Аналіз фактичних технологічних режимів експлуатації свердловин вибраного покладу. Конструкції свердловин. Поверхневе і глибинне обладнання
Аналіз фактичних технологічних режимів експлуатації свердловин вибраного покладу. Конструкції свердловин. Поверхневе і глибинне обладнання
Станом на 01.01.2007 р. у видобувному фонді Лопушнянського родовища знаходиться шість свердловин (3 -Лоп., 4-Лоп., 8-Лоп., 11-Лоп, 30-Лоп., 32-Лоп.), із яких чотири (свердловини 3-Лоп., 4-Лоп., 11-Лоп., 30-Лоп.) експлуатують сеноманські відкладення, св. 8-Лоп. - палеогенові, а св. 32-Лоп. - сеноманські і юрські відкладення. Свердловини 3 -Лоп., 4-Лоп., 11-Лоп., 30-Лоп., 32-Лоп. фонтанують. Режим роботи - постійний. Свердловина 8-Лоп. експлуатується механі-зованим способом експлуатації штанговим глибинним насосом. Режим роботи періодичний: 4 год. - робота, 20 год. - накопичення. Характеристика роботи по кожній свердловині від початку введення їх в експлуатацію наведена нижче, а техніко-технологічні показники роботи свердловин наведені в табл. 4.1.
Свердловина 3 Лопушнянського родовища введена в експлуатацію 05.12.84. Через відсутність облаштованості родовища до березня 1986р. знаходилась в консервації. Після освоєння в квітні 1986р. пропрацювала з дебітом від 95 до 143 т/д протягом місяця (на штуцері діаметром 8 мм). Надалі консервацію свердловини було продовжено до жовтня 1986 р. Після запуску в роботу 02.10.86р. до березня 1988р. свердловина працювала стабільно з дебітом від 105 до 110 т/д (на штуцерах діаметром 5, 7, 8 мм). Надалі дебіт свердловини різко зменшився до 28,5 т/д через утворення пробки на вибої в інтервалі від 4130м до 4223 м (інтервал перфорації був перекритий повністю). Під час проведення КР 11.03-25.04.88 р. пробка була ліквідована. Проте, після проведення КР і заміру рпл дебіт свердловини не відновився до попереднього рівня і становив від 60 до 80 т/д. З метою відновлення видобутку 14.07.88 р. була проведена термообробка пласта (закачано 220 м3 гарячої нафти при температурі 120°С). Це дало збільшення протягом місяця середньодобового дебіту на 8-10 т/д, але досягнути відновлення рівня попередніх дебітів так і не вдалося. На рівні 50-60 т/д дебіт тримався до вересня 1989р., а з жовтня 1989р. різко зменшився до 28 т/д знову через утворення пробки на вибої свердловини. Вибій очистили під час проведення КР 03-14.12.89р. Одночасно була проведена СКО пласта з подальшим освоєнням свердловини азотом. Дебіт свердловини після цього становив від 40 до 30 т/д, тобто досягнути рівнів видобутку, які були до проведення ремонту (50-60 т/д) знову не вдалося. Найвірогіднішою причиною такого зменшення видобутку і невідновлення дебітів після проведення ремонтів вважаємо глушіння свердловини важким глинистим розчином густиною 1700 кг/м3. Збільшення депресії на пласт за рахунок встановлення штуцерів більших діаметрів призвело до технологічної зупинки свердловини протягом 08-09.1990р. Свердловина практично припинила фонтанування. Надалі із 12.1990 р. на свердловині був встановлений режим обмеження депресії на пласт в межах від 10 до 12 МПа. Свердловина від 12.1990 до 06.2006р. працює на штуцері діаметром 4 мм. Технологічні зупинки свердловини мали місце і в 1992, 1993, 1994 та в 2000 р.р. Протягом 1998-2006р.р. свердловина працює стабільно з однією зупинкою. Падіння видобутку свердловини в період 1990-1996 р.р. від 36-30 т/д до 12-10 т/д пояснюється, найвірогідніше, падінням пластового тиску від 60,1 до 34,4 МПа. Таке зменшення значень пластових тисків і, відповідно, вибійних тисків, до значень, які менші від тиску насичення (рнас=35,4 МПа) призвело до переходу роботи покладу з пружного до режиму розчиненого газу та утворення двофазного нафтогазового потоку з випередженням руху газової фази. З 1998р. спостерігається значне збільшення значень газових факторів від 500 до 900 м3/т. Фонтанування свердловини при подальшому зменшенні пластового (і відповідно вибійного) тиску можливе лише за умов збільшення газових факторів до необхідних величин.
