CC BY
24
УДК 622.276
Б01: 10.15587/2312-8372.2019.155847
ОБГРУНТУВАННЯ ОПТИМАЛЬНИХ МЕТОД1В ОЧИЩЕННЯ ГАЗОПРОВОД1В ДЛЯ Р1ЗНИХ СТРУКТУР ГАЗОР1ДИННИХ ПОТОК1В
Горiн П. В., Тимюв Д. Ф., Братах М. I., ФШпчук О. О.
1. Вступ
Газовидобувний комплекс мютить в своему складi складну за структурою трубопровщну систему, яка виконуе двi функцii - збiр та м1жпромислове транспортування газу власного видобутку. Система газопроводiв, що приймае та транспортуе газ власного видобутку, мютить шлейфи промисловi трубопровода, що подають газ до установок пiдготовки газу (УПГ), дожимних компресорних станцiй (ДКС) або лшшних компресорних станцш (КС). Вщповщно вiд технiчних характеристик, а також режимiв роботи компресорного обладнання та трубопроводiв залежить величина пропускноi здатност системи в цтому. Таким чином, пропускна здатнiсть газозбiрноi та газотранспортноi системи залежить як вщ режимiв роботи об'ектiв наземноi шфраструктури, так i кожноi з лшшних дтянок.
Пропускна здатнiсть системи газопроводiв як функц1я параметрiв режиму е основним виробничим показником, який характеризуе ефективнiсть використання газопроводш за призначенням. На величину пропускно!' здатностi системи найбтьший вплив мають технiчна характеристика трубопроводiв та баричний режим експлуатацй. Якщо розглядати окремий газопровод iз визначеною технiчною характеристикою, то його баричний режим, а вщповщно i пропускна здатнiсть тiсно пов'язат iз умовами експлуатацii. А саме, наявнiсть умов конденсацii рiдини, пробкоутворення, збтьшення гiдравлiчного опору дтянок, а вщповщно, i загального перепаду тиску в газопроводi в цiлому. Вщповщно, надмiрний перепад тиску впливатиме або на рiвень початкового тиску, зменшуючи видобуток газу на завершальнш стадп розробки в газовому режимi, або на величину юнцевого тиску, збтьшуючи енерговитрати ДКС на транспортування газу. Зменшення перепаду тиску вiдбуваеться iз вiдповiдним збтьшенням пропускно1' здатностi газопроводiв, що досягаеться шляхом впровадження методiв звтьнення !х вщ рщини, таю як очистка поршнями, переведення в режим самоочищення, врiзання дренажних пристро1'в та дрипiв рiзних конструкцш
Залежно вiд етапу розробки родовища, рiзнi структури течи формуватимуться в порожниш трубопроводiв, вiдповiдно формуючи рiзнi гiдравлiчнi опори [1]. Отже i методи звтьнення порожнини газопроводiв вiд цих забруднень будуть рiзнi, а для !х вибору мае бути створений окремий алгоритм.
Вщповщно, враховуючи той факт, що переважна бiльшiсть родовищ нафтогазовидобувного сектору Украши знаходиться на завершальнш стадii розробки, що характерно високим газоводянним фактором, актуальним залишаеться питання мiнiмiзацii втрат тиску в системi збору та транспортування вуглеводшв.
2. Об'ект досл1дження та його технолопчний аудит
Об'ектом дослгдження е система збору i мiжпромислового транспортування газу газових i газоконденсатних родовищ.
Сьогодш Украша належить до держав з розвиненою нафтогазовидобувною та нафтогазотранспортною промисловютю. Перший крок у розвитку галузi зроблено пiвтора столiття тому, коли розпочато освгаення вулиць одного iз мiст Украши - Львова - штучним, виробленим з вугiлля газом.
Враховуючи велику розгалуженiсть системи видобування та транспортування вуглеводнево!' продукцii, а також вщдаленють промислових об'ектiв один вщ одного протяжнiсть системи видобування та транспортування нафтогазовоi продукцii становить близько 12 тис. км.
На даному етапi експлуатацii родовищ нафтогазового сектору Украши бiльшiсть родовищ експлуатуеться на завершальнш стадii розробки, що характеризуеться iстотним зниженням пластового тиску, низькими дебiтами свердловин, високим вмютом пластовоi води i вуглеводневого конденсату в пластовш продукцii.
А тому, враховуючи наявний технiчний стан системи, а також вшовий фактор нафтогазових родовищ в умовах експлуатацп сьогодення проблемним питанням е розроблення та вибiр оптимальних методiв очищення трубопроводiв для рiзних структур багатофазних потоюв.
3. Мета та задач1 дослщження
За мету цге!роботи обрано визначення широкого диапазону критерiiв подабносп, якi описують рух багатофазово!' течи в трубопроводах газозбiрноi та продуктозбiрноi систем iз широким диапазоном вмкту природного i зв'язаного газу в склащ сумш!
Для досягнення поставлено1' мети необхiдно виконати такi задача
1. Дослiдити дiлянки трубопроводiв, на яких структуры течii змiнюють одна одну по довжиш i призводять до постшного переходу одних форм в шшь
2. Розробити алгоритм визначення структурно1' форми руху газорщинного потоку, оцiнити його тип i однорiднiсть, а також визначити параметри гiдравлiчного стану.
3. Розробити алгоритм вибору оптимальних способiв вiдведення рщини з порожнини трубопроводу за !х принципом дii.
4. Досл1дження кнуючих р1шень проблеми
Будь-який газопровiд нафтогазовидобувно1' системи можна розглядати як такий, що транспортуе газорiдинний потiк iз рiзним газовмiстом в структурi потоку. Саме тому у свгтовш практищ цi структури моделюють в окремих програмах-симуляторах залежно вiд того, як розглядаеться течiя.
Симулятор PipeSim компанп Schlumberger використовуеться для аналiтичних дослщжень, таких як моделювання свердловин, ошгамзацш механiзованого видобутку, моделювання трубопроводiв i технологiчного обладнання [2].
Програмний продукт WellFlo компанii Weatherford е автономним додатком для проектування, моделювання, оптишзаци i усунення проблем в робот нафтових i газових свердловин, що експлуатуються як в фонтанному, так i механiзованому режимi. Даний продукт дозволяе шженеру будувати моделi свердловин та
трубопроводiв за допомогою зручного для користувача iнтерфейсу. Побудованi таким чином моделi точно вiдображають приплив будь-яких тишв флющу з пласта, а також потiк в насосно-компресорних трубах (НКТ) i наземних лiнiях [3].
