2.2.3 Требования и рекомендации к системе сбора и промысловой подготовки продукции скважин

Система внутрипромыслового сбора и подготовки добываемой продукции месторождения предназначена для сбора, поскважинного замера и промыслового транспорта добываемой продукции к объекту подготовки для доведения промыслового потока нефти и газа до товарной кондиции и сдачи потребителю.

При выборе технологии внутрипромыслового сбора и подготовки необходимо учитывать:

- устьевые давления и динамику их изменения в процессе эксплуатации месторождения;

- газосодержание добываемой продукции;

- реологические характеристики добываемой продукции (вязкость, температуру застывания);

- ожидаемые дебиты нефти и газа;

- прогнозируемый уровень обводненности;

- конфигурацию месторождения;

- схему расположения добывающих скважин;

- наличие существующей системы сбора и подготовки, а также удаленность существующего объекта подготовки от добывающих скважин;

- способ утилизации попутного газа с учетом метода разработки и потребностей региона;

- наличие энергоисточников в регионе.

Система внутрипромыслового сбора и транспорта должна удовлетворять следующим требованиям:

- обеспечить герметичность сбора добываемой продукции;

- обеспечить точный замер дебита продукции каждой скважины;

- обеспечить учет промысловой продукции месторождения в целом;

- обеспечить надежность в эксплуатации всех технологических звеньев;

- обеспечить автоматизацию всех технологических процессов.

В настоящее время на месторождении Каракудук обустроены следующие объекты: 134 действующие скважины, 38 нагнетательных, система выкидных линий, групповые установки (ГУ-1, ГУ-2, ГУ-3, ГУ-4, ГУ-5), нефтесборные и газосборные трубопроводы ГУ – ЦУПН, центральная установка подготовки нефти (ЦУПН), установка комплексной подготовки газа (УКПГ), дожимная насосная станция (ДНС), терминальная станция нефтепровода (ТСН), нефтеналивная эстакада (ННЭ), участок трубопровода до ННЭ.

В основу технологической системы сбора добываемой продукции заложена однотрубная система с индивидуальным подключением скважин к объектам сбора – групповым установкам ГУ-1, ГУ-2, ГУ-3, ГУ-4 и ГУ-5, где осуществляется поочередный скважинный замер дебитов нефти и газа и сепарация нефти (описание технологии ГУ рассмотрено в Авторском надзоре за 2003 г.).

Для подготовки нефти предусмотрен объект подготовки – ЦУПН. Процесс дегазации нефти осуществляется на площадках групповых установок в две ступени сепарации. Выделившийся газ первой ступени от ГУ направляется по газосборным коллекторам на ЦУПН. Газ второй ступени сжигается на факеле. Дегазированная нефть от ГУ по нефтесборным коллекторам направляется на ЦУПН.

Товарная нефть с ЦУПН поступает по трубопроводу на ТСН в резервуары. Для предотвращения застывания нефти в трубопроводе ЦУПН – ТСН предусмотрены путевые подогреватели нефти. [6]

С резервуаров ТСН нефть с температурой 52°С подается насосами в магистральный нефтепровод. Расход нефти замеряется замерным устройством НОРД-М100-64 для контроля. [6]

При проектировании системы сбора продукции фонда скважин на месторождении Каракудук необходимо выполнение следующих рекомендаций:

- для оптимизации длины выкидных линий и обеспечения замера дебитов скважин предусмотреть строительство дополнительных групповых замерных установок (ГУ) в системе сбора для подключения проектных скважин;

- каждая скважина от устья до ГУ должна иметь индивидуальный трубопровод (выкидную линию) для обеспечения возможности поскважинного замера дебитов нефти и газа;

- все применяемые на промысле замерные устройства должны обеспечивать достоверность и точность замеров дебитов скважины для контроля за разработкой месторождения и учета добываемой продукции;

- подключение скважин к объектам сбора осуществляется по территориальному признаку;

- для снижения стоимости капитальных вложений в качестве выкидных линий можно использовать стальные трубопроводы, выбор диаметра, длины и глубины прокладки которых должен осуществляться с обеспечением надежных условий эксплуатации;

- при выборе оптимальной длины выкидных линий необходимо учитывать положительную температуру застывания нефти (диапазон изменения плюс 21 – плюс 29°С), высокое содержание парафинов (22,8%);

- действующие скважины необходимо включить в проектируемую систему сбора;

- нефтесборные коллектора должны быть оснащены скребками для периодического контроля и очистки трубопроводов;

- для предупреждения осложнений, связанных с парафиноотложением в оборудовании, все наземные участки трубопроводов должны быть оснащены теплоизоляцией с прокладкой трубопроводов на глубину ниже глубины промерзания грунта;

- учитывая газосодержание добываемой продукции, необходимо предусмотреть полную утилизацию попутного газа на объекте подготовки добываемой продукции с учетом имеющихся потребителей газа на собственные нужды и проектных решений по дальнейшему обустройству;

- все технологические объекты должны быть оснащены системами автоматического регулирования, сигнализации по верхнему и нижнему уровню давления, системой аварийной остановки, срабатывающей при нарушении технологического режима.

В соответствии с изложенными требованиями для всех рассматриваемых вариантов разработки месторождения предлагается к реализации герметизированная система внутрипромыслового сбора газа, в соответствии с которой газожидкостная смесь от добывающих скважин по индивидуальным выкидным линиям направляется на групповую замерную установку, где производится индивидуальный поочередный замер дебита скважин, после чего объединяется с общим потоком остальных скважин и направляется на подготовку. [6]