CC BY
331
УДК 622.279.72
ОСОБЕННОСТИ ТЕПЛОВЫХ РЕЖИМОВ РАБОТЫ СИСТЕМ СБОРА ГАЗА НА ПОЗДНЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ СЕНОМАНСКИХ ЗАЛЕЖЕЙ УРЕНГОЙСКОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
A.А. РОТОВ, к.т.н. нач. лаборатории
B.А. ИСТОМИН, д.х.н., проф., г.н.с. Р.А. МИТНИЦКИЙ, в.н.с.
ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Россия, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка). E-mail: V_Istomin@vniigaz.gazprom.ru
И.В. КОЛИНЧЕНКО, заместитель начальника Инженерно-технического центра ООО «Газпром добыча Уренгой» (Россия, 629307, г. Новый Уренгой, ул. Железнодорожная, д. 8).
В статье рассмотрены особенности температурных режимов эксплуатации сеноманских систем сбора газа на поздней стадии разработки месторождения. На основе анализа за последние несколько лет промысловых данных о работе газосборных коллекторов предложены технические мероприятия, направленные на уменьшение теплопотерь транспортируемого газа. Дана оценка технологической эффективности предлагаемых мероприятий для газосборных коллекторов в зависимости от их протяженности.
Ключевые слова: газосборный коллектор, куст скважин, сеноманские газовые залежи, тепловой режим работы трубопровода, теплогидравлическая модель трубопровода.
Одним из актуальных вопросов при эксплуатации систем сбора газа на поздней стадии разработки месторождения является обеспечение безгидратного режима работы газосборных коллекторов (ГСК) в зимний период года с учетом их длины, диаметра и условий теплообмена с окружающей средой. Для поздней стадии разработки месторождения характерно снижение дебитов и уменьшение температуры газа на устьях скважин [1]. Низкие скорости движения газа по трубопроводам от скважины до входа в установку комплексной подготовки газа (УКПГ) обуславливают охлаждение в зимнее время года газожидкостной смеси до отрицательных по Цельсию температур.
Внутрипромысловая газосборная система сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя построена по принципу групповой децентрализованной схемы. Схемы сбора газа - лучевые и коллекторно-лучевые, состоящие из газосборных коллекторов, к которым преимущественно подсоединяются шлейфы от двух кустов. При этом максимальное число подключаемых к коллекторам шлейфов равно пяти. Диаметр внутрипромысловых трубопроводов представлен пятью типоразмерами - 219, 273, 325, 426 и 530 мм, число скважин в кустах от 2 до 6, расстояние между скважинами около 40 м, соединение каждой скважины с коллектором осуществляется по индивидуальным шлейфам длиной 50-80 м. Тип прокладки газопроводов - подземный с теплоизоляцией. Коллекторы теплоизолированы (пенополиуретаном или вспененным полистиролом) и закреплены в траншеях с обваловкой. Глубина прокладки составляет 0,5-1,5 м от верхней образующей трубы.
Наличие пониженных участков (например, переходы через овраги, реки, которые имеют надземную прокладку на опорах) в условиях низких скоростей движения газа являются наиболее характерными местами для накопления
жидкости [2]. При этом накопление определенного объема жидкости в пониженных участках выше критического уровня приводит к срыву жидкости потоком газа и переносу ее на другой участок и т.д. В итоге на УКПГ в виде жидкостной пробки поступает значительный объем жидкости, зачастую достигающий нескольких десятков кубических метров.
Анализ текущего состояния показал, что внутрипро-мысловые газосборные системы (ГСС) в период падающей добычи в основном работают в безгидратном режиме. Однако в зимний период на отдельных участках газосборных коллекторов появляются условия для роста льдоги-дратных и ледяных отложений на внутренней поверхности трубы (даже при отсутствии газогидратных термобарических режимов в ядре потока). Возникают существенные риски перекрытия внутреннего сечения газопровода подобными льдогидратными или ледяными отложениями [3]. С учетом подземной прокладки коллекторов на ликвидацию таких отложений требуется длительное время, причем потери в добыче газа могут составить несколько миллионов нормальных кубических метров природного газа. Для оценки вероятности возникновения подобных нештатных ситуаций необходимо определить общую величину снижения температуры газа по длине газопровода.