Ще одним Í3 програмних засобiв, в якому е можливiсть створювати iнтегрованi моделi вiд родовища до системи подготовки, е Petex компанп Petroleum Experts [4].
Також хоттлося б вщмпити i програмний симулятор неусталеного мультифазного потоку OLGA компанй Schlumberger. Динамiчний симулятор мультифазного потоку OLGA дозволяе розраховувати змТни параметрв потоку в свердловинах i трубопроводах залежно вод часу, тобто моделювати стацюнарт i перехiднi режими потоку [5].
В нацюнальнш практицi для моделювання потоюв використовують положення для розрахунку гiдравлiчних параметрiв, викладених в [6], доповнений методиками Украшського науково-дослiдного шституту природних газiв (УкрНД1газ) [7]. Дат методики базуються на обробш теорш [8, 9] щодо визначення меж1 роздшу скупчень рТдини в понижених дтлянках трубопроводу.
Фактично, використання цих методик дае змогу визначити обсяг забруднень в порожниш газопроводу, як це, наприклад, запропоновано в науковш робот [10]. Або проводити мониторинг за роботою низки трубопроводТв, що формують газозбiрну систему родовищ, як це передбачено нормативними документами на кшталт [11].
На сьогодшшнш день багато уваги придiляеться дослiдженням двофазного потоку. Розроблено моделi руху газу i рщини в трубах, створено новТ способи визначення кшькост рщини в порожниш газопроводу та способи вилучення рщини з газопроводу, модершзовано пристро! для вiдведення рщини. Одним Тз таких способТв е метод створення Тмпульсного режиму робочого потоку газу [12].
Тому, виршення задачТ аналТзу режимТв роботи трубопроводов нафтогазовидобувного сектору, визначення проблемних дшянок з точки зору попршення пдравлТчно! ефективностТ, а також обгрунтування дошльност впровадження заходТв щодо очистки газопроводТв е перспективним питанням.
При розв'язанш проблеми очищення газопроводу потрТбно з'ясувати причини потрапляння рТдини та ктьюсть. Це дасть можливють контролювати будь-як змши в процес експлуатацп та своечасно прийняти ршення щодо часу та методу проведення очистки. Сшд також зазначити, що об'ем забруднень у газопроводах, розрахований теоретичним шляхом, вТдрТзняеться вод визначеного експериментальним. Тому зазначена проблема потребуе детального вивчення.
КрТм того, слтд звернути увагу на вщмшностТ у тдходТ до очищення внутрТшньо! порожнини промислових трубопроводТв. Вщповщно до вимог нормативних документов рТшення щодо очищення такого типу трубопроводов приймаеться виключно на основТ внутршньо трубно! Тнспекци [13], що фактично неможливо провести в украшських специфТчних умовах, детально висвттлених у [14].
Тим не менш, слТд зазначити ту обставину, що в будь-яких умовах, в порожниш трубопроводТв буде утворюватися багатофазове середовище. Дане середовище вважаеться втдносно нерухомим в умовах експлуатацп зрших родовищ, або ж постшно змшюе свою форму при локаизацп в понижених мюцях за умови змши термобаричного режиму експлуатацп [15]. Хоча, з шшого боку, проблема поведшки багатофазових середовищ в умовах змши
термобаричного режиму роботи трубопроводу в основному висвгглена для нафтопроводiв i ниток колекторiв, що збирають нафту, враховуючи можливють утворення як парафiнових вiдкладiв [16], так i смол [17, 18].
Процеси випадшня та формування рщинних скупчень в газозбiрних системах носять бшьш специфiчний характер. Таю забруднення е бiльш рухомими тод^ коли основним забрудником буде газовий конденсат, i бiльш стiйкими до локаизацп на завершальному етапi розробки родовищ, коли формуватимуться виключно iз водних фракцiй лише iз слщами конденсату. В будь-яких випадках спещашсти рекомендують проводити комплексне обстеження дшянок трубопроводiв, де можливе накопичення рщини [19].
В [20] представлено, що для попередження накопичення рщинних забруднень в порожнинi трубопроводу на висхщних длянках трубопровод^ проводилися заходи по замш шлейфш бтьших дiаметрiв на менш! Вiдповiдно, данi заходи проводилися з метою забезпечення мшмально необхщних швидкостей газу для забезпечення винесення рщини на установках комплексно!' подготовки газу (УКПГ).
Вiдповiдно, вiдкритим питанням залишаеться, яким чином обрати найкращий метод для вiдведення сформованого обсягу забруднень, адже вiдповiдно до етапу розробки родовища ефективнiсть !х впровадження буде рiзною. В першу чергу, слщ оцiнити структуру течii, однорщшсть рiдинного формування в порожнинi трубопроводу (визначити його структуру як рухливу дисперговану чи пробкову, або сформовану однорщну масу, що знаходиться в сташ вщносного спокою). I на останньому еташ, обрати найбiльш оптимальний метод вiдведення рiдини з порожнини газопроводу.
5. Методи дослiджень
Для розробки алгоритму визначення структури однорщно! течи та течи однорiдних потоюв необхiдно виконати ряд послiдовних етатв:
- скласти план профiлю траси трубопроводу;
- визначити е^валентну висхщну i низхiдну дiлянки траси та провести !х гiдравлiчний розрахунок.
Поздовжнш план-профiль траси трубопроводу складають з метою визначення впливу рельефу мюцевост на формування зон збшьшеного гiдравлiчного опору руховi рiдинно-газового потоку (локаизащя води, парафiнiв, механiчних домiшок) та зон утворення газових шапок. Даш процеси збшьшують швидюсть змiни тиску в трубопроводi в умовах постшного надходження рщини до його порожнини в результат механiчного винесення з гирла свердловини або сепарацшного обладнання [21].
Розвиток технологш дозволяе на даний момент використовувати простi загальнодоступш програмнi продукти для складання повздовжтх планiв-профiлiв траси, таких к Google Earth. Даш програмш комплекси передбачають лише прив'язку до мiсцевостi траси трубопроводу iз автоматичною побудовою профтю.
Висхiдною дiлянкою еквiвалентноi траси вважаеться такий вiдрiзок мiж перевальними точками реального профшю, по якому, незалежно вiд кiлькостi i кутiв ухилу промiжних дiлянок, рух сумiшi вщбуваеться тiльки на пiдйом.
