - 0.6% в сумме. Таким образом, в целом на объекты группы БС приходилось 75.6% НИЗ. а на объекты группы АС - 24.4% НИЗ. Выработка запасов нефти по основному объекту разработки - пласту БС10 достигла 85%, по объекту 1БС10 - 59%, по объекту БС1-2 - 41%, по объекту АС9 - 74%. За счет разработки объектов произошли изменения в структуре извлекаемых запасов нефти. Текущие извлекаемые запасы месторождения составляют 253.9 млн. т и распределяются по объектам разработки следующим образом: от запасов нефти основного объекта разработки пласта БС10, который был определяющим в добыче нефти многие годы, осталось 68.3 млн. т при текущей обводненности 91.3%, в пластах БС1-2 и 1БС10 - 18.2 млн.т, 10.3 млн.т при текущей обводненности 81.4 и 71.2% соответственно, в пласте АС9 осталось 1.9 млн.т при текущей обводненности 91.3%. Текущие извлекаемые запасы нефти по залежам пластов АС4-8 - 151.3 млн.т, при текущей обводненности 85.7%. В сумме по объектам БС10 -АС9 текущие извлекаемые запасы составляют 98.6 млн.т или 39% от ТИЗ месторождения. Из распределения текущих запасов нефти по объектам разработки следует, что перспектива развития добычи нефти на Федоровском месторождении нефти связана с промышленным освоением объектов АС4-8. В технологической схеме 1995 года был утвержден вариант разработки нефтяной оторочки пластов АС4-8 с применением горизонтальных скважин, которых предполагается пробурить 1003. Технико-экономические расчеты показали, что экономическая эффективность от применения горизонтальных скважин на. порядок выше, чем с применением вертикальных скважин, при этом коэффициент извлечения нефти увеличивается в 1.8 раза, дополнительно вовлекается в разработку на 100.9 млн. т нефти больше, чем в варианте с вертикальными скважинами. Реализация проектных решений технологической схемы позволит стабилизировать добычу нефти на месторождении и в течение двадцати лет добывать около 6 миллионов тон нефти в год. При этом снижение добычи нефти по истощаемым объектам разработки - пластам АС9, БС12, 1БС10, ВС10 будет компенсироваться вводом свежих запасов из пластов АС4-8.

На рисунке 3.5 представлена динамика добычи нефти Федоровского месторождения (прогноз до 2020 г.), на рисунке 3.6.представленна динамика эксплуатационного фонда Федоровского месторождения, в приложении представленна динамика добычи нефти Федоровского месторождения.

Рис. 3.5 Динамика добычи нефти (прогноз)

Рис.3.6 Характеристика эксплуатационного фонда

3.3 Осложнения при эксплуатации скважин

Нефть пласта АС_4-8 относится к парафинистому типу. Особо серьезные осложнения возникают при отложениях парафина в затрубье скважин, когда через него происходит фонтанирование. Поэтому, при режиме работы скважины “фонтан-насос” и фонтан затрубное пространство ее должно быть закрыто на устье.

Для борьбы с АСПО применяются: промывка АДП горячей нефтью; скребки, спускаемые на проволоке лебедки; электронагреватели.

Как я думаю, применять удаление АСПО теплоносителями является не целесообразно как технологически так и экономически. Поскольку данная технология экономически в 3-5 раз дороже, чем механический метод. Из-за наличия тугоплавких компонентов АСПО каждая обработка снижает на 15-30% последующий межочистной период. И, наконец, при закачке горячей нефти в скважину нарушается техническое условие эксплуатации токоподводящего кабеля УЭЦН.

Рациональным является применение в насосных и фонтанных скважинах скребков, спускаемых лебедкой с вездеходной транспортной базы. Есть определенные трудности обслуживания скважин с высоким давлением на устье, но вопросы эти решаются применением переносного лубрикатора с превентором.

Отложение пробок АСПО в подъемниках может привести к спонтанному загидрачиванию их. Особенно это характерно для обводненных скважин с низким дебитом жидкости и высоким дебитом газа.

На скважинах пласта АС_4-8 Федоровского месторождения гидратные отложения отмечены на устье. Применяют обработку паром. Необходимо применять электропрогрев и теплоизоляцию. Для предупреждения образования гидратов в лифтах рекомендуются греющий кабель или периодическая прокачка нагретого CaCl₂. В случае отложения гидратов в затрубье необходимо прикрыть по нему отбор газа и нефти.

