Способ оптимизации обустройства нефтегазового месторождения с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ

(51) 21 43/00 (2006.01) 21 37/06 (2006.01) МИНИСТЕРСТВО ЮСТИЦИИ РЕСПУБЛИКИ КАЗАХСТАН ОПИСАНИЕ ИЗОБРЕТЕНИЯ К ИННОВАЦИОННОМУ ПАТЕНТУ технология предварительного сброса воды (ПСВ) и через блочные кустовые насосные станции (БКНС) производится закачка ее в пласт по совмещенной технологии (ГУУПСВБКНС), в результате чего нефтяная эмульсия, находясь в выкидном трубопроводе непродолжительное время, не успевает приобрести устойчивость к разрушению из-за так называемого эффекта старения,проходит на(ГУУПСВ) термохимическую обработку с подогревом до 60-90 С, после чего частично обезвоженная нефть с обводненностью до 5-10 откачивается на объект ее товарной подготовки, а подтоварная (сточная) вода в объеме до 90-95 от общего объема с температурой более 60 С через БКНС и нагнетательные скважины закачивается в продуктивный пласт, улучшая условия вытеснения нефти. В целях оптимизации на месторождении количества замерных установок (ЗУ), групповых установок,совмещенных с установками предварительного сброса воды (ГУУПСВБКНС),их размещают на таком удалении от устья добывающих и нагнетательных скважин, которое позволяет существенно снизить теплопотери,особенно в холодный период года, и повысить надежность их работы, для чего на масштабной схеме месторождения с нанесенными на ней добывающими и нагнетательными скважинами размещаются в виде сот шестигранники с радиусом описанной окружности т, равным оптимальной длине выкидного трубопровода от устья скважин до ЗУ (ГУУПСВ), определенного для данного месторождения на основании термодинамических расчетов и промысловых экспериментов, в центрах шестигранников размещаются групповые установки с совмещенными установками предварительного сброса воды и блочными кустовыми насосными станциями (ГУУПСВБКНС), а в центрах смежных с ними шестигранниках размещаются замерные установки (ЗУ), подключаемые к этим(72) Муллаев Берт Тау-Султанович Курбанбаев Мурат Избергенович Абитова Айгуль Жолдасовна Тастемиров Алимжан Расбаевич Лагошин Евгений Валерьевич Саенко Ольга Бертовна(73) Акционерное общество Казахский научноисследовательский и проектный институт нефти и газа(56) У.С. Карабалин, М.И. Курбанбаев, Муллаев,Е.В. Лагошин, Ж.К. Нугманов Совершенствование промысловой подготовки нефти на месторождениях с высокой обводненностью продукции(54) СПОСОБ ОПТИМИЗАЦИИ ОБУСТРОЙСТВА НЕФТЕГАЗОВОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ С ВЫСОКИМ СОДЕРЖАНИЕМ ПАРАФИНОАСФАЛЬТОСМОЛИСТЫХ ВЕЩЕСТВ(57) В предполагаемом изобретении решается задача оптимизации обустройства месторождения застывающей нефти с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ,обеспечивающая повышение эффективности его разработки,достижение эксплуатационной надежности промыслового оборудования,сокращение капитальных затрат,снижение энергетических и эксплуатационных расходов,увеличение добычи нефти и объемов извлечения нефти и КИН за весь срок его разработки. Задача оптимизации обустройства месторождении решается комплексно путем повышения надежности работы выкидных и нагнетательных трубопроводов,особенно в холодный период года, за счет снижения температурных потерь транспортируемой продукции путем сокращения их длины, для чего замерные и групповые установки (ЗУ и ГУ) размещаются на оптимальном удалении от устья добывающих скважин, на ГУ осуществляется Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при оптимизации обустройства нефтегазового месторождения с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ. Известен способ обустройства нефтегазового месторождения с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ эксплуатационными объектами, обеспечивающими подъем из скважин добываемую продукцию,промысловый сбор, транспорт, термохимическую подготовку нефти до товарного качества и сдачу потребителю, очистку и закачку подтоварной(сточной) воды в продуктивные пласты. Наиболее характерными в этом случае является,например, месторождение Узень, нефть которого характеризуется высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ до 40(содержание парафина в нефти 20), температурой насыщения нефти парафином близкой к пластовой температуре (54-64 С), температурой начала массовой кристаллизации парафина 42 С, потерей текучести нефти при 32 С, в связи с чем разработка этого месторождения в начальный период осуществлялась с поддержанием не только пластового давления, но и пластовой температуры,путем закачки горячей воды в продуктивные пласты. Киинов Л Разработка месторождений парафинистых и вязких нефтей в Западном Казахстане, 1996 г., с. 151. Недостаток известного способа обустройства месторождения с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ состоит в том, что реализованная на таких месторождениях,наряду с технологией поддержания пластового давления, технология поддержания пластовой температуры путем закачки горячей воды в продуктивные пласты, оказывается экономически не эффективной, так как затраты, связанные с подогревом воды в используемых для этих целей огневых подогревателях,работающих на углеводородном газе, превышают прибыль, которую можно получить от объемов нефти, дополнительно добытых за счет применения технологии поддержания пластовой температуры за весь срок разработки нефтегазового месторождения. В.Д. Лысенко. Оптимизация разработки нефтегазовых месторождений. М. Недра, 1991 г.,с. 230. Поэтому, например, на месторождении Узень,исходя из экономических соображений, после длительной закачки в продуктивные пласты горячей воды и создания, таким образом, в продуктивных пластах мощной оторочки горячей воды, была обоснована целесообразность последующего перехода на закачку в продуктивные пласты месторождения холодной воды. При этом полагали,что проталкивание холодной водой мощной оторочки горячей воды снизит проявление негативных последствий возможного охлаждения и выпадения парафина из нефти в продуктивном пласте. Однако следует отметить, что по данным ОАО ВНИИнефть за истекший 50-летний срок разработки месторождения Узень текущая величина температуры насыщения нефти парафином, по сравнению с начальной, несколько возросла,возможно, в связи с частичной дегазацией пластовой нефти,объемы закаченной в продуктивные пласты воды в 4 раза превысили объемы добытой нефти, обводненность добываемой продукции при этом достигла 90, а остаточные извлекаемые запасы нефти составили более 30, и оказались приуроченными преимущественно к продуктивным пластам с ухудшенными коллекторскими свойствами,оказавшись трудноизвлекаемыми. При этом в результате длительной закачки в продуктивные пласты холодной воды наметилась тенденция к их охлаждению (так, например, погоризонту месторождения Узень при среднем начальном значении пластовой температуры 54,3 С,минимальная пластовая температура по отдельным добывающим скважинам в 2005 г. была зафиксирована 51,8 С, а к настоящему 2013 г. по отдельным скважинам снизилась до 43-46 С. Месторождению Узень предстоит разрабатываться еще многие десятилетия и наметившийся процесс охлаждения продуктивных пластов может приобрести лавинообразный характер со всеми вытекающими негативными последствиями. В сложившихся условиях вызывает опасение, что дальнейшая закачка в продуктивные пласты месторождения холодной воды способна осложнить выработку из продуктивных пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами трудноизвлекаемые запасы нефти. Охлаждение пласта приведет, в лучшем случае, к загустеванию нефти, а в худшем случае - к выпадению растворенных парафинов в твердую фазу и консервации запасов нефти в пропластках). В то же время на нефтегазовых месторождениях с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ, как правило,осуществляется высокозатратная технология подготовки нефти до товарного качества в соответствии с требованиями ГОСТа, в процессе которой осуществляется подогрев водонефтяной эмульсии до 60-90 С с последующим отделением подтоварной (сточной) воды и закачкой ее в продуктивные пласты того же месторождения. В связи с опережающим обводнением продукции скважин, объемы этой подтоварной (сточной) воды в процессе разработки месторождения из года в год неуклонно возрастают, приближаясь к общим объемам воды, закачиваемым в продуктивные пласты для компенсации отбора. Товарная подготовка нефти на месторождениях осуществляется, как правило, на центральном пункте подготовки нефти (ЦППН), с отделением подтоварной (сточной) воды и перекачкой