За довжину /-о! еквiвалентноi висхiдноi дшянки приймаеться загальна довжина висхщно!' дшянки реально! траси м1ж двома перевальними точками (рис. 1). Такий алгоритм повнютю базуеться на положеннях [6] i детально викладений в [21].
I.
а
б
Рис. 1. Схема визначення довжини /-о! дшянки: а - висхiдноi; б - низхщно! Визначення еквiвалентноi висхщно! та низхiднOi дiлянки траси:
де 1квш.х - довжина к-о\ дшянки, що входить у висхщну дшянку мЬк перевапьними точками, м.
За кут нахилу висхiдноi еквiвалентноi дшянки приймаеться усереднений кут нахилу, що визначаеться за умовою:
де Нп -НК - вщм1тки початкових та кшцевих точок висхщно! дшянки, м.
Фактично застосування такого алгоритму суттево збшьшуе час, необхiдний для реаизацп проекту, оскiльки кiлькiсть висхiдних i низхiдних дiлянок, вiдповiдно до довжини до^джуваного газопроводу може сягати сотш i бiльше. Це в тдсумку призводить до необхiдностi обробки великого масиву даних протягом тижшв. Застосування вищезгаданих програмних комплексiв скорочуе необхщний для обробки час до декшькох годин.
Надалi пiсля визначення геометрн видовженого в просторi газопроводу мае бути проведена ощнка структурних течш роботи, яка передбачае визначення критернв, що описують структуру течii в безрозмiрних величинах.
6. Результати досл1дження
6.1. Експериментальн1 досл1дження
Умовно багатофазова сумш - це щонайменше двi складовi: рiдина i газ, що шдшмаються вiд вибою свердловини i перемiщуються в горизонтальну
( I висх ) ^ 1
чсвисх 5
(1)
(2)
складову газовидобувно1 системи. Залежно вiд типу родовища рiдини можуть вiдрiзнятися за густиною i в'язкiстю, формуючи в процес транспортування як емульсiйнi утворення, так i окремi вiдокремленi структури. Крм того, в газорiдинному потоц можуть з'являтися суспензiальнi з'еднання, як результат перемшування рiдини iз твердими домшками (глинистими вiдкладеннями, пiсковиками, залишками бурових розчинiв, пропанту тощо).
Умовно в життевому циклi родовища можливо видiлити три основнi стадii, як це показано на рис. 2:
1) рання (висою тиски, висом швидкост1, що призводять до диспергування одного типу флющу в шшому);
2) стад 1 я стабшзацп (штесифжаци) видобутку, що характеризуется утворенням пробкових структур, що рухаються м1ж дшянками системи;
3) шзня, на якш падшня видобутку призводить до роздшення основних флющв { формування рщинних скупчень в нижнш тв1рнш { газових шапок в перевальних точках системи.
Jb ШЬ й
а
т
/ f ■
&
б
ЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙЙ^
в
Рис. 2. Характеристики руху сумшей на р1зних стад1ях розробки: а - рання стад1я; б - стад 1 я стабшзацп (штенсифжацп) видобутку; в - шзня стад 1 я
Фактично головним завданням алгоритму е визначення, \з яким типом структурно!' течп дослщник мае справу, а також кшьюсним вмютом рщини в газ1, або газу в рщиш, що визначатимуть однорщшсть потоку.
Визначення режиму перекачування рщинно-газово1 сум1пи на висхщнш дшянщ трубопроводу проводиться в такш послщовност1 [22]: а) визначаеться величина V* :
У* = (8,2 - 0,017 • ¡Г00) •
(
R e rFr, ■-
Р2
у*«
Р1"Р2
•ехр[(8 + 62-Ц)-р1],
(3)
_ И2 , •
де |л = — - приведена в язюсть; ц,
ць ц2 - динам1чна в'язюсть рцщнно! та газово! фази вцщовщно, Па-с;
п (2 ■ ■ ■ ■ .... 0! = —— вмют р1дини в потоц1 р1динно-газово1 сум1Ш1;
ъсх
0,1, 0, - об'емш витрати рщини та сум1пи вцщовщно, м/с;
-5
Рь Р2 - густина рщинно! та газово1 фаз, кг/м ;
р2 • да,- • .О _ . .
Ке2 =-:--число Реинольдса, яке описуе режим руху газу в склад1 сум1Ш1;
Щ • • • • ,
тс = —ртт - швидкють р1динно-газово1 сум1Ш1, м/с;
Ш'с ^ ■ .. • •
¥гс = — - критер1и Фруда для р1динно-газово1 сум1Ш1.
При ¥*<1 - режим течц кшьцевий; У*>1 - режим течц пробковий або розшарованиИ; б) визначаеться критерш Фруда Ег* за вмютом газу 1 рщини в сумшг
Fr* =
2-sin ос
0,2 +-—^ -Р72 -ехр(-2,5-р2)> (4)
)
де 132=1-13! вмют газу в потощ рцщнно-газово! сумши; ашах максимальний кут нахилу низхщних дшянок екв1 валентно! траси трубопроводу, рад.; Хр -коефщент пдравл!чного опору, який визначаеться з системи р1внянь:
2sina^-_D
^ __°
fl58 2-К,Л2 ( 7
Хр =0,067-
Rep D j
Pi -Wp-D ^
де Re/; =- - число Реинольдса, яке описуе режим руху лише рцщнно!
Hi
складово!; Кекв - eKBiвалентна шорстюсть, м; wp = —— швидюсть рщини, м/с.
кП2
При Ргг > /•>•' на данш дшянщ трубопроводу мае мюце пробковий режим течи сумши. При Ргс < Рг на данш дшянщ трубопроводу мае мюце розшарована теч1я сумш1.
Перепад тиску на розрахунковш дшянщ при кшьцевш та пробковш течи на низхщних дшянках визначаеться за формулою [23]:
АР w* fp? рз ^
Ф1 Ф2
- (Ф1Р1 + Ф2Р2) ■ g ■ |sin а|, (6)
<
де ф! - дшсний об'емний вмют рщини в потощ (частина труби, що зайнята рщиною); 'кг - коефпцент гщравл1чного опору.