Для расчета количества теплоты, отводимой в грунт от газового потока, необходимо знать коэффициент теплопередачи, который зависит от геометрии коллектора, термодинамического режима течения газа, глубины заложения и теплофизических свойств газа и грунта. Теплофизические свойства грунта по длине ГСК и во времени в значительной мере меняются в зависимости от типа грунта, степени увлажненности, фазовых переходов воды и т.д., что может приводить к существенным различиям в фактическом и расчетном коэффициентах теплопередачи.
Особенностью грунтов северных месторождений является их повышенная влажность вследствие заболоченности местности. Исследования процесса теплообмена трубопровода с водонасыщенными грунтами, изменяющими свои теплофизические свойства по длине ГСК и во времени, -достаточно сложная задача. Определенную сложность при расчете теплообмена представляет учет теплоизоляции и способа прокладки трубопровода. Каждый газопровод ГСК может иметь как подземную прокладку с различной глубиной залегания, так и наземную прокладку, а также надземную на эстакадах. При этом на открытых, не заглубленных в грунт участках теплоизоляция может быть частично нарушена или полностью отсутствовать. В случае наземной прокладки протяженные участки нередко полностью или частично находятся под водой. На фотографии (рис. 1) приведен пример прокладки трубопроводов ГСК сеноманских УКПГ по пересеченной местности (переход над ручьем) с нарушением теплоизоляции.
Значительные колебания сезонных температур и солнечной радиации, изменение силы ветра и высоты снежного покрова, различие в коэффициентах теплопередачи грунта по протяженности газопровода не позволяют проводить теплофизические расчеты с достаточной точностью. Для оценочных расчетов необходимо определить по промысловым данным осредненный коэффициент теплопередачи.
Коэффициент теплопередачи можно определить из уравнения, описывающего изменение температуры газа вдоль промыслового газопровода (коллектора) за счет теплопередачи через стенку трубы и дроссельного эффекта (колебания высот по трассе незначительны):
к = ^ + Vн - а ■ е--- 0<{ Рн - РК)
КжОн^
сртм
1-е-
М =
ОрГ•106; 24•3600'
(1)
(2)
(3)
где tl
Iк - температура газа в начале и конце газопро-
вода, °С; I - температура грунта, °С; РН, РК - давление газа в начале и конце газопровода, МПа; йн - наружный диаметр газопровода, м; - длина газопровода, м; й - коэффициент Джоуля-Томсона, °С/МПа; К - коэффициент теплопередачи, Вт/(м2-°С); М - массовый расход газа, кг/с, определяется по дебиту скважины во время замера О, млн м3/сут; Срт - средняя теплоемкость газа, Дж/(кг-°С); рГ - плотность газа в нормальных условиях, кг/м3.
Среднемесячная температура грунта на глубине залегания ГСК 0,5-0,7 м принималась по данным многолетних термометрических наблюдений на режимных геокриологических площадках, проводимых на территории Уренгойского месторождения в период 2010-2014 годов. "Ф'
Рис. 1. Пример наземной прокладки трубопроводов ГСК сеноманских УКПГ(переход над ручьем)
Следует отметить, что роль эффекта Джоуля-Томсона в формуле (1) незначительна при текущих небольших перепадах давления газа по длине газосборных коллекторов, в среднем не превышающих 0,05 МПа.
Из выражения (1), используя фактические данные по замерам давлений и температур газа в начале и конце газопровода, определяем величину параметра у, затем из (2) - значение коэффициента теплопередачи (определяется итерационно).
В качестве примера исходных параметров для подобных расчетов можно использовать данные стандартных исследований, проведенных на скважинах одного из УКПГ Уренгойского месторождения (табл. 1).
