Промысловые гидродинамические исследования и моделирование систем сбора газа сеноманских залежей Текст научной статьи по специальности «Энергетика и рациональное природопользование»

УДК 622.691.4

Промысловые гидродинамические исследования

и моделирование систем сбора газа сеноманских залежей

РА МИТНИЦКИЙ, вед. науч. сотр.

Н.А.БУЗНИКОВ, д.ф.-м.н., ст. науч. сотр.

В.А. ИСТОМИН, д.х.н., проф., глав. науч. сотр.

ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Россия, 142717, Московская обл., Ленинский р-н, пос. Развилка). E-mail: v_istomin@vniigaz.gazprom.ru

В работе представлены результаты экспериментов по исследованию влияния профиля трассы внутрипромысло-вого газопровода системы сбора газа сеноманских залежей на условия формирования, накопления и движения жидкостных пробок. Проведенные промысловые исследования позволили оценить количество жидкости, накапливающейся в шлейфе. Полученные экспериментальные данные сопоставлены с результатами моделирования в программном комплексе OLGA.

Ключевые слова: газосборный шлейф, куст скважин, сеноманские газовые залежи, гидродинамика двухфазных потоков в трубах, нестационарные процессы движения газожидкостной смеси.

На заключительном этапе эксплуатации месторождения при подъеме газоводяного контакта актуальной технологической проблемой является обводнение скважин с поступлением значительных объемов воды во вну-трипромысловые трубопроводы. Снижение пластовой энергии сопровождается уменьшением уровней отбора газа и, как следствие, уменьшением скорости его транспортировки от скважин до входных сепараторов УКПГ. Появляются так называемые слабые шлейфы, работающие в режиме накопления значительных объемов водной фазы в полости трубопровода, достигающих на отдельных участках нескольких десятков кубометров и, тем самым значительно влияющих на увеличение перепада давления по длине шлейфа.

Газожидкостные потоки пробковой структуры течения характеризуются сильной неравномерностью режимов перекачки скважинной продукции, причем в некоторых случаях возможны и так называемые залповые выбросы жидкости в разделительные секции входных промысловых сепараторов, что существенно снижает эффективность их работы.

Для планирования своевременной очистки полости трубопроводов от скоплений жидкости актуальна информация о времени накопления определенного объема воды в шлейфе, при ко-

тором нарушается бесперебойная работа трубопровода. Наличие такой информации позволяет планировать проведение продувок жидкости без выпуска газа в атмосферу (либо пропуск очищающих поршней) для вытеснения жидкости из полости трубопровода и обосновывать периодичность их проведения. Это особенно актуально для целей оптимизации технологии ингибирования шлейфов метанолом в зимнее время года при появлении гидратного термобарического режима или режима льдообразования.

Традиционно подача метанола в системы сбора производится на устьях скважин, а распределение ингибитора по длине шлейфа происходит за счет переноса его потоком скважин-ной продукции (рис. 1). С учетом того что длина промысловых трубопроводов систем сбора газа достигает десятков километров, перенос ингибитора от места его ввода до опасного с точки зрения льдогидратообразования сечения шлейфа может занимать значительное время. Скорость распространения ингибитора по длине рельефного шлейфа изменяется весьма значительно: от нескольких метров в минуту на нисходящих участках трассы до нескольких миллиметров в минуту на восходящих.

Кроме того, для проведения эффективного ингибирования шлейфов необходимо предва-

Рис. 1. Схема подачи метанола в промысловый трубопровод системы сбора газа

рительно ликвидировать жидкостные пробки объемом несколько десятков кубометров, препятствующие распространению ингибитора (метанола) по всей длине шлейфа: требуется достаточно длительный период времени (обычно до нескольких суток, а в проблемных шлейфах - до нескольких недель), пока метанол накапливается в объеме жидкости на пониженных участках шлейфа и затем достигает конца шлейфа на входе в установку комплексной подготовки газа (УКПГ) [1].

Промысловый эксперимент на газосборном обводненном шлейфе

На одном из сеноманских УКПГ Уренгойского НГКМ были выполнены натурные гидродинамические исследования системы сбора газа [2]. В ходе исследований были поставлены следующие основные задачи:

• исследовать влияние рельефа шлейфа на условия формирования, накопления и движения жидкостных пробок, выносимых из промыслового трубопровода потоком газа на УКПГ;

• оценить как удельное количество жидкости, поступающей со скважин в шлейф, так и количество жидкости, накопившейся в шлейфе;

• установить границы применимости известных методик (в рамках различных моделирующих программных комплексов) по расчету потерь давления в шлейфах.