Величина ф! при низхщнш течп рщинно-газово1 сумши в кшьцевому режимi визначаеться за формулою:
ф1 =
1-
1 + 3,84-Ю-6-
зта
1-1,66
кс, 1%
р.
1 '
3
(7)
Р1 • щ- ■ в ^ . ...
де Ко, =--число Реинольдса, же описуе режим руху рщини в склад1 сумшп.
Ц.1
Величина ф, при низх1дному пробковому потощ визначаеться за формулою:
(8)
де К - коефщент, що враховуе вплив в'язкост рщини.
К = 0,35 + 1,4 - ^Ц при Ц < 0,01, X = 0,77 + 0,23-^ при Ц >0,01.
(9) (10)
Фактичний коефщент гiдравлiчного опору при кiльцевому режимi визначаеться за формулою:
X? = Х-у,
(11)
де X - коефiцiент гiдравлiчного опору при течп однорiдноi рiдини.
X =0,067-
№ . К
0,2
Ке1 Б
(12)
де зведений коефщент гiдравлiчного опору.
(
у = 1 + 0,0031
-пЛ"
Ке2 ¥т(. ■
Р -Р2 Р2
■езф[-15-(р + Э,)]->/100-Э1
(13)
При пробковому режимi течii фактичний коефщент гiдравлiчного опору визначаеться за формулою:
Xf =
(3-l,26-a)-2-a-lg
( 2 К
18,7 ^
D Rer>/X
(14)
J J
де a =
; K - визнaчaeться зa фоpмyлaми (11), (12).
При pозшapовaномy peжимi течи гiдpaвлiчниИ пepeпaд тиску для H^x^ro!' дiлянки визнaчaeться зa ФОРМУЛОЮ [24]:
АР л р2-®2 I . I
M=V2
(15)
ГiдpaвлiчниИ дiaмeтp:
Dr=D^,
4
%• Dr
Ф2=-
0-sin0^cos0
n
(1б)
-з
де - об'eмнa витpaтa rasy, м/с; в - половинa цeнтpaльного кyтa до сeгмeнтy piдини, paд (рис. 3).
Рис. 3. Сxeмa pозподiлy piдини i raay в тpyбi кондeнсaтопpоводy
ДiИсниИ вмiст рщини визнaчaeться зa формулою:
ф, = 2,63 • зр- • —• ß? • (о, 02 + Jsin а| ) '.
Фaктичний коeфiцieнт гiдpaвлiчного опору:
X? =0,067
Г158 2К„й Л
0.2
Ие,- Д
(18)
4 • 0:> ■ р-> ^
де Иег = —-- - число Реинольдса, яке описуе режим руху газу для
иг ■ \х2 ■ 0
гiдравлiчного дiаметру.
Оскiльки за своею природою на висхщних дiлянках структура руху потоку
не може бути розршарованою, визначення режиму перекачування рщинно-
газовоi сумшО на висхiднiй дiлянцi трубопроводу базуеться на визначенш
величини (5) V: * <
- при V < 1 - мае мосце кшьцевий режим течп сумшц
*
- при V >1 - реаизуеться пробковий режим течп сумшт
Пдравтчний розрахунок висхiдноi длянки трубопроводу проводиться за формулою:
АР т'.
Ж = к'25
2 гм
Р? Р ^
Т-Р ^Р2 Ф Ф2
+ (ф,р, + ф2р2)^-зта.
(19)
Величина ф, для висхщного кшьцевого потоку визначаеться за формулою:
Ф =
Ф1
1+200-р,
-+-
5,5-^100-р
(20)
(
Не, /•>; •
Р2
Р -Р2
У
де ф^ - дшсний об'емний вмют рщини при нульовому подаванш рщини:
ф =0,0053-
3,3-Жа
при Wа <3,3,
(21)
Ке, • 1:г,
Р2
Ф = 0 при \¥а > 3,3,
де МГа = тс
Р -Р2 а
\ 0,25 /- \ 0,5
а - зусилля поверхневого натягу основно!'
складовоi рiдинно-газовоi сумш^ Н/м.
Для висхщного пробкового потоку дшсний газовмюг визначаеться за формулою:
Фф2=К-
(
1-ехр
-4,4-,
Значения /•>;, визначаеться за сшввщношеннями:
7га =1150-Ц0-79при Ц < 0,001, 7га = 9,8^ЦН1 приЦ>0,001.
Значення К визначаеться за формулами (11) та (12).
При висхщнш кшьцевш течи сум1пи величина к, визначаеться за формулами (11)—(13). При висхцщш пробковш течи сумшн величина Хс визначаеться за формулою (14).
6.2. Аналiз режимiв роботи газопроводiв
Режими роботи газовидобувно1 системи визначають динам!чнють 11 режим1в роботи, як призводять до руху рщинних формувань в порожниш трубопровод1в, що особливо притаманно для завершально1 стадн розробки родовищ. Для ощнки було обрано систему м1жпромислового транспортування продукцн м1ж установками родовищ, що знаходяться на завершальнш стадн експлуатацн. Фактично, як це видно !з табл. 1 на основ! опрацювання фактичного режиму роботи газоконденсатопроводу !з значним газовмютом в потощ, структурш течн зм1нюють одна одну по довжиш 1 призводять до постшного переходу одних форм в шш1. В п1дсумку це призводить до непередбачуваного залпового викиду р1дини, тому що, щоб запоб1гти даному явищу, необх1дно впроваджувати заходи по вщведенню р1дини з порожнини трубопровод1в. Ощнити обсяг даного залпового викиду можливо за рухом р1динних пробок в умовах зменшення робочого тиску в систем! м!жпромислових трубопровод!в або змши !нших умов експлуатац!1 (табл. 2).
Час, необхщний для ц1е1 пробки, щоб бути перемщеною потоком газу з пониженого мюця трубопроводу до входу в сепарацшне обладнання, представлений в табл. 2. Для його ощнки використано наступш розрахунков! дан!:
- максимальна швидюсть, що утворюеться в газопровод! при зниженн! робочого тиску до 12 ат - 28 м/с;
- максимальна швидюсть, що утворюеться в газопровод! при робот! за тиску 24 ат - 4 м/с;
- середня швидюсть, що утворюеться в газопровод! при зниженн! робочого тиску до 12 ат - 16 м/с.
