CC BY
62В статье представлен комплексный подход к выбору концепции обустройства уникального многопластового газоконденсатного месторождения, осложненного наличием подстилающих водоносных горизонтов, залегающего на значительных глубинах в труднодоступных районах в экстремальных климатических условиях Арктики. Предложенный подход основан на рассмотрении единой системы «пласт - скважина - наземные системы сбора и подготовки углеводородов -газоперерабатывающий завод».
Приведены классический и интегрированный подходы к проектированию разработки и обустройства месторождения и показаны преимущества интегрированной модели. Дан пример использования интегрированного подхода к многопластовому месторождению Тюменской обл., имеющему сложное геологическое строение и находящемуся в стадии пробной эксплуатации. Рассмотрены сценарии базовой и оптимизированной схем обустройства месторождения, дан анализ технологических процессов на установках комплексной подготовки газа и установках предварительной подготовки газа, показан экономический эффект от оптимизации схемы обустройства. Отмечено, что использование интегрированных моделей позволило выбрать оптимальный технологический вариант обустройства месторождения.
Созданная интегрированная модель уникального газоконденсатного месторождения позволяет получить обобщенное решение системы уравнений, описывающих физические процессы, протекающие в пластах, стволах скважин и наземных газосборных сетях трубопроводов, и тем самым сформировать оптимальную концепцию обустройства. Проработаны инфраструктурные решения для обеспечения оптимального сбора и подготовки всей добываемой продукции, поставляемой на газоперерабатывающий завод.
Применение интегрированного подхода основано на координации и совместной работе специалистов разных дисциплин в рамках мультидисциплинарной группы с применением интегрированного моделирования для решения задачи выбора концепции обустройства газоконденсатных месторождений.
КЛЮЧЕВЫЕ СЛОВА: ИНТЕГРИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ, ОБУСТРОЙСТВО МЕСТОРОЖДЕНИЙ, СИМУЛЯТОР ПЛАСТА, СИМУЛЯТОР СЕТИ СБОРА, СИМУЛЯТОР СКВАЖИНЫ.
ИНТЕГРИРОВАННЫЙ ПОДХОД К ВЫБОРУ КОНЦЕПЦИИ ОБУСТРОЙСТВА УНИКАЛЬНОГО ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ
УДК 622.276
А.В. Поушев, ООО «НОВАТЭК НТЦ» (Тюмень, РФ), avpoushev@novatek.ru Т.И. Гатауллин, ООО «НОВАТЭК НТЦ», tigataullin@novatek.ru А.В. Суллагаев, ООО «НОВАТЭК НТЦ», avsullagaev@novatek.ru А.В. Прокопенко, ООО «НОВАТЭК НТЦ», avprokopenko@novatek.ru
Выбор концепции обустройства уникальных многопластовых га-зоконденсатных месторождений, расположенных в экстремальных климатических условиях Арктики при отсутствии развитой инфраструктуры, представляется актуальной задачей. В статье рассмотрен пример решения данной задачи в Группе компаний ПАО «НОВАТЭК», где подобные месторождения служат ресурсной базой для будущих проектов компании.
Поиск оптимального решения по обустройству таких месторождений требует использования комплексных подходов, которые учитывают взаимное влияние всех элементов системы «пласт -скважина - наземные системы сбора и подготовки углеводородов - газоперерабатывающий завод (ГПЗ)» и позволяют: минимизировать капитальные затраты на обустройство; снизить себестоимость добычи, подготовки и транспорта сырья до ГПЗ; обес-
печить бесперебойную подачу сырья на ГПЗ; достичь запланированных показателей добычи (продолжительность периода постоянной добычи газа, коэффициенты извлечения углеводородов).