В качестве объекта промысловых исследований выбран один из наиболее проблемных с точки зрения накопления жидкости газосборных шлейфов от куста трех сеноманских эксплуатационных скважин. Технические параметры данного трубопровода типичны для большинства сеноманских шлейфов Уренгойского месторождения.

Трубопровод протяженностью 2720 м имеет телескопическую конструкцию: внутренний диаметр шлейфа на начальном участке длиной 932 м составляет 325 мм, на оставшемся участке длиной 1788м - 530 мм. Способ прокладки - подземный с высотой слоя грунта от поверхности трубопровода до уровня земли от 1,0 до 1,5 м. Абсолютная разность высотных отметок между началом и концом шлейфа составляет 5 м. Наиболее пониженный участок газопровода длиной 75 м имеет надземную прокладку на опорах при пересечении ручья (рис. 3).

Температура газа на входе в шлейф составляла 10 °С, давление на выходе шлейфа - 1,89 МПа. Компонентный состав транспортируемого газа типичен для углеводной продукции сеноманских залежей с содержанием метана 97-98 мол.% (табл. 1).

Расходное содержание жидкой водной фазы в газожидкостном потоке составляло 9 г/м3. Такое значение характерно для сильно обводненных скважин на поздней стадии разработки месторождения.

Приборы серии РТП-3М были установлены в начале трубопровода (на устье каждой из скважин, работающих в один шлейф), по длине трубопровода в характерных точках изменения его профиля и в конце трубопровода, а также на входе в УКПГ (в здании переключающей арматуры -ЗПА). Эти приборы [3] позволяют проводить измерение и запись на электронный носитель данных

0 давлении и температуре газожидкостной смеси через определенный промежуток времени (регистрация пульсаций давления с интервалом от

1 с). Измерения давления и температуры на за-

Таблица 1

Состав пластового газа

Компонент Молярный процент

Азот 0,759

Диоксид углерода 0,036

Метан 97,941

Этан 0,058

Пропан 0,001

Вода 1,21

бое скважин осуществлялись приборами АМТ-08. На рис. 2 приведена схема размещения приборов на газосборном шлейфе.

Непосредственно перед проведением промыслового эксперимента куст скважин был остановлен и передвижным насосным агрегатом проведена закачка воды (48 м3) в пониженный участок газосборного шлейфа (переход через речку). Для закачки воды использовалась запорная арматура кранового узла.

Длина образовавшейся жидкостной пробки, которая перекрыла трубопровод по всему поперечному сечению, составила около 240 м (рис. 3). Уровень воды в шлейфе в ходе проведения эксперимента регистрировался визуально с помощью уровнемера, установленного на пониженном участке трубопровода. Объем закачанной в шлейф воды определялся по мерной емкости насосной установки, а объем дренированной воды из шлейфа - по переносной мерной емкости. Кроме того, объем выносимой из шлейфа воды фиксировался на входных сепараторах УКПГ.

При пуске первой из скважин куста в работу был отмечен плавный вынос жидкости из пониженного участка по подъемному участку шлейфа длиной ~200 м и высотой 4 м. При последующей закачке жидкости в объеме 6 м3 с подачей 9 м3/ч уровень жидкости в пониженном участке шлейфа

Трубопровод Трубопровод

Рис. 2. Схема размещения приборов при проведении исследований на шлейфах кустов скважин сеноманской УКПГ Уренгойского НГКМ:

1, 4, 6, 8, 10 - прибор серии РТП-ЗМ (замер давления); 2 - штуцер-регулятор (регулировка режима работы скважины); 3, 5, 7, 9, 11 - термокарман (замер температуры в начале шлейфа).

Рис. 3. Размеры и положение жидкостной пробки в пониженном участке шлейфа перед началом проведения испытаний

не изменялся, то есть весь объем закачиваемой воды выносился из пониженного участка шлейфа потоком газа. После пуска в работу последовательно двух других скважин куста уровень жидкости снижался обратно пропорционально увеличению расхода газа по трубопроводу.

