CC BY
222
УДК 622.691.4: 622.279
ОСОБЕННОСТИ РАБОТЫ СИСТЕМ СБОРА ГАЗА СЕНОМАНСКОЙ ЗАЛЕЖИ ЯМБУРГСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ
Г.С. КУДИЯРОВ, инженер I категории
ООО «Газпром добыча Ямбург» (Россия, 629306, ЯНАО, г. Новый Уренгой, ул. Геологоразведчиков, д. 9). E-mail: [email protected] В.А. ИСТОМИН, д.х.н., проф., г.н.с. А.А. РОТОВ, к.т.н., нач. лаборатории
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Россия, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка). E-mail: [email protected]
Проведен анализ работы трубопроводов газосборной сети надземной прокладки газовых промыслов сеноманской залежи Ямбургского месторождения на стадии падающей добычи газа. Основное внимание уделено вопросам предупреждения льдо- и гидратообразования, а также устранения льдогидратных отложений. Выполнены расчеты коэффициентов теплопередачи шлейфов газосборной сети. Дано сравнение текущих технологических режимов работы газосборной сети Ямбургского месторождения с начальным периодом его разработки. Представлено сопоставление с работой газосборной сети подземной прокладки на Уренгойском месторождении. Проанализированы предлагаемые и применяемые на практике способы удаления скоплений жидкости из газосборных систем.
Ключевые слова: сеноманская газовая залежь, куст скважин, газосборная система, предотвращение льдообразования и гидратообразования, удаление жидкостных пробок, метанол, теплопередача, надземная и подземная прокладка трубопроводов, мобильная компрессорная установка.
Сеноманская залежь Ямбургского нефтегазокон-денсатного месторождения (ЯНГКМ) находится на завершающей стадии разработки. На этой стадии возникают технологические проблемы, с каждым годом более существенно влияющие на стабильную работу газовых промыслов. Уменьшение давления в залежи приводит к повышению равновесного влагосодержания пластового газа. Поднимается уровень газоводяного контакта в продуктивном горизонте, происходит обводнение вскрытых интервалов на скважинах, находящихся, как правило, на периферии сеноманской залежи. Проектные параметры конструкций шлейфов и коллекторов газосборной системы (ГСС) на поздней стадии разработки перестают обеспечивать оптимальные гидродинамические и температурные режимы потока в изменившихся условиях эксплуатации месторождения.
Для промысловых газопроводов (шлейфов и коллекторов) надземной прокладки используются трубы большого диаметра(в основном Ду 500)с теплоизоляцией. В начальный период разработки месторождения при больших расходах газа газопроводы работали практически в оптимальных режимах и обеспечивали необходимую пропускную способность.
В настоящее время постепенно уменьшаются объемы добычи газа, что при больших диаметрах промысловых трубопроводов приводит к низким скоростям газожидкостных потоков. На пониженных участках трасс трубопроводов образуются скопления жидкости (жидкостные пробки), что повышает риски образования гидратных и/или ледяных отложений. Также значительно снижается температура
газовых потоков в конце шлейфов (на входе в установку комплексной подготовки газа (УКПГ), особенно в зимнее время года). Изменение тепловых режимов трубопроводов связано с рядом факторов: надземная их прокладка, несовершенство теплоизоляции, снижение расходов газа и устьевых температур эксплуатационных скважин.
Появление дополнительных гидравлических сопротивлений в местах отложений льда, гидратов или жидкостных пробок приводит к повышению устьевых давлений на кустах газовых скважин (КГС). Дебиты скважин снижаются, что повышает риски развития процесса их само-задавливания. Кроме того, несмотря на теплоизоляцию трубопроводов, значительное влияние на температурный режим шлейфов и коллекторов оказывает температура окружающего воздуха.
В качестве характерного примера (рис. 1) представлены параметры работы шлейфа № 1, подключенного к КГС, эксплуатирующему сеноманскую залежь ЯНГКМ. В зимний период 2014 года (январь) одновременно имели место: значительное повышение устьевого давления по всем скважинам КГС; снижение давления (незначительное, из-за общего подключения с другими шлейфами) и температуры газа на входе в УКПГ, снижение дебита газа по КГС.
Указанные особенности работы ГСС на поздней стадии эксплуатации месторождения приводят к ряду технологических осложнений (рис. 2), в том числе к образованию и отложениям льда и/или гидратов. Эти отложения могут частично или полностью перекрывать проходное сечение, снижая расходы газа по трубопроводу.
