Основные технические решения по предотвращению накопления жидкости в газосборных сетях

УДК 622.279

А.А. Ротов, В.А. Сулейманов, В.А. Истомин, Т.В. Чельцова, Р.А. Митницкий

Основные технические решения по предотвращению накопления жидкости в газосборных сетях

В настоящее время крупнейшие газовые месторождения Западной Сибири (Вынгапуровское, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское) находятся на стадии падающей добычи, для которой характерно существенное снижение пластового давления. В условиях низких пластовых давлений обеспечение плановых объемов добычи во многом определяется надежностью и эффективностью работы промысловых систем сбора и подготовки газа. Для повышения эксплуатационных характеристик промыслового оборудования используются различные технические решения по реконструкции и техническому перевооружению объектов добычи газа.

Эксплуатация газосборных сетей (ГСС) на стадиях падающей добычи сопровождается снижением давления, температуры и расхода газа, увеличением содержания пластовой жидкости в его составе. Эти факторы способствуют созданию условий для накопления жидкости в трубопроводах и формированию целого комплекса эксплуатационных проблем [1-6], а именно:

• растут потери давления по длине газопровода при транспортировке скважинной продукции на пункты сбора;

• наблюдаются пульсации давления и залповые выбросы жидкости во входные сепараторы на площадках (установках) комплексной подготовки газа (УКПГ);

• повышается риск образования льда и гидратов, увеличивается расход ингибиторов.

С целью более эффективной эксплуатации месторождений на стадиях падающей добычи разработаны и используются различные методы удаления жидкости из газосборной системы и технические решения по реконструкции ГСС (рис. 1), направленные на снижение негативных факторов, связанных с накоплением жидкости [1-4, 7]. Проанализируем преимущества и недостатки наиболее известных решений по предотвращению накопления и ликвидации жидкости в промысловых трубопроводах с точки зрения их инженерно-технической реализации.

Ключевые слова:

накопление

жидкости,

газосборная сеть,

реконструкция,

техническое

решение,

трубопровод,

эффективность,

надежность,

период падающей

добычи.

Keywords:

liquid accumulation,

gas-gathering

system,

reconstruction,

technology,

pipeline,

efficiency,

reliability,

period of declining

production.

Рис. 1. Методы удаления жидкости из газосборных коллекторов и технические решения по их реконструкции

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 109

21.08.2015 9:59:40

110

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

По функциональным особенностям технические решения могут быть условно разделены на 2 группы. К 1-й группе относятся технические решения, снижающие степень накопления жидкости в трубопроводах в процессе эксплуатации за счет увеличения скорости газожидкостного потока и улучшения условий выноса жидкости. Среди них наиболее известны такие решения, как:

• уменьшение диаметров трубопроводов;

• использование технологии «труба в трубе»;

• объединение газовых потоков в шлейфах, идущих в одном коридоре.

При реализации технического мероприятия по уменьшению диаметра трубопровода увеличение скорости потока до необходимой для выноса жидкости величины достигается путем снижения проходного сечения трубопровода [1]. Уменьшение диаметров трубопроводов, работающих в условиях накопления жидкости, позволяет: снизить гидростатические потери давления, обусловленные весом жидкости на подъемных участках; сместить на более поздние сроки возникновение пробковых режимов течения газожидкостной смеси; уменьшить объем и темп роста жидкостных пробок [8]. Главное преимущество данного решения - широкие возможности прикладного применения: замена существующих труб на трубы меньшего диаметра может быть выполнена на любом участке ГСС, работающем в режиме накопления жидкости. К основным недостаткам технологии следует отнести сложность и высокую стоимость реализации: требуются демонтаж и утилизация существующих трубопроводов, монтаж новых трубопроводов ГСС.

Технология «труба в трубе» предполагает использование в полости шлейфа куста скважин, работающего в режиме накопления жидкости, внутренней пластиковой трубы меньшего диаметра, по которой продукция скважин транспортируется к УКПГ. При этом пространство между наружной трубой и внешней поверхностью внутренней трубы заполняется газом под давлением, равным давлению транспортируемого газа, поэтому внутренняя труба не несет значительных нагрузок. Установка трубы в существующие шлейфы может быть выполнена протягиванием с помощью стального троса. Технологический эффект от использования данного решения аналогичен эффекту от уменьшения диаметра трубопровода.

Положительным моментом является то, что в отличие от уменьшения диаметров шлейфов технология «труба в трубе» не требует дорогостоящей замены труб. Однако к настоящему времени опыт ее применения при реконструкции трубопроводов ГСС отсутствует. К тому же наличие термокомпенсаторов, поворотов, крановых узлов на шлейфах кустов скважин может осложнить монтаж пластиковой трубы.