Свердловина 4 Лопушнянського родовища введена в експлуатацію 01.08.91р. із сеноманських покладів. Робота свердловини відмічається стабільністю. Зупинки свердловини пов'язані із проведенням необхідних промислових досліджень, теплових обробок (ТО) (закачування гарячих розчинників парафінів) та встановлення цементного моста з метою ізоляції припливу води. Експлуатація свердловини проводиться на штуцері діаметром 4 мм. Зменшення середньодобового видобутку нафти відбувалося в перші роки експлуатації і становило від 101 до 60 т/д. Протягом наступних років (1994-1996 р.р.) видобуток стабільний в межах від 64 до 55 т/д. По причині падіння пластового тиску протягом останніх років видобуток знизився до 25 т/д.
Свердловина 11 Лопушнянського родовища введена в експлуатацію 04.03.92р. Враховуючи досвід роботи попередніх свердловин експлуатація свердловини постійно проводилась на режимах обмеженої депресії на пласт в межах від 10 до 12 МПа. Початковий дебіт свердловини становив 50 т/д, газовий фактор- 418 м3/т. До серпня 1996 р. свердловина працювала стабільно на штуцері діаметром 4 мм з дебітом від 60 до 55 т/д. В серпні 1995р. свердловина припинила фонтанування через утворення на вибої пробки і прихоплення НКТ. Причиною руйнації привибійної зони найвірогідніше стало розмивання штуцера діаметром 4 мм, так як аналізи проб нафти із свердловини ще в 1990р. показали вміст механічних домішок до 0,3% вагових, що і спричинило розмивання штуцера. Надалі робота свердловини постійно ускладнюється через утворення пробок на вибої і прихоплення НКТ, які ліквідовують під час проведення КР. Від серпня 1996р. до 01.09.99р. на свердловині проведено п'ять капітальних ремонтів. Після ремонтів середньодобовий дебіт свердловини майже відновлюється, але на незначний термін (від 10 до 30 діб), а надалі знову зменшується через утворення нової пробки.
Свердловина 30 Лопушнянського родовища введена в експлуатацію після буріння 11.07.99р. з дебітом рідини 23,4 т/д при буферному тиску 20,0 МПа і затрубному тиску 23,0 МПа на штуцері діаметром 4 мм. Через три місяці спостерігається різке зменшення пластового тиску від 69,8 до 39,3 МПа. Робота свердловини стабільна.
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. Насосна станція подає нафту на нафтоналивну естакаду звідки вона відвантажується у залізнодорожні цистерни.
Надалі нафта поступає на Надвірнянський нафтопереробний завод.
Існуюча на родовищі однотрубна герметизована система збору нафти і газу дозволяє забезпечити високий рівень утилізації нафтового газу. При цьому втрати нафти і газу мінімальні.
Станом на 01.01.2007 р. у видобувному фонді Лопушнянського родовища знаходиться шість свердловин (3 -Лоп., 4-Лоп., 8-Лоп., 11-Лоп, 30-Лоп., 32-Лоп.), із яких чотири (свердловини 3-Лоп., 4-Лоп., 11-Лоп., 30-Лоп.) експлуатують сеноманські відкладення, св. 8-Лоп. - палеогенові, а св. 32-Лоп. - сеноманські і юрські відкладення. Свердловини 3 -Лоп., 4-Лоп., 11-Лоп., 30-Лоп., 32-Лоп. фонтанують. Режим роботи - постійний. Свердловина 8-Лоп. експлуатується механі-зованим способом експлуатації штанговим глибинним насосом. Режим роботи періодичний: 4 год. - робота, 20 год. - накопичення. Характеристика роботи по кожній свердловині від початку введення їх в експлуатацію наведена нижче, а техніко-технологічні показники роботи свердловин наведені в табл. 4.1.