Рис. 1. Параметры работы шлейфа № 1 в январе 2014 года
МПа
1,5 1,3
1,1 0,9 0,7 0,5
л
К
285 283 281 279 277 275 273 271 269 267 265
1
п мЛ
А ~
■Р устьевое Р на входе в УКПГ
г -V- (лл^уу ЧлДг
Т устьевая Т на входе в УКПГ 0 °С
м3/ч 45000 40000 35000 30000 25000 20000 15000 10000 5000 0
270 265 260 255 250 245 240 235 230 225 220
• Дебит газа по кусту
» Т окружающего воздуха
01.01.14 07.01.14 13.01.14 19.01.14 31.01.14
К
Важно отметить, что по мере снижения пластового давления шлейфы начинают работать в зимнее время года в режиме образования льда, а не гидратов (что было характерно для начального периода эксплуатации месторождения). Льдообразование является важной отличительной
особенностью завершающего периода разработки месторождения. Температуры газа большинства (~85%) сеноман-ских шлейфов на входе в УКПГ или УППГ (установку предварительной подготовки газа) в зимнее время оказываются ниже 0 °С (рис. 3). Для предупреждения льдообразования
Рис. 2. Термобарические и гидравлические особенности, технологические осложнения работы шлейфов (коллекторов) сеноманских залежей месторождений Западной Сибири на завершающем этапе разработки
Технологические условия
Снижение объемов добычи газа
Падение пластового давления
Поднятие ГВК, образование
конусов обводнения
обвод
Снижение скоростей газового потока
Повышение содержания воды в газовом потоке
Образование жидкостных пробок
Географо-климатические^^^ условия
Технические условия
Большие диаметры шлейфов
Перепады высот трассы газопроводов
Местные сопротивления газопроводов
О
Надземная прокладка несовершенство теплоизоляции шлейфов
Образование жидкостных пробок
Снижение скоростей газового потока
О
Снижение температуры газового потока
Рис. 3. Распределение шлейфов газовых промыслов сеноманской залежи ЯНГКМ по термобарическим режимам работы
Тепловая обработка газопровода-шлейфа
лед (УКПГ-1, 2, 3, 4, 5, 6, 7, 50% УППГ-8)
I лед+гидрат (66% УППГ-4а; 50% УППГ-8; 25% УППГ-10)
I гидрат (34% УППГ-4а; УКПГ-9; 75% УППГ-10)
и устранения ледяных отложений используется метанол, как и для предупреждения гидратообразования.
Характерными местами отложений льда или гидратов являются точки изменения направления движения потока (температурные компенсаторы, отводы, врезки в коллекторы), сужения проходного сечения (запорно-регулиру-ющая арматура, переходы от большего диаметра трубопровода к меньшему). Из-за недостаточных скоростей газожидкостного потока на завершающей стадии разработки появились участки трассы, для которых характерны льдо- и гидратные отложения: переходы через реки, ручьи, овраги, места перед затяжными подъемами и поднятиями на эстакады [1].
Перепады высот трассы шлейфов составляют от 1 до 15 м (рис. 4). На пониженных участках трассы (в застойных зонах) вода переходит в лед при контакте со стенкой трубы, имеющей отрицательную температуру, то есть лед может намерзать на стенку трубы. Поэтому места образования ледяных отложений локализованы. По опыту устранения сплошных ледяных пробок в трубопроводе посредством теплового воздействия водяным паром проходимость газа
по шлейфу восстанавливается после прогрева пониженных участков перед подъемами трассы залегания, а также на сужениях трубопроводов и на участках с отсутствием или нарушением теплоизоляции (фото).
При отрицательных температурах окружающей среды вода в шлейфе переходит в твердую фазу (лед или гидраты) вплоть до полного перекрытия сечения трубы. При повышении температуры окружающего воздуха лед в шлейфе начинает таять, а образовавшаяся вода выносится во входные сепараторы УКПГ, что видно из промысловых данных динамики ее поступления на УКПГ (рис. 5). В отсутствие дополнительной подачи метанола при движении воды может произойти повторное образование льда на другом участке шлейфа (если внутренняя стенка трубопровода имеет отрицательную по Цельсию температуру).