Як видно з табл. 2, очшуваний час надходження рщини розпочнеться через 4 хв тсля зниження робочого тиску ! закшчиться через 30 хв, протягом якого в сепараторах буде вловлено 15 м рщини. Якщо обсяг такого залпового викиду буде значно бшьшим, шж проектний вхщний сепаратор, то це призведе до аваршно1 зупинки обладнання.
Здебтьше залпов! викиди рщини провокуються р!зкою змшою баричного режиму роботи ! можуть контролюватись за перепадом тиску в трубопровод!, а саме пор!внянням його оптимальних (номшальних) величин та фактичних параметр!в.
Таблиця 1
Вихщт дано для визначення коеф1ц1ент1в г1дравл1чного опору о структуры течи
Назва трубопроводу Трубопров1д для перекачування багатофазово1' сумм (конденсат, вода, нафта, газ) вщ установок комплексно!' подготовки газу (УКПГ) Комишня до УКПГ Яровська
Виморяно параметри гщравлочного стану 9:00 01 травня 2017 року - 9:00 02 травня 2017 року
Термш часу, протягом якого проводились дослщження 1 доба, починаючи з 9:00 01 травня 2017 року
Маса сумошо на початку трубопроводу, кг/год 3387
Початковий тиск, кгс/см2 19,39
Кшцевий тиск, кгс/см2 18,12
Початкова температура, °С 23,28
Кшцева температура, °С 12,23
Густина сумошо на початковш дшянщ, кг/м3 695,6
Густина сумошо на концевой дшянщ, кг/м3 702,35
Техшчна характеристика Довжина реальна, м Внутршнш доаметр, мм Кшьюсть дшянок - 18
Висхщ них Низхщних
27504,6 143 мм на д!лянщ до 14,4 км, 86 мм - дало до кшцево' точки 4 14
Детал!зац1я по дтянках
№ дол. Тип Довжина, м Внутрош- нш дааметр, мм Кут нахилу, град Структура потоку тПвидюсть руху газорщинно' сум™, м/с Час проходження родиною далянки, с Коефщент пдравлочного опору далянки
1 низх 500,009 143,0 0,005999928 розшар ваний 0,088 5695,039129 0,031642807
2 висх 1500,00133 143,0 0,001333333 хвильовий пробковий 0,088 17084,82505 0,031339705
3 низх 400,211 143,0 0,032488565 розшарований 0,088 4558,354773 0,032032459
4 низх 2000,025 143,0 0,004999958 юзшарований 0,088 22780,03123 0,031619386
5 низх 800,3905 143,0 0,031239833 розшарований 0,088 9116,346677 0,032039302
6 висх 4800,015 143,0 0,002499995 хвильовий пробковий 0,088 54671,56241 0,031516794
7 низх 500,014 143,0 0,002399995 розшарований 0,088 5694,953022 0,031515737
8 низх 1100,0003 143,0 0,000727273 розшарований 0,088 12528,86388 0,031281565
9 низх 600,053 143,0 0,013332543 розшарований 0,088 6834,531378 0,031894419
10 низх 1000,05 143,0 0,009999667 розшарований 0,088 11390,44272 0,031834775
11 низх 800,25 143,0 0,024994794 розшарований 0,088 9114,745617 0,032047527
12 низх 402,305 143,0 0,107088749 розшарований 0,088 4582,198524 0,032395907
13 висх 9800,074 86,0 0,003877532 хвильовий пробковий 0,243 40371,33017 0,027279678
14 низх 900,067 86,0 0,012221614 розшарований 0,243 3707,820177 0,02786271
15 низх 800,01 86,0 0,004999958 розшарований 0,243 3295,635209 0,027420804
16 низх 801,05 ,6,0 0,0512052 розшарований 0,243 3299,919218 0,028486385
17 висх 200,068 86,0 0,025994144 хвильовий пробковий 0,243 824,1769342 0,028221896
18 низ. 600 86,0 0,000333333 розшарований 0,243 2471,695648 0,025728953
Продовження таблиц! 1
Загальш та середньозважен1 показники 0,088 - на початковш дшянщ, 0,243 - на к1нцев1й 218022,5 (2 доби, 12 годин, 32 хвилин) 0,032 - на початковш дшянщ, 0,027 - на кшцевш дшянщ
Габлиця2
Час, необхщний для перемщення рщинно1 пробки [25]_
Р1вень Обсяг рвдинно1 пробки, м3 Довжина дшянки, м Лшшна швидюсть, м/с Час, необхщний для перемщення пробки, хв
Мш1мальний 15,0 7000,0 4,0 30
Середнш 15,0 7000,0 16,0 8
Максимальний 15,0 7000,0 28,0 к. 4
Фактичш значення тиску 1 температури в початковш, кшцевш та пром1жних точках дшянки трубопроводу одночасно обираються за показами опитувач1в або даних вим1рювань. Хроматограф1чний анашз дозволяе зняти газоконденсатну характеристику в раз1 безперервного опитування потоковими витратом1рами [26].
Для кожно1 конкретно1 дшянки трубопроводу, вщповщно до 11 ор1ентацп в простора за вищеприведеним алгоритмом обираеться структура (тип) руху рщинно-газового потоку та розраховуються вщповщш параметри пдравл1чного стану. Оцшюють дшсний пдравл1чний стан висхщних та низхщних дшянок трубопровод1в за фактичним коефщ1ентом пдравл1чного опору, який розраховують вщповщно до структури рщинно-газового потоку за алгоритмом.
Розраховують фактичш та номшальш втрати тиску для д1йсного г1дравл1чного стану трубопроводу шляхом додавання 1х по вшм досл1дженим д1лянкам:
Ы> =
(24)
V 1=\ ¡=\ _
Оперуючи значеннями початкового робочого тиску 1 розрахунковими втратами тиску, визначають розрахунковий кшцевий тиск 1 пор1внюють його 1з вим1ряними показниками за даними опитувач1в або приладовим вим1рюванням. Якщо значення розрахункового кшцевого тиску е вищим шж вим1ряне, ф1ксують утворення забруднень в понижених мюцях траси трубопроводу.
Приклад розрахунку приведено для дшчо1 дшянки трубопроводу, що перекачуе газопромислову продукщю м1ж двома установками. Результати пор1вняння вим1ряного значення кшцевого тиску 1 його розрахункового значення зведено до табл. 3.