Свердловина 3 Лопушнянського родовища введена в експлуатацію 05.12.84. Через відсутність облаштованості родовища до березня 1986р. знаходилась в консервації. Після освоєння в квітні 1986р. пропрацювала з дебітом від 95 до 143 т/д протягом місяця (на штуцері діаметром 8 мм). Надалі консервацію свердловини було продовжено до жовтня 1986 р. Після запуску в роботу 02.10.86р. до березня 1988р. свердловина працювала стабільно з дебітом від 105 до 110 т/д (на штуцерах діаметром 5, 7, 8 мм). Надалі дебіт свердловини різко зменшився до 28,5 т/д через утворення пробки на вибої в інтервалі від 4130м до 4223 м (інтервал перфорації був перекритий повністю). Під час проведення КР 11.03-25.04.88 р. пробка була ліквідована. Проте, після проведення КР і заміру рпл дебіт свердловини не відновився до попереднього рівня і становив від 60 до 80 т/д. З метою відновлення видобутку 14.07.88 р. була проведена термообробка пласта (закачано 220 м3 гарячої нафти при температурі 120°С). Це дало збільшення протягом місяця середньодобового дебіту на 8-10 т/д, але досягнути відновлення рівня попередніх дебітів так і не вдалося. На рівні 50-60 т/д дебіт тримався до вересня 1989р., а з жовтня 1989р. різко зменшився до 28 т/д знову через утворення пробки на вибої свердловини. Вибій очистили під час проведення КР 03-14.12.89р. Одночасно була проведена СКО пласта з подальшим освоєнням свердловини азотом. Дебіт свердловини після цього становив від 40 до 30 т/д, тобто досягнути рівнів видобутку, які були до проведення ремонту (50-60 т/д) знову не вдалося. Найвірогіднішою причиною такого зменшення видобутку і невідновлення дебітів після проведення ремонтів вважаємо глушіння свердловини важким глинистим розчином густиною 1700 кг/м3. Збільшення депресії на пласт за рахунок встановлення штуцерів більших діаметрів призвело до технологічної зупинки свердловини протягом 08-09.1990р. Свердловина практично припинила фонтанування. Надалі із 12.1990 р. на свердловині був встановлений режим обмеження депресії на пласт в межах від 10 до 12 МПа. Свердловина від 12.1990 до 06.2006р. працює на штуцері діаметром 4 мм. Технологічні зупинки свердловини мали місце і в 1992, 1993, 1994 та в 2000 р.р. Протягом 1998-2006р.р. свердловина працює стабільно з однією зупинкою. Падіння видобутку свердловини в період 1990-1996 р.р. від 36-30 т/д до 12-10 т/д пояснюється, найвірогідніше, падінням пластового тиску від 60,1 до 34,4 МПа. Таке зменшення значень пластових тисків і, відповідно, вибійних тисків, до значень, які менші від тиску насичення (рнас=35,4 МПа) призвело до переходу роботи покладу з пружного до режиму розчиненого газу та утворення двофазного нафтогазового потоку з випередженням руху газової фази. З 1998р. спостерігається значне збільшення значень газових факторів від 500 до 900 м3/т. Фонтанування свердловини при подальшому зменшенні пластового (і відповідно вибійного) тиску можливе лише за умов збільшення газових факторів до необхідних величин.
Свердловина 4 Лопушнянського родовища введена в експлуатацію 01.08.91р. із сеноманських покладів. Робота свердловини відмічається стабільністю. Зупинки свердловини пов'язані із проведенням необхідних промислових досліджень, теплових обробок (ТО) (закачування гарячих розчинників парафінів) та встановлення цементного моста з метою ізоляції припливу води. Експлуатація свердловини проводиться на штуцері діаметром 4 мм. Зменшення середньодобового видобутку нафти відбувалося в перші роки експлуатації і становило від 101 до 60 т/д. Протягом наступних років (1994-1996 р.р.) видобуток стабільний в межах від 64 до 55 т/д. По причині падіння пластового тиску протягом останніх років видобуток знизився до 25 т/д.
Свердловина 11 Лопушнянського родовища введена в експлуатацію 04.03.92р. Враховуючи досвід роботи попередніх свердловин експлуатація свердловини постійно проводилась на режимах обмеженої депресії на пласт в межах від 10 до 12 МПа. Початковий дебіт свердловини становив 50 т/д, газовий фактор- 418 м3/т. До серпня 1996 р. свердловина працювала стабільно на штуцері діаметром 4 мм з дебітом від 60 до 55 т/д. В серпні 1995р. свердловина припинила фонтанування через утворення на вибої пробки і прихоплення НКТ. Причиною руйнації привибійної зони найвірогідніше стало розмивання штуцера діаметром 4 мм, так як аналізи проб нафти із свердловини ще в 1990р. показали вміст механічних домішок до 0,3% вагових, що і спричинило розмивання штуцера. Надалі робота свердловини постійно ускладнюється через утворення пробок на вибої і прихоплення НКТ, які ліквідовують під час проведення КР. Від серпня 1996р. до 01.09.99р. на свердловині проведено п'ять капітальних ремонтів. Після ремонтів середньодобовий дебіт свердловини майже відновлюється, але на незначний термін (від 10 до 30 діб), а надалі знову зменшується через утворення нової пробки.
Свердловина 30 Лопушнянського родовища введена в експлуатацію після буріння 11.07.99р. з дебітом рідини 23,4 т/д при буферному тиску 20,0 МПа і затрубному тиску 23,0 МПа на штуцері діаметром 4 мм. Через три місяці спостерігається різке зменшення пластового тиску від 69,8 до 39,3 МПа. Робота свердловини стабільна.
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. Насосна станція подає нафту на нафтоналивну естакаду звідки вона відвантажується у залізнодорожні цистерни.
Надалі нафта поступає на Надвірнянський нафтопереробний завод.
Існуюча на родовищі однотрубна герметизована система збору нафти і газу дозволяє забезпечити високий рівень утилізації нафтового газу. При цьому втрати нафти і газу мінімальні.