| Рис. 4. Профили трассы шлейфов, эксплуатирующих сеноманскую залежь ЯНГКМ
Высота
над уровнем моря, м
Длина, м
Лиш 4000 5000 г. -*1:1 'гии ЗДИ
Рис. 5. Динамика поступления воды во входные сепараторы на УКПГ в зависимости от температуры окружающей среды
ос Температура окружающего воздуха
Рис. 6. Продувка шлейфа № 3 прямотоком 19.03.2016: 1 - влияние продувок прямотоком шлейфов, подключенных к общему с наблюдаемым шлейфом коллектору; 2 - начало процесса продувки прямотоком; 3 - колебания давления на входе в УКПГ
01.16 12.01.16 14.01.16 16.01.16 18.01.16 20.01.16
Важно отметить, что изменения объемов поступления воды во входные сепараторы наблюдаются в течение всего года, особенно в весеннее и осеннее время. Последнее связано с большими амплитудами колебаний температуры окружающей среды и, соответственно, наличием процессов замерзания воды и таяния льда в шлейфах. Кроме того, имеет место и неравномерное поступление воды из скважин в шлейф, то есть периодический вынос из ствола скважины жидкостных (и песчано-жидкостных) пробок.
Сравнение с динамикой поступления воды из шлейфов систем сбора газа сеноманской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ) показывает, что на УНГКМ пульсации поступления воды имеют меньшую амплитуду и частоту. Это обусловлено подземной прокладкой ГСС [2] и, следовательно, значительно меньшим воздействием изменений температуры окружающего воздуха на температурный режим трубопроводов.
Предупреждение образования ледяных и жидкостных пробок на газовых промыслах ЯНГКМ осуществляется продувками шлейфов прямотоком: проблемный шлейф закрывается на входе в УКПГ до набора статического давления, после чего полностью открывается, что приводит к временному повышению скорости потока и выносу части выпавшей жидкости из шлейфа. Продувки проводятся в периоды повышений температуры воздуха окружающей среды.
На рис. 6 представлены параметры работы одного из шлейфов на входе в УКПГ в течение суток. В точке 1 наблюдается понижение и следующее за ним повышение давления на входе шлейфа в УКПГ в результате продувок прямотоком на других шлейфах, подключенных к общему с данным шлейфом сборному коллектору. В точке 2 производилось закрытие шлейфа до набора статического давления, после чего он снова запускался в работу.
2:24 4:48 7:12 9:36 12:00 14:24 16:48 19:12 21:36 0:00
давление на входе в УКПГ температура на входе в УКПГ
В интервалах 3 наблюдаются колебания давления, связанные с поступлением жидкостных пробок: при их движении по шлейфу происходят периодические полные перекрытия проходного сечения трубопровода, в результате чего давление на входе в УКПГ временно снижается. Амплитуда колебаний давления достигает 0,05 МПа, время колебаний - до 30 мин, что приводит к выносу водной фазы (водо-метанольного раствора, ВМР) до 100 м3/сутки с одного шлейфа.
Как известно, традиционным способом предупреждения образования ледяных пробок является закачка метанола на устья скважин, когда температура газа в конце шлейфа (на входе в УКПГ) становится ниже нуля градусов по Цельсию. Удельный расход подаваемого метанола должен задаваться таким образом, чтобы ВМР не замерзал в шлейфе. При этом устранение уже образовавшихся в шлейфе ледяных отложений подачей метанола, как нам представляется, менее эффективно, в отличие от устранения отложений гидратов. По-видимому, это связано с тем, что образование и рост ледяных отложений происходит в основном на границе раздела «вода - холодная стенка трубы», а образование гидратов - на границе «газовый поток - вода». Образовавшиеся на границе раздела газ-жидкость гидраты (их плотность ниже плотности воды) переносятся потоком водной фазы и могут закрепляться и продолжать расти на стенке трубопровода в точках изменения направления потока, на его подъемных участках, сужениях и местных сопротивлениях. Тогда как отложения льда, критичные для стабильной транспортировки газа, образуются в местах значительных скоплений жидкости, находящихся на пониженных участках трассы и перекрывающих сечение трубопровода существенно больше, чем на других участках. Поэтому ледяные отложения более локализованы по трассе в отличие от отложений гидратов.
Важно подчеркнуть, что при низких расходах газа на пониженных участках трассы шлейфа (и наличия жидкостной пробки) средняя скорость движения жидкости может быть на два-три порядка ниже скорости газа (особенно на подъемных участках). При подаче на устья скважин метанола необходимая его концентрация в ВМР в конце шлейфа может достигаться только через несколько суток
С
или даже недель после начала его подачи [3-5]. Кроме того, при наличии отложений льда и гидратов подаваемый в шлейф метанол, растворяя эти отложения, разбавляется водой, что может далее по трассе трубопровода привести к повторному образованию льда или гидратов.
Как показывает опыт эксплуатации сеноманских газосборных сетей ЯНГКМ, сочетание технологических приемов - подачи метанола и продувок шлейфов прямотоком - является вполне эффективной технологией для большинства эксплуатируемых шлейфов и обеспечивает предупреждение льдообразований. Следует подчеркнуть, что при выносе жидкости из шлейфа в результате продувок прямотоком достигается более быстрое поступление метанола к концу газопровода, что приводит к сокращению расхода метанола.