Вопросы борьбы с пескопроявлениями в горизонтальных скважинах стоит с большой остротой, чем в вертикальных из-за возможности обрушения горизонтального участка слабосцементированных коллекторов. Кроме того, весьма сложно, не создавая аварийной ситуации, обеспечить условия дренажа песка из длинномерного горизонтального участка. При выносе песка ствол скважины должен быть обеспечен колонной.

Без цементирования в зарубежной практике применяются как механические, так и намывные фильтры. Даже при высоком техническом уровне техники и технологии строительства гравийных фильтров зарубежные фирмы применяют их в ограниченных масштабах.

Механический фильтр создается на внешней стороне эксплуатационной колонны навивкой профильной проволокой или сетки. Конструкция определяется фракциональным составом песка и интенсивностью его выноса.

В зацементированную колонну можно спустить коаксиально механический фильтр. Необходимо учесть, что в данных участках впоследствии фильтр извлечь не удается. Песчаные пробки на забое могут образовываться при попадании его с жидкостью глушения или на кабеле, трубах и т.п. при их спуске. Необходимо исключить этот прецедент. Имеется положительный опыт спуска в горизонтальные участки тонких стационарных хвостовиков для проведения различных технологических операции: выноса песка, подачи кислоты и т.п. Фирмой Upton Resources (г. Истевак, Канада) получено увеличение коэффициента нефтеотдачи с 15% до 50% в карбонатном коллекторе, разрабатываемом в жестком водонапорном режиме при помощи горизонтальных скважин. Выравнивание фронта продвижения нефти к скважине достигнуто изменением перепада давления в стволе горизонтальной скважины с помощью нескольких штуцеров, установленных в хвостовике.

На Федоровском месторождении для предупреждения выноса песка используется фильтр типа ФГС-146 разработанный ОАО “Сургутнефтегаз” и НПО “Буровая техника”. Работа выполнена в 1994 г. по договору с ОАО “Сургутнефтегаз”.

Неработающий нагнетательный фонд скважин Федоровского месторождения представлен в таблице 3.1

Таблица 3.1. Неработающий нагнетательный фонд на 1.05.2001г.

Причина и вид простоя
		1	2	3	4	5	6	7
Простаивающий фонд
1.По распоряжению	21		1		10	7	3
2.0тсутствие Q	9			1		1		4
З.Р Ф А.РНО	0
4.Порыв водовода	2						1	1
5.Гидратная пробка	0
6.ЛМКП	1							1
7.Ловильные работы	1						1
8.Подозрение на НЭК	0
9.3аморожена,низкоеРнагн.	2						2
10. Прочие	0
Бездействующий фонд	92
1.По распоряжению	4	2			2
2.0тсутствие Q	35	5	1	6	2	1	5	13
З.Негерметич.Э.К.	10			1	1		8
4.Подозрение на НЭК					1
5-Полет НКТ	22	1	3		2	12	3	1
б.Прихват НКТ	3			2			1
7.Межколонные проявления	0
8.Рем.изол.работы(РИР)	2				1			1
9.Восстановление циркуляции	0
10.Ремонт назем.обор.(РНО)	1	1
11.Порыв водоводов	5	1					1	3
12.3аморожен водовод,скв.	1							1
13.0тсутствие кап.водовода	5	2			1		2
14.Ожидание ликвидации	0
15.Прочие	3		1		1		1
Освоение
1.Ожидание освоения	3		1	2
2.Ожидание КРС,ПРС	1						1
З.Ожидание обустройства	8	4	3				1
4.Прочие	0
5.По распоряжению	0
6.Ожид.ликвидации	0			0
Всего неработающий фонд	140	16	10	12	21	21	30	25
в т. ч. по распоряжению	25	2	1	0	12	7	3	0

3.3.1 Методы борьбы с АСПО применяемые на НГДУ Федоровскнефть

Тепловые методы

Тепловые обработки с помощью АДП

Промывка горячей нефтью с помощью АДП на данный момент является основным методом борьбы с АСПО. За 2000 год проведено 6200 обработок, что составляет 63,9% от общего количества обработок. Данным способом защищалось 610 скважин, что составляет 57,9% от всего парафинящегося фонда.

В том числе по способам:

Фонтан - 5 скважин - 51 скв/опер. МОП - 36 сут.

ЭПУ - 244 скважин - 1924 скв/опер. МОП -46 сут.

ШГН - 361 скважина - 4225 скв/опер. МОП -31 сут.

