Газовая промышленность Спецвыпуск № 1 2019
![]() |
Для получения доступа к статьям авторизуйтесь или зарегистрируйтесь |
Читайте в номере:
Автоматизация
Авторы:
О.Б. Арно, ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, РФ), priemnaia@ygd.gazprom.ru
О.А. Николаев, к.т.н., ООО «Газпром добыча Ямбург», priem1@ygd.gazprom.ru
А.К. Арабский, д.т.н., ООО «Газпром добыча Ямбург», a.arabskii@ygd.gazprom.ru
С.И. Гункин, ООО «Газпром добыча Ямбург», S.Gunkin@ygd.gazprom.ru
А.А. Турбин, ООО «Газпром добыча Ямбург», A.Turbin@ygd.gazprom.ru
И.В. Смердин, ООО «Газпром добыча Ямбург», I.Smerdin@ygd.gazprom.ru
Э.Г. Талыбов, д.т.н., ООО «Газпром добыча Ямбург», E.Talibov@ygd.gazprom.ru
В.Л. Пономарев, ООО «Газпром добыча Ямбург», VL.Ponomarev@ygd.gazprom.ru
С.П. Железный, ООО «Газпром добыча Ямбург», S.Zhelezny@ygd.gazprom.ru
Литература:
1. Патент ПМ № 62656 РФ. Система автоматического поддержания давления на кусте скважин / В.Я. Бырко, А.Ф. Поезжаев. Заявл.: 05.12.2006, опубл. 27.04.2007 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www1.fips.ru/wps/portal/IPS_Ru#1548244235266 (дата обращения: 23.03.2019).
2. Патент № 2559268 РФ. Система адаптивного автоматического управления производительностью куста газовых скважин / А.В. Кононов, К.В. Степовой, С.В. Мороз. Заявл.: 12.02.2014, опубл. 10.08.2015 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www1.fips.ru/wps/portal/IPS_Ru#1548244599097 (дата обращения: 23.03.2019).
3. Патент № 2 643 884 РФ. Способ автоматического управления технологическими процессами куста газовых и газоконденсатных скважин / О.Б. Арно, А.К. Арабский, С.И. Гункин и др. Заявл.: 25.01.2017, опубл. 06.02.2018 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www1.fips.ru/wps/portal/IPS_Ru#1548244764933 (дата обращения: 23.03.2019).
4. Энциклопедия АСУ ТП. П.5.5. Расчет параметров [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning (дата обращения: 23.03.2019).
HTML
На газоконденсатных месторождениях (ГКМ) Севера добыча, сбор и подготовка газа и газового конденсата (ГГК) к транспорту осуществляется централизованным способом. В связи с труднодоступностью большинства мес-торождений и особенностями их ландшафта, а также необходимостью повышения эффективности разработки при минимальных капитальных затратах на разбуривание, в этих районах широко используется кустовой способ расположения скважин (от двух до десяти скважин в кусте с наклонным бурением). При этом для сбора ГГК от скважин применяется коллекторно-кустовая схема их подключения к установке комплексной подготовки газа (УКПГ).
Под оптимальным технологическим режимом эксплуатации скважин понимают условия, при которых обеспечивается максимальный отбор ГГК при минимальных затратах пластовой энергии. Кустовое расположение скважин требует соблюдения дополнительных условий: исключения взаимопродавливания и обратных перетоков между скважинами куста, а также между кус-тами, подключенными к общему коллектору. Последний фактор имеет особое значение, когда добыча ГГК осуществляется из разных пластов ГКМ.
Отбор газа при минимальных затратах пластовой энергии, с одной стороны, увеличивает жизненный цикл освоения мес-торождения, а с другой – удлиняет бескомпрессорный период его эксплуатации, обеспечивая стабильность и эффективность технологических процессов подготовки ГГК к дальнему транспорту на УКПГ.
Минимизация затрат пластовой энергии при добыче, исключение взаимопередавливания, в том числе обратных перетоков между скважинами при транспортировке ГГК по газосборным шлейфам, требует автоматического поддержания максимально возможного значения давления на кустах скважин. Это значение определяется геологами на основании расчетов по результатам проведенных газогидродинамических исследований скважин и специальных гидравлических расчетов работы газосборных шлейфов. Оптимальная эксплуатация газовых промыслов требует поддержания технологического режима работы каждой скважины строго в рамках заданных уставок, выданных геологами.
