CC BY
14
Науковий вкник НЛТУ Украши, 2017, т. 27, № 1
ISSN 1994-7836 ISSN 2519-2477
УДК 621.643 Article info Received 15.02.
(print) (online)
2017
ОЦ1НКА ПОТЕНЦ1ИНИХ РИЗИК1В Г1ДРАТОУТВОРЕННЯ НА ВИКИДНИХ Л1Н1ЯХ СВЕРДЛОВИН
Л Я. Побережний, А. В. Грицанчук
1вано-Франтвський НТУ нафти i газу, м. 1вано-Франтвськ, Украша
Стратепею УкраТни упродовж найближчих рокiв мае бути зменшення споживання та збiльшення видобутку власного газу, що забезпечить енергетичну незалежнiсть краТни вже у 2020 р. Тому перед нафтогазовидобувними шдприемствами УкраТни невiдкладно постало питання пошуку резервiв на родовищах, що тривалий час перебувають у розробленнi. Тому на еташ транспортування вiд мюця видобутку до станцiТ попередньоТ (комплексноТ) пiдготовки газу е небезпека утворення у трубопро-водi газовик пдрапв, що може спричинити аваршну ситуащю внаслiдок утворення пдратних коркiв. Проаналiзовано структуру Схiдного нафтогазового регюну за районами та родовищами iз структуру-ванням Тх за типами покладiв вуглеводнiв. За комбiнацiею вибраних характеристичних показникiв визначено райони iз шдвищеним ризиком утворення пдратних коркiв у викидних лiнiях свердловин.
Ключовг слова: викиIцнi лiнiТ, газогiдрати, Схвдний нафтогазоносний регiон, глибина промерзан-ня, умови гiдратоутворення.
Вступ. В умовах постiйного зниження видобутку нафти i газу в Украш особливе значения мае проблема нарощення ресурсно! бази, яка сьогодш галь-муеться ктотною нестачею кошт1в на геологорозввду-вальнi роботи. На жаль, сучасна економiчна ситуацiя в державi не дае шдстав сподiватися на кардинальне полiпшення ситуацп в нафтогазовiй галуз^ а разом з тим на рiзке збiльшення розвiданих запас1в вуглевод-н1в унаслiдок вiдкриття нових родовищ.
Стратегiею Украши упродовж найближчих роюв мае бути зменшення споживання та збшьшення видобутку власного газу, що забезпечить енергетичну не-залежшсть кра!ни вже у 2020 р. Наше завдання -втричi менше споживати газу на метр квадратний у будгвлях. Це шлях у 5-10 роюв для Украши (до 2020 р. залишилося 3 роки) Але наша стратепя поля-гае у такому: менше споживати - бшьше добувати. Якщо самi будемо добувати власний газ, нам не треба буде його за шоземну валюту купувати за кордоном. Якщо будемо добувати власний газ, менше його споживати, у нас економжа буде набагато мщшша. Кабь нет Мiнiстрiв Укра!ни встановив ринкову щну на газ в Украш. Завдяки цьому вiтчизнянi видобувнi компа-ни "вперше за 10 рокв отримали можливiсть нового бурiння, розроблення свердловин, дослiджень, модер-шзацн обладнання. До кiнця поточного року видобу-ток укра!нського газу зросте на 50 млн м3. Наступного року очшують, що обсяг видобутку украшського газу сягне не менше 500 млн м3. До 2020 р. Украша зможе забезпечити сво! потреби газом власного видобутку. Тому перед нафтогазовидобувними шдприемствами Украши неввдкладно постало питання пошуку резер-вiв на родовищах, що тривалий час перебувають у розробленш. Газ таких родовищ часто досить вологий (вологовмкть 750-1000 г/м3) i з домiшками конденсату. Тому на еташ транспортування ввд мюця видобутку до станци попередньо! (комплексно!) пiдготовки газу е небезпека утворення у трубопроводi газових гiдратiв, що може спричинити аваршну ситуацiю внаслiдок утворення пдратних коркiв.
Як iнгiбiтори гiдратоутворення газовидобувш орга-нiзацi! Укра!ни використовують здебшьшого метанол.
Поряд i3 високою ефективнютю, його застосування мае низку негативних сторiн, насамперед пов'язаних i3 отруйнютю цiеi xiмiчноi сполуки та и шкодою для довк1лля. За кордоном використовують менш шкiдливi iнгiбiтори (Anderson, 2005; Kelland, 2006; Klark, Anderson, & Frostman, 2009), однак ix впровадженню на ук-рашському ринку заважае висока вартiсть.