Средний МОП по АДП составляет 36 суток.

Электротепловые обработки

Силами геофизических партий треста "Сургутнефтегеофизика" проведено 573 электротепловых обработок, что составляет5,9% от общего количества обработок. Данным способом защищалось 101 скважина фонда ЭПУ, что составляет 13,9% от парафинящегося фонда.

Средний МОП по этому способу составляет 64 суток.

Промывка через гибкую трубу силами бригад ЦСР СУПНП и КРС.

В 2000 году возникла необходимость в работах по восстановлению циркуляции на скважинах ЭПУ с помощью промывок установкой "гибкая труба". Данным способом было проведено восстановление циркуляции на 160 скважинах, по которым были допущены образования "глухих пробок". В связи с высокой стоимостью проведения операций. Данный способ борьбы с АСПО применялся лишь в экстренных случаях, а основные усилия концентрировались на профилактических работах.

Механические методы

Чистка механическим скребком силами канатных звеньев.

Данным способом защищалось 270 скважин, что составляет 25,6% от всего парафинящегося фонда. За 2000 год проведено 1998 обработок, что составляет 20,6% от общего количества обработок.

Средний МОП по этому способу составляет 50 суток.

Обработка растворителями

Данные обработки проводятся силами СУХТП и НГДУ, в качестве растворителя применяется ШФЛУ. За 2000 год силами СУХТП проведено 800 обработок, что составляет 8,2% от общего количества обработок, в том числе 76 обработок проведено собственными силами НГДУ, используя бензиновую фракцию, вырабатываемую на установке подготовки конденсата УВСИНГ. Данным способом защищалось 149 скважин. Средний МОП по защищаемым закачкой ШФЛУ скважинам составляет 68 суток.

В связи с тем что на Федоровском месторождеии обводненость составляет более 90%, а добыча жидкости по месторождению в целом уменьшается приходится выводить из процесса большие мощности, но при все при этом существует большая потребность в улучшения качества переработки нефти.

Основным осложнением при транспортировке жидкости из скважин на Федоровском месторождении являются отложения парафинов в магистральных трубопроводах. Существуют методы предупреждения:

Применение теплоизоляции, способствующей сохранению высокой температуры нефти, которая одновременно является противокоррозийным покрытием.

Применение поверхностно активных веществ подаваемых в поток обводненной нефти

Покрытие внутренней поверхности трубопроводов различными лаками, эпоксидными смолами и стеклопластиками существенно снижающими шероховатость труб и делающими поверхности труб гидрофильными.

4.ТЕХНИЧЕСКАЯ ЧАСТЬ

4.1 Конструкция типовой скважины

На Фёдоровском месторождении конструкция скважин выбирается с учётом геологического строения вскрываемых скважиной пластов. Каждая колонна опускается до определённой глубины и цементируется до запроектированного уровня. Типовая скважина Фёдоровского месторождения имеет следующую конструкцию. На рисунке 4.1. представлена конструкция типовой скважины.

Рис.4.1. Конструкция скважин. 1 - направление; 2 - кондуктор; 3 - промежуточная колонна; 4 - эксплуатационная колонна

Направление диаметром 324 мм спускается на глубину 100 м и цементируется до устья. Применяется для перекрытия верхних почвенных слоёв, предания скважине устойчивого вертикального направления.

Кондуктор диаметром 245 мм спускается на глубину 500 метров для добывающих и 700 метров для нагнетательных. Кондуктор изготавливается из обсадных труб с трапециевидной резьбой типа ОТТМ исполнением «Б». Цементируют до устья тампонажным раствором плотностью 1,83 г/см3. Применяемая марка цемента ПЦТ- ДО-50 ГОСТ 1581-85.

Служит для перекрытия верхних неустойчивых пород, предотвращения осыпей и прихвата инструмента при бурении.

Кондуктор оборудуют башмаками типа БК-426, БК-324 и БК-245, тремя пружинными центраторами ЦЦ-426/508-1 и ЦЦ-245/295-1. Расстояние между центраторами составляет не менее 10 метров.

Хвостовик диаметром 168 мм опускается в интервале 390-1800 метров. Хвостовик изготавливается из обсадных труб с треугольной резьбой. Цементируется на всю длину тем же тампонажным раствором, как и кондуктор.