Як видно з табл. 1, 3, наявнють р1зних структур руху газор1динно1 сум1ш1 в порожнин1 трубопроводу призводить до залпового перерозподшу р1дини в певний момент часу за рахунок змши в баричному режим1 роботи. Це зумовлюе необхщшсть застосування р1зних способ1в в1дведення забруднень, а для певних
трубопроводов потребуе комплексного подходу до виршення питання водведення забруднень з порожнини трубопроводов.
Таблиця 3
Детадозащя по втратах тиску внаслщок гщроопору дшянок в перюд дослщжень _з 01 по 14 травня 2017 року_____
Дата Маса сумш^ що подаеться, кг/год Тиск початковий, кгс/см2 Втрати пдрав.тчт (розрахунково), кгс/см2 Тиск юнцевий (розрахунковий), кгс/см2 Тиск кшцевий (виморяний), кгс/см2 Розниця в значеннях концевого тиску, кгс/см2
01.05.17 3387 19,60 1,01 18,59 18,27 0,32
02.05.17 3215 19,42 1,01 18,41 18,20 0,21
03.05.17 3254 19,46 1,01 18,45 18,19 0,26
04.05.17 3255 19,22 1,01 18,21 17,95 0,26
05.05.17 3406 19,66 1,01 18,65 18,22 0,43
06.05.17 3365 19,50 1,00 п8,50 18,17 0,33
07.05.17 3356 19,32 1,00 18,32 18,04 0,28
08.05.17 3352 19,01 1,01 18,00 17,67 0,33
09.05.17 3465 19,51 1,01 18,50 18,04 0,46
10.05.17 3451 19,72 1,00 18,72 18,29 0,43
11.05.17 3420 19,46 0,99 18,47 18,07 0,40
12.05.17 3432 19,41 1,00 18,41 17,97 0,44
13.05.17 3506 19,61 1,00 8,61 18,03 0,58
14.05.17* 3521 20,11 1,00 .9,11 18,47 0,64
Середньо-зважеш 3384,6 19,51 1,00 18,5 1 18,13 0,38
показники
Примггка: * - залповий перерозподш рщини
6.3. Побудова алгоритму вибору оптимального способу в1дведення забруднень з порожнини трубопроводу
З вибору методу вщведення родини за представленим алгоритмом був проаналозований годравлочний стан систем збору о можпромислового транспортування продукцп оз розним газовмютом загальною протяжнютю близько 12,0 тис. км, як умовно було подшено на три групи:
1) для родовищ на раннш стадп експлуатацп - 2 % вод загально' кшькосл;
2) для родовищ !з стабшзованим (або плавно спадаючим) видобутком -24 % вод загально' кшькостц
3) для родовищ на завершальнш стадо експлуатацп - 74 % вод загально' юлькосп. Встановлено, що вибор оптимального способу очистки внутршньо'
порожнин трубопроводу залежить вод таких основних чинниюв:
- структурна форма руху сум1шi, под час перекачування яко' формуються забруднення;
- ютинний газовмют, що визначае однородность газового чи родинного потоку о визначае тип трубопроводу, з яким дослодник мае справу;
- пдравл!чний стан, який зумовлюе необходшсть водведення родини. Базуючись на цих результатах розрахунюв алгоритм вибору оптимального
методу очищення порожнини трубопроводу вод накопичених забруднень зумовлюе наступну послодовнють, представлену в табл. 4.
Фактично для одного 1 того самого трубопроводу можливо застосувати р1зш методи вщведення рщини, виключивши завщома неефективш, використовуючи дат табл. 4 та представлений алгоритм оцшки структурних форм руху 1 гщравл1чного стану трубопровод1в, що перекачують багатофазове середовище.
Таблиця 4
Алгоритм вибору оптимальних способ1в вщведення рщини з порожнини трубопроводу
1 Визначення структури темп
1 Розшарована з гладкою поверхнею 1 утворенням хвиль при змш1 технологичного режиму роботи
2 Пробкова характерна дл
висхщних д1лянок або залпових викид1в рщини при зм1т режим1в роботи
3 Кшьцева характерна для шлейф1в фонтануючих свердловин або газопровод1в з повним завантаженням
2 Визначення однорщносп структури (фазовосп режиму 1 основно1 фази) за ютинним газовмютом
1 Газовмюг 2 Газовмют^-О: 3 Газовмют 1 Газовмют 2 Газовмют^-О: 3 Газовмют в 1 Газовмют 2 Газовмют 3 Газовмют
продуктопровщ з в 0,6-0,99: продуктопровт 0,6-0,99: в 0,6-0,99:
газопровод утворенням продукто- газопровод 1з 1з газовими продукто- газопровод, в продукто- газопровод
1з родиною в газових шапок в провод з залповими шапками, що провод з якому провод, в (аваршний
понижених перевальних розшаро- викидами викликають заповне- незначна якому газ режим
мсцях м1спях ваною рщини з пульсацд тиску ними газом ктькюЕъ зосереджено в близький
теч1ею, понижених висхщними родини погощ родини до
нижню мсць длянками, рухаеться у у вигляд пдроудару)
тарну якого через яю вигляд плавки бульбашок або
займае родина висхщна
родина, роштовху- длянка
верхню - еться у продукто-
газ виглящ пробок проводу, в яких газ оточено кльцем родини
3 Пе зев1рка вщповщносп г1дравл1чного режиму роботи номшальному Рк^н(розр)=Рк1н(ВиМар), якщо ш, то:
Р1дина Газ формуе В нижнх Вщбуваетъся Сформована Рщинна Родина чинить Газ зменшуе На
формуе газову шапку у перевальних залповий газова шапка складова додатковий в'язкюЕь висхщних
забруднення верхнх точках винос родини визначае режим рухаеться у отар под час сум1ш1, длянках
в нижн1х перевальних формуеться з понижена роботи вигиядо перекачування, зменшуючи формуеться
перевальних точках об'ем бтьш точки перекачувального пробки через рухаючись у енерговитрати кльцевий
точках продуктопроводу щiдьнc1 газопроводу обладнанняв висхщну вигляд плавки на рух, на
(природних род^^ни циклах д1лянку, прокачування низхщних -
пастках (вода), у зм1нюючи пробковий
рщини) верхнх -газова апка структуру на розшаровану у низхщнш
Продовження таблиц! 4
3 Пе рев1рка вщповщносп гщравл1чного режиму роботи номшальному Рш(разр)-- =Ркгн(вимгр), якщо и1, то:
Рщина Газ формуе В нижнх Вщбуваетъся Сформована Р1динна Р1дина чинить Газ зменшуе На висхщних
формуе газову шапку перевальних залповий газова шапка складова додатковий оппр в'язюсть длянках