Мета роботи - оцшити потенцiйнi ризики пдрато-утворення у трубопроводах викидних лшш свердловин.
Матерiали i методи дослiдження. Об'ектом досль джень обрано промисловi трубопроводи Сxiдного нафтогазоносного регюну. Газовi гiдрати метану утво-рюються за експлуатацшннх тиск1в понад 50 атм. за температури менше 275,5 К. Отже, для оцшювання по-тенцшного ризику гiдратоутворення потрiбно мати так1 вxiднi данi:
• тривалкть холодно!' пори у добах Т,
• глибину промерзання Грунту Н,
• загальну протяжнiсть викидних лшй трубопроводiв L.
На цьому еташ використовуемо спрощений пiдxiд,
для пришвидшеного оцiнення небезпеки виникнення позаштатних ситуацiй у разi зменшення ефективного перерiзу промислових трубопроводiв внаслiдок пдра-тоутворення. Пришвидшенням росту швидкостi утворення газогщрату iз збiльшенням тиску в трубi внасль док часткового перекривання гiдратним корком нех-туемо. У першому наближенш для оцшення потен-цiйноi' небезпеки гiдратоутворення використовувати-мемо добуток зазначених параметр1в.
Результата та ix обговорення. Найбiльше родовищ - у Талала1всько-Рибальському (46), Глинсько-Солох1вському (50) та Руденювсько-Пролетарському (31) нафтогазоносному районах. В Антошвсько-Бшо-церкiвському нафтогазоносному районi вiдомо два ро-довища, пiвнiчного борту - 20. У газоносних районах: Рябухинсько-Швшчно-Голуб1вський - 15, Машiвсько-Шебелинський - 18, Сшваювський - 2, Кальмiус-Баx-мутський - 1, Краснорщький - 7 родовищ. На Монас-тирищенсько-Софiiвському нафтоносному районi -14 родовищ. Структурну схему Сxiдного нафтогазоносного регюну наведено на рисунку.
Citation APA: Poberezhny, L., & Hrytsanchuk, A. (2017). The Assessment of Potential Hydrate Formation Risk in Well Flow Lines. Scientific Bulletin of UNFU, 27(1), 145-147. Retrieved from http://nv.nltu.edu.ua/index.php/journal/article/view/184
Науковий вкник НЛТУ
Схщний нафтогазоносний регюн
Дншрово-Донецька нафтогазоносна область
ю
I
0
1
ЕГ
'и
03
§
-о
о
а
я
х >>
ю к о.
>я
И л Я"
'а о я
о се Сь
«
Я И
л о 2 '2 а и Я
0 ч рЗ
1
§ Л
«
я
а л
о §■
ь и
ч о л
с
§
л о ш
'3 я
и £
Рч
£
а
о ю
о я Е 'я
И
-&
о
и
15 18 2 1 7 46 50 2 31 20 14
___________________________I
Рис. Схема Схвдного нафтогазоносного репону
У Талалагвсько-Рибальському НГР е переважно нафтоносним: iз 46 вщкритих тут родовищ 11 нафто-вих, 19 нафтогазоконденсатних 14 газоконденсатних i т1льки два - газове Тривалiсть перiоду iз середньодо-бовою температурою < 0 °С на цш територи - 128 дiб, промерзания грунту становить 0,9-1,5 м. У Глинсько-Солох1вському НГР: з 50 ввдкритих родовищ 3 нафто-вих, 2 нафтогазових, 13 нафтогазоконденсатних 32 газоконденсатних i тiльки одне - газове. Тривалiсть пе-рiоду iз середньодобовою температурою < 0 °С на цiй територи - 125 дiб, промерзання грунту становить 0,71,3 м.
У Руденк1всько-Пролетарському НГР: з 31 вщкри-тих родовищ 2 нафтогазових, 9 нафтогазоконденсат-них 19 газоконденсатних i тшьки одне - газове. Три-вашсть перiоду iз середньодобовою температурою < 0 °С на цш територи - 120 дiб, промерзання грунту - 0,8-1,1 м. Середня температура повiтря у хо-лодний перюд року становить -3,9 °С. В Антошвсько-Б1лоцерк1вському НГР: з 2 ввдкритих родовищ 1 наф-тогазове, 1 нафтове. Тривалiсть перюду iз середньодобовою температурою < 0 °С на цiй територи - 124 до-би, промерзання грунту - 0,7-1,3 м.