На рис. 4 схематично изображено положение газоводяного контакта (уровня жидкости) в пониженном участке трубопровода, а на рис. 5 гра-

Рис. 4. Положение газоводяного контакта (уровня жидкости) в пониженном участке трубопровода в зависимости от расхода газа:

а) 0 = 99 тыс. м3/сут (в работе 1 скв.); б) 0 = 233 тыс. м3/сут (в работе 2 скв.); в) 0 = 441 тыс. м3/сут (в работе 3 скв.).

500

400

м м ас* 300

■

си в о 200

> 100

Газовая фаза

Водная фаза

50

150

250 О, тыс. м3/сут

350

450

Рис. 5. Зависимость уровня жидкости в пониженном участке шлейфа от расхода газа

2,08 2,07 2,06 £ 2,05 2 2,04 ^ 2,03 § 2,02 1 2,01 Ь Л 2,00

1,99 1,98 — 1,97 1,96

* Ого ° ^ а.

^ о ш о ю ^

ю гот о со ср ^

о со оо со

О СО т- ^г

ю ю со со

о со с^ со

О СО т- ^г ОО ОО СП СП

^ Давление входа в ЗПА, МПа

— Давление в точке 3 (нижняя точка прогиба шлейфа), МПа ^Давление в точке 1 (начало прогиба шлейфа), МПа ^ Давление в начале шлейфа, МПа

Рис. 6. Давление в характерных точках по длине шлейфа, замеренное в ходе проведения промысловых испытаний

3,1 3

та

1 2,9

сС

<т

I 2,8

Ф С ей

2,7 2,6 2,5

Запуск скв. № 2 в ра боту (шлейф заполнен водой)

¿¡гЛ

Запуск скв. № 1 в работу (шлейф заполнен водой)

Запуск скв. № 3 в работу (шлейф заполнен водой)

-Давление на забое скважины, МПа

-Температура, на забое скважины, °С

Рис. 7. Запись прибором АМТ-08 термобарических параметров на забое скважины № 2 во время проведения исследований

фически показана зависимость уровня от расхода газа.

Результаты проведенного эксперимента показали, что наличие сплошной жидкостной пробки объемом 48 м3 в пониженном участке шлейфа не создало существенной преграды для движения газа по трубопроводу и не привело к «самозадавливанию» шлейфа. Дополнительный перепад давления по длине трубопровода составил ~0,05 МПа.

На графике (рис. 6) изображено давление в характерных точках по длине газосборного шлейфа, замеренное в ходе проведения исследований приборами РТП-4М. Из графика видно, что в моменты запуска скважин (отмечены вертикальными стрелками) давление в начале шлейфа кратковременно повышалось:

• на 0,035 МПа при запуске в работу первой скважины;

• на 0,045 МПа при запуске в работу второй скважины;

• на 0,047 МПа при запуске в работу третьей скважины.

Эти всплески давления в начале трубопровода обусловлены выносом очередной порции жидкости из пониженного участка шлейфа.

На графике (рис. 7) представлены термобарические параметры работы скважины № 2, записанные глубинным прибором АМТ-08 на забое в течение шести суток. Установлено, что при пуске скважины в трубопровод, в котором отсутствуют скопления жидкости, время ее выхода на рабочий режим в 1,2-1,5 раза меньше, чем при запуске в обводненный шлейф. Следует отметить, что жидкостные пробки увеличивают перепад давления по длине шлейфа и оказывают негативное влияние на стабильную работу скважин.

^г о со со ^т Время

с^ о со т: ^г с^ иувмл

о т— т— ^ с\] со час

М М М ^ СЧ Л

Запуск скв. № 2 в работу (после слива воды из пониженного участка шлейфа)

^Жй А

30,2

30

29,8

29,6

29,4

29,2

29

Время,

час

В ходе проведения исследований были получены серии графиков, отображающих изменение давления и температуры в характерных точках по длине газосборного шлейфа, которые в дальнейшем использовались для сопоставления с результатами моделирования шлейфа.