Осредненный коэффициент теплопередачи может быть определен и по фактическим данным измерений, характеризующим распределение температур и давлений по длине ГСК при известных расходах газа. С этой целью на газосборных коллекторах Уренгойского месторождения были проведены замеры с помощью регистраторов технологических параметров [4] (приборов, измеряющих и записывающих на электронный носитель значения давления и температуры газа в точке установки с заданной периодичностью). Замеры проводились в течение всего года, чтобы учесть влияние сезонных колебаний температур на тепловой режим работы газопроводов. Для получения представительных результатов исследования проводились на 16 УКПГ, расположенных по всей площади месторождения [1]. В табл. 2 представлены данные о среднемесячной температуре грунта на глубине залегания ГСК.
Таблица 1
Значение коэффициента теплопередачи в весенний период года для одного из шлейфов Ду530 мм
Период К, Вт/(м2-°С) tг¡¡, °С Режим работы скважин
Цг, млн м3/сут 1 tн, °С 1 Рн, МПа
Май 3,5 -2,0 1,0 12,3 1,38
1,5 16,3 1,02
Июнь 2,0 15,8 0,96
Таблица 2
Среднемесячная температура грунта на глубине залегания ГСК (0,5-0,7 м) Уренгойского месторождения в период 2010-2014 гг.
Месяц 1 2 3 ГШ 5 6 ПИ 8 9 10 11 12
ь,
-5,7 -8
-8,9 -5,8 -2,7 -1,0 +0,8 +1,9 +0,9 -0,4 -2,2 -4,4
На рис. 2. представлены полученные средние значения коэффициента теплопередачи для газосборных коллекторов от зависимости времени года. Наибольшие значения коэффициента теплопередачи фиксируются в начале периода активного таяния снегов и появления паводковых вод (май, июнь), когда происходит максимальный отвод теплоты от газосборного коллектора в окружающую среду. В летний период после дренирования талых вод появляются оголенные участки на ГСК. В результате уменьшения влажности грунта вследствие прогрева его поверхности среднее значение коэффициента теплопередачи снижается. С наступлением дождливого периода и резкого снижения среднесуточной температуры воздуха (сентябрь, октябрь, ноябрь) значение коэффициента теплопередачи повышается. С декабря по апрель влияние температуры воздуха на газопровод ослаблено за счет снежного покрова, выполняющего роль теплоизолятора, и, хотя температура грунта понижается, значение коэффициента теплопередачи небольшое из-за уменьшения теплопроводности грунта за счет его промерзания. Сходная картина ранее наблюдалась при исследованиях работы шлейфов в начальный период разработки месторождения Медвежье [5].
Используя полученные усредненные значения коэффициентов теплопередачи, можно прогнозировать температуру газа в конце газосборных коллекторов для оценки возможности гидратообразования или льдообразования в них. Наихудшим с точки зрения опасности образования гидратов в газосборных коллекторах является весенний период, поскольку высокие значения коэффициента теплопередачи сочетаются с низкой температурой грунта.
Анализ тепловых режимов работы ГСС Уренгойских промыслов показывает, что в период 2004-2014 годов на большинстве промыслов наблюдались устойчивые тенденции снижения температур газа в блоке входных ниток (БВН) УКПГ. В основном это связано со снижением дебитов добываемого газа и, следовательно, уменьшением скорости его движения по шлейфам и коллекторам. В качестве иллюстрации приведена динамика температуры в блоке входных ниток (БВН) УКПГ-11 (рис. 3). С 2013 года в зимний период газосборные коллекторы работают при отрицательной по Цельсию температуре газа на блоке входных ниток УКПГ. Аналогичные тенденции наблюдаются и в ГСС других промыслов.
Особое значение для эксплуатации ГСС имеют минимальные (в зимний период) значения температуры транспортируемого газа, поскольку они определяют возможность образования гидратов и/или льда в трубопроводах. Температуры газа на входе в УКПГ Уренгойского месторождения в зимние периоды эксплуатации в 2012-2014 годах приведены в табл. 3.