ИЗВЕСТНЫЕ РЕШЕНИЯ
Задача поддержания давления на кустах добывающих скважин рассматривалась в многочисленных работах. Например, авторами [1] представлена система автоматического поддержания давления на кусте скважин, которая не учитывает особенности эксплуатации скважин ГКМ. В частности, при управлении технологическим процессом не осуществляется контроль расхода газа по каждой скважине. Очевидно, что при таком подходе отсутствует возможность соблюдения геологических ограничений, определяющих допустимый расход газа скважины.
В работе [2] рассматривается система адаптивного автоматического управления производительностью куста газовых скважин. К сожалению, и в этой системе не учитываются особенности эксплуатации ГКМ, в частности, отсутствует возможность автоматического определения и поддержания максимально возможного давления в общем коллекторе куста с учетом геологических и технологических ограничений каждой скважины (максимально и минимально допустимых расходов, давлений и положений клапанов регуляторов). Кроме того, указанная система лишена возможности автоматического распределения нагрузки по всем скважинам куста, участвующим в процессе регулирования, для оптимизации разработки залежи.
ИННОВАЦИОННОЕ РЕШЕНИЕ
В процессе эксплуатации Заполярного нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) перед группой сотрудников ООО «Газпром добыча Ямбург» была поставлена цель: решить указанную задачу в комплексе. В результате проведенной работы предложено инновационное решение, защищенное патентом на изобретения РФ [3], и разработаны необходимые алгоритмы, позволяющие реализовать это решение. На их основе была разработана система автоматического управления (САУ) кустами газовых и газоконденсатных скважин (КГГС), которая контролирует и управляет процессом добычи ГГК на кусте скважин в реальном режиме времени, строго соблюдая рамки заданных ограничений. При этом данную систему удалось реализовать на базе программного логического контроллера (ПЛК) контролируемого пункта (КП), который уже установлен непосредственно на кусте в существующей и эксплуатируемой системе телемеханики (СТМ) КГГС. Система автоматического управления фактически представляет собой одну из подсистем СТМ, и связь между ней и автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП) УКПГ поддерживается посредством аппаратуры СТМ. В результате САУ удалось реализовать на уже установленном и эксплуатируемом оборудовании, а разработка и внедрение системы были осуществлены без увеличения штатной численности работников.
Таким образом, ООО «Газпром добыча Ямбург» не понесло никаких материальных затрат на покупку нового оборудования и оплату труда сотрудников, что обеспечило высокую эффективность выполненных работ.
РЕАЛИЗАЦИЯ СИСТЕМЫ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ДОБЫЧИ ГАЗА
Поставленную задачу удалось решить путем поддержания максимального значения давления в газосборном коллекторе КГГС с учетом ряда факторов, предусмотренных технологическим режимом:
– автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста, участвующими в процессе регулирования, пропорционально их геологическим возможностям по давлению;
– автоматическая защита технологических режимов работы скважин, не допускающая выхода их параметров за установленные максимальные и минимальные ограничения в работе;
– автоматическая стабилизация режима работы КГГС, гарантирую-щая минимально возможное влияние возникающих и случайных отклонений по давлению в коллекторе куста этих скважин в процессе эксплуатации.
ОБЩЕЕ ОПИСАНИЕ РАБОТЫ САУ КГГС
Структурная схема СТМ КГГС приведена на рис. 1, а на рис. 2 представлена укрупненная структурная схема КГГС. Структурная схема САУ КГГС показана на рис. 3.
Пульт управления (ПУ) СТМ расположен в аппаратной УКПГ и включает автоматизированное рабочее место (АРМ) оператора СТМ УКПГ, ПЛК, концентратор данных СТМ и антенно-фидерный тракт.
В состав КП входит ПЛК, источник питания, антенно-фидерный тракт, исполнительные и измерительные устройства на шлейфе скважины, исполнительные и измерительные устройства коллектора куста.
Система автоматического управления КГГС функционирует по следующему принципу: используя результаты газогид-родинамических исследований и промысловых данных по всем скважинам, геологическая служба определяет индивидуальные ограничения на эксплуатацию каждой скважины. Обслуживающий персонал, получив эти ограничения, осуществляет настройку САУ КГГС, которая обеспечивает в процессе эксплуатации до следую-щего цикла испытания скважин, автоматическое определение и поддержание максимально допус-тимого давления в газосборном коллекторе куста скважин. Эти настройки позволяют реализовать автоматическое распределение нагрузки между скважинами куста пропорционально их геологическим возможностям по давлению. Одновременно обеспечивается автоматическая защита технологических режимов скважин, не допускающая выхода их параметров за установленные максимальные и минимальные ограничения. Система также обес-печивает автоматическую ста-билизацию работы куста скважин, сводя к минимуму влияние существенных и случайных отклонений давления, возникающих в коллекторе куста в процессе его эксплуатации.