Моделирование стационарного процесса движения газожидкостной смеси

С целью достоверного прогнозирования условий эксплуатации шлейфов было проведено технологическое моделирование с использованием гидродинамической модели рельефного трубопровода в программном комплексе OLGA 6.1. Для расчета термодинамических и теплофизических свойств флюидов использовалась программа PVTSim (версия 18.0.0). В качестве уравнения состояния выбрано кубическое уравнение Соаве-Редлиха-Квон-га с поправкой на плотность жидкости (SRK Peneloux). Преимущество программного комплекса OLGA по сравнению с известными аналогами состоит в возможности моделирования в трубопроводах наряду со стационарными также и нестационарных гидродинамических процессов, в том числе динамики изменения объема жидкой фазы в трубопроводе при повышении расхода газа. В нашем случае речь идет о динамике накопления жидкости в шлейфе после очередной продувки. Однако следует иметь в виду, что при использовании программного комплекса OLGA не исключается необходимость некоторой дополнительной корректировки его результатов при гидродинамическом описании работы «слабых шлейфов» (см. обсуждение в [4]).

Моделирование транспортировки газа по шлейфу в стационарном режиме проводилось для диапазона расходов газа от 0,1 млн м3/сут до 2,0 млн м3/сут, что перекрывает диапазон суммарного рабочего дебита трех скважин, подключенных к данному шлейфу. При моделировании температура газа на входе в шлейф принималась равной 10 °С, а давление на выходе шлейфа -1,89 МПа. Компонентный состав транспортируемого газа выбирался типичным для продукции сеноманской залежи с содержанием метана до 98%. Расходное содержание воды в газе составляло 9 г/м3, что характерно для обводненных скважин на поздней стадии разработки месторождения.

1,89

0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 Длина шлейфа, м

• Измеренные значения давления

10

5

1 1 — Температура _ Профиль

47

м

45 и,

i—

43 ме т

о

е

41 ы н т

о

39 m

37

0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 Длина шлейфа, м

• Измеренные значения температуры

Рис. 8. Расчетное распределение давления и температуры флюида вдоль трассы шлейфа

Распределение давления и температуры флюида вдоль трассы шлейфа представлено на рис. 8. Корректировка гидравлических параметров работы шлейфа проводилась с использованием результатов замеров, полученных в ходе проведения натурного эксперимента. Это позволило добиться соответствия расчетной модели реальным условиям эксплуатации шлейфа.

Рассчитанный общий объем жидкости, накапливающейся в шлейфе, составил 114,7 м3. Локальное содержание жидкости в характерных точках газопровода характеризуется величиной holdup, которую в отечественной литературе принято называть истинным содержанием жидкости. Значение holdup определяется как доля сечения трубопровода, занимаемая жидкой фазой.

На рис. 9 представлены результаты моделирования распределения жидкости по трассе шлейфа. Максимальное накопление жидкости возникает на наиболее пониженном участке шлейфа и составляет 53 % от внутреннего сечения трубопровода (что соответствует жидкостной пробке объемом 60,8 м3).

9

8

7

6

60 50 40 30 20 10 0

V

\ I у /

\ Г"! /

— Ho Про > 1 /

dup филь У

47

45

43

41

39

Д 37

0

400

250 200

S I—

i 150 чд

s

*

100

га *

CD

:

О О

50

800 1200 1600 2000 2400 2800 Длина шлейфа, м

Рис. 9. Расчетное распределение жидкости по трассе шлейфа

Результаты моделирования работы шлейфа в условиях искусственного обводнения и поэтапного запуска трех скважин куста

Расчетное моделирование результатов промыслового эксперимента осуществлялось следующим образом. В начальный момент шлейф был остановлен, общее содержание жидкости в нем составляло 241 м3. При г = 0 расход газа начинал возрастать до 0,099 млн м3/сут в течение 10 мин. Через 3,5 ч расход газа за 10 мин. возрастал до 0,233 млн м3/сут, а через 6 ч расход газа за 10 мин. возрастал до 0,441 млн м3/сут.

Расчетные зависимости изменения содержания жидкости в шлейфе и объема жидкости от расхода газа, выносимой в период поэтапного запуска скважин, приведены на рис. 10.

Моделирование выноса жидкости из шлейфа после поэтапного увеличения расхода газа при последовательном запуске эксплуатационных скважин показывает, что вынос жидкости из пониженных участков трубопровода происходит в течение довольно короткого периода времени, примерно 20-30 мин. (рис. 11). При этом на пике выноса расход жидкости достигает 3000 м3/сут.