Рис. 2. Изменение фактического (усредненного)
коэффициента теплопередачи промысловых трубопроводов на Уренгойском месторождении
4
3
1J
о
2
м
р
111
1
0
3 4
6 7 8 т (месяц)
9 10 11 12
Рис. 3. Динамика температуры на блоке входных ниток УКПГ-11
16 14 12 10 8
- 6
3
3 4 2 0 -2 -4
^гююсосогчгчсососпсп ооооооооооо
Гч^-Гч^-Гч^-Гч^-Гч*- Гч"
Ц- К ^ к
Дата, мес. год
Таблица 3
Средние значения температуры газа на входе в УКПГ в зимний период (с октября по апрель) за 2012-2014 гг.
УКПГ Температура, °С
2012 2013 2014
1АС 4,3 3,2 2,7
1 0,7 -1,1 -0,5
2 2,1 0,6 0,8
3 2,7 1,6 2,3
4 0,4 -0,8 0,7
5 3,3 3 2,8
6 0,7 -0,3 0,2
7 0,6 -0,6 -0,3
8 0,9 -1,3 0,1
9 1,9 0,4 1,2
10 3,4 2,4 2,2
10 (Таб-Яхинский участок) 5,6 2,5 2,6
11 0,5 -1,6 -0,9
12 1,6 0,1 -0,2
13 2,7 0,8 0,5
15 (западный купол) 3 0,5 1,1
15 (восточный купол) 1,5 0,8 -3,3
16 (Песцовая площадь) 16,8 15,8 14,1
16 (Западно-Песцовая площадь) 14 12,8 12,4
I
куст № 25 куст № 21 куст № 22
I
В качестве иллюстрации текущей ситуации с температурными режимами эксплуатируемых газосборных коллекторов на рис. 4-5 представлены значения температур по двум УКПГ Уренгойского месторождения, при эксплуатации которых в 20122014 годах наблюдались отрицательные по Цельсию температуры транспортируемой продукции.Так, на одном из УКПГ отрицательные температуры наблюдались при работе 30% от общего количества работающих коллекторов. Максимальная длительность эксплуатации с отрицательной температурой составляла 6 месяцев (ГСК куста 214), наиболее низкая температура составляла -10 °С (ГСК куста 212).
На другом УКПГ (СевероУренгойское месторождение) отрицательные температуры наблюдались на 35% от общего количества работающих ГСК. Максимальная длительность эксплуатации с отрицательной температурой составила пять месяцев (ГСК от кустов скважин 27, 28, 35), а наиболее низкая температура - минус 4,3 °С (для тех же коллекторов).
На том же УКПГ при работе протяженного коллектора от восточного купола месторождения, объединяющего все кусты скважин, наблюдались отрицательные температуры. Максимальная длительность эксплуатации с отрицательной температурой составила 2 месяца, наиболее низкая температура - минус 3,3 °С.
Анализируя представленные данные по температурным режимам ГСС можно сделать следующие выводы:
• в настоящее время вследствие малых скоростей движения газа в газосборных коллекторах увеличилась сезонная амплитуда изменения значений температуры газа, достигающая для некоторых коллекторов 20-25 °С.
• в ГСС почти всех промыслов на месторождениях Большого Уренгоя на большей части газосборных коллекторов в зимний период наблюдаются отрицательные по Цельсию температуры транспортируемой продукции;
• длительность непрерывной эксплуатации ГСС при отрицательных температурах достигает восьми месяцев, а наиболее низкие температуры (до -9,9 °С) отмечаются в феврале-марте.