забруднення у верхнх точках винос р)11дини визначае рухаеться у ппд час сумiшi, формуеться
внижнх перевальних формуеться з понижена режим роботи вигляд! перекачування, зменшуючи кльцевий рух,
перевальних точках об'ем бшьш точки перекачуваль- пробки через рухаючись у енерговитрати на низхщних -
точках продукто- щльна газопроводу ного висхщну вигляд шавки на прокачу- пробковий
(природних проводу р1дини обладнання в длянку, вання
пастках (вода), у циклах зм1нюючи
р1дини) верхих - структуру на
газова розшаровану
шапка у низхщнш
4 Виб1р типу способу вщведення забруднень з порожнини трубопроводу 1 опис принципу дп
перюдич- перюдич- перюдич- перюдич- перюдич- перюдич- поспйний - для шлейф1в поспйний -
ний - ний - ний - ний - ний - ний - розрив пл1вки свердловин розрив шавки
вщведення стравлювання в1дведення в1дведення стравлювання рiдредення р1дини 1 и рiдродити газ рщини 1 и
р1дини з газу з газова найбльш р1дини з газу з газовС найбiлъш вlдредення недоцльно вilдредення
порожнини шапки щщьних порожнини шапки щiлъних
забруднень забруднень
5 Визначення перелшу способ1в вщведення забруднень
1 Дренажна 1 Дренажна 1 Дренажна 1 Дренажна 1 Дренажна 1 Дренажна 1 Дрип за 1 Пропус- 1 Дрип за
трубка трубка для трубка трубка трубка для трубка принципом д1И кання принципом ди
2 Швидас- стравлювання 2 Пропус- 2 Швидас- стравлювання 2 Пропус- розширюральнd поршив розширювалънd
ний полк газу на кання ний попк газу на кання камери камери
3 Пропус- наступи поршив 3 Пропус- наступи поршив
кання длянки кання длянки
поршив 2 Пропус- поршив
кання
поршив
Вибiр оптимального заходу мае проводитись на основi ощнки впливу трьох вищеперерахованих чинникiв, за принципом його дп та базуючись на математичнiй модел*' змш. структурной форми руху газорiдинноi сумiшi або забруднення, яка тдтверджуеться експериментальними дослщженнями.
Як видно iз представленого анаизу, найбiльш оптимальним методом очистки газопроводiв систем збору i мiжпромислового транспортування природного та нафтового газу е пропускання поршшв, оскшьки вони можуть застосовуватись на будь-яких перюдах розробки родовищ i вiдповiдних структурних течiях потоку. Однак, очиснi поршнi мають суттевi обмеження в застосуваннi на газозбiрних системах зрiлих родовищ, оскшьки щ системи обладнано нерiвнопрохiдною арматурою, а стан внутрiшньоi поверхнi трубопроводiв ерозiйно зношений. Для виснажених родовищ, натомють, оптимальним е точковий вiдбiр рiдин, який вимагае встановлення чималоИ кiлькостi конденсатовiдвiдникiв [14].
Оптимальним ршенням е розроблення та застосування нових конструкцiй очисних поршнiв. Одним iз яких е еластичнi моделi поршшв, що можуть пройти як мiсцевi звуження, так i мiсцевi опори у виглядi нерiвнопрохiдноi арматури.
7. SWOT-аналiз результат дослiджень
Strengths. Проведення перюдичних дослiджень стану промислових трубопроводiв виключають додатковi затрати для Компанн на застосування неефективних методiв з очищення системи.
В результатi проведення дослщжень i3 визначення структури форми руху i дiйсного гiдравлiчного стану промислових трубопроводiв, якi перекачують багатофазове середовище дозволять визначити послiдовнiсть вибору оптимальних способiв вiдведення рiдини з порожнини трубопроводу вiдповiдно до принципу !х дil. Така послiдовнiсть дозволить вщкинути завiдома неефективнi методи для того чи iншого типу промислових трубопроводiв з подальшого аналiзу.
Weaknesses. Результати дослщжень дещо вiдрiзняються вщ фактичних даних.
Opportunities. Необхiднiсть створення композицiйних матерiалiв, якi зможуть тримати форму, рухаючись у виглад пробки через порожнину трубопроводу.
Threats. Запропоноваш алгоритми потребують подальших дослiджень.
Визначено, що оптимальним методом очистки мгжпромислових газопроводiв i шлейфiв свердловин е пропускання очисних поршнiв, застосування яких однак обмежуеться для газозбiрних систем зртих родовищ. Удосконалення конструкцп таких очисних поршшв можливо лиг е завдяки суттевому збтьшенню 1х еластичност, що вимагае створення композицiйного матерiалу, який би тримав форму рухаючись у виглядi пробки через порожнину трубопроводу iз оптимальним часом проходження мгж початковою та кiнцевою точками.
8. Висновки
1. Проведено дослiдження системи мiжпромислового транспортування продукцн мiж установками родовищ, що знаходяться на завершальнш стадн експлуатацн. Встановлено закономiрнiсть переходу структури потоку в розшаровану на низхщних дшянках трубопроводу. Також вiдмiчено, що при переходi потоку у висхщну дшянку структура потоку змшювалась на хвильову або пробкову. Вщзначено, що при переходi з розшаровано! в хвильову або пробкову структуру потоку вiдмiчаеться незначне пониження коефщента гiдравлiчного опору на дослщжуванш дiлянцi. Встановлено, що 85 % трубопроводiв нафтогазовидобувно! системи зрiлих родовищ транспортують сировину у виглядi розшаровано1 структури.
2. Представлено алгоритм визначення структурно1 форми руху газорiдинного потоку. Здшснено оцiнку його типу i однорiдностi, визначено параметри гiдравлiчного стану (номшальш i дiйснi втрати тиску пщчас роботи системи). Визначено, як процеси зумовлюють рiзнi значення кшцевого тиску на дослiджуваних дiлянках трубопроводу. Запропонований алгоритм дозволяе чiтко визначити структуру потоку в певнш точщ системи. Маючи данi, розрахованi за представленим алгоритмом, можна локалiзувати скупчення забруднень, а також попередити залповi викиди на сепарацшне обладнання.