У НГР швшчного борту: з 20 ввдкритих родовищ 4 нафтогазоконденсатних, 11 газоконденсатних, 3 га-зових. Тривалкть перiоду iз середньодобовою температурою < 0 °С на цш територи - 125 дiб, промерзання грунту - 0,8-1,4 м. Середня температура повггря у холодний перюд року становить -5,1 °С. У Рябухинсь-ко-Пiвнiчно-Голубiвському ГР -15 газоконденсатних родовищ. Тривалють перiоду iз середньодобовою температурою < 0 °С на цiй територи - 126 дiб, промер-зання грунту - 0,8-1,4 м.
Укра'ши, 2017, т. 27, № 1
У Маш1всько-Шебелинському ГР: 16 газоконден-сатних 1 - нафтогазоконденсатне, 1 - газове родови-ще. Тривалють перiоду iз середньодобовою температурою < 0 °С на цш територи - 125 дiб, промерзання грунту - 0,8-1,4 м.
У Спiвакiвському ГР: 2 газоконденсатних, 1 - газове родовище. Тривалють перiоду iз середньодобовою температурою < 0 °С на цш територи - 125 дiб, промерзання грунту - 0,8-1,4 м. Середня температура повiтря у холодний перюд року становить -5 °С. У Кальмiус-Бахмутському ГР: 1 - газове родовище. Тривалють перiоду iз середньодобовою температурою < 0 °С на цш територи - 122 доби, промерзання грунту - 0,7-1,3 м. Середня температура повгтря у холодний перюд року становить -4,5 °С. У Краснорщь-кому ГР: 5 газоконденсатних, 2 - газових родовища. Тривашсть перiоду iз середньодобовою температурою < 0 °С на цш територи - 117 дiб, промерзання грунту - 0,8-1,4 м. У Монастирищенсько-Софивсько-му нафтоносному райош - 14 нафтових родовищ. Тривашсть перiоду iз середньодобовою температурою < 0 °С на цш територи - 126 дiб, промерзання грунту - 0,7-1,2 м. Середня температура повгтря у холодний перюд року становить -4,6 °С.
Проанашзувавши зведенi данi для родовищ нафто-газоносних районiв Схвдного регiону (табл.), можна зробити висновок, що визначальною для оцiнювания небезпеки виникнення гiдратних корк1в буде сумарна довжина трубопроводу та глибина промерзання, ос-юльки тривалiсть холодно! пори року за областями вiдрiзняеться незначно.
Табл. Характеристики викидних лшш нафтогазоносних
л н 3 н Район Кi-сть холод-них див, дiб Середня температура холодного перюду, оС Сумарна довжина труб / газо-
О вi родовища, км
Рябухинсько-Швшчно-Го-лубiвський 126 -5,2 134,6/0
Машiвсько-Шебелинський 125 -5,1 952,5/42,0
И л Глинсько-Солохiвський 125 -4,8 564,9/11,8
м о ТалалаТвсько-Рибальський 128 -4,4 336,6/21,6
о Руденювсько-Пролетарсь-кий 120 -3,9 524,6/14,7
(0 о Краснорiцький 117 -4,2 242,3/27,8
& И Пiвнiчного борту 125 -5,1 743,6/113,8
Я ЧД Сшваювський 125 -5 7,7/3,8
Кальмiус-Бахмугський 122 -4,5 5,2/5,2
Антошвсько-Бшоцерювсь-кий 124 -4,8 2,6/0
З отриманих даних можемо зробити висновок про найвищi ризики розвитку процеав гiдратоутворения на родовищах Машiвсько-Шебелинського, твшчного борту та Глинсько-Солохiвського нафтогазоносних райошв. Очевидно, що найбiльшою небезпека гщра-тоутворення буде на викидних лМях газових родовищ. Для газоконденсатних розробок така небезпека е значно меншою, оскшьки гiдратоутворения там мож-ливе тiльки за специфiчних показнишв конденсату. Для нафтових родовищ гщратоутворення не характер-не. Тому шд час аналiзу ризикiв гiдратоутворения по
Науковий вкник НЛТУ Украши, 2017, т. 27, № 1 нафтогазоносних районах n0Tpi6H0 враховувати на- • Проаналiзовано структуру Сходного нафтогазоносного самперед газовi свердловини та довжину 1хтх викид- регюну за районами та родовищами Í3 структуруван-
них лiнiй. За цим показником найбiльший ризик утво- ням i'x за типами покладав вуглеводшв. рення газогiдpатiв у пpоцесi транспортування газу бу- • За комйнащею характеристичних гоказшкш визначе-де у pай0Hi ПiвHiЧH0Г0 борту. но райони Í3 пiдвищеним ризиком утворення гiдратниx
Надалi потpiбно зiбpати статистичт данi темпера- корктв у викидних лiнiяx свердловин.