На рис. 11 представлено рассчитанное истинное содержание жидкости по трассе шлейфа и локальное содержание жидкости, замеренное экспериментально. Расхождение между расчетной и замеренной в ходе проведения эксперимента величиной истинного содержания жидкости составило 2-6 %. Это показывает достаточно хорошую сходимость расчетной модели с фактическими условиями формирования жидкостных пробок в промысловом газопроводе и позволяет сделать вывод о возможности ее использования в практических целях. В частности, для возможности прогнозирования накопления жидкостных пробок и

0

1

1 -1-

1 Содержание жидкости Расход газа на входе —

(—

1

0 1 2 3 4 5 6 7 Время, ч

10

_ 3500

0

2800

S I—

1 2100 :

s

О 1400

О х

^ 700

Вынос жидкости _ Расход газа на входе

I

1

V _ _

0,5 ут

/с

0,4 м3 н

л м

0,3 е,

до

0,2 вх на

а

0,1 аз г

д о

0 1 хс а

Р

0,5 т

/су

0,4 м3 н

л м

0,3 е,

д

овх

0,2 на

а

0,1 аз г

до

0 ох с

а Р

0 1

3 4 5 6 7 Время, ч

10

Рис. 10. Расчетная зависимость истинного содержания жидкости в шлейфе и объема жидкости (выносимой в период поэтапного запуска скважин) от расхода газа

планирования технологических мероприятий по их своевременной ликвидации.

Анализ полученных результатов показывает, что в рассматриваемом диапазоне расхода газа (от 0,1 до 0,44 млн м3/сут) трубопровод работает в режиме накопления жидкости.

100т----Ti:--•-,---^--1 47

80---V—г- ¡О., ---45

60---Vh-, I V,.^--' 1'i--43

\ \ \ 1 I-; 1 J

\ \ \ ii 2-i м Л í \ f и Y • ' \ "1

\ \| К' Лг ----

l¡ 1 9 ' П / i

1

40---№-И \ ^^-Ж--41

20---Ч-f-^---Н--39 а

I J V,

0 --U-i---37

0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800

Длина шлейфа, м

---t = 0 ч t = 5,5 ч-----Профиль трассы

-------t = 3 ч -t =10 ч

о Истинное содержание жидкости Q = 99 тыс. м3/сут • Истинное содержание жидкости Q = 233 тыс. м3/сут о Истинное содержание жидкости Q = 441 тыс. м3/сут Рис. 11. Рассчитанное в программном комплексе OLGA 6.1 истинное содержание жидкости в сопоставлении с замеренным в ходе эксперимента

0,08 0,07 0,06 0,05 0,04 0,03 0,02 0,01 0

1 1 1 1 Перепад давления

Содержание жидкости

200

175 3 О

150 и, т с

125 о к д и а, СО сь

100 75 ж е и н а _о 1— о о

50 ж р е О

25 д о С

0

0 0,2 0,4 0,6 0,8 1 1,2 1,4 1,6 1,8 2 Длина шлейфа, м

Рис. 12. Перепад давления и истинное содержание жидкой фазы (воды) в шлейфе в зависимости от расхода газа

1 1 1 1 Скорость газа

0 0,2 0,4

0,6 0,8 1 1,2 1,4 Длина шлейфа, м

1,6 1,8 2

Рис. 13. Скорости газа (верхняя кривая) и жидкости (нижняя кривая) на выходе из шлейфа в зависимости от расхода газа

0

При снижении расхода газа перепад давления в шлейфе уменьшается и достигает минимального значения 0,016 МПа для суточного расхода газа 0,6 млн м3. При более низких расходах газа перепад давления начинает слабо возрастать. Такая зависимость перепада давления от расхода газа как раз и связана с накоплением жидкой фазы в шлейфе. При снижении загрузки шлейфа скорость газовой фазы уменьшается и тем самым падает способность выносить жидкость потоком газа. Это приводит к накоплению жидкости на пониженных участках трассы шлейфа. Рассчитанные зависимости перепада давления и истинного содержания жидкой фазы в шлейфе от расхода показаны на рис. 12.