ПРАКТИЧЕСКАЯ РЕАЛИЗАЦИЯ РАБОТЫ
Система автоматического управления КГГС посредством пропорционально-интегрально-дифференцирующих (ПИД) регуляторов давления газа, реализованных на базе ПЛК КП СТМ, постоянно поддерживает давление газа Pкуст_ф в газосборном коллекторе КГГС, максимально близкое к предусмотренному его технологическим режимом, путем управления клапанами-регуляторами (КР) каждой скважины. Для этого на вход задания SP ПИД-регуляторов подают в качестве уставки значение максимально допустимого давления Pкуст, найденного для газосборного коллектора КГГС по результатам последних газогидродинамических исследований скважин и их совместной работе в кусте. Одновременно на вход обратной связи PV всех ПИД-регуляторов скважин куста подают сигнал Pкуст_ф с датчика давления, установленного в газосборном коллекторе КГГС. При этом (важная особенность) для ПИД-регулятора каждой скважины куста определяют индивидуальные интегральный и дифференциальный коэффициенты. Эти коэффициенты обслуживающий персонал вводит в этот ПИД-регулятор при его настройке.
Определение уставки Pкуст, т. е. максимально допустимого давления для КГГС, производят с учетом граничных значений – максимального и минимального расходов и давлений в каждой скважине, которые определяют во время проведения периодических, плановых газогидродинамических исследований скважин и при выполнении специальных гидравлических расчетов работы газосборных шлейфов. Получив эти данные, осуществляют поиск максимально возможного давления в коллекторе КГГС. Для этого оператор УКПГ в дистанционном режиме управления КГГС, изменяя положение рабочего органа каждого КР, создает такое давлении в коллекторе КГГС, при котором гео-логические параметры скважин (расход и давление) будут находиться между их максимальными и минимальными ограничениями.
Добившись такого состояния, полученное давление Pкуст_нач в коллекторе КГГС фиксируют как начальную точку для итерационного поиска уставки давления в коллекторе КГГС. Далее сигнал Pкуст_нач подают на вход задания SP всех ПИД-регуляторов скважин куста и начинают пошагово увеличивать его на величину ∆P, равную 0,5–1 % от значения Pкуст_нач. После каждого шага выжидают завершения возникающих переходных процессов. Пошаговое повышение давления продолжают до тех пор, пока какая-либо из скважин куста не выйдет на ограничение по одному из параметров: минимальному для нее давлению, максимальному расходу или верхнему положению рабочего органа КР. Определенное таким образом значение давления понижают на 1–3 % (для обес-печения безопасности ведения технологических процессов) и эту величину принимают в качестве уставки Pкуст для данного коллектора КГГС.
Интегральный и дифференциальный коэффициенты для ПИД-регуляторов каждой скважины определяют индивидуально при настройке САУ КГГС по методике [4].
В процессе эксплуатации промысла САУ КГГС постоянно перераспределяет нагрузку между скважинами куста пропорционально их геологическим возможностям по давлению с помощью непрерывного расчета коэффициентов пропорциональности Кпi для каждой i-й скважины, значения которых являются линейной функцией давления Pi. В общем виде эту зависимость можно представить в виде
Кпi = f(Pi). (1)
В развернутом виде эта формула выражается как соотношение полученных ограничений и контролируемых величин для каждой скважины куста:
(2)
с учетом следующих условий. Если при расчете окажется Кпi < minКпi, то Кпi = minКпi, а если Кпi > maxКпi, то Кпi = maxКпi, где i – номер скважины; Pi – текущее давление на устье i-й скважины; minPi – минимально допустимое давление на устье i-й скважины; maxPi – максимально допустимое давление на устье i-й скважины; minКпi – минимальное значение коэффициента пропорциональнос-ти ПИД-регулятора i-й скважины, при котором рабочий орган ее КР перестает перемещаться; maxКпi – коэффициент пропорциональности ПИД-регулятора, при котором рабочий орган ее КР перемещается с максимальными приращениями.