ПРЕДПОСЫЛКИ ПРИМЕНЕНИЯ ИНТЕГРИРОВАННОГО ПОДХОДА
Традиционный подход к проектированию разработки и обустройства предполагает сначала прогноз технологических показателей разработки месторождения
A.V. Poushev, NOVATEK Science and Technology Center LLC (Tyumen, Russian Federation), avpoushev@novatek.ru T.I. Gataullin, NOVATEK Science and Technology Center LLC, tigataullin@novatek.ru A.V. Sullagaev, NOVATEK Science and Technology Center LLC, avsullagaev@novatek.ru A.V. Prokopenko, NOVATEK Science and Technology Center LLC, avprokopenko@novatek.ru
Integrated approach to the selection of a concept of the infrastructure development of the unique gas condensate field
The article presents the integrated approach to the selection of a concept of the infrastructure development of the unique multizone gas condensate field, complicated by the presence of underlying water beds, which is located at significant depths in remote areas in extreme arctic conditions. The proposed approach is based on the consideration of a single system "reservoir - well - ground systems for gathering and processing of hydrocarbons - gas processing plant". The classic and integrated approaches to the design and development of the field are presented, and the advantages of the integrated model are shown. An example of using the integrated approach to a multizone field in the Tyumen region is given, the field has a complex geological structure and is in the test operation.
The scenarios of the basic and optimized schemes of field infrastructure development are considered, the analysis
of technological processes at gas treatment stations and preliminary gas processing terminals is given. The economic effect
of optimization of the field infrastructure development scheme is shown. It was noted that the use of integrated models made
it possible to select the optimal technological variant for the field infrastructure development.
The created integrated model of a unique gas condensate field makes it possible to obtain a generalized solution
of simultaneous equations describing the physical processes occurring in the reservoirs, wellbores and surface gas-gathering
systems of pipelines, and thereby form the optimal concept of the field infrastructure development. The infrastructure solutions
were developed to ensure optimal collection and processing of all the products supplied the gas processing plant.
The application of the integrated approach is based on the coordination and teamwork of specialists from different disciplines
within the multidisciplinary group using integrated simulation to solve the problem of selection of a concept
of the infrastructure development of the gas condensate fields.
KEYWORDS: INTEGRATED MODEL, FIELD INFRASTRUCTURE DEVELOPMENT, RESERVOIR SIMULATOR, GATHERING SYSTEM SIMULATOR, WELL SIMULATOR.
с применением гидродинамических моделей и далее передачу результатов технологам и специалистам по обустройству для последующего проектирования оборудования наземной инфраструктуры (рис. 1а). У такого классического подхода имеется значительное количество недостатков, подробно рассмотренных в работах [1, 2].
Альтернативой традиционному выступает интегрированный подход к проектированию разработки и обустройства месторождения, предполагающий построение комплексной интегрированной модели и решение задачи поиска общего единого решения системы «пласт - скважина - система сбо -ра и подготовки углеводородов». Интегрированная модель - это единая платформа, позволяющая выполнять подключение и осуществлять взаимодействие цифровых моделей скважин, моделей объектов систем сбора, подготовки и внешнего транспорта углеводородов, гидродинамических моделей пластов [1-3].
Реализация интегрированного подхода (рис. 2) предусматривает совместную работу и координацию специалистов различных направлений,таких как гидродинамическое моделирование, технология добычи, геология, разработка месторождений,экономика, в рамках мультидисцип-линарной группы с целью решения задач выбора оптимального заканчивания скважин, расчета оптимальных профилей добычи, оптимизации размещения кустовых площадок и объектов систе -мы сбора и подготовки, расчета оптимальных длин и диаметров шлейфов с использованием средств интегрированного моделирования [4].
Построение интегрированной модели актива, проведение совместных расчетов вариантов разработки и обустройства и взаимодействие специалистов различных направлений друг с другом позволяют уже на самой ранней стадии проекта сформировать оптимальную концепцию разработки и обустройства с уче-
том всех имеющихся неопределенностей и подготовить проект обустройства, который предусматривает реконструкцию промысла на поздней стадии реализации проекта (см. рис. 1б).