Процесс образования льда в промысловом трубопроводе можно фиксировать по уменьшению поступления воды на УКПГ (см. рис. 5). Эта особенность используется на практике при принятии решений по предотвращению ледяных отложений и борьбе с ними. При больших колебаниях температуры воздуха и неравномерном поступлении воды со шлейфа требуется повышение расхода метанола. Однако в случае образования отложений льда, значительно перекрывающих сечение трубопровода, приходится прибегать к тепловой обработке его внешней поверхности.
Таким образом, низкие температуры внутренней стенки трубы в зимний период в сочетании с условиями накопления жидкости в шлейфе являются основной причиной образования ледяных пробок в газосборной системе сено-манской залежи ЯНГКМ. Поэтому необходимо провести детальный анализ температурных режимов работы вну-трипромысловых систем сбора.
На начальном этапе разработки сеноманской залежи ЯНГКМ анализ термобарических параметров и расходов по газосборным шлейфам с наружным диаметром 530 мм был выполнен в [6]. По термобарическим данным работы шлейфов рассчитаны фактические (эффективные)
коэффициенты теплопередачи: их значения варьировались в диапазоне от малых значений до 9,6 Вт/м2-К. При этом теоретический коэффициент теплопередачи, определенный по теплофизическим свойствам теплоизоляции и по ее толщине, составляет ~ 0,7 Вт/м2-К. Фактические и теоретические значения различаются из-за невозможности точного учета влияния на температуру газового потока в шлейфе ряда факторов: ветер, степень покрытия шлейфа снегом, колебания влажности теплоизоляции, наличия ее повреждений, скоплений воды, отложений льда и гидратов в шлейфе. Значения рассчитанных по фактическим данным коэффициентов теплопередачи колеблются в широком диапазоне также и из-за большой погрешности их расчета (небольшие перепады температур и невысокая точность температурных измерений).
Нами проведены теплофизические расчеты фактических коэффициентов теплопередачи в течение первого полугодия 2016 года для тех же шлейфов, что и в работе [6]. Полученные значения находятся в пределах от 0,05 до 1,9 Вт/м2-К (табл. 1 и рис. 7). Можно отметить, что расчетные коэффициенты теплопередачи имеют меньший разброс по сравнению с началом разработки. Это связано с тем, что снижение температуры газа по шлейфу происходит в основном за счет теплообмена с окружающей средой, а не от эффекта Джоуля-Томпсона. Кроме того, значительно повысилась точность температурных измерений по сравнению с начальным периодом разработки месторождения. Вследствие этого величины коэффициента теплопередачи имеют значения, близкие к теоретическому значению (0,7 Вт/м2-К).
Сравнивая данные на рис. 7 и 8, можно сделать вывод, что для большинства анализируемых шлейфов значение среднесуточной силы ветра коррелирует с коэффициентом теплопередачи. Высокие дебиты газа по шлейфу обеспечивают меньшие потери температуры. Значения фактического коэффициента теплопередачи увеличиваются при процессах таяния льда и дальнейшего движения ВМР по шлейфу. Так, по проведенным наблюдениям
Рис. 7. Параметры работы газосборных шлейфов за первое полугодие 2016 года
Вт/м;
