2.6 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 01.07.04на 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
30	А3 2ВВ 63/25-50/25 Б	ГУ-29
37	А3 2ВВ 63/25-50/25 Б	ГУ-28
39	МR-200	УПСВ
40	МR-200	УПСВ
42	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/см²абс) и изменяются в широких пределах (от 2.0 до 5.2 кгс/см²абс.).

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	1177	731	967	595	25.0
ГУ-26	1231	932	1188	898	7.9
№ ГУ	Объем добычи по объекту сбора		Данные по замеру общего потока		Обводненность, %
	Qж, м3	Qн, т	Qж, м3	Qн, т
ГУ-27	778	430	679	375	32.8
ГУ-28	669	546	665	544	0.3
ГУ-29	1275	1017	1273	1017	2.7

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

ГУ-31	191	116	215	132	25.3
ГУ-32	113	53	58	28	41.5
ГУ-33	113	66	79	45	30.0
ГУ-34	538	402	576	431	8.8
ГУ-35	628	467	676	502	9.5
ГУ-36	178	142	175	139	3.1
ГУ-38	960	759	891	708	3.6
ДНС-30	445	264	348	207	27.6
ДНС-37	541	444	543	445	0.1
ДНС-39	263	214	196	160	0.7
ДНС-40	635	522	584	479	0.0
ДНС-41	495	404	446	366	0.0
Итого по ДНС	2379	1848	2117	1657

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.