ИНТЕГРИРОВАННАЯ МОДЕЛЬ
Рассмотрим пример применения интегрированного подхода к выбору концепции обустройства уникального многопластового месторождения Тюменской обл., содержащего 49 продуктивных пластов и более 130 газовых и газоконденсатных пластово-сво-довых залежей (рис. 3). Запасы газа месторождения приурочены к трем локальным поднятиям, центральные части которых удалены друг от друга на расстояние 20-30 км. Месторождение отличается сложным геологическим строением.
Продуктивные пласты залегают на глубинах от 800 до 3000 м при начальном давлении от 8 до 30 МПа, при этом наблюдаются значительные отличия по величине пластовых и устьевых давле-
а) a)
б) b)
Рис. 1. Схемы проектирования разработки и обустройства месторождения: а) традиционный подход; б) интегрированный подход Fig. 1. Project schemes of the field infrastructure development: a) traditional approach; b) integrated approach
ний скважин эксплуатационного фонда.
Значительная часть залежей -водоплавающие, средняя газонасыщенная толщина пластов составляет <6 м, что предполагает высокие риски осложнений в виде гидратообразования, обводнения продукции и самоза-давливания скважин.
Сложные скважины с протяженными горизонтальными участками вскрывают продуктивные пласты с разными фильтра-ционно-емкостными свойствами (0,001-1,0 мкм2). Содержание конденсата по разрезу меняется от 0 до 150 г/м3.
Проектирование системы сбора скважинной продукции осложнено из-за географического рас-
положения (район с неразвитой инфраструктурой и сложными арктическими условиями) и особенностей рельефа (непростые геокриологические условия, значительные перепады высот -до 50-60 м, развитая система мелких рек и озер). Система сбора продукции представлена коллекторно-лучевой схемой с протяженными участками шлейфов и значительными перепадами высот вдоль трасс трубопроводов, из-за чего высоки риски осложнений в виде образования гидратов и жидкостных пробок в наземных трубопроводах.
Для подготовки продукции в проекте учтены: наличие ГПЗ и необходимость подачи на завод сырья определенного компонент-
ного состава с заданными ограничениями по возможности приема и хранения жидкой фазы; сложная логистика поставок продукции ГПЗ, высокие риски изменения графика поставок, в том числе связанные со сложной ледовой обстановкой.
Месторождение находится на стадии пробной эксплуатации и еще не введено в промышленную эксплуатацию. Разработку запасов газа месторождения планируется осуществлять на истощение. Одной из важнейших задач текущей стадии освоения месторождения выступают выбор концепции системы обустройства и решение классической задачи оптимизации: минимизация капитальных затрат на обустройство
ВЫБОР ОПТИМАЛЬНОГО ЗАКАНЧИВАНИЯ
СКВАЖИН Selection of the optimal well completion
Детальные секторные модели Detailed sector models
Полномасштабная интегрированная модель Full-scale integrated model
ОПТИМИЗАЦИЯ РАЗМЕЩЕНИЯ КУСТОВ СКВАЖИН Optimization of the well cluster location
Топографическая основа Topographical base
Многовариантные реализации Multivariate implementations
ОПТИМИЗАЦИЯ ПРОФИЛЕЙ СКВАЖИН Well profile optimization
ID-геомеханическая модель 1D geomechanical model
Определение максимальной длины
газовой скважины в пласте Determination of the maximum length of the gas well in the reservoir
Определение максимального отхода с оптимизацией конструкции Determination of maximum closure distance with construction optimization
Проверка на пересечение Collision control
ОПТИМИЗАЦИЯ СЕТИ СБОРА И ОБУСТРОЙСТВА Optimization of the gathering system and field infrastructure development
Интегрированная модель Integrated model
Моделирование шлейфов во времени Simulation of flowlines in time
Моделирование УКПГ, УППГ Simulation of the gas treatment stations, preliminary gas processing terminals
Расчет оптимальных диаметров шлейфов на разных этапах жизни проекта Calculation of optimal diameters of flowlines at the different stages of project
Планирование ввода перемычек, параллельных шлейфов на поздней стадии Planning of locks, parallel flowlines at the late stage
Многовариантные расчеты на интегрированной модели Multivariate calculations on the integrated model
Рис. 2. Структура интегрированного подхода Fig. 2. Structure of the integrated approach
Глубина,м Depth, m
Y, координаты Y, coordinates
900 000 ■ 920 000
X, координаты X, coordinates
Газ Gas Вода Water
Рис. 3. Продуктивные пласты месторождения Fig. 3. Productive reservoirs of the field
980 000
440 000
460 000
480 000
и снижение себестоимости добычи (подготовки) внутрипромыс-лового транспорта сырья до ГПЗ при условии обеспечения высокой надежности поставок сырья, эффективного извлечения углеводородов, наибольшей продолжительности периода постоянной добычи газа и рациональных коэффициентов извлечения.