Шлейф № 4
X X X X X
♦ ♦ ♦
Шлейф № 6
А X X X
X
♦ ♦ ♦ ♦
10 2
0
-10 1
-20
-30 0
10 2 0
-10 1
-20
10 2 0
-10 1
-20
Шлейф № 7
Коэффициэнт, Вт/м2 • °С
средняя температура окружающего воздуха, °С температура на входе в УКПГ, °С
Номер шлейфа Длина шлейфа Средний расход газа по шлейфу, тыс.м3/сут
2 5120 259
3 2250 468
4 4570 489
5 11280 314
6 6930 538
7 6930 549
01.01.16 30.01.16 01.03.16 31.03.16 30.04.16 30.05.16 01.01.16 30.01.16 01.03.16 31.03.16 30.04.16 30.05.16
0
0
30 0
0
30 0
Таблица 1
Параметры работы газосборных шлейфов газового промысла сеноманской залежи ЯНГКМ
Номер; длина шлейфа, м
2;
5120 м
3;
2250 м
4;
4570 м
5;
11280м
6;
6930 м
7;
6930 м
Дата ^ Вт/м2К Средняя сила ветра, м/с Средняя температура окружающего воздуха, °С Расход газа по шлейфу, тыс. м3/сут Температура на входе в УКПГ, °С
19.01.2016 0,95 1,62 -27,44 251,44 -23,52
18.02.2016 1,9 4,40 -14,99 274,64 -14,31
19.03.2016 0,11 2,71 -18,84 251,44 -9,42
19.04.2016 0,47 3,38 -12,17 258,85 -5,63
15.05.2016 1,27 4,09 -4,27 257,93 -3,48
19.01.2016 0,14 1,62 -27,44 434,05 -0,59
18.02.2016 0,23 4,40 -14,99 474,11 1,97
19.03.2016 0,42 2,71 -18,84 434,05 4,21
19.04.2016 0,32 3,38 -12,17 500,84 4,98
15.05.2016 0,32 4,09 -4,27 499,06 6,08
19.01.2016 0,52 1,62 -27,44 459,74 -13,44
18.02.2016 1,11 4,40 -14,99 502,18 -10,75
19.03.2016 0,14 2,71 -18,84 459,74 -1,68
19.04.2016 0,14 3,38 -12,17 512,74 0,52
15.05.2016 0,21 4,09 -4,27 510,92 1,97
19.01.2016 0,38 1,62 -27,44 288,14 -20,83
18.02.2016 0,78 4,40 -18,11 314,74 -16,71
19.03.2016 0,21 2,71 -18,84 288,14 -9,81
19.04.2016 0,26 3,38 -12,17 341,17 -5,54
15.05.2016 0,54 4,09 -4,27 339,95 -3,46
19.01.2016 0,31 1,62 -27,44 514,80 -10,13
18.02.2016 0,54 4,40 -18,11 562,32 -8,59
19.03.2016 0,36 2,71 -18,84 514,80 -1,09
19.04.2016 0,27 3,38 -12,17 549,44 2,34
15.05.2016 0,34 4,09 -4,27 547,48 3,54
18.01.2016 0,26 0,72 -30,59 519,39 -10,38
18.02.2016 0,61 4,40 -18,11 567,33 -6,32
19.03.2016 0,12 2,71 -18,84 519,39 -0,20
19.04.2016 0,21 3,38 -12,17 571,26 2,04
15.05.2016 0,052 4,09 -4,27 569,22 2,12
за первое полугодие 2016 года по шести шлейфам наибольшие значения коэффициента теплопередачи
I
Рис. 8. Среднесуточная сила ветра в течение 1-го полугодия 2016 года
м/с
5 4 3 2 1
01.01.16 30.01.16 01.03.16 31.03.16 30.04.16 30.05.16
наблюдались18.02.2016 (см. табл. 1). Повышение температуры окружающей среды составило более 15 °С за полсуток (рис. 9а), что привело к таянию льда, находящегося в шлейфах, и движению водной фазы по шлейфу в виде жидкости или водоледяной шуги. Это привело к дополнительному охлаждению газового потока. Если же температура окружающей среды временно значительно не повышается, то ледяные отложения в шлейфах сохраняются. Поэтому наименьшие значения эффективного коэффициента теплопередачи наблюдались 19.03.2016 (рис. 9б).
Полученные значения коэффициентов теплопередачи были сопоставлены со значениями коэффициентов теплопередачи по шлейфам подземной прокладки УНГКМ (которые варьируются в диапазоне от 1,2 до 3,5 Вт/м2-К [2]). Данные значения коэффициентов теплопередачи получены путем усреднения по всем газосборным шлейфам УНГКМ, включая и газоконденсатные промыслы.
