Нефтегазоконденсатные месторождения. Системный подход к управлению мультифазным потоком

Источник: Журнал «PROнефть»

В настоящее время в ПАО «Газпром нефть» ведется активная разработка нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ), основной особенностью которых является движение мультифазного потока флюида в скважинах и трубопроводах системы сбора. Мультифазные потоки имеют внешние ограничивающие поверхности (стенки труб) и поверхности раздела фаз (гидродинамические, тепловые, фазовые и др.). Это осложняет математическое описание и изучение таких потоков и относит их к классу неустановившихся движений. При расчете газожидкостных потоков вводятся специальные понятия и определения, которые характеризуют движение и рассматриваются как усредненные величины по пространственно-временным координатам.

ОПИСАНИЕ МУЛЬТИФАЗНЫХ ПОТОКОВ

При описании движения мультифазных потоков выделяют следующие режимы течения в зависимости от скорости движения жидкости vж и газа vг в потоке [1] (рис. 1):

– дисперсионно-пузырьковый;

– прерывистый пробковый;

– кольцевой;

– расслоенный волнистый;

– расслоенный гладкий.


Рис. 1. Режимы течения мультифазного потока

В связи с высоким содержанием газовой фазы, действием сил межфазного трения и сложной геометрией трубопроводов в процессе течения продукции НГКМ образовываются жидкостные пробки. Когда пробка сталкивается с препятствиями, такими как клапаны, изгибы и ответвления, возникает ударное воздействие и, как следствие, скачки давления [2]. Сила воздействия F→ обусловлена передачей импульса mv при изменении направления потока жидкости внутри колена (рис. 2).


где t – время.


Рис. 2. Ударная сила пробки

Таким образом, ударная сила зависит от скорости пробки vпр в момент достижения ею колена трубопровода, плотности пробки ρж и диаметра трубопровода


где А – площадь поперечного сечения трубы.

Для безаварийной эксплуатации трубопроводов сила воздействия пробки не должна превышать предельно допустимую нагрузку на трубопровод, определяемую в результате расчетов на прочность и вибрацию.

Таким образом, для корректного расчета ударной силы и длительности ее воздействия необходимо точно прогнозировать параметры и скорость пробки. Для этого требуется моделирование течения продукции в трубопроводе.

В настоящее время на этапе проектирования существует два вида моделирования мультифазного потока: статическое и динамическое.

При статическом моделировании рассматривается движение потока жидкости в установившемся режиме, что не позволяет выявить риски образования одиночных пробок, их гидродинамическое поведение и, как следствие, отсутствует возможность прогноза величины ударной силы и длительности ее воздействия на стенки трубопровода. Динамическое моделирование точно описывает движение мультифазной продукции. Данный подход дает возможность выявить место образования, параметры и скорость пробки. В настоящее время существует несколько программных комплексов, которые позволяют моделировать неустановившееся движение мультифазной продукции. В рамках проекта работы выполнены в ПК OLGA (Schlumberger) [3].

ОПИСАНИЕ ПРОЕКТА


Рис. 3. Схема нефтегазосборного трубопровода Новопортовского НГКМ (ЦПС – центральный пункт сбора)

В процессе реализации проекта было проведено исследование режимов работы нефтегазосборного трубопровода Новопортовского НГКМ. Высокое содержание газовой фазы и сложная геометрия трубопровода обусловливают образование пробок и возникновение пульсации. Во время эксплуатации были зарегистрированы неоднократные случаи схода трубопровода с опор (рис. 3). Система трубопроводов Новопортовского месторождения имеет надземное исполнение с расположением на свайных основаниях и наличием П-образных компенсаторов, предназначенных для сглаживания продольных смещений трубопровода. Возникновение ударного воздействия и, как следствие, скачков давления при столкновении пробок с препятствиями приводит к различным проблемам:

1) при эксплуатации скважин:

– вынужденному ограничению добычи скважин с высоким газовым фактором (ГФ);

– нестабильной работе установки электроцентробежного насоса;

– сложностям при запуске скважин после плановых и аварийных остановок;

2) при транспортировке продукции по трубопроводам системы сбора:

– смещению положения, замятию и сходам трубопровода с опор;

– высоким рискам разрушения и порыва трубопровода;

– высоким рискам загрязнения окружающей среды;

– потерям добычи нефти при ликвидации порыва и остановке фонда скважин;

3) при подготовке продукции:

– трудностям подготовки добываемой продукции при нестабильном поступлении жидкости на установку подготовки нефти (УПН);

– необходимости установки дополнительного специального оборудования (сепараторов пробкоуловителей) на входе в УПН;

– риску разрушения входных сепараторов [4].

Следовательно, для предотвращения негативного воздействия пробкового режима течения необходим системный подход к управлению мультифазным потоком.

ПРЕДЛАГАЕМОЕ РЕШЕНИЕ

Для исключения пробкового режима и уменьшения турбулентности потока необходимо снижение доли свободного газа, расхода и скорости продукции.

В результате исследования предложены следующие мероприятия для стабилизации режимов течения мультифазного потока и обеспечения безаварийной эксплуатации существующих и проектных трубопроводов.

Изменение режимов работы скважин. Данное решение подразумевает алгоритм и последовательность запуска скважин и остановку скважин с высоким ГФ. Эти меры приводят к снижению добычи.

Изменение конструкций трубопроводов. Осуществляется строительство лупингов для увеличения пропускной способности трубопровода и снижения скорости потока, а также реконструкция компенсаторов для уменьшения ударной силы (например, с применением отводов 45º или сильфонных разгружающих компенсаторов). Эти меры приводят к уменьшению вибрации трубопровода, но не предотвращают образование пробок в нижних частях рельефа трубы.