Проектирование системы обустройства и,соответственно, вы-
бор концептуального решения должны быть выполнены с учетом вышеописанных факторов, характеризующих сложность будущей производственной деятельности в целом.
В процессе реализации интегрированного подхода были построены: гидродинамическая модель месторождения, включающая 49 пластов и более 130 залежей; цифровая гидравлическая модель
сети сбора скважинной продукции (>200 км трубопроводов); цифровая модель длинных шлейфов для моделирования температурных режимов трубопроводов, процессов гидратообразования, образования жидкостных пробок; цифровая модель объектов подготовки для моделирования разных концепций подготовки для обеспечения необходимых требований к продукции, поставляемой на ГПЗ; комплексная интегрированная модель всей системы «пласт -скважина - наземные системы сбора и подготовки - ГПЗ».
В результате получено решение с проработкой всех составляющих промысла (рис. 4).
ВЫБОР КОНЦЕПЦИИ ОБУСТРОЙСТВА
В качестве различных сценариев объектов подготовки газа и конденсата на месторождении рассматривалось размещение установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и установок предварительной подготовки газа (УППГ).
Первоначальная, или базовая, концепция обустройства предусматривала: сбор и транспорт скважинной продукции центрального, южного и северного куполов на УППГ или УКПГ, рас-
Гидродинамическая модель Hydrodynamic model
О
Модель сети сбора углеводородов Model of hydrocarbon gathering system
49 пластов (>130 залежей) 49 reservoirs (>130 deposits) 4,5 млн активных ячеек 4.5 million active cells VFP-таблицы для каждой скважины Vertical flow performance tables of each well Интеграция с применением опции Network Integration using the Network option
>200 км трубопроводов
>200 km of pipelines
Увеличение пропускной способности
шлейфов на поздней стадии
Increase of flowlines capacity at the late stage
I
Цифровая модель длинных шлейфов Digital model of long flowlines
Моделирование остывания трубопроводов Simulation of pipeline cooling Моделирование гидратообразования, пробок
Simulation of hydrate formation, obstruction
Модель объектов подготовки углеводородов Model of hydrocarbon processing units
Моделирование объектов подготовки углеводородов для обеспечения требований к продукции
Simulation of the hydrocarbon processing units to meet product requirements
Получение состава на входе в завод сжиженного природного газа Producing the composition at the input to the liquefied natural gas plant
РЕЗУЛЬТАТ - ИНТЕГРИРОВАННОЕ РЕШЕНИЕ С ПРОРАБОТКОЙ СОСТАВЛЯЮЩИХ ПРОМЫСЛА Result - the integrated solution with the development of the field facilities
Рис. 4. Схема реализации интегрированного подхода Fig. 4. Scheme of the integrated approach implementation
...Д УППГ или УКПГ —™ Gas treatment station J or preliminary gas processing terminal УППГ или УКПГ Gas treatment station or preliminary gas processing terminal
ГПЗ 'N X.-'"-
Gas processing
plant
УППГ или УКПГ ТС^
Gas treatment station
or preliminary gas
processing terminal
ГПЗ Gas processin plant
• Снижение затрат на объекты подготовки углеводородов Reducing the cost of the hydrocarbon processing units
• Снижение мощностей ДКС
Reducing the booster compressor station capacity
• Сокращение числа УКПГ с 3 до 1
Reducing the number of the gas treatment stations from 3 to 1
• Снижение длины промысловых трубопроводов с 67,2 км (3 УКПГ) до 26,6 км (1 УКПГ + ВС)
Reducing the length of field pipelines from 67.2 km (3 gas treatment stations) to 26.6 km (1 gas treatment station + inlet facilities)