0
Рис. 9. Температура окружающей среды на газовом промысле ЯНГКМ
(точками указано время замеров параметров работы шлейфов 18.02.2016 и 19.03.2016)
б
а
10.02.16 12.02.16 14.02.16 16.02.16 18.02.16 20.02.16
°С
0 -10 -20 -30
10.03.16 12.03.16 14.03.16 16.03.16 18.03.16 20.03.16
Таблица 2
Технические решения, направленные на устранение жидкостных и ледяных пробок в газосборных сетях
Мероприятие Преимущества Недостатки
1. Замена трубопровода ГСС на меньший диаметр (увеличение скорости потока за счет снижения проходного сечения). Широкие возможности применения (замена может быть проведена на любом участке) Сложность и высокая стоимость реализации - демонтаж и утилизация существующих трубопроводов; монтаж новых
2. Технология «труба в трубе» - монтаж внутри существующего трубопровода трубы меньшего диаметра (увеличение скорости потока за счет снижения проходного сечения) Отсутствие необходимости демонтажа существующих трубопроводов, как в 1-м мероприятии. Отсутствие опыта применения; наличие поворотов трубопровода, крановых узлов, температурных компенсаторов, осложняющих монтаж
3. Объединение потоков нескольких трубопроводов (увеличение скорости потока за счет повышения расхода) Простота и невысокая стоимость реализации Ограниченные возможности по реализации - число трубопроводов в одном коридоре и протяженность этих коридоров часто невелики по сравнению с общей протяженностью ГСС
4. Проведение продувок трубопровода на горизонтальное факельное устройство (временное увеличение скорости потока). Возможность проведения на любом участке ГСС Непроизводственные потери газа; разрушение призабойных зон скважин вследствие высоких депрессий на пласт; продувки с установок комплексной подготовки газа в сторону кустов газовых скважин требуют решения проблем утилизации жидкости на площадках скважин
5. Применение поршней для очистки полости трубопроводов (физическое удаление жидкости) Отсутствие потерь газа; отсутствие проблемы утилизации жидкости (в случае приема поршней на установку комплексной подготовки газа) Ограниченность применения по причине твердых отложений (механических примесей, льда) в полостях трубопроводов, крановых узлах, переходах диаметра, что приводит к остановкам поршня; при низких давлениях на устьях скважин осложняется процедура прогона поршней (в случае приема поршней на установку комплексной подготовки газа)
6. Сепарация газожидкостного потока на входе в трубопровод (на устье скважин) (физическое удаление жидкости) Снижение степени накопления жидкости в трубопроводах (в некоторых случаях устранение, но не на весь оставшийся период эксплуатации) Потери давления в оборудовании сепарации; необходимость предотвращения замерзания (загидрачивания) сепарируемой жидкости; необходимость утилизации отделяемого флюида
7. Использование поверхностно-активных веществ (физическое удаление жидкости) Отсутствие необходимости значительной реконструкции Необходимость успокоения пены; ограничения по возможному количеству выносимой жидкости
8. Компримирование газа на входе в трубопровод (на устье) с помощью мобильной компрессорной установки (реализуется в первую очередь с целью поддержания работы скважин при низких устьевых параметрах; положительный эффект при устранении жидкостных и ледяных пробок в трубопроводах ГСС является сопутствующим) Устранение проблемы образования льда за счет поддержания высокой температуры потока в трубопроводе; при утилизации жидкости, сепарируемой перед компримированием (за исключением способа закачки обратно в трубопровод), аналогично п. 6 Сложность и высокая стоимость реализации и эксплуатации; необходимость утилизации жидкости, сепарируемой перед компримированием (за исключением способа закачки обратно в трубопровод), аналогично п. 6
о
С
На УНГКМ средняя температура газа на входе шлейфов в УКПГ в зимнее время года колеблется около 0 °С, а на ЯНГКМ может достигать -10 °С. А при очень низких температурах окружающего воздуха и большой силе ветра температура газа понижается вплоть до -15.... -25 °С. На температурный режим шлейфов Ямбургского НГКМ существенно влияют ежесуточные колебания погодных условий, тогда как на температурные режимы шлейфов УНГКМ влияет только смена времен года.
Основной причиной отличий в режимах работы газосборных шлейфов этих месторождений, как отмечалось выше, является разный тип прокладки трубопроводов. При подземной прокладке шлейфов на УНГКМ максимальная теплоотдача от газового потока имеет место в период таяния снегов, появления паводковых вод (май, июнь) и дождливого осеннего периода (сентябрь, октябрь, ноябрь) [2]. При надземной прокладке шлейфов ЯНГКМ повышение теплоотдачи от шлейфов происходит при понижении температуры окружающего воздуха и увеличении силы ветра, приводящих к льдоотложениям на стенке трубопровода. Последующие резкие повышения температуры приводят к таянию образовавшегося в шлейфе льда и движению водной фазы по шлейфу.
Характер залповых выносов жидкости в течение зимнего времени года различен для надземной и подземной прокладок: для УНГКМ вынос жидкости происходит после достижения критической величины жидкостной пробки в шлейфе, а для ЯНГКМ - прежде всего в результате резкого повышения температуры окружающего воздуха и таяния ледяных отложений.
В табл. 2 приведены известные технические решения по предотвращению и устранению жидкостных пробок в газосборных сетях [7]. Их можно разделить по механизму применения на две группы. Способы 1-3 приводят при однократной их реализации к временному эффекту (далее требуется повторная реконструкция). Способы 4-8 дают постоянный эффект при последующей эксплуатации.