Разделение продукции при транспортировке. Данное решение может осуществляться двумя основными способами: установкой нефтегазовых сепараторов и устройств предварительного отбора газа (УПОГ). Этот метод способствует снижению содержания газа в нефтепроводе, тем самым обеспечивая пузырьковый режим течения продукции.

В РЕЗУЛЬТАТЕ ТЕХНИКО-ЭКОНОМИЧЕСКОГО АНАЛИЗА ВАРИАНТОВ КОНСТРУКЦИИ ТРУБОПРОВОДОВ ВЫЯВЛЕНЫ ПРЕИМУЩЕСТВА ДВУХТРУБНОЙ КОНСТРУКЦИИ

Для оценки эффективности раздельной транспортировки продукции в ПК OLGA, было выполнено моделирование движения мультифазного потока жидкости на участке стволового трубопровода Новопортовского НГКМ для различных вариантов конструкции:

– однотрубная система (текущая ситуация);

– однотрубная с лупингом;

– двухтрубная.

РЕЗУЛЬТАТЫ МОДЕЛИРОВАНИЯ И ОПТИМИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ ТРУБОПРОВОДОВ НОВОПОРТОВСКОГО НГКМ

В настоящее время продукция на стволовом участке трубопровода Новопортовского месторождения транспортируется по трубопроводу диаметром 800 мм. В процессе моделирования авторами определены основные параметры потока (скорость пробок на участке трубопровода достигает 36 м/с, нагрузки в местах их удара – 800 кН) (см. таблицу)

Параметры Конструкция трубопровода
однотрубная однотрубная с лупингом двухтрубная
qж, м3/сут
22455 22455 24173
qн, т/сут 17483 17483 18806
qг, тыс. м3/сут 4218
4218 5163
Режим течения пробковый пробковый пузырьковый
vж мах, м/с
0,75 0,35/3,1 3
vг max, м/с
11,6 22,6/14,9 16
vпр, м/с 12-36 10-18
Объем пробки, м3 1-36 3-15
Нагрузка, кН 92-793 74-217

Проектным документом с ростом добычи предусмотрено построение лупинга на данном участке диаметром 520 мм. В результате анализа данных, полученных на модели проектируемой системы сбора в ПК OLGA, было выявлено, что строительство лупинга не предотвращает образование пробок. Скорость пробок снижается, но ударные нагрузки превышают проектные, вследствие чего происходят вибрации трубопровода.

Предлагаемое решение подразумевает разделение газожидкостного потока, что позволяет отделенный газ транспортировать по трубопроводу диаметром 820 мм, а жидкость с низким содержанием газа – по параллельной трубе диаметром 325 мм.

Для сепарации предусмотрена установка УПОГ. Такая система позволяет вовлечь в эксплуатацию простаивающий фонд скважин и обеспечить безаварийный пузырьковый режим потока газожидкостной смеси.

В результате технико-экономического анализа вариантов конструкции трубопроводов выявлены следующие преимущества двухтрубной конструкции:

– дополнительный дебит нефти 1300 т/сут, полученный в результате ввода в эксплуатацию простаивающего фонда скважин;

– экономия капитальных вложений за счет уменьшения диаметра трубопровода;

– обеспечение безопасной работы трубопроводов и технологического оборудования;

– исключение экологических штрафов.

Для определения области применения данной технологии авторами было проведено технико-экономическое обоснование (ТЭО) выбора системы транспортировки для условий Новопортовского месторождения.

В результате выявлено, что при ГФ, превышающем 135 м33, экономически более выгодна раздельная транспортировка добываемой продукции (рис. 4).


Рис. 4. ТЭО выбора системы сбора продукции

Таким образом, безопасность и эффективность системы транспортировки продукции обусловливаются корректным выбором системы нефтесборных трубопроводов на этапе проектирования.

Описанная методика может быть применена на Северо-Самбургском, Тазовском, Заполярном и других месторождениях ПАО «Газпром нефть».

ЗАКЛЮЧЕНИЕ

В результате проведенных исследований свойств и режимов движения мультифазных сред разработана методика ТЭО выбора схемы обустройства системы нефтесборного транспорта на этапе проектирования разработки месторождения, которая позволяет:

– учитывать нестационарный режим работы системы;

– рассчитывать нагрузку на стенку трубопровода;

– определять объем и скорость пробки;

– выбирать наиболее экономически целесообразную и технологически безопасную схему сбора и подготовки добываемой продукции.

По результатам работы, выполненной с применением предложенной методики, для стволового трубопровода Новопортовского НГКМ рекомендуется разделение потоков продукции с уменьшением проектного диаметра трубопровода. Это даст возможность обеспечить безопасный режим работы системы, ввести в эксплуатацию остановленный фонд скважин и обеспечить стабильный режим работы УПН.

Список литературы

1. Hou D.Q., Tijsseling A.S., Bozkus Z. Dynamic Forse on an Elbow Caused by a Traveling Liquid // Journal of Pressure Vessel Technology. – 2014. – June. – V. 136. – P. 1-15.

2. Гидродинамика газожидкостных смесей в трубах/В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария, Н.И. Семенов, А.А. Точигин. – М.: Недра, 1969. – 208 c.

3. Лебский Д.С. Современный подход к проектированию трубопровода для транспорта газонасыщенной нефти на базе динамического моделирования потока//Компьютерный инжиниринг. – 2010. – № 2. – С. 70-74.

4. Гужов А.И. Совместный сбор и транспорт нефти и газа. – М.: Недра, 1973. – 280 с


Авторы статьи:  К.И. Повышев, С.А. Вершинин, О.С. Верниковская Научно-Технический Центр «Газпром нефти» (ООО «Газпромнефть НТЦ»)
Источник:  Журнал «PROнефть»

Возврат к списку