Объединение потоков нескольких шлейфов в один в одном технологическом коридоре, также как и рассмотренные выше решения, позволяет увеличить скорость движения газа и улучшить условия выноса жидкости. Наряду со снижением гидростатических потерь давления за счет предотвращения образования жидкостных пробок данный способ позволяет повысить температуру потока газа в шлейфах в холодное время года и, как следствие, снизить расход ингибитора гидратообразования - метанола [2, 3]. Кроме того, появляется возможность использовать высвобождающиеся участки ГСС для продувки действующих шлейфов газом «высокого» давления от дожимной компрессорной станции (ДКС) УКПГ в сторону пункта переключающей арматуры (ППА). Техническое решение по объединению шлейфов прошло успешную апробацию в промысловых условиях (рис. 2).

После проведенных строительно-монтажных работ по объединению шлейфов скорость потока газа на наименее загруженных участках газосборной сети возросла с 2-3 до 7-9 м/с. Увеличение скорости потока позволило:

• обеспечить вынос жидкости из пониженных участков трубопроводов;

• сократить затраты газа на продувки шлейфов на 111 тыс. м3/год (с 291 тыс. м3 в 2010 г. до 180 тыс. м3 в 2011 г.; уменьшилось количество продувок ГСК на факел через здание переключающей арматуры сократилось с 20 до 11 соответственно);

• сократить затраты газа на продувки скважин на 74,5 тыс. м3/год (с 748,5 тыс. м3 в 2010 г. до 674 тыс. м3 в 2011 г.; число продувок скважин на горизонтальной факельной установке сократилось со 197 до 174 соответственно);

• уменьшить тепловые потери и перепады давления в газосборной сети.

Преимуществом объединения потоков шлейфов, идущих в одном коридоре, является относительная простота реализации и невысокие материально-технические затраты по срав-

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 110

21.08.2015 9:59:40

Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

111

а

Рис. 2. Схема участков газосборной сети до (а) и после (б) объединения участков ГСС, выполненного в ООО «Газпром добыча Уренгой»:

ГСК - газосборный коллектор; Ду - условный диаметр участка трубопровода;

L - длина участка трубопровода

нению с заменой трубопроводов и технологией «труба в трубе». Вместе с тем возможности применения данной технологии на промысловых ГСС весьма ограничены, так как число шлейфов в одном коридоре и протяженность этих коридоров, как правило, невелики по сравнению с общей протяженностью газосборных сетей.

Важно отметить, что положительный эффект от перечисленных мероприятий наблюдается только в течение ограниченного периода времени, что связанно с изменяющимися в процессе разработки условиями эксплуатации шлейфов. Постоянное снижение отборов газа на стадии падающей добычи приводит к тому,

что достигнутых в результате реконструкции скоростей потоков газа на определенном этапе становится недостаточно для выноса жидкости. Например, для условий Уренгойского месторождения однократное внедрение технических решений, отнесенных к 1-й группе, позволяет обеспечить вынос жидкости и снижение потерь давления в шлейфах в течение 2-6 лет, затем требуется проведение повторной реконструкции [8]. Основные результаты анализа особенностей инженерно-технической реализации решений 1-й группы представлены в табл. 1.

Перейдем к рассмотрению 2-й группы технических решений, к которым могут быть от-

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 111

21.08.2015 9:59:40

112

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Таблица 1

Технические решения, обеспечивающие снижение накопления жидкости в трубопроводах

Техническое решение Преимущества Недостатки

Уменьшение диаметра трубопровода Широкие возможности применения Необходимость монтажа новых и утилизации существующих трубопроводов

Технология «труба в трубе» Не требует значительных изменений конструкции ГСС Отсутствует опыт применения, могут возникнуть сложности при монтаже

Объединение потоков Не требует значительных изменений конструкции ГСС Ограниченность применения

несены мероприятия, направленные на удаление скоплений жидкости из трубопроводов в процессе эксплуатации. Наиболее известны среди них следующие:

• продувки шлейфов;

• пропуск поршней;

• отделение жидкости на устьях скважин.

При проведении продувок осуществляется

кратковременное увеличение скорости потока транспортируемой продукции в шлейфе до значений, при которых обеспечивается вынос скопившейся в процессе эксплуатации жидкости [7, 8]. Продувки шлейфов могут осуществляться в двух направлениях: со стороны скважин и со стороны УКПГ. Продувка со стороны скважин, как правило, является более предпочтительным вариантом, поскольку не требует дополнительных мероприятий по утилизации жидкости на кустовых площадках. Однако на поздних стадиях разработки месторождений продувка шлейфов со стороны скважин не всегда позволяет обеспечить вынос жидкости из-за низкого уровня пластового давления. В этом случае возможно проведение продувок только со стороны УКПГ.