Эксплуатационная колонна изготавливается из обсадных труб диаметром 139,7 или 146 мм спускается на глубину на 50 метров ниже проектного горизонта. Цементируется на 100 метров выше башмака кондуктора. Тампонажный раствор плотностью 1,8 г/см3 приготовлен из портландцемента марки ПЦ-ДО-100 ГОСТ 1581-85.

Эксплуатационная колонна оборудуется направляющим башмаком БК-139,7, БК-146 и обратным клапаном типа ЦКОД-139,7-1 и ЦКОД-146-1.

Эксплуатационная колонна окончательно образует ствол скважины. Глубина цементного стакана, остающегося после цементирования эксплуатационной колонны, является искусственным забоем. В процессе эксплуатации скважины забой может быть засыпан осадком, засорен аварийным оборудованием, посторонними предметами. В этом случае глубина верха аварийного оборудования или осадка является текущим забоем скважины.

Верхняя часть обсадных труб заканчивается колонной головкой. Она предназначена для подвешивания и обвязки обсадных колонн с целью герметизации межтрубного пространства, контроля и управления межтрубными проявлениями и служит основанием для устьевого оборудования - для различных способов эксплуатации скважин.

Для герметизации резьбовых соединений применяют смазку Р-402.

4.2 Оборудование устья скважины

Оборудование устья скважины обеспечивает муфтовую подвеску НКТ, герметизацию устья (вывод кабеля и НКТ), подачу продукции и регулирование режима эксплуатации, и возможность проведения различных технологических операций.

Герметичность вывода кабеля и НКТ достигается с помощью разъемного конуса вставляемого в крестовину, резинового уплотнения и фланца. Для отвода затрубного газа в линию нефтесбора, монтируется обратный клапан.

К наземному оборудованию относят фонтанную арматуру. Их классифицируют по конструктивным и прочностным признакам:

Рабочему давлению (7,17,21,35,70,105 Мпа);

Схеме исполнения (восемь схем);

Числу спускаемых в скважину труб (один и два ряда концентричных труб);

Конструкции запорных устройств (задвижки, краны);

Размерам проходного сечения по стволу (50-150мм).

Фонтанная арматура включает трубную головку и фонтанную елку с запорными и регулирующими устройствами. Трубная головка предназначена для подвески НКТ и герметизации пространств между ними и обсадной эксплутационной колонной.

При оборудовании скважины двумя концентричными колоннами НКТ двухрядная конструкция подъемника трубы большего диаметра подвешиваются на резьбовом соединении нижнего тройника (крестовины), который устанавливается на крестовину, герметизирующую затрубное пространство. Трубы меньшего диаметра подвешиваются на резьбе переводника (стволовой катушки), размещаемом над тройником. При однорядной конструкции подъемника нижний тройник не ставится и трубы, подвешиваемые к нему не спускаются. Применяется также и муфтовая подвеска.

Фонтанная елка предназначена для направления потока в выкидную линию, а также для регулирования и контроля работы скважины. Она может включать в себя один или два тройника (одно или двух ярусная тройниковая арматура), либо крестовину (крестовая арматура). Двухъярусная тройниковая и крестовая конструкции елки целесообразны в том случае, если не желательны остановки скважины, причем рабочей является верхняя или любая боковая струна, а первое от ствола запорное устройство - запасным. Двухъярусную тройниковую арматуру рекомендуют для скважин, в продукции которых содержится механические примеси. Сверху елка заворачивается колпаком (буфером ) с трехходовым краном и манометром. Для спуска в работающую скважину глубинных приборов и устройств вместо буфера ставится лубрикатор. На фланцах боковых отводов трубной головки и фонтанной елки предусматриваются отверстия для подачи ингибиторов коррозии и гидратообразования в затрубное пространство и ствол елки, а также под карман для термометра.

В зависимости от условий эксплуатации арматуру изготавливают для не коррозионных, коррозионных сред, а также для холодной климатической зоны. На заводе изготовители фонтанную арматуру подвергают пробному гидравлическому испытанию, при котором давление испытания для арматур, расчитанных на рабочее давление до 70 Мпа, а от 70 Мпа и выше полутократному и рабочему давлению.

Арматуру отбирают по необходимому рабочему давлению, схеме (тройниковая или крестовая), числу рядов труб, климатическому и коррозионному исполнению. Манифольт предназначен для обвязки фонтанной арматуры с выкидной линией, подающей продукцию на групповую замерную установку. Их монтируют в зависимости от местных условий и технологии эксплуатации. В общем случае они обеспечивают обвязку двух струн со шлейфом, струн с затрубным пространством, струн и затрубного пространства с факелом или амбаром и т.д.