Как показано выше, одним из факторов, способствующих образованию ледяных пробок, является значительное влияние температуры окружающей среды на температурный режим работы газосборных шлейфов надземной прокладки. На наш взгляд, целесообразно рассмотреть возможности применения вакуумной теплоизоляции. Ее теплоизоляционные свойства [8-10] могут быть в несколько раз выше, чем у теплоизоляции, используемой в настоящее время на газодобывающих предприятиях (пенополиуретан, минеральная вата и стекловата). Существующую теплоизоляцию целесообразно заменять прежде всего в
местах понижения трассы, также необходимо теплоизолировать оголенные участки шлейфов.
В ближайшей перспективе с целью поддержания объемов добычи газа и обеспечения стабильной работы скважин и шлейфов на ЯНГКМ планируется применение мобильных компрессорных установок (МКУ) [11]. Реализация данного технического решения должна способствовать устранению песчано-жидкостных пробок в скважинах и поддерживать фиксированное давление на входе в дожимную компрессорную станцию (ДКС) при снижении пластового давления. Поддержание более высокой температуры на выходе с МКУ предотвращает образование ледяных пробок в ГСС. Но несмотря на утилизацию отсепарированной перед компрессором МКУ жидкости, из-за низких расходов газа сохраняется процесс образования жидкостных пробок в шлейфе, подключенном к МКУ.
Таким образом, в работе проанализированы особенности работы шлейфов сеноманской залежи ЯНГКМ, тепловые режимы работы шлейфов надземной и подземной прокладки, описаны существующие и применяемые на практике методы предотвращения и устранения жидкостных и ледяных пробок в системах сбора газа.
На стадии падающей добычи газа на газовых месторождениях Крайнего Севера образование жидкостных и ледяных пробок в газосборных сетях негативно влияет на стабильность их работы. Неравномерное поступление жидкости на УКПГ является существенной особенностью ГСС надземной прокладки сеноманской залежи ЯНГКМ. Оно обусловлено воздействием изменяющихся факторов окружающей среды (температура воздуха, ветер), что приводит к чередованию замерзания воды и таяния льда в шлейфах с периодическим выносом водной фазы. С целью устранения жидкостных и ледяных пробок при эксплуатации газосборных систем ЯНГКМ применяется подача метанола в шлейф и временное увеличение перепада давления по шлейфу посредством набора статического устьевого давления. Сочетание двух технологических приемов показало их эффективность для большинства проблемных шлейфов.
При проектировании реконструкции газосборных систем целесообразно учитывать как особенности каждого шлейфа (конструкция и трасса залегания, расходы газа по годам разработки, содержание воды и механических примесей в потоке и пр.), так и его работу совместно со смежными технологическими объектами газового промысла. Это позволяет выявлять наиболее эффективные технические решения по устранению жидкостных и ледяных пробок для каждого проблемного участка ГСС.
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Истомин В.А., Квон В.Г., Тройникова А.А., Нефедов П.А. Особенности предупреждения льдо- и гидратообразо-вания в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождения Западной Сибири // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 2. С. 25-30.
2. Ротов А.А., Истомин В.А., Митницкий Р.А., Колинченко И.В. Особенности тепловых режимов работы систем сбора газа на поздней стадии разработки сеноманских залежей Уренгойского месторождения // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. № 3. С. 46-52.
3. Бузников Н.А., Истомин В.А., Митницкий Р.А. Моделирование динамики движения ингибиторов гидратообра-зования в промысловых трубопроводах // Газовая промышленность. 2016. № 2. С. 94-98.
4. Митницкий Р.А., Бузников Н.А, Истомин В.А. Промысловые гидродинамические исследования и моделирование систем сбора газа сеноманских залежей // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2015. № 3. С. 30-38.
5. Бузников Н.А., Истомин В.А., Митницкий Р.А. Влияние накопленной в промысловом трубопроводе жидкости на движение ингибитора гидратообразования // Вести газовой науки. 2016. № 2. С. 112-116.
6. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Дегтярев Б.В. и др. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья // Газовая промышленность: обз. инф. Сер. Подготовка и переработка газа и газового конденсата. М.: ВНИИЭгазпром, 1991. С. 2-11.
7. Ротов А.А., Сулейманов В.А., Истомин В.А. и др. Основные технические решения по предотвращению накопления жидкости в газосборных сетях // Вести газовой науки. 2015. № 3. С. 109-115.
8. Васильев Л.Л. Теплопроводность неметаллических зернистых систем // Строительная теплофизика. М.; Л.: Энергия, 1966. С. 48-56.
9. Данилевский Л.Н. Вакуумная теплоизоляция и перспективы использования в строительстве // Архитектура и строительство. 2006. № 5. С. 114-117.