• Увеличение длины газосборной сети (трубопроводы от кустов скважин до объектов подготовки)
Increasing the length of the gas-gathering system (pipelines from well clusters to the processing units)
• Необходимость ВС Need for inlet facilities
а) a) б) b)
Рис. 5. Схемы обустройства месторождения: а) базовый вариант с тремя УКПГ; б) оптимизированный вариант c одной УКПГ и ВС перед заводом СПГ
Fig. 5. Schemes of field infrastructure development: a) basic variant with three gas treatment stations; b) optimized variant with a gas treatment station and inlet facilities before the liquefied natural gas plant
положенных на каждом куполе; применение газосборных шлейфов с теплоизоляцией и наземной прокладкой; транспорт продукции с УППГ или УКПГ по наземным или подземным трубопроводам на ГПЗ; применение дожимных компрессорных станций (ДКС) и насосных станций (НС) в составе УППГ или УКПГ для обеспечения требуемых давлений сырья на входе ГПЗ (рис. 5а).
Таким образом, сначала по результатам применения интег-
рированного моделирования предстояло выбрать, что именно размещать на куполах для подго -товки поставляемой на ГПЗ продукции: УКПГ (комплексная подготовка) или УППГ(предварительная подготовка)? У каждой рассматриваемой системы подготовки выявлены свои преимущества и недостатки (рис. 6).
Основные технологические процессы, протекающие на УКПГ и УППГ, следующие: разделение сырья на газовую и жидкую фазы
в сепараторе; компримирование подготовленного газа на ДКС (Р = 7,3 МПа на входе в ГПЗ); подготовка нестабильного конденсата (НК) до остаточного содержания водометанольного раствора (ВМР) 2 мас. %.
В случае применения УППГ планировалось транспортировать газ на ГПЗ по наземным трубопроводам, подавать НК и ВМР на НС с последующим транспортом на ГПЗ и установку регенерации метанола (УРМ).
УППГ УКПГ
Preliminary gas processing terminal Gas treatment station
+ Низкая стоимость + Отсутствие пробок
Low cost No obstruction
Снижение рисков гидратообразования
— Жидкостные пробки и аварийных остановок
Liquid plugs Reducing the risk of hydrate formation
Риски гидратообразования и аварийных остановок and emergency shutdowns
Risks of hydrate formation and emergency shutdowns Снижение степени подготовки
Увеличение потерь давления в промысловых углеводородов на заводе
газопроводах Reducing the degree of hydrocarbon
Increased pressure loss in the field pipelines processing at the plant
Необходимость более глубокой подготовки
углеводородов на заводе — Высокая стоимость
Need for deeper processing of hydrocarbons at the plant High price
Рис. 6. Сопоставление УППГ и УКПГ
Fig. 6. Comparison of the preliminary gas processing terminal and the gas treatment station
В случае использования УКПГ основные технологические процессы следующие:
- низкотемпературная сепарация (НТС) с турбодетандерными агрегатами газа при Т = -10 °С и Р > 4,2 МПа (определяется пропускной способностью газопровода);
- охлаждение газа на станции охлаждения газа до Т = -5 °С с по -следующим транспортом на ГПЗ;
- подача НК и ВМР на НС, охлаждение до Т = -5 °С с последующим транспортом на ГПЗ и УРМ.
На УКПГ применено следующее технологическое оборудование: пробкоуловитель; ДКС, необходимая для обеспечения требуемых параметров работы установки НТС (5 МПа, -10...-30 °С в зависимости от набора оборудования); установка НТС на базе турбодетандерного агрегата; установка деэтанизации конденсата; компрессорная газов деэтанизации; НС деэтанизи-рованного конденсата; ДКС для обеспечения транспорта сухого газа на ГПЗ.