ее через систему технического водоснабжения на объекты системы поддержания пластового давления (ППД), с последующей закачкой через блочные кустовые насосные станции (БКНС) и нагнетательные скважины в продуктивные пласты. Такая технология централизованной товарной подготовка нефти и утилизации подтоварной(сточной) воды на месторождениях со значительной продуктивной площадью(например,на месторождении Узень составляющей 4012 км) оказывается не рациональной. Выделившаяся из водонефтяной эмульсии коррозионно - активная подтоварная (сточная) вода, подогретая до высокой температуры 60-90 С, приобретает еще большую коррозионную агрессивность, а в процессе нерациональной перевалки от центрального пункта подготовки нефти (ЦППН) по обширным системам технического водоснабжения на удаленные и рассредоточенные объекты системы ППД с последующей закачкой в нагнетательные скважины,обогащается продуктами коррозии и охлаждается,что не лучшим образом сказывается на эффективность вытеснения нефти с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ из продуктивных пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами. При этом нерационально затрачиваются значительные энергоресурсы. На поздней стадии разработки нефтегазовых месторождений для замедления темпов снижения рентабельности производства необходимо изыскивать пути сокращения эксплуатационных затрат. Одним из направлений является упрощение,снижение металлоемкости и энергоемкости системы сбора и подготовки нефти, газа и воды путем реконструкции системы промыслового сбора нефти с целью обеспечения максимального сброса воды в местах ее реализации. Для этого в АНК Башнефть в последнее десятилетие используются, в основном,трубные водоотделители. Однако при их использовании не всегда удается достичь требуемого качества воды. Каплан Л Оператор по добыче нефти и попутного газа. Учебное пособие для операторов. Уфа, 2005 г., с. 554. Наиболее близким по технической сущности к изобретению является способ обустройства нефтегазового месторождения с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ объектами промышленной эксплуатации, согласно которому, наряду с централизованной товарной подготовкой нефти, осуществляется технология предварительного сброса воды(ПСВ) из обводненной продукции непосредственно на промысловых укрупненных установках предварительного сброса воды(УПСВ),организуемых на месторождении, с доведением на них обводненности нефти до 20, откачкой частично обезвоженной нефти на объект товарной подготовки, а отделившуюся на этих объектах подтоварную (сточную) воду, подготовленную до качества согласно требованиям СТ РК 1662-2007,закачивают в продуктивные пласты. У.С. Карабалин, М.И. Курбанбаев, Б.Т. Муллаев,Е.В. Лагошин, Ж.К. Нугманов Совершенствование промысловой подготовки нефти на месторождениях с высокой обводненностью продукции (на примере месторождения Узень). Материалы международной научно-практической конференции Современные проблемы нефтегазового комплекса Казахстана, 23-25 февраль 2011 г. Актау, 2- том, с. 574-582. Прототип. Недостатком известного способа является то, что технология предварительного сброса воды (ПСВ) на промыслах осуществляется на укрупненных объектах,расположенных на значительном удалении от добывающих и нагнетательных скважин. В результате этого на укрупненные установки предварительного сброса воды (УПСВ) нефтяная эмульсия поступает,приобретя устойчивость к разрушению за счет эффекта старения,охлажденная и обогащенная продуктами коррозии. Это способствует образованию стойкой водонефтяной эмульсии,существенно осложняющей предварительную и товарную подготовку нефти, а вода, прошедшая вместе с нефтью технологию предварительного сброса (ПСВ), осуществляемую, как правило, с предварительным подогревом до 60-90 С,перекачивается от УПСВ по обширным трубопроводным системам технического водоснабжения и ППД в нагнетательные скважины,обогатившись продуктами коррозии и охладившись до температуры окружающей среды, существенно снизив способность к эффективному вытеснению нефти с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ из продуктивных пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами. В предполагаемом изобретении ставится задача оптимизации обустройства