Таким образом, приведенные результаты анализа температурных режимов работы шлейфов и коллекторов свидетельствуют о наличии рисков гидратообразования и льдообразования. При дальнейшей эксплуатации месторождения прогнозируется снижение отборов газа и устьевых температур
Рис. 4. Температура газа в газосборных коллекторах на входе в УКПГ Уренгойского месторождения
ооооооооооооооооооооооооооооо
сисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисиа
^ооооооооооооооооооооооооооо^-^-^-^-^-^-^-^-^-с оэКККсЬсЬсЬтоэоэККККККщсЬсЬсЬсЬсЬююю^^^^^^оэоэоэтоэоэа сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сис
куст № 26 - куст № 214 - куст № 212 - куст № 24 - куст № 213/23
куст № 215/211 - куст № 27 - куст № 28 - куст № 29
куст № 216/210
Рис. 5. Температура газа в шлейфах ГСС на входе в УКПГ Уренгойского месторождения
20,0
а 15,0
10,0
5,0
-5,0
ООООООООООООООООООООООООООООО
сисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисисиа
^-ооооооооооооооооооооооооооо^-^-^-^-^-^-^-^-^-с
соКККаэаэаэсбсбсоККККККаэаэаэаэаэаэ^^^'^^^^^^с^с^с^с^с^с^а сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сио^сис
Куст № 4 — Куст № 6—Куст № 10 —Куст № 8, 14 —Куст № 16 — Куст № 21 Куст № 27, 28 — Куст № 13, 37 —Куст № 24, 38 —Куст № 34, 39 —Куст № 26 Куст № 19 — Куст № 23 — Куст № 12
газа на скважинах и, соответственно, снижение температур газа в конце шлейфов и коллекторов [6].
В настоящее время уменьшение рисков образования льда и гидратов обеспечивается за счет ввода в трубопроводы ингибитора (метанола). С учетом высокой стоимости инги-бирования метанолом целесообразно рассмотреть возможности применения различных технических мероприятий, направленных на увеличение температуры транспортировки продукции скважин (тем самым расход ингибитора снижается).
В условиях низких температур окружающей среды увеличение температуры транспортируемой ГСС продукции может быть обеспечено за счет:
теплоизоляции
• улучшения трубопроводов;
• повышения скорости потоков в трубопроводах:
• увеличения температуры транспортируемой продукции.
Проанализируем технологическую эффективность указанных мероприятий на примере работы одного из газосборных коллекторов, имеющем
характерные для Уренгойского месторождения параметры. Протяженность данного ГСК составляет 7628 м, диаметр 426x16 мм. Коллектор теплоизолирован пенополиуретано-вым (ППУ) покрытием толщиной 50 мм. В настоящее время в рассматриваемом трубопроводе наблюдаются условия для накопления жидкости и фиксируются отрицательные температуры газа. Фактические технологические режимы работы ГСК в зимние периоды 2013-2014 годов приведены в табл. 4.
Для проведения анализа технологической эффективности мероприятий в программном комплексе Р1рерИа8е создана теплогидравлическая модель трубопровода и проведена ее адаптация к фактическим режимам работы. В процессе адаптации модели установлено, что соответствие расчетных и фактических данных о работе трубопровода обеспечивается при значении коэффициента теплопроводности изолирующего покрытия 0,05 Вт/м-К. Тогда как характерные значения коэффициента теплопроводности для пенополиуретановой скорлупы, из которой выполнена теплоизоляция, находятся на уровне 0,02-0,03 Вт/м-К. Это свидетельствует о значительном ухудшении свойств теплоизоляции трубопроводов, что может являться следствием ее повреждений.
Результаты расчета теплового режима работы трубопровода на март 2013 года, когда наблюдались наиболее низкие температуры потока, приведены на рис. 6. Также на этом рисунке приведены фактические значения температуры на входе и выходе трубопровода и значение температуры гидра-тоообразования для исследуемого режима работы.
Анализ полученных результатов показывает, что длина участка трубопровода, на котором обеспечивается положительная температура потока и, следовательно, не создается условий для образования льда и гидратов, составляет 2,3 км (напомним, длина шлейфа составляет 7,6 км).