Существенным преимуществом при выборе данного технического мероприятия можно считать широкие возможности его применения: продувки трубопроводов могут быть выполнены на любом участке ГСС, работающем в режиме накопления жидкости. Проведение продувок со стороны скважин, как правило, не требует монтажа дополнительного оборудования. Основными недостатками технического решения являются непроизводительные потери газа и разрушение призабойных зон скважин вследствие высоких депрессий на пласт [1, 3]. Проведение продувок со стороны УКПГ также требует решения проблем утилизации жидкости на площадках скважин.

При использовании поршней для удаления жидкости необходима установка допол-

нительного оборудования на шлейфах [5]. В настоящее время для очистки трубопроводов применяется технология полнопроходных трехходовых шаровых кранов, которые выполняют функцию камер запуска и приема поршней (рис. 3). Краны устанавливаются непосредственно на шлейфах кустов скважин и не требуют больших объемов предварительных работ при выполнении мероприятий по удалению жидкости.

В трехходовом цикле осуществляются перекрытие потока, установка поршня в кран в начале шлейфа и его запуск. После прохождения поршня по шлейфу он извлекается из трехходового крана перед входным манифоль-дом УКПГ, оснащенного улавливающей сеткой. Могут использоваться краны в хладостойком исполнении (до -60 °С). Разработаны также трехходовые краны на трубы с условным диаметром 50-700 мм. К преимуществам данного технического мероприятия можно отнести отсутствие непроизводительных потерь газа и проблем утилизации жидкости.

В ООО «Газпром добыча Надым» проведены промысловые эксперименты по оборудованию шлейфов трехходовыми кранами и использованию поролоновых поршней для удаления скоплений жидкости. Запуск поршня в шлейфе диаметром 325 мм и протяженностью 2,5 км в процессе эксперимента обеспечил вынос 9 м3 накопленной жидкости, позволил снизить потери давления на 0,02-0,03 МПа и увеличить дебиты работающих в шлейф скважин на 7 %. Вместе с тем применимость прогонов поршней на участках ГСС ограничена. Наличие твердых отложений в полостях трубопроводов, крановых узлов, переходов диаметров может приводить к остановкам поршня. На заключительных стадиях эксплуатации месторождений прогон поршней осложняется низким уровнем давления на устьях скважин.

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 112

21.08.2015 9:59:41

а б

Рис. 3. Схема работы трехходового крана для запуска-приема очистных поршней: а - кран в положении приема поршня; б - кран в положении извлечения поршня

Одним из технологических вариантов процедуры очистки полости трубопровода является использование одноразовых саморазрушающихся гелевых поршней [9-11]. После завершения прочистки поршень не извлекается из трубопровода, а растворяется водой. Метод гарантирует прочистку без закупорки полости шлейфов. Полностью исключаются убытки, связанные с поиском застрявшего устройства, ликвидацией закупорки, недопоставкой продукта. Отпадает необходимость в дорогостоящих камерах приема очистных устройств. Прием поршней осуществляется или в сепараторы, или в сборный коллектор промысла. Применение данной технологии существенно сокращает затраты на производство поршней и материалы.

Отработка технологии изготовления гелевых поршней и испытание установки в процессе очистки коллектора в ООО «Г азпром добыча Надым» показали, что аппаратура для изготовления поршней относительно проста и удобна в эксплуатации. В ходе промысловых экспериментов на коллекторе благодаря применению саморазрушающегося поршня на трех кустах скважин длиной 8 км и диаметром 530 мм достигнуто увеличение суммарного дебита на 220 тыс. нм3/сут, что составило 0,6 % общей добычи газа.

В качестве технического решения по удалению жидкости из газосборных сетей также

№ 3 (23) / 2015

может рассматриваться применение приустьевых отбойников жидкости. При реализации данного решения обеспечивается удаление капельной жидкости из состава продукции скважин. Это позволяет существенно снизить накопление жидкости в шлейфах в процессе эксплуатации, а в ряде случаев полностью исключить его. К недостаткам данного решения относятся потери давления в приустьевых отбойниках жидкости и необходимость монтажа вспомогательного оборудования. В условиях низких температур окружающей среды необходимо исключить образование льда и гидратов, что может быть обеспечено за счет подогрева или подачи ингибиторов. Кроме того, нужно решить проблему утилизации отделенной жидкости, например, закачкой жидкости в пласт через нагнетательные скважины, сжиганием ее на факельных установках, транспортировкой жидкости трубопроводным или автомобильным транспортом на площадки сбора продукции с последующей утилизацией мощностями УКПГ.