Выполненные расчеты показали, что содержание жидкой фазы в шлейфе начинает резко возрастать при расходе газа менее 1,5 млн м3/сут, что соответствует скорости газа 4,0 м/с. Таким образом, для данного шлейфа при скорости движения газа менее 4,0 м/с истинное содержание жидкости начинает существенно превышать расходное, то есть возникают условия для накопления жидкостных пробок в пониженном участке газопровода. При этом объем жидкости в шлейфе возрастает от значений около 1 м3 при расходе газа 1,5 млн м3/сут и до 198 м3 при расходе газа 0,1 млн м3/сут (см. рис. 12).

Зависимости скоростей газовой и жидкой фазы на выходе из шлейфа от расхода газа приведены на рис. 13. Скорость газа линейно возрастает с расходом, изменяясь от 0,3 м/с (при расходе газа 0,1 млн м3/сут) до 5,2 м/с (при расходе 2,0 млн м3/сут).

Скорость жидкой фазы существенно меньше и в этом же диапазоне расходов газа изменяется от

0,01 м/с до 0,36 м/с. Следует отметить, что значения скорости жидкости на отдельных восходящих и нисходящих участках трубопровода могут существенно различаться по длине трассы шлейфа в зависимости от угла наклона и протяженности участков.

В качестве примера на рис. 14 представлены результаты расчетов распределения скоростей газа и жидкости по длине шлейфа для двух малых расходов газа. Для расхода газа 0,1 млн м3/сут скорость газа изменяется по длине шлейфа от 0,25 м/с до 1,7 м/с, а для расхода 0,4 млн м3/сут -от 1,0 м/с до 3,9 м/с. При этом изменения в скорости жидкой фазы оказываются гораздо более существенными: скорость жидкости по длине трассы изменяется на порядки величины. Скорость жидкости максимальна на нисходящих участках трассы и минимальна на восходящих участках. Для расхода газа 0,1 млн м3/сут скорость жидкости изменяется от 0,06 мм/с до 0,4 м/с (то есть более чем на три порядка!), что как раз и связано с накоплением жидкой фазы на пониженных участках трассы шлейфа.

Необходимо особо отметить, что существенные изменения скорости жидкой фазы вдоль трассы шлейфа возникают именно при малых расходах газа, когда шлейф работает в режиме накопления жидкости.

Выводы

В настоящее время большинство шлейфов на месторождениях, эксплуатируемых на заключительной стадии разработки, работают с низкими скоростями движения газа и жидкости. В связи с этим проведен промысловый эксперимент по исследованию работы шлейфа в условиях накопления жидкости и смодели-

50 48 46 44 42 40

0,00001

ч

s

10

0,1

0,01

0,001

0,0001

0 400 800 1200 1600 2000 2400 2800 Длина шлейфа, м

38 0

48

46

44

42

40 ¿S

38

2800

800 1200 1600 2000 Длина шлейфа, м Рис. 14. Распределение скоростей газа и жидкости по длине шлейфа при расходе газа:

а) 0,1 млн м3/сут; б) 0,4 млн м3/сут

рованы условия его проведения в программном комплексе OLGA 6.1. Установлена вполне приемлемая сходимость результатов расчета по гидродинамической модели рельефного трубопровода с данными, полученными в ходе проведения промыслового эксперимента на действующем газопроводе. Таким образом, показана принципиальная возможность использования данного программного комплекса для получения достоверных прогнозных данных о параметрах работы рельефных газосборных шлейфов

сеноманских залежей месторождений Западной Сибири в условиях формирования и накопления жидкостных пробок.

Расчеты скоростей жидкости по трассе трубопровода показали, что при достаточно больших расходах газа изменения скорости жидкости по трассе шлейфа не очень значительны. Так, для расхода газа 1,5 млн м3/сут скорость жидкости изменяется вдоль трассы шлейфа в диапазоне от 0,2 м/с до 0,7 м/с. Тогда как при работе шлейфа в режиме накопления жидкости ее скорость меняется весьма существенно (для расхода газа 0,1 млн м3/сут - от 0,1 мм/с до 0,4 м/с).

Установлены границы перехода режима работы исследуемого шлейфа в зону накопления жидкости при расходе газа менее 1,5 млн м3/сут, что соответствует скорости газа 4,0 м/с. При дальнейшем снижении расхода газа и скорости его движения истинное содержание жидкости начинает существенно превышать расходное, то есть возникают условия для накопления жидкостных пробок в пониженном участке газопровода.