Одним из мероприятий по уменьшению теплопотерь в газосборных коллекторах является надежная теплоизоляция [7], в особенности открытых участков, таких как переходы через овраги, реки, которые имеют надземную прокладку и более подвержены влиянию температуры окружающего воздуха. Расчеты теплового режима работы трубопровода при восстановлении свойств его теплоизоляции до нормативного значения 0,03 Вт/м К (рис. 7) показали, что восстановление свойств теплоизоляции позволяет повысить температуру потока на участке трубопровода, опасном с точки зрения образования льда и гидратов, на два градуса При этом длина участка трубопровода, работающего при положительных температурах, увеличивается до 3 км.
Другим вариантом решения проблемы увеличения тепло-потерь потока газа при движении по трубопроводу является использование технологии «труба в трубе», подразумевающей монтаж внутри существующего коллектора трубопровода меньшего диаметра. Результаты расчетов теплового режима работы трубопровода при увеличении скорости
Таблица 4
Фактические режимы работы газосборного коллектора в зимние периоды 2013-2014 гг.
Дата Расход газа, тыс. м3/сут Давление входа, МПа Давление выхода, МПа Температура входа, °С Температура выхода, °С
март 2013 353 2,04 1,95 4,3 -6,2
февраль 2014 445 2,06 1,97 2,9 -6,0
Рис. 6. Профиль температуры в ГСК (фактический режим эксплуатации)
20
15
^10
сс
-5 -10
—Фактический режим —Температура гидратообразования
Т вх
3 20 00-- __4С 00 60 00 80 00 100
Твых
Длина трубопровода, м
Рис. 7. Профиль температуры в ГСК при восстановлении свойств теплоизоляции
20
15
10
0
-5 -10
_ -Фактический режим —Температура гидратообразования
Т вх
0 20 00-- 60 00 80 00 101
Т вых
000
Длина трубопровода, м
потока в трубопроводе за счет применения данной технологии представлены на графике (рис. 8). При проведении расчетов рассмотрен вариант размещения внутри шлейфа пластиковой трубы диаметром 300 мм. Следует отметить, что данная технология не только обеспечивает изменение скорости потока, но и создает дополнительную теплоизоляцию за счет газового зазора между стенками труб, что было учтено при проведении расчетов.
Анализ результатов показывает, что использование технологии «труба в трубе» позволяет повысить температуру потока на участке трубопровода, опасном с точки зрения образования льда и гидратов, на четыре градуса. При этом длина участка ГСК, работающего при положительных температурах, увеличивается до 5 км.
Еще одним вариантом повышения температуры газа в конце шлейфа является увеличение его температуры в начале трубопровода за счет использования устьевых подогревателей на скважинах. Проведены расчеты теплового режима работы трубопровода при применении устьевых
5
0
5
Рис. 8. Профиль температуры в ГСК при использовании технологии «труба в трубе»
20 р 15
от
^10
со а ш
I 5
£
0
-5 -10
—Фактический режим —Технология «труба в трубе»
Тх
0 20 00-- 00 00 _ _100
Твых
Длина трубопровода, м
I
Рис. 9. Профиль температуры в ГСК при использовании устьевого подогревателя на кустовой площадке
20 р 15
от
^10
со а ш
5
-5
-10
_ -Фактический режим —Устьевой подогреватель азовг зния
— 1е мпера 'ура гидра тообр
т вх
0 2С 00-» —„40 00 60 00 00 100
твых
Длина трубопровода, м
I
Рис. 10. Профиль температуры в газосборном коллекторе при использовании устьевого подогревателя и технологии «труба в трубе»
20-
,15
—Фактический режим —Устьевой подогреватель " и ремонт теплоизоляции -—Температура гидратообразования
10000
Длина трубопровода, м
подогревателей, обеспечивающих увеличение температуры входящего потока газа с 4 до 20 °С. Результаты расчетов (рис. 9) показали, что это позволит повысить температуру газа на участке трубопровода, опасном с точки зрения образования льда и гидратов, на четыре градуса. При этом длина участка трубопровода, работающего при положительных по Цельсию значениях температуры, увеличивается до 7 км.