К запорным устройством арматуры относятся проходные пробковые краны с ручным, пневматическим дистанционным или автоматическим управлением. Фонтанные арматуры различают по конструктивным и прочностным признакам. Эти признаки включают в шифр следующим образом: АФК1Х2Х3-Х4,Х5,Х6,Х7. Где АФ-фонтанная арматура: Х1-конструктивное исполнение; К-подвеска НКТ на резьбе переводника; подвеска НКТ на муфте не обозначается; для скважин оборудованных ЭЦН-Э, Х2-номер схемы монтажа тройникового и крестового типов по ГОСТ 13846-84; при двухрядной колонне НКТ добавляется буква «а»; Х3-способ управления запорными устройствами; ручной не обозначается, автоматический-А, дистанционный и автоматический -В; Х4-условный проход ствола(50,65,80,100,150мм); Х5-рабочее давление умноженное на 0,1 Мпа; Х6-климатическое исполнение, для умеренной климатической зоны - не обозначается; для холодной климатической зоны -Хл; Х7-исполнение по коррозионной стоикости с применением ингибитора в скважине.

4.3 Способы эксплуатации скважин Фёдоровского месторождения

На Фёдоровском месторождении добыча нефти ведётся как фонтанным, так и механизированным способами. К механизированным способам добычи нефти относятся газлифт и насосная добыча (с использованием ЭЦН и ШСНУ).

4.3.1 Фонтанная эксплуатация скважин

Фонтанирование скважины происходит под влиянием энергии сжатых пород и пластовой жидкости, а также энергии сжатой газовой фазы, выделяющейся из нефти и расширяющейся в процессе подъёма её на поверхность. На 1.01.2000 года на Фёдоровском месторождении фонтанным способом эксплуатировалась 41 скважина.

4.3.2 Газлифтная эксплуатация скважин

При определённых условиях фонтанирование скважины прекращается, тогда переходят на механический, в частности газлифтный (ГЛ) способ эксплуатации. При ГЛ эксплуатации газ подаётся в кольцевое пространство и переходя в НКТ способствует подъёму жидкости. Поступление газа осуществляется через специальные ГЛ клапана. Такая конструкция применяется на Фёдоровском месторождении. Применяется и другая схема подачи газа - в центральную трубу. При этом производительность ГЛ подъёмника обеспечивается значительным расходом газа.

ГЛ эксплуатации присущи свои преимущества и свои недостатки.

Преимущества:

широкий диапазон возможных дебитов по жидкости (от 10 до 1900 т/сут);

простота оборудования, отсутствие трущихся деталей;

возможность эксплуатации наклонных скважин.

Недостатки:

при содержании воды в добываемой продукции образуется стойкая эмульсия;

большая протяжённость подводящих газ трубопроводов;

при компрессорном ГЛ (КГ) требуются большие капитальные вложения на строительство компрессорных станций.

На месторождении идёт процесс замены КГ на насосные способы. Это происходит из-за высокой обводнённости скважинной продукции (89,5%). Для поднятия 1м³ нефти с обводнённостью 90% требуется в 5 раз больше компремированного газа, чем для поднятия того же объёма нефти с обводнённостью 40 %, что экономически невыгодно.

4.3.3Эксплуатация скважин глубинными насосами

93% скважин Фёдоровского месторождения эксплуатируются глубинными насосами. Парк ШГН на 1.01.2000 года составил 430 скважин, парк ЭЦН - 2078 скважин. Таким образом эксплуатация скважин УЭЦН - основной способ добычи нефти на Фёдоровском месторождении.

Широкое применение УЭЦН по сравнению с УШГН связано с меньшей их металлоёмкостью, простотой обслуживания, относительно большим МРП - 320 сут, более широким диапазоном изменения значений подачи насоса и глубины спуска (ШГН - 1600-1700 м, ЭЦН - 1950м).

На практике не всегда удаётся подобрать насос с характеристикой, точно отвечающей характеристике скважины. Часто насос развивает напор и подачу, большие, чем это необходимо для создания оптимальных условий работы системы скважина-насос. Приходится прибегать к искусственному регулированию работы насоса, например, к ограничению его подачи. На рисунке 4.2. представлено оборудование скважины установкой погружного центробежного насоса.