10. Кокоев М.Н., Федоров В.Т. Перспективы применения вакуумно-порошковой теплоизоляции на нефтепроводах // Строительные материалы. 2000. № 1.
11. Минликаев В.З., Дикамов Д.В., Арно О.Б. и др. Применение мобильных компрессорных установок на завершающей стадии разработки газовых залежей // Газовая промышленность. 2015. № 1. С. 15-17.
THE OPERATION FEATURES OF GAS COLLECTION SYSTEMS AT CENOMANIAN DEPOSITS OF YAMBURG FIELD IN THE FINAL STAGE OF DEVELOPMENT
KUDIYAROV G.S., Engineer
Gazprom Dobycha Yamburg LLC (9, Geologorazvedchikov St., 629306, Novy Urengoy, YaNAO, Russia). ISTOMIN V.A., Dr. Sci. (Chem.), Prof., Chief Researcher ROTOV A.A., PhD (Tech.), Head of the Laboratory
Gazprom VNIIGAZ LLC (Razvilka, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russia).
E-mail: [email protected]
ABSTRACT
The analysis of the Yamburg field gas gathering systems (Cenomanian deposit) at the latest stage of gas production is presented. The considered questions are: the prevention of ice and hydrate formation, as well as elimination of ice and hydrate deposits in the pipelines. Comparison of technological operating modes and heat transfer coefficients of the gas gathering pipelines at the beginning and latest stages of field development is performed. Also a comparison with the operation of the Urengoy field gas gathering network is also presented. Existing and applied methods for removing of the fluid plugs from gas gathering systems are analyzed in detail.
Keywords: сenomanian gas deposit,well cluster,gas gathering system, prevention of ice and hydrate formations, removal of liquid plugs,methanol, heat transfer, above-ground and underground laying of pipelines, mobile compressor unit.
REFERENCES
1. Istomin V.A., Kvon V.G., Troynikova A.A., Nefedov P.A. Features of the prevention of ice and hydrate formation in gas collection systems at the late stage of exploitation of the Cenomanian deposits in the Western Siberia deposit. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2016, no. 2, pp. 25-30 (In Russian).
2. Rotov A.A., Istomin V.A., Mitnitskiy R.A., Kolinchenko I.V. Features of thermal regimes of gas gathering systems at the late stage of development of Cenomanian deposits of the Urengoy field. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2016, no. 3, pp. 46-52 (In Russian).
3. Buznikov N.A., Istomin V.A., Mitnitskiy R.A. Modeling the dynamics of the movement of hydrate inhibitors in field pipelines. Gazovaya promyshlennost', 2016, no. 2, pp. 94-98 (In Russian).
4. Mitnitskiy R.A., Buznikov N.A, Istomin V.A. Commercial hydrodynamic studies and modeling gas gathering systems of Cenomanian deposits. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2015, no. 3, pp. 30-38 (In Russian).
5. Buznikov N.A., Istomin V.A., Mitnitskiy R.A. Influence of the accumulated liquid in the field pipeline on the movement of the hydrate inhibitor. Vesti gazovoy nauki, 2016, no. 2, pp. 112-116 (In Russian).
6. Istomin V.A., Burmistrov A.G., Degtyarev B.V. Prevention of hydrate formation in the systems of collection and infield transport of hydrocarbon raw materials. Gazovaya promyshlennost', 1991, pp. 2-11 (In Russian).
7. Rotov A.A., Suleymanov V.A., Istomin V.A. The main technical solutions for preventing the accumulation of liquid in gas gathering systems. Vesti gazovoy nauki, 2015, no. 3, pp. 109-115 (In Russian).
8. Vasil'yev L.L. Teploprovodnost' nemetallicheskikh zernistykh system. Stroitel'naya teplofizika [Thermal conductivity of nonmetallic granular systems. Building Thermophysics]. Moscow, Leningrad, Energiya Publ., 1966. pp. 48-56.
9. Danilevskiy L.N. Vacuum heat insulation and use prospects in construction. Arkhitektura i stroitel'stvo, 2006, no. 5, pp. 114 - 117 (In Russian).
10. Kokoyev M.N., Fedorov V.T. Prospects of application of vacuum-powder thermal insulation on oil pipelines. Stroitel'nyye materialy, 2000, no. 1 (In Russian).
11. Minlikayev V.Z., Dikamov D.V., Arno O.B. The use of mobile compressor units at the final stage of the development of gas deposits. Gazovaya promyshlennost', 2015, no. 1, pp. 15-17 (In Russian).