месторождения с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ,обеспечивающей повышение эффективности технологического процесса его разработки,достижения технологической и эксплуатационной надежности промыслового оборудования, сокращения капитальных затрат,снижения энергетических и эксплуатационных расходов, увеличения объемов добычи нефти и КИН за весь срок разработки. Задача оптимизации обустройства месторождения с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ в предполагаемом изобретении, включающем подъем,промысловый сбор, транспорт, термохимическую подготовку нефти до товарного качества и сдачу потребителю, очистку и закачку подтоварной(сточной) воды в продуктивные пласты, решается комплексно путем повышения надежности работы выкидных трубопроводов, особенно в холодный период года, за счет сокращения их длины, для чего замерные и групповые установки (ЗУ и ГУ) размещаются на оптимальном удалении от устья добывающих скважин, на ГУ осуществляется технология предварительного сброса воды (ПСВ) и закачки ее в пласт по совмещенной технологии группавая установка - установка предварительного сброса воды - блочная кустовая насосная станция(ГУУПСВБКНС), в результате чего поступающая на эти объекты свежая нефтяная эмульсия,3 находясь в выкидном трубопроводе непродолжительное время (до 30 минут), не успевает приобрести устойчивость к разрушению из-за так называемого эффекта старения,проходит на(ГУУПСВ) термохимическую обработку с подогревом до 60-90 С и с использованием реагента-деэмульгатора,в результате чего достигается ее более глубокое разделение на нефть с обводненностью до 5-10,которая откачивается на объект ее товарной подготовки, а подтоварная (сточная) вода в объеме до 95 от общего объема поступающей воды,пройдя дополнительную глубокую очистку в аппаратах специального назначения, через блочные кустовые насосные станции(БКНС) и нагнетательные скважины с относительно повышенной температурой,исключающей выпадение парафина из высокопарафинистой застывающей нефти в самом пласте, закачивается в продуктивный пласт, за счет чего достигается увеличение текущей добычи нефти, объемов извлекаемой нефти и повышение коэффициента извлечения нефти (КИН) за весь срок разработки нефтегазового месторождения. Сущность способа оптимизации обустройства месторождения застывающей нефти с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ продемонстрирована на элементе, представленном на фиг.1, и заключается в том, что на масштабной схеме месторождения с нанесенными на ней добывающими и нагнетательными скважинами размещаются в виде сот шестигранники с радиусом описанной окружности опт, равным длине выкидного трубопровода от устья скважин до ГУ(ЗУ), оптимальной для этого месторождения,определенной по результатам термодинамических расчетов и промысловых экспериментов, и обеспечивающей надежную работу скважин,особенно в холодный период года. В центрах шестигранников размещаются групповые установки(ГУ),совмещенные с установками предварительного сброса воды (ГУУПСВ) и блочными кустовыми насосными станциями(БКНС), для разделения фаз, откачки частично обезвоженной нефти на объекты товарной подготовки, очистки воды и закачки ее в продуктивный пласт, а в центрах смежных с ними шестигранниках размещаются замерные установки(ЗУ), подключаемые к этим ГУ. Это позволяет оптимизировать на месторождении количество ЗУ,(ГУУПСВ) и БКНС, разместив их на таком удалении от устьев скважин, которое обеспечит оптимальную длину выкидных трубопроводов от скважин до ЗУ (ГУ), обеспечив надежность их работы, особенно в холодный период года. Отдельные добывающие скважины, вынужденно оказавшиеся на значительном удалении от ЗУ (ГУ) или работающие с низкими дебитами жидкости, при необходимости,теплоизолируются или обустраиваются устьевыми подогревателями,работающими на газе или электроэнергии. На ГУ,совмещенных с УПСВ и БКНС, помимо собственного установленного оборудования (1-я 4 ступень сепарации, отвод попутного газа от 1-ой ступени сепарации в промысловую систему газосбора, подогрев и откачка водонефтяной эмульсии и др.), устанавливается дополнительное оборудование,реализующее технологические процессы предварительного сброса воды, очистки ее и закачки в продуктивный пласт (3-х фазная сепарация, отвод попутного газа 2-ой ступени сепарации через компрессорную установку в промысловую систему газосбора, откачка частично обезвоженной нефти на объекты ее товарной подготовки,глубокая очистка подтоварной(сточной) воды до качества согласно требований СТ РК 1662-2007 с последующей закачкой через насосные системы поддержания пластового давления (ППД) и нагнетательные скважины в продуктивные пласты). Реализация на нефтегазовом месторождении с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ мероприятий по оптимизации его обустройства путем сокращения длины выкидных трубопроводов от скважин до ЗУ и ГУ, совмещения ГУ с УПСВ и БКНС, отделения воды от нефти с последующей откачкой частично обезвоженной нефти на объекты ее товарной подготовки, а подогретой и очищенной сточной воды - закачкой через БКНС и близь расположенные нагнетательные скважины в продуктивные пласты месторождения,обеспечит эксплуатационную надежность технологического процесса, повысит эффективность вытеснения нефти из продуктивных пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами,сократит энергозатраты, увеличит текущую добычу нефти, объем извлекаемой нефти и коэффициент извлечения нефти (КИН) за весь срок разработки месторождения. Пример реализации предлагаемого изобретения Реализация предлагаемого изобретения демонстрируется на примере гипотетического месторождения А по геолого-промысловой характеристике близкого месторождению Узень,расположенному в Мангистауской области РК. Исходные данные Продуктивные пласты гипотетического месторождения А площадью нефтеносности 67319 м 2 характеризуется слоистой неоднородностью пористость изменяется от 18 до 42 со средним значением 22-29, проницаемость изменяется в широком диапазоне от нижнего предела - 11 мД, до тысячи мД. Геологические запасы нефти гипотетического месторождения А по категориям В, С 1 и С 2 составляют 97783 тыс. т,извлекаемые запасы нефти при разработке продуктивного пласта традиционным методом путем вытеснения нефти обычной холодной водой составляют - 45958,01 тыс. т, коэффициент извлечения нефти - 0,47. Нефть гипотетического месторождения А характеризуется высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ до 40 (содержание парафина в нефти 20),температурой насыщения нефти парафином близкой к пластовой температуре (54-64 С), температурой начала массовой кристаллизации парафина 42 С,потерей текучести нефть при 32 С. Результатами термодинамических расчетов и промысловых экспериментами установлено, что для гипотетического нефтегазового месторождения А оптимальная длина выкидных трубопроводов от устья скважин до замерных и групповых установок(ЗУ и ГУ) составляет 300 м. При такой длине выкидных трубопроводов достигается относительно устойчивый режим работы скважин в холодный период года. Сокращение длины выкидных трубопроводов достигается за счет более плотного размещения на площади месторождения ЗУ и ГУ,т.е. за счет большего их количества. Техникоэкономические расчеты показали, что при обустройстве месторождения большим количеством ЗУ и ГУ, достигается соответственно меньшая суммарная длина выкидных трубопроводов, в результате чего снижаются затраты на обустройство месторождения. Способ реализации предлагаемого изобретения Реализация предлагаемого изобретения продемонстрирована на элементе (см. фиг.1), а также на общей схеме гипотетического месторождения А (фиг.2), и заключается в том, что на масштабную схему месторождения с нанесенными на ней добывающими и нагнетательными скважинами накладывается прозрачная палетка в виде, например, кальки, с нанесенными на ней в виде сот шестигранниками с радиусами описанной окружности т 300 м. Указанный радиус определяет длину выкидного трубопровода от устья скважин до ЗУ (ГУ),установленного для этого месторождения как оптимальный на основании термодинамических расчетов и промысловых экспериментов, и обеспечивает надежность работы скважин в холодный период года. В соответствии с предлагаемым изобретением на масштабную схему месторождения переносятся с наложенной на нее палетки шестигранники, в центрах которых размещаются групповые установки(ГУ),совмещенные с установками предварительного сброса воды и блочными кустовыми насосными станциями (БКНС) для закачки воды в пласт (ГУУПСВБКНС), а в центрах смежено расположенных шестигранниках размещаются замерные установки(ЗУ),подключаемые к (ГУУПСВБКНС). Такая процедура переноса шестигранников с палетки на масштабную схему месторождения позволяет на гипотетического месторождения А оптимизировать количество ЗУ, (ГУУПСВ) и БКНС, разместив их на таком удалении от устья добывающих и нагнетательных скважин, которое обеспечит оптимальную длину выкидных и нагнетательных трубопроводов от скважин до ЗУ(ГУ) и БКНС, повысит надежность их работы за счет сокращени теплопотерь. Отдельные добывающие и нагнетательные скважины,вынужденно оказавшиеся на значительном удалении от ЗУ и (ГУУПСВБКНС) или работающие с низкими дебитами жидкости(приемистости воды),при необходимости,теплоизолируются (обустраиваются устьевыми подогревателями). На ГУ, совмещенных с УПСВ и БКНС, наряду с установленным оборудованием (1-я ступень сепарации, отвод попутного газа от 1-ой ступени сепарации в промысловую систему газосбора, печь подогрева водонефтяной эмульсии, насосное оборудование по откачке водонефтяной эмульсии и др.), размещается дополнительное оборудование,реализующее технологический процесс предварительного сброса подтоварной (сточной) воды, ее очистку и закачку в продуктивный пласт(3-х фазный сепаратор, отвод попутного газа 2-ой ступени сепарации через компрессорную установку в промысловую систему газосбора, раздельная откачка нефти и воды и др., глубокая очистка подтоварной (сточной) воды до качества согласно требований СТ РК 1662-2007, с последующей закачкой через насосные системы поддержания пластового давления (ППД) (блочные кустовые насосные станции типа БКНС или установки нагнетательные объемные регулируемые типа УНОР) и нагнетательные скважины в продуктивные пласты). На гипотетическом месторождении А, согласно предлагаемому изобретению,технологический процесс на ГУ, совмещенной с УПСВ и БКНС(ГУУПСВБКНС), осуществляется следующим образом (фиг.3). Продукция скважин по выкидным трубопроводам за счет избыточного давления на устье скважины (поз. 1) поступает по трубопроводу(поз. 2) на замерную установку (ЗУ) (поз. 3). С ЗУ продукция всех скважин по трубопроводу (поз. 4) и продукция от ЗУ, подключенных к ГУ, по трубопроводу (поз. 5) поступает на блок гребенку(поз. 6). Дренаж с ЗУ осуществляется по трубопроводу (поз. 33) в подземную дренажную емкость (поз. 40). Нефтегазовая смесь с блока гребенки (см. поз. 6) по трубопроводу (поз. 7) поступает в нефтегазовый горизонтальный двухфазный сепаратор (поз. 8) 1-ой ступени сепарации, в котором производится отделение газа от жидкости. На вход в двухфазный сепаратор по трубопроводу (поз. 9) установкой подачи химреагентов (поз. 10) осуществляется подача реагента-деэмульгатора. Газ -ой ступени сепарации отводится по газопроводу(поз. 12) в дополнительный вертикальный газовый сепаратор (поз. 13) для более глубокой подготовки к транспорту и частичного использования в качестве топлива для работы печей и других объектов. Дренаж с газового сепаратора осуществляется по трубопроводу (поз. 38) в дренажную емкость (поз. 40). Жидкость, пройдя 1-ю ступень сепарации, по трубопроводу (поз. 14) поступает на прием насосов(поз. 15) и по трубопроводу (поз. 16) через печи подогрева (поз. 17) поступает на 2-ю ступень сепарации в трехфазный сепаратор (поз. 19). Газ -ой ступени сепарации по газопроводу газовый сепаратор (поз. 13) для более глубокой подготовки к транспорту. Частично обезвоженная нефть с трехфазного сепаратора (поз. 19) по трубопроводу (поз. 20) поступает на прием насоса (поз. 22), а затем по трубопроводу (поз. 23) через узел учета нефти(поз. 45) откачивается на установку товарной подготовки нефти (УПН). Дренаж с насоса по трубопроводу (поз. 35) и с печей подогрева по трубопроводу (поз. 36) осуществляется в подземную дренажную емкость (поз. 40). Выделившаяся на ГУ из 3-х фазного сепаратора сточная вода подается по трубопроводу (поз. 24) на установку подготовки воды (УПВ) (поз. 25). В трубопровод на входе в трехфазный сепаратор осуществляется подача реагента-деэмульгатора установкой подачи химреагентов (поз. 10) по трубопроводу (поз. 11). Также на вход трехфазного сепаратора по трубопроводу (поз. 41) поступает жидкость, откачиваемая