Рис. 4.2. Схема оборудования скважины установкой погружного центробежного насоса: 1.-электродвигатель; 2.-протектор; 3.-приемная сетка насоса для приема жидкости; 4.-многоступенчатый центроежный насос; 5.-НКТ; 6.-бронированый трехжильный кабель; 7.-пояски для крепления кабеля к НКТ; 8.-устьевая арматура; 9.-барабан для набивки кабеля при спуско-подъемных работах и хранения кабеля; 10.-трансформатор; 11.-станция управления.

4.4 Применяемое оборудование в системе сбора нефти и газа

Особенности систем сбора нефти и газа в условиях Западной Сибири во многом связаны с кустовым размещением устьев скважин и сравнительно небольшим запасом энергии фонтанирования. Это обусловило применение на большинстве месторождении участковых систем, при которых продукция группы скважин (кустов) по одному трубопроводу поступает на первичный сборный пункт (ДНС), откуда после разгазирования нефть с помощью насосов направляется на центральный сборный пункт (ЦПС), а газ - на компрессорную станцию. Дебит скважин замеряется на групповых замерных установках, совмещаемых с площадками кустов скважин или первичных сборных пунктов.

Сравнительно невысокое содержание нефтяного газа обеспечивает его сепарацию в две-три ступени. Сепараторы первой ступени размещаются непосредственно на месторождении, на ДНС.

4.4.1 Применяемые ГЗУ «Спутник»

Блочные автоматизированные замерные установки предназначены для автоматического измерения дебита скважин при однотрубной системе сбора нефти и газа, для контроля за работой скважины по наличию подачи жидкости, а также для автоматической или по команде с диспетчерского пункта блокировки скважин или установки в целом при возникновении аварийных ситуации.

На Федоровском месторождении наиболее распространены блочные автоматизированные групповые замерные установки «Спутник А» и «Спутник Б».

Блочные установки типа «Спутник А».

Спутник А - базовая конструкция серии блочных автоматизированных замерных установок . Существует три модификации этих установок: «Спутник А-4-16-14-400», «Спутник АМ-25-10-1500» и «Спутник АМ-40-14-400».

В указанных цифрах первая цифра обозначает рабочее давление, на которое рассчитана установка; вторая - число подключенных к ней скважин и третья - наибольший дебит измеряемой скважины (м³сут).

Установки состоят из двух закрытых обогреваемых блоков: замерно-переключающего и щитового.

Исполнение блоков позволяет эксплуатировать их при температуре окружающей среды от -55 до +50°С и относительно влажности воздуха до 80%.

Техническая характеристика установок типов «Спутник А» и «Спутник AM» приведены в таблице 4.1.

Таблица 4.1. Техническая характеристика установок типов «Спутник А» и «Спутник AM»

Показатели	АМ-16-14-400	АМ-25-10-1500	АМ-40-14-400
Число подключаемых скважин	14	10	14
Рабочее давление, МПа, не более	16	2,5	4
Диапазон измерения расхода жидкости, м3сут	10-400	10-1500	10-400
Общая пропускная способность установки, м3сут
по жидкости	4000	10000	4000
по газу	200000	200000	200000
Погрешность измерения, %	2	2,5	2,5
Суммарная установленная мощность электроприемников, кВт, не более	4	4	4
Напряжение электрических цепей электроприемников, В	380/220	380/220	380/220
Температура воздуха в переключающем блоке и помещении, С	5-50	5-50	5-50
Габаритные размеры, мм
длина	6400	8350	6350
ширина	3200	3200	3200
высота	2780	2710	2650
щитового помещения
длина	3080	3080	3080
ширина	2200	2180	2180
высота	2680	2430	2430
Масса, кг
замерно-переключающего блока	8000	10000	7100
щитового помещения	1600	1600	1600

Установки типа «Спутник А» оснащаются приборами контроля, управления и автоматического регулирования, поставляемыми комплектно с установкой (манометром ОБМ, электроконтактным манометром ВЭ-16руб, регулятором расхода, турбинным счетчиком ТОР-1, регулятором уровня, соленоидным клапаном КСП-4, поршневым разгруженным клапаном KПР-1,гидравлическим приводом ГП-1, блоком управления и индикации БУИ-14).

Комплекс приборов обеспечивает:

* автоматическое измерение дебитов;

* контроль за работой скважин по наличию подачи жидкости;

* автоматическую блокировку скважин при отклонении давления в

общем коллекторе от нормального, или по команде с диспетчерского

пульта.

При отсутствии подачи скважины, поставленный на замер, блок местной автоматики выдает аварийный сигнал в систему телемеханики.

...