Таким образом, при длине шлейфа более 7 км ни одно из рассмотренных мероприятий (восстановление коэффициента теплопроводности изолирующего покрытия до 0,03 Вт/м-К, увеличение температуры на входе в шлейф до 20 °С и размещение внутри стального газосборного коллектора пластиковой трубы диаметром 300 мм) отдельно не обеспечивает отсутствия условий для образования льда и гидратов по всей длине трубопровода.
Для поддержания положительной температуры потока в таких протяженных шлейфах могут использоваться более мощные устьевые подогреватели либо комплексные решения, обеспечивающие как повышение температуры на входе, так и снижение теплообмена с окружающей средой. В качестве примера на рис. 10 приведены результаты расчета теплового режима работы ГСК при увеличении температуры потока на входе до 20 °С и восстановлении свойств теплоизоляции. Анализ полученных данных показывает, что совместное использование этих решений позволяет обеспечить положительную температуру потока газа на всем протяжении ГСК длиной до 10 км.
Для еще более протяженных коллекторов обеспечение положительной температуры потока возможно при совместном использовании устьевых подогревателей и технологии «труба в трубе», но внедрение таких комплексных технических решений потребует определенных капитальных вложений.
Оценка эффективности мероприятий для различных длин ГСК представлена в табл. 5.
Таким образом, технологическая эффективность рассмотренных технических мероприятий в значительной мере определяется протяженностью ГСК. Так, для наиболее протяженных газосборных коллекторов (при длине более 10 км) единственным эффективным мероприятием из рассмотренных является совместное применение устьевых подогревателей (до 20 °С) и технология «труба в трубе», в то время как для наиболее коротких коллекторов каждое из рассмотренных технических мероприятий будет эффективно. Обоснованное применение указанных мероприятий позволит предотвратить условия возникновения льдо-гидратных отложений в газосборных коллекторах и связанные с этим риски снижения добычи газа.
Таблица 5
Оценка эффективности технических мероприятий, направленных на обеспечение положительных температур транспортировки продукции в ГСС («+» - эффективно, «-» - малоэффективно)
Техническое мероприятие Протяженность газосборного коллектора
До 3 км 3-5 км 5-7 км 7-10 км Более 10 км
Восстановление теплоизоляции + - - - -
Технология «труба в трубе» + + - - -
Устьевые подогреватели (до 20 °С) + + + - -
Устьевые подогреватели (до 20 °С) и восстановление теплоизоляции + + + + -
Устьевые подогреватели (до 20 °С) и технология «труба в трубе» + + + + +
0
СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ
1. Дикамов Д.В., Ротов А.А., Изюмченко Д.В. и др. Влияние технических мероприятий по борьбе с накоплением жидкости в газосборных сетях на режимы эксплуатации скважин // Вести газовой науки: Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений. М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2016. № 2 (26) С. 78-83.
2. 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 месторождений Западной Сибири // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, 2016, № 2, С. 25-30.
3. Истомин В.А., Бурмистров А.Г., Дегтярев Б.В. и др. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья, М., ВНИИЭГазпром, 1991. 37 с.
4. Цветков Н.А., Ларюхин А.И., Митницкий Р.А. и др. Мониторинг термобарических параметров работы газосборной системы УКПГ сеноманской залежи в период падающей добычи // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Прил. К журн. «Наука и техники в газовой промышленности (Спецсборник), № 3, 2006. С. 52-60.
5. Решетников Л.Н., Жильцов Ю.М., Аршинов С.А. Анализ температурных режимов работы выкидных линий месторождения Медвежье. - Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. М.: ВНИИЭгазпром, 1981. Вып. 10, С.13-19.
6. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2 т. Т. 2 // Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. М.: Недра, 1984. С. 156-157.
7. Бекиров Т.М., Губяк В.Е., Сулейманов В.А. и др. Комплексный подход к сбору, подготовке и транспортированию газа в районах Крайнего Севера. М. ВНИИЭгазпром, 1991. 61 с.