турних коливань для нафтогазоносних райотв, щоб Перелiк виКористаНих джерел моделювати процеси охолодження грунту з метою
визначення часових в^зюв и значеннями його тем- Anderson, В., Tester, J. W., Borghi, G-P., & Trout, B. L. (2005).
ператури, якi вiдповiдають термобаричним умовам Properíies of Inhlbltors of MetjT H^ ^"f^11 ™ ^
mics Simulations, Journal of the American Chemical Society,
пдратоутворення.
127(50), pp. 17852-17862.
Висновки: Kelland, M. A. (2006). History of the Development of Low Dosage
• Визначено основы! причини пдратоутворення у викид-них лiнiяx свердловин.
Hydrate Inhibitors. Energy., & Fuels, 20(3), pp. 825-847. Klark, L., Anderson, D., & Frostman, L. (2009). Primenenie ingibi-torov gidratoobrazovanija nizkoj dozirovki na promyslovyh shel-fah. Neftegazovaja vertikal, 3, pp. 12-13. [In Russian].
Л. Я. Побережный, А. В. Грицанчук
ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛЬНЫХ РИСКОВ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ
НА ВЫБРОСНЫХ ЛИНИЯХ СКВАЖИН
Стратегией Украины в течение ближайших лет должно быть уменьшение потребления и добычи собственного газа, что обеспечит энергетическую независимость страны уже в 2020 г. Поэтому перед нефтегазодобывающими предприятиями Украины как никогда остро встал вопрос поиска резервов на месторождениях, длительное время находящихся в разработке. Поэтому на этапе транспортировки от места добычи до станции первичной (комплексной) подготовки газа существует опасность образования в трубопроводе газовых гидратов, что может привести к аварийной ситуации вследствие образования гидратных пробок.
Проанализирована структура Восточного нефтегазоносного региона по районам и месторождениями со структурированием их по типам залежей углеводородов. По комбинации выбранных характеристических показателей определены районы с повышенным риском образования гидратных пробок в выкидных линиях скважин.
Ключевые слова: выкидные линии, газогидраты, Восточный нефтегазоносный регион, глубина промерзания, условия гидратообразования.
L. Ya. Poberezhny, A. V. Hrytsanchuk THE ASSESSMENT OF POTENTIAL HYDRATE FORMATION RISK IN WELL FLOW LINES
The problem of increasing the resource base, which today is hampered by significant shortage of funds for exploration under the conditions of a steady decline in oil and gas output in Ukraine is particularly important. The strategy of providing reduction of consumption and increase of production of domestic gas causes the necessity to consider the problem of reserves found in deposits that have been in long-term development, and consequently transportation of quite damp gas. Danger of forming gas hydrates inside a pipeline can cause an emergency situation due to formation of hydrate cork. Thus, our study aims at assessing the potential risks of hydrate formation in pipelines of well flow lines. We selected industrial pipelines of Eastern oil and gas region to be the object of the research. We also analyzed areas of structuring of the types of hydrocarbons. For the characteristic combination of selected indicators defined areas of increased risk of hydrate formation in well flow line corks. We can conclude the highest risk of hydrate formation processes to occur in the fields of Mashivka-Shebelynka, Glynsk-Solokha and of the northern oil-and-gas-bearing-areas. Obviously, the greatest danger is to hydrate in gas fields. For condensate fields such risk is much lower because there hydrate is possible only with the specific terms of condensate. To conclude, we have identified the main reasons for hydrate formation in well flow line and also the structure of the Eastern region for oil and gas fields and areas of structuring of the types of hydrocarbons. Finally, we have defined areas of increased risk of hydrate formation in well flow line corks according to the combination of characteristic parameters.
Keywords: abortion lines, hydrates, Eastern oil and gas region, the depth of freezing, hydrate formation conditions.
1нформащя про aBTopiB:
Л. Я. Побережний, д-р техн. наук, професор, 1вано-Франювський НТУ нафти i газу, м. 1вано-Франювськ, УкраТна.
E-mail: lubomyrpoberezhny@gmail.com А. В. Грицанчук, асистент, 1вано-Франювський НТУ нафти i газу, м. 1вано-Франювськ, УкраТна.
E-mail: kindix@i.ua