Основное технологическое оборудование УППГ: пробкоуловитель; ДКС для обеспечения транспорта сырого газа на ГПЗ; НС НК и ВМР.
Вышеуказанные наборы оборудования смоделированы в специальном программном обеспечении для расчета состава газа на входе в ГПЗ во времени при различных режимах эксплуатации завода. С применением цифровой модели длинных шлейфов, позволяющей моделировать температурные режимы трубопроводов, процессы гидратообразования и образования жидкостных пробок, рассчитан сценарий остановки ГПЗ на 2 сут. По данному сценарию определено, что в случае
применения УППГ остановка технологических линий завода ведет к быстрому выпадению жидкой фазы в трубопроводах и последующим жидкостным пробкам в местах понижения рельефа местности (рис. 7).
На рис. 8 представлена динамика охлаждения трубопроводов системы сбора на эстакаде при температуре окружающего воздуха -50 °С и толщине пенопо-лиуретановой изоляции 100 мм. В случае остановки завода на 2 сут наблюдается быстрое осты-
Нормальный режим работы шлейфа Normal mode of the flowline operation
Режим перехода шлейфа от режима накопления к нормальному режиму работы Flowline transition mode from accumulation mode to the normal operation mode
^ Ж
XX^V5—^ С
Пробки Obstruction
Пробки Obstruction
4500
X x
aj *
О tj 22 ™
in
I in
i in
PU p in
in
PU p in
1 in
PU p 10
n ___
о i ; ! : i i t ! i 1 i ; ' В i I 10 11 12
II!
Время после запуска газопровода, ч Time after the pipeline start, h
Динамика изменения объема жидкости, поступающей на пробкоуловители Dynamics of changes in the volume of fluid flowing in the slugcatchers
Рис. 7. Процессы образования жидкостных пробок в шлейфе длиной 30 км по сценарию остановки ГПЗ на 2 сут в случае применения УППГ
Fig. 7. Processes of formation of liquid plugs in the flowline of 30 km length according to the scenario of the gas treatment plant shutdown for 2 days when using the preliminary gas processing terminal
Рис. 8. Результаты моделирования температурных режимов в шлейфе длиной 30 км по сценарию остановки ГПЗ на 2 сут в случае применения УППГ
Fig. 8. Results of simulation of the temperature regimes in the flowline of 30 km length according to the scenario of gas processing plant shutdown for 2 days when using the gas treatment station
10 15 20 25 30 35 40 45 50
Время остановки газопровода, ч Time of the gas pipeline shutdown, h
Температура Temperature
в начале газопровода с УППГ-Цектр
in the start of gas pipeline from the Center preliminary gas processing terminal в конце газопровода с УЛПГ-Центр
in the end of gas pipeline from the Center preliminary gas processing terminal в начале газопровода с УППГ-Юг
in the start of gas pipeline from the South preliminary gas processing terminal в конце газопровода с УППГ-Юг
in the end of gas pipeline from the South preliminary gas processing terminal в начале объединенного газопровода с УППГ-Центр и УППГ-Юг in the start of gas pipeline from the Center and South preliminary gas processing terminals
в конце объединенного газопровода с УППГ-Центр и УППГ-Юг
in the end of gas pipeline from the Center and South preliminary gas processing terminals
в начале газопровода с УППГ-Север
in the start of gas pipeline from the North preliminary gas processing terminal в конце газопровода с УППГ-Север
in the end of gas pipeline from the North preliminary gas processing terminal в начале объединенного газопровода с УППГ-Центр и УППГ-Север in the start of gas pipeline from the Center and North preliminary gas processing terminals
в конце объединенного газопровода с УППГ-Центр и УППГ-Север
in the end of gas pipeline from the Center and North preliminary gas processing terminals
ОБОРУДОВАНИЕ Equipment
КАПИТАЛЬНЫЕ ЗАТРАТЫ Capital costs
Снижение мощностей
ДКСна 17 % Reducing the booster compressor station capacity by 17 %
Снижение длин промысловых трубопроводов на 60 %
Reducing the field pipelines length by 60 %
Необходимость ВС Need for inlet facilities
Снижение числа УКПГ
с 3 до 1 Reducing the number of the gas treatment stations from 3 to 1
Снижение производительности УРМ на 6 % Reducing the productivity of the methanol recovery unit by 6 %
Увеличение длины газосборной сети на 43 % Increasing the gas-gathering system length by 43 %
-33% Строительство УКПГ -33 К Construction of the gas treatment station
-37 % Промысловые трубопроводы (с метанолопроводами) -37% Field pipelines (with methanol pipelines)
-7 % Установки регенерации метанола -7 % Methanol regeneration plants
-14% Строительство ДКС -14 % Construction of the booster compressor station
+16 К Промысловые автодороги и др. +16 К Field roads, etc.
