Требования и рекомендации к системе сбора и подготовки скважинной продукции на месторождении Кумколь

В настоящее время на контрактной территории ОАО «ПетроКазахстан Кумколь Ресорсиз» месторождения Кумколь действующие объекты внутрипромыслового сбора и транспорта нефти и газа эксплуатируются по двум основным технологиям: по традиционной схеме с применением ЗУ и ГУ, и по новой технологии с применением манифольдных станций с мультифазными насосами (ДНС).

По состоянию 01.07.04 на контрактной территории обустроено 7 манифольдных станций (ДНС №30,37, 39, 40, 41, 42, 43).

По проекту на ДНС производится по скважинный замер дебитов и откачка газожидкостной смеси мультифазными насосами по нефтепроводу.

В таблице 2.6.1 представлена информация по основному технологическому оборудованию (мультифазным насосам) на ДНС.

Таблица 2.6.1 – Информация о мультифазных насосах на ДНС

№ ДНС Тип мультифазного насоса Направление потока
А3 2ВВ 63/25-50/25 Б ГУ-29
А3 2ВВ 63/25-50/25 Б ГУ-28
МR-200 УПСВ
МR-200 УПСВ
МR-200 УПСВ

В настоящее время имеется Проект обустройства на ДНС 43. Завершаются строительно-монтажные работы.

В связи с переходом на технологию сбора с ДНС для новых проектных скважин и после ввода в эксплуатацию УПСВ, где запроектирована вторая ступень сепарации, необходимо будет уточнить газовый фактор нефти.

В таблице 2.6.2 представлена информация по фактическим условиям сепарации на различных ГУ за 2001 и 2002 гг.

Таблица 2.6.2 - Условия сепарации добываемой продукции на различных ГУ

№ ГУ Рбуф, кгс/см2 изб
2002 г. сентябрь 2001 г. ноябрь
ГУ-25 1,8 1.0
ГУ-26 1,5 1.4

Продолжение таблицы 2.6.2 - Условия сепарации добываемой продукции на различных ГУ

№ ГУ Рбуф, кгс/см2 изб
2002 г. сентябрь 2001 г. ноябрь
ГУ-27 0,8 1.5
ГУ-28 3,5 3.2
ГУ-29 2,2 2.8
ГУ-31 Отс. данные 1.1
ГУ-32 1,0 1.1
ГУ-33 1,0 0.8
ГУ-34 3,0 4.2
ГУ-35 3,0 3.0
ГУ-36 2,6 1.0
ГУ-38 1,0 0.7

Как видно из таблицы 2.6.2 фактические значения давлений сепарации по различным ГУ существенно отличаются от проектного значения (6 кгс/см2 абс) и изменяются в широких пределах (от 2.0 до 5.2 кгс/см2 абс.).

Для участка месторождения, где обустроена система сбора с технологией ДНС, проблема транспорта газа не стоит за счет его совместного транспорта с нефтью. Для участка обустроенного ГУ запроектированная ранее и обустроенная в настоящее время система газосбора рассчитана на более высокие давления сепарации первой ступени на ГУ, что должно быть учтено при разработке единой концепции дальнейшего развития промысла.

По представленной Заказчиком промысловой информации в таблице 2.6.3 представлена суточная добыча нефти и средняя обводненность потоков по ГУ и ДНС за сентябрь 2002 г.

Таблица 2.6.3 - Суточная добыча продукции и рост ее обводненности

№ ГУ Объем добычи по объекту сбора Данные по замеру общего потока Обводненность, %
Qж, м3 Qн, т Qж, м3 Qн, т
ГУ-25 25.0
ГУ-26 7.9
№ ГУ Объем добычи по объекту сбора Данные по замеру общего потока Обводненность, %
Qж, м3 Qн, т Qж, м3 Qн, т
ГУ-27 32.8
ГУ-28 0.3
ГУ-29 2.7

Продолжение таблицы .6.3 - Суточная добыча продукции и рост ее обводненности

ГУ-31 25.3
ГУ-32 41.5
ГУ-33 30.0
ГУ-34 8.8
ГУ-35 9.5
ГУ-36 3.1
ГУ-38 3.6
ДНС-30 27.6
ДНС-37 0.1
ДНС-39 0.7
ДНС-40 0.0
ДНС-41 0.0
Итого по ДНС  

Анализ фактических промысловых данных, представленных в таблице 2.6.3 показал, что обводненность добываемой продукции по объектам сбора изменяется в широких пределах от 0 до 41.5%. В 2000 г. на УУН обводненность общего потока составляла не более 2%, а в настоящее время уровень обводненности по 5 ГУ из 12 составляет более 25%.

Процесс подготовки нефти до товарной кондиции производится на территории «ПККР» на ЦППН.

Наши рекомендации