Низкие скорости движения жидкости приводят к возможности ее локального переохлаждения при движении по трубопроводу в наиболее холодный период года до температур ниже 0 °С, что требует подачи ингибитора в поток газа для предотвращения образования льдогидратных пробок в шлейфе. Это приводит к тому, что при довольно малых скоростях газа трубопровод даже при положительных по Цельсию температурах в турбулентном ядре газового потока на отдельных участках трассы (оголенные участки, воздушные переходы через ручьи, а также надземная прокладка) может работать в режиме образования несплошных гидратных или ледяных пробок.

СПИСОК ЛИТЕРАТУРЫ

1. Ротов А.А., Трифонов А.В., Истомин В.А., Назаров О.В. Анализ движения метанола в трубопроводах газосборных сетей / Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности: На-уч.-техн. журн. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2011. № 6.С.26-29.

2. Истомин В.А., Абдуллаев Р.В., Митницкий Р.А., Исмагилов Р.Н. Методы и результаты гидродинамических исследований систем внутрипромыслово-го сбора газа Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения / Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности: На-уч.-техн. журн. - М.: ОАО «ВНИИОЭНГ», 2008. № 7. С.24-29.

3. 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 га-зоконденсатных месторождений: Науч.-техн. сб. -М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2006. № 3. С. 52-60.

4. Ротов А.А., Истомин В.А. Особенности гидродинамического моделирования промысловых систем сбора газа на поздних стадиях разработки месторождений // Газовая промышленность, 2014. № 6. С. 37-40.

HYDRODYNAMIC STUDIES INFIELD PIPELINE AND SIMULATION OF THE GAS-GATHERING SYSTEM OF CENOMANIAN DEPOSITS

Mitnitsky R.A., Leading Researcher

Buznikov NA, Dr. Sci. (Ph.-m.), Senior Researcher

Istomin V.A., Dr. Sci. (Chem.), Prof., Principal Researcher

Gazprom VNIIGAZ (pos. Razvilka, Leninsky district, Moscow Region, 142717, Russia)

Email: v_istomin@vniigaz.gazprom.ru

ABSTRACT

The experiments at gas-gathering system (infield collectors) of Urengoi gas field (Cenomanian deposits) on formation, accumulation and movement of liquid slugging are presented. The effect of the route of infield pipeline is taken into account. The results have allowed to estimate the amount of liquid phase accumulating at the tested collector. The experimental data are compared with the simulation by software OLGA.

Keywords: gas gathering collector, well's clusters, cenomanian gas deposits, hydrodynamics of two-phase flows in pipes, unsteady gas-liquid flow.

REFERENCES

1. Rotov A.A., Trifonov A.V., Istomin V.A., Nazarov 3. O.V., Analis dvizheniya metanola v truboptovodakh gazosbornykh setey / Avtomatizatsiya, telemekhanizatsiya i svyaz v neftyanoy promyshlennosti Nauchn.-techn zhurnal. - M: JSC «VNIIOENG» 2011, No 6, s. 26-29.

2. Istomin V/A/, Abdullayev R.V., Mitnitsky R.A., Ismagilov R.N., Metody i rezultaty gidrodinamicheskikh islrdovaniy sistem 4. vnutripriomyslovogo sbora gasa Urengoiskogo nefnegazokondensatnogo mestorozhdeniya / Avtomatizatsiya, telemekhanizatsiya i svyaz v neftyanoy promyshlennosti Nauchn.-techn zhurnal. -

M: JSC «VNIIOENG», 2008, No 7, s. 24-29.

Tsvetkov N.A., Laryuhin A.I., Mitnitsky R.A., Ismagilov R.N., Istomin V.A., Monitoring termobaricheskikh parametrov raboty gazosbornoy sistemy UKPG senomanskoy zalezhi v period padayutshey dobychi / Geologiya, byrenie, razrabotka i ekspluatatsiya gazovykh i gazokondensatnykh mestorozhdeniy: Nauchno-tekhn. sb. - M.: JSC «IRTS Gazprom», 2006, No 3, s. 52-60. Rotov A. A., Istomin V.A. Osobennosti gidrodinamicheskogo modelorovaniya promyslovykh sistem sbora gaza na pozdnikh stadiyakh razrabotki mestorozdeniy / Gazovaya promyshlennost. - 2014, No 6, s. 37-40.