+75 % Газосборная сеть (с метанолопроводами) +75 % Gas-gathering system (with methanol pipelines)
+1DD % Строительство входных сооружений +1DD % Construction of inlet facilities
-60 -40 -20 0 20 40 60 00 100 120
ИТОГО: СОКРАЩЕНИЕ ЗАТРАТ НА 8,2 % Total: cost reduction by B.2 %
Рис. 9. Экономический эффект от оптимизации схемы обустройства месторождения по результатам интегрированного моделирования: а) оборудование; б) капитальные затраты
Fig. 9. Economic effect from the optimization of the field infrastructure development scheme according to the results of the integrated modeling: a) equipment; b) capital costs
вание трубопровода с +15...+25 до -20.-5 °С (при этом НТС осуществляется при Т = -10 °С).
Таким образом, при размещении трубопроводов на эстакадах
необходима комплексная подготовка газа с НТС, так как при длине транспортного трубопровода до завода 30 км в условиях сложного рельефа жидкостные
пробки будут осложнять эксплуатацию промысла и увеличивать потери давления в трубе, снижая длительность периода постоянной добычи газа. Для предотвра -
щения гидратообразования при снижении скорости потока либо остановке в газопровод с сырым газом необходимо подавать метанол. Согласно проведенным расчетам, объем подаваемого ВМР 95 % может достигать 180 м 3/сут, а также до 220 м3/сут ВМР необходимо подавать в конденсато-провод с НК при его остановке на 2 сут. В случае применения УППГ при переходе газотранспортной системы в нормальный режим работы будут необходимы пробко-уловители значительной мощности на входе в завод.
ОПТИМИЗАЦИЯ КОНЦЕПТУАЛЬНОЙ СХЕМЫ ОБУСТРОЙСТВА
Следующим этапом работы ста -ла оптимизация концептуальной схемы обустройства.
С применением интегрированной модели сделаны расчеты с различным числом объектов подготовки и оборудования на них, в результате сформирован оптимизированный вариант обустройства с размещением одной УКПГ на центральном и южном куполах месторождения и строительством входных сооружений (ВС) перед ГПЗ, на которые будет напрямую подаваться продукция скважин с северного купола и продукция скважин с УКПГ, которые по осна -
щенному оборудованию близки к УППГ (см. рис. 5б).
Отличие от первоначального варианта, или результат оптимизации, состоит в снижении: числа УКПГ с 3 до 1; затрат на строительство УКПГ (стоимость УКПГ достигает нескольких десятков млрд руб.); мощностей ДКС; длины промысловых трубопроводов от УКПГ до ГПЗ с 67,2 до 26,6 км.
Несмотря на перечисленные преимущества, у оптимизированного варианта выявлены и недостатки, к которым относятся необходимость строительства ВС перед входом в завод, а также увеличение длины трубопроводов от кустов скважин до УКПГ.