FEATURES OF THERMAL MODES OF GAS GATHERING SYSTEMS AT A LATE STAGE OF DEVELOPMENT OF THE CENOMANIAN DEPOSITS IN THE URENGOYSKOYE FIELD
ROTOV A.A., Cand. Sci. (Tech.), Head of the Laboratory ISTOMIN V.A., Dr. Sci. (Chem.), Prof., Principal Researcher MITNITSKY R.A., Leading Researcher
Gazprom VNIIGAZ LLC (Razvilka, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russia). E-mail: V_Istomin@vniigaz. gazprom.ru
KOLINCHENKO I.V., Deputy Director of Engineering and Technical Center
ООО «Газпром добыча Уренгой» (8, Zheleznodorozhnaya St., Novy Urengoy, 629307, Russia).
ABSTRACT
The article describes the features of the temperature regimes of the Cenomanian gas gatheringsystems (field pipelines) at the latest stage of field development. Recent years the field data on the thermo-hydraulicregimes of gas-gathering collectors are analyzed. Technical proposals are given for reducing the heat loss of the transported gas in field pipelines. The technological effectiveness of different technical solutions for the gas-gathering collectors (depending on their length) is estimated.
Keywords: gas-gathering collector, well cluster, Cenomanian gas deposits, the thermal operation of the field pipeline, the pipeline thermo-hydraulic model.
REFERENCES
1. Dikamov D.V., Rotov A.A., Izyumchenko D.V., Istomin V.A., Yelistratov A.V., Chel'tsova T.V. Influence of technical measures to combat against the accumulation of fluid in the gas gathering networks on the modes of operation of wells. Vestigazovoy nauki, 2016, no. 2 (26), pp. 78-83 (In Russian).
2. Istomin V.A., Kvon V.G.,Troynikova A.A., Nefedov P.A. Prevention features of ice and hydrate formation in gas collection systems at an advanced stage of operation of the Cenomanian deposits in Western Siberia. Transport i khraneniye nefteproduktov i uglevodorodnogo syr'ya, 2016, no. 2, pp. 25-30 (In Russian).
3. Istomin V.A., Burmistrov A.G., Degtyarev B.V., Lakeyev V.P., Tikhonov V.T., Kvon V.G. Preduprezhdeniye gidratoobrazovaniya v sistemakh sbora i vnutripromyslovogo transporta uglevodorodnogo syr'ya [The prevention of hydrates in the gathering systems and infield transportation of hydrocarbons]. Moscow, VNIIEGazprom Publ., 1991. 37 p.
4. Tsvetkov N.A., Laryukhin A.I., Mitnitskiy R.A.,Ismagilov R.N., Istomin V.A. Monitoring thermobaric parameters of the UKPG gas gathering system of Cenomanian deposits in the period of falling production. Nauka i tekhnika v gazovoy promyshlennosti, 2006, no. 3, pp. 52-60 (In Russian).
5. Reshetnikov L.N., Zhil'tsov YU.M., Arshinov S.A. Analiz temperaturnykh rezhimov raboty vykidnykh liniy mestorozhdeniya Medvezh'ye [Analysis of the temperature modes of flow lines Medvezh'ye deposit]. Trudy Razrabotka iekspluatatsiya gazovykh i morskikh neftyanykh mestorozhdeniy [Proc. Development and exploitation of gas and offshore oil fields], 1981, no. 10, pp. 13-19.
6. Dobycha, podgotovka i transport prirodnogo gaza i kondensata. Tom 2 [Production, preparation and transportation of natural gas and condensate. Vol. 2]. Moscow, Nedra Publ., 1984. pp. 156-157.
7. Bekirov T.M., Gubyak V.Ye., Suleymanov V.A., Margulov A.R., Murin V.I., Yelistratov V.I., Khalif A.L. Kompleksnyy podkhod k sboru, podgotovke i transportirovaniyu gaza v rayonakh Kraynego Severa [An integrated approach to the gathering, preparation and transportation of gas in the Far North]. Moscow, 1991. 61 p.