3. На основi алгоритму визначення структурних форм руху i фактичних дослщжень гiдравлiчного стану промислових трубопроводiв, що формують нафтогазовидобувну системи рiзних титв родовищ, розроблено послiдовнiсть вибору оптимальних способiв вiдведення рiдини з порожнини трубопроводу.
Така послщовшсть дозволяе вщкинути завщома неефективт методи для того чи шшого типу промислових трубопроводiв з подальшого аналiзу.
Встановлено, що вибiр оптимального заходу мае проводитись на основi оцшки впливу трьох чинникiв, як представленi нижче:
- структурна форма руху сумш1, п1д час перекачування яко! формуються забруднення;
- ютинний газовмiст, що визначае однорiднiсть газового чи рщинного потоку i визначае тип трубопроводу, з яким дослщник мае справу;
- гiдравлiчний стан, який зумовлюе необхщшсть вiдведення рщини.
Лггература
1. Братах М. I., Рузша I. М., Соболева А. В. Динамка рщинних формувань в порожниш мiжпромислового газопроводу // Питання розвитку газово1 промисловостi Украши. 2009. № 37. С. 287-293.
2. Eaton B. A., Knowles C. R., Silberbrg I. H. The Prediction of Flow Patterns, Liquid Holdup and Pressure Losses Occurring During Continuous Two-Phase Flow In Horizontal Pipelines // Journal of Petroleum Technology. 1967. Vol. 19, Issue 6. P. 815828. doi: http://doi.org/10.2118/1525-pa
3. Wellflo™ Petroleum engineering software user guide Software version 4.0. Weatherford. 374 p.
4. Beggs H. D. Production optimization using Nodal TM Analysis. Tulsa: OGCI Publication, 1991. 197 p.
5. OLGA dynamic multiphase flow simulator. URL: https://www.software.slb.com/products/olga
6. VSN 51-3-85. Proektirovanie promyslovykh stal'nykh truboprovodov. Moscow, 1985. 106 p.
7. Спошб визначення гiдравлiчного стану газопроводiв, як транспортують газорщинш сумшг пат. UA 36414 U; МПК (2006) F17D / Дячук В. В., Капцов I. I., Стецюк С. М., Сушко Г. М., Свгглицький С. М. опубл. 27.10.2008, Бюл. № 20.
8. Чарный И. А. Влияние рельефа местности и неподвижных включений жидкости или газа на пропускную способность трубопроводов // Нефтяное хозяйство. 1965. № 6. С. 51-55.
9. Галлямов А. К. Вытеснение высоковязких нефтей и нефтепродуктов в трубопроводах // Гидродинамика и фильтрация однофазных и многофазных потоков. 1972. Вып. 101. С. 102-106.
10. Братах М. I. Спошб визначення об'ему забруднень в порожниш газопроводiв, що транспортують газ власного видобутку // Збiрник наукових праць «ДП Науканафтогаз». 2007. № 5. С. 628-634.
11. СОУ 09.1-30019775-246:2015. Методика визначення гтдравтчного стану газопроводов системи збору та транспортування газу з родовищ ПАТ «Укргазв т<Хування»: наказ ПАТ «Укргазвидобування» № 347. Кшв, 2015. 39 с.
12. Пальчиков В. П. Бесконтактный способ индикации уровня жидких отложений в газопроводных системах // Передовой производственный и научно-технический опыт, рекомендуемый для внедрения в газовой промышленности. 1989. № 2. С. 48-52.
13. Farag A. M. Crude Oil Pipelines Inspection // Technology of Oil and Gas Forum and Exhibition. 2004.
14. Горш П. В., Тимюв Д. Ф., Голубенко В. П. Систематизащя методiв очистки газозбiрних мереж для транспортування газу зртих родовищ // Комунальне господарство мют. Сер1я: Технiчнi науки та архггекгура. 2017. Вип. 134. С. 52-57.
15. Farag A. M. Heavy Hydrocarbon Testing Methodology // The Micro CAD International Scientific Conference Hungary. Miskolc, 2004.
16. Farag A. M. Influence of Paraffin Flocculation in Crude Oil Tran sported Pipelines with Economic View of Pigging Process // 1st International Conference and Exhibition in Oil Field Chemicals. Tripoli, 2003.
17. Farag A. M. Wax Precipitation in Crude Oil Tran sporting Pipelines // The Micro CAD International Scientific Conference Hungary. Miskolc, 2004.
18. Al-Yaari M. Paraffin Wax Deposition: Mitigation and Removal Techniques. SPE Saudi Arabia Section Young Professionals Technical Symposium. 2011. doi: http://doi.org/10.2118/155412-ms
19. Gupta A., Sircar A. Introduction to Pigging & a Case Study on Pigging of an Onshore Crude Oil Trunkline. 2016. URL: https://www.researchgate.net/publication/ 307583466_Introduction_to_Pigging_a_Case_Study_on_Pigging_of_an_Onshore_Crude _Oil_Trunkline. Last accessed: 16.03.2018.
20. Скоробагач М. А. Проблемы эксплуатации системы сбора газа на месторождении Медвежье // Технологии нефти и газа. 2011. № 6. С. 42-47.
21. Братах М. I., Скрильник К. Ю., Бурова М. Я. Синтез задачi транспортування багатофазових середовищ трубопровщною системою // 1нтегроваш технологи промисловостт 1нтегроваш технологи та енергозбереження. 2013. № 4. С. 38-45.
22. Bratakh M., Romanova V. 2 - Phase and multiphase flows handling in gathering system // St. Andrews, 2017. P. 131-136.
23. Lemmon E. W., Huber M. L., McLinden M. O. NIST Standard Reference Database 23 Reference Fluid Thermodynamic and Transport Properties-REFPROP, Version 9.1. Standard Reference Data Program. Gaithersburg, 2013. URL: https://www.nist.gov/publications/nist-standard-reference-database-23-reference-fluid-thermodynamic-and-transport
24. Hughmark G. A. Holdup in Gas Liquid Flow // Chemical Engineering Progress. 1962. Issue 58. P. 62-65.
25. Panic D. Challenging Conventional Erosional Velocity Limitations for High Rate Gas Wells // CEED Seminar Proceedings. Chevron Australia Pty Ltd, 2009.
26. American Petroleum Institute. Recommended Practice for Design and Installation of Offshore Production Platform Piping Systems. API RP 14E, Washington DC.