По результатам оценки технико-экономических параметров наиболее привлекательным выглядит оптимизированный вариант обустройства (рис. 9). Его реализация, с одной стороны, приводит к увеличению капитальных затрат на строительство ВС перед входом в ГПЗ (+100 %) и бо -лее протяженных трубопроводов и метанолопроводов от кустов до УКПГ (+75 %). Но, с другой стороны, ожидается сокращение общих капитальных затрат на обустройство на 8,2 % за счет снижения: капитальных затрат на строительство объектов подготовки продукции (сокращение числа УКПГ с 3 до 1);
мощностей ДКС на 17 %; длины промысловых трубопроводов (на 60 %) и производительности УРМ (на 6 %).
ВЫВОДЫ
Для уникального многопластового газоконденсатного месторождения, залегающего на значительных глубинах в труднодоступных районах с экстремальными климатическими условиями, задача выбора оптимальной концепции обустройства решена путем применения интегрированного подхода.
Концептуальное проектирование с использованием интегрированного подхода позволило выбрать оптимальный с точки зрения технологии вариант обустройства, который позволит не только осуществлять бесперебойную загрузку ГПЗ в штатном режиме, но и соответствует экономическим параметрам проекта.
Применение интегрированного подхода, в основе которого лежит комплексная интегрированная модель, предоставило возможность предусмотреть инфраструктурные решения, в полной мере соответствующие задачам сбора и подготовки добываемой продукции, при проектировании технологически сложного и дорогостоящего проекта. ■
ЛИТЕРАТУРА
1. Язьков А.В., Кудрин П.А. Интегрированный подход к освоению месторождений Группы компаний ПАО «НОВАТЭК» на разных стадиях реализации // Газовая промышленность. 2016. № 12. С. 30-42.
2. Красовский А.В., Свентский С.Ю., Лысов А.О., Атеполихин В.В. Комплексное геолого-технологическое моделирование крупного газового месторождения на примере Заполярного НГКМ // Сборник тезисов докладов XVIII научно-практической конференции молодых ученых и специалистов ТюменНИИгипрогаз «Проблемы развития газовой промышленности Сибири». 2014. № 12. С. 101-103.
3. Поушев А.В., Нероденко Д.Г., Кудрин П.А., Язьков А.В. Интегрированный подход к определению оптимальной мощности и конфигурации дожимной компрессорной станции на разных этапах освоения газовых и газоконденсатных месторождений // Газовая промышленность. 2017. № 8. С. 62-71.
4. Поушев А.В., Кудрин П.А., Язьков А.В., Нероденко Д.Г. Интегрированный подход к разработке нефтегазоконденсатных залежей с тонкой нефтяной оторочкой в условиях присутствия подошвенной воды с применением многофункциональных скважин // Газовая промышленность. 2017. № 6. С. 30-40.
REFERENCES
1. Yazkov A.V., Kudrin P.A. Integrated Approach to Novatek Reservoir Development at Different Realization Stages. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2016, No. 12, P. 30-42. (In Russian)
2. Krasovsky A.V., Sventsky S.Yu., Lysov A.O., Atepolikhin V.V. Integrated Geological and Technological Modeling of a Large Gas Field Using the Example of the Zapolyarnoe Oil and Gas Condensate Field. Collection of Abstracts of the XVIII Scientific Conference of Young Scientists and TyumenNIIgiprogaz Specialists "Problems of Development of the Gas Industry in Siberia", 2014, No. 12, P. 101-103. (In Russian)
3. Poushev A.V., Nerodenko D.G., Kudrin P.A., Yazkov A.V. Integrated Approach to the Determination of the Optimal Power and Configuration of a Booster Compressor Station at Various Stages of the Development of the Gas and Gas Condensate Fields. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2017, No. 8, P. 62-71. (In Russian)
4. Poushev A.V., Kudrin P.A., Yazkov A.V., Nerodenko D.G. Integrated Approach to the Development of Oil and Gas Condensate Deposits with an Oil Rim in the Presence of Bottom Water with the Use of Multifunctional Wells. Gazovaya promyshlennost' = Gas Industry, 2017, No. 6, P. 30-40. (In Russian)