Рассмотренные технические решения 2-й группы, за исключением приустьевых отбойников, требуют достаточно интенсивного применения. Частота их применения определяется динамикой накопления жидкости в промысловых трубопроводах. В отличие от технических решений 1-й группы эффективное использование данных мероприятий не ограничено вре-

VGN-3-23-2015-v24.indd 113

21.08.2015 9:59:41

114

Научно-технический сборник • ВЕСТИ ГАЗОВОЙ НАУКИ

Таблица 2

Технические решения, направленные на удаление скоплений жидкости из трубопроводов

Решение Преимущества Недостатки

Отделение жидкости на устьях скважин Широкие возможности применения Проблемы утилизации жидкости, потери давления в приустьевых отбойниках жидкости

Продувки Широкие возможности применения, отсутствие необходимости монтажа дополнительного оборудования Непроизводительные потери газа, разрушение призабойных зон скважин вследствие высоких депрессий

Прогон поршней Отсутствие потерь газа и проблем в сфере утилизации жидкости Ограниченная применимость

менными рамками: они могут использоваться длительное время на различных стадиях разработки месторождений.

Основные результаты анализа особенностей инженерно-технической реализации решений 2-й группы представлены в табл. 2.

***

Таким образом, для повышения эффективности эксплуатации газовых месторождений на стадиях падающей добычи в настоящее время разработан ряд технических решений, направленных на снижение негативных последствий накопления жидкости в газосборных се-

Список литературы

1. Скоробогач М.А. Проблемы эксплуатации системы сбора газа на месторождении Медвежье / М.А. Скоробогач // Технологии нефти и газа. - 2011. - № 6. - C. 42-47.

2. Минликаев В.З. Анализ состояния газопромысловых объектов ВГП

и мероприятий, направленных на повышение надежности и эффективности оборудования трубопроводов на поздней стадии разработки /

B. З. Минликаев // Проблемы добычи

и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений на поздней стадии разработки: материалы НТС. - М.: ИРЦ Газпром, 1997. -

C. 69-78.

3. Корякин А.Ю. Актуальные вопросы завершающей стадии разработки основных базовых месторождений ООО «Газпром добыча Уренгой». Переход к ликвидационным работам и порядок их проведения /

А.Ю. Корякин, О.А. Николаев, В.Ф. Гузов и др. // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. - М.: Недра, 2013. - С. 58-62.

тях. Учитывая высокую стоимость реализации всех рассмотренных решений, планирование их применения необходимо проводить на основе детальных технико-экономических расчетов, учитывающих индивидуальные особенности не только газосборной сети, но и месторождения в целом. Вместе с тем установленные в результате проведенного анализа особенности инженерно-технической реализации позволяют осуществить выбор наиболее перспективных решений уже на начальной стадии формирования проектов реконструкции и технического перевооружения объектов добычи газа.

4. Бугрий О.Е. Проблемы и перспективы добычи низконапорного газа на месторождениях Западной Сибири /

О.Е. Бугрий, Е.М. Нанивский, А.Н. Кульков и др. // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. - М.: Недра, 2013. - С. 389-396.

5. Фролов Ю.А. Очистка полости действующих магистральных трубопроводов: учеб. пособ. / Ю.А. Фролов, В.Ф. Новоселов; Уфим. нефт. ин-т - Уфа: УНИ, Б.г (1989). - 92 с.

6. Алиев Р.А. Трубопроводный транспорт нефти и газа / Р.А. Алиев, В.Д. Белоусов,

А.Г. Немудров и др. - 2-е изд., перераб. и доп. -М.: Недра, 1988. - 368 с.

7. Будзуляк Б.В. Энергосберегающие технологии при добыче, транспорте и использовании газа в России / Б.В. Будзуляк, К.Ю. Чириков, Л.В. Жилина и др.; под ред. чл.-корр. РАН

А.И. Гриценко. - М.: Газпром ВНИИГАЗ,

1997. - 298 с.

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 114

21.08.2015 9:59:41

Проблемы разработки и эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений

115

8. Гужов И.А. Оценка эффективности инженерных решений по реконструкции газосборной системы на поздней стадии разработки Уренгойского месторождения /

И.А. Гужов, А.А. Ротов, А.В. Трифонов // Эффективность освоения запасов углеводородов: науч.-техн. сб. - Ухта, 2010. -С. 62-69.

9. Ахмадуллин К.Р. Перспективы применения полимерных гелей в трубопроводном транспорте / К. Р. Ахмадуллин, А. Г. Гумеров,

В.Ф. Новоселов и др. // Нефть и газ: межвузовск. сб. науч. ст. - Уфа: УГНТУ, 1997. -№ 1. - С. 159-160.

10. Ловик X. Применение гелей для очистки трубопроводной системы / X. Ловик // Pipeline Ind. - 1985. - Т. 64. - № 6. - С. 23-26.

11. Булейко В.М. Технология очистки шлейфов скважин с использованием гелевых поршней /

B. М. Булейко, В.В. Булейко, В.В. Салюков // Разработка месторождений углеводородов: сб. науч. тр. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2008. -

C. 290-297.

№ 3 (23) / 2015

VGN-3-23-2015-v24.indd 115

21.08.2015 9:59:41