из дренажной емкости. Дренаж с трехфазного сепаратора осуществляется по трубопроводу (поз. 37) в подземную дренажную емкость (поз. 40). Газ с УПВ отводится на газокомпрессорную станцию (ГКС). Уловленная на УПВ нефтяная эмульсия по трубопроводу (поз. 44) подается в начало процесса на вход двухфазного сепаратора. Вода, подготовленная на УПВ (поз. 25),откачивается насосом (поз. 26) по трубопроводу(поз. 27) на блочную кустовую насосную станцию(БКНС) (поз. 28). С БКНС вода под высоким давлением через водораспределительный блок (ВРБ)(поз. 29) распределяется по нагнетательным скважинам и закачивается в продуктивный пласт. Дренаж с УПВ осуществляется по трубопроводу(поз. 39) в подземную дренажную емкость (поз. 40). Предусмотрена откачка жидкости из дренажной емкости передвижным средством по трубопроводу(поз. 42). Реализация на месторождении застывающей нефти с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ мероприятий по оптимизации (сокращению) длины выкидных трубопроводов от скважин до ЗУ и ГУ, совмещение ГУ с УПСВ и БКНС, отделение воды от нефти с последующей откачкой частично обезвоженной нефти на объекты ее товарной подготовки, а подогретой и очищенной сточной воды - на БКНС с последующей ее закачкой через нагнетательные скважины в продуктивные пласты месторождения,обеспечит эксплуатационную надежность технологического процесса, повысит эффективность вытеснения нефти из продуктивных пластов с ухудшенными коллекторскими свойствами,сократит энергозатраты, увеличит текущую добычу нефти, объем извлекаемой нефти и коэффициента извлечения нефти (КИН) за весь срок разработки месторождения. ФОРМУЛА ИЗОБРЕТЕНИЯ 1. Способ оптимизации обустройства нефтегазового месторождения с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ эксплуатационными объектами,включающий подъем из скважин продукции, транспорт ее по выкидным трубопроводам системы промыслового сбор на групповые и замерные установки,предварительную подготовку и отвод попутного газа в промысловую систему газосбора, откачку жидкости на объекты термохимической подготовки с доведением нефти до товарного качества и сдачу потребителю, очистку и закачку сточной воды в продуктивные пласты, отличающийся тем, что обустройство нефтегазового месторождения решают комплексно путем сокращения длины выкидных трубопроводов от скважин до групповых установок и замерных установок, для чего замерные и групповые установки размещают на оптимальном удалении от устья добывающих скважин, на групповых установках осуществляют технологию предварительного сброса воды из водонефтяной эмульсии и закачивают ее в пласт по совмещенной технологии групповая установка-установка предварительного сброса воды-блочная кустовая насосная станция, включая термохимическую обработку водонефтяной эмульсии с подогревом до 60-90 С и использую реагент - деэмульгатор, с достижением более глубокого разделение на нефть с обводненностью до 5-10, которую откачивают на объект ее товарной подготовки, и сточную воду в объеме до 90-95 от общего объема поступающей сточной воды,которую направляют на дополнительную глубокую очистку в аппараты специального назначения, после чего через блочные кустовые насосные станции и нагнетательные скважины с относительно повышенной температурой закачивают в продуктивный пласт. 2. Способ оптимизации обустройства нефтегазового месторождения с высоким содержанием парафиноасфальтосмолистых веществ по п.1, отличающийся тем, что на масштабной схеме месторождения с нанесенными на ней добывающими и нагнетательными скважинами размещают в виде сот шестигранники с радиусом описанной окружностиопт, равным оптимальной длине выкидного трубопровода от устья скважин до замерных установок и групповых установок,совмещенных с установками предварительного сброса воды и блочными кустовыми насосными станциями,определенной для данного месторождения на основании термодинамических расчетов, промысловых экспериментов и техникоэкономических расчетов, в центрах шестигранников размещают групповые установки с совмещенными установками предварительного сброса воды и блочными кустовыми насосными станциями, а в центрах смежных с ними шестигранниках размещают замерные установки, подключаемые к этим совмещенным групповым установкам.