Система автоматического управления КГГС для каждой скважины куста постоянно отслеживает соответствие ее технологического процесса границам (ограничениям) по давлению, расходу и положению рабочего органа КР. Если все скважины работают штатно, без выхода за установленные границы, то на вход заданий их ПИД-регуляторов подается одна для всех уставка по давлению Pкуст, методика экспериментального определения которой описана выше. Но если произойдет выход параметров хотя бы одной скважины за допус-тимые границы, предусмотренные заданным технологическим режимом, то для возврата ее в допустимые пределы работы САУ КГГС производит только для нее коррекцию величины уставки давления Pкуст в КГГС.
Коррекция осуществляется следующим образом:
– если текущий расход газа Fi на устье i-й скважины превысит максимально допустимое значение, определенное геологами, т. е. Fi > maxFi, то САУ КГГС производит уменьшение уставки давления только для данной скважины на величину, определяемую их разностью
∆Fi = maxFi - Fi. (3)
Если ∆Fi < 0, то уставка для i-й скважины определяется из соотношения
Piуст = Pкуст - (КiкорF.|∆Fi|), (4)
где maxFi – максимально допус-тимый расход газа на устье i-й скважины, предусмотренный технологическим режимом; Fi – текущий расход газа на устье i-й скважины; КiкорF – коэффициент коррекции, подбираемый при настройке САУ КГГС для i-й скважины;
– если текущий расход газа Fi на устье i-й скважины окажется меньше минимально допустимого значения, определенного геологами, т. е. Fi < minFi, то САУ КГГС производит увеличение уставки давления только для данной скважины на величину, определяемую их разностью
∆Fi = Fi - minFi. (5)
Если ∆Fi < 0, то уставка для i-й скважины определяется из соотношения
Pi_уст = Pкуст + (КiкорF.|∆Fi|), (6)
где minFi – минимально допус-тимый расход газа на устье i-й скважины, предусмотренный технологическим режимом;
– если текущее давление Pi на устье i-й скважины куста превысит максимально допустимое значение, определенное геологами, т. е. Pi > maxPi, то САУ КГГС производит увеличение уставки давления только для данной скважины на величину, определяемую их разностью
∆Pi = maxPi - Pi. (7)
Если ∆Pi < 0, то уставка для i-й скважины определяется из соотношения
Pi_уст = Pкуст + (КiкорP.|∆Pi|), (8)
где КiкорP – коэффициент коррекции, подбираемый при настройке САУ КГГС для i-й скважины;
– если текущее давление Pi на устье i-й скважины куста окажется меньше минимально допустимого значения, определенного гео-логами, т. е. Pi < minPi, то САУ КГГС производит уменьшение уставки давления только для данной скважины на величину, определяемую их разностью
∆Pi = Pi - minPi. (9)
Если ∆Pi < 0, то уставка для i-й скважины определяется из соотношения
Pi_уст = Pкуст - (КiкорP.|∆Pi|). (10)
Если рабочий орган КР достигает граничного положения, то САУ КГГС отключает его от ПИД-регулятора и фиксирует соответствую-щим образом ограничение по положению.
Система автоматического управления КГГС постоянно отслеживает отклонение ∆P фактического давления в коллекторе КГГС, Pкуст_ф от уставки Pкуст, и корректирует коэффициенты пропорциональности ПИД-регуляторов скважин Кпi в зависимости от величины и знака отклонения давления ∆P следующим образом:
– если давление в коллекторе КГГС Pкуст_ф превышает уставку, т. е. Pкуст_ф > Pкуст, то САУ КГГС изменяет Кпi в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к минимально допустимому давлению minPi на их устье;
– если давление в коллекторе КГГС Pкуст_ф меньше уставки, т. е. Pкуст_ф < Pкуст, то САУ КГГС изменяет Кпi в большую сторону у тех скважин, давление которых ближе к максимально допустимому давлению maxPi на их устье;
– если вычисленное значение Кпi превысит величину максимально допустимого значения коэффициента пропорциональности maxКпi, то САУ КГГС переходит на назначение величины Кпi, используя следующий алгоритм.
Сначала производит вычисление значения следующих разнос-тей:
∆P = Pкуст_ф - Pкуст, ∆К = maxКпi - Кпi, ∆К = Кпi - minКпi.
Определив указанные величины, САУ КГГС переходит к назначению новой величины Кпi_н, используя следующие условия:
– если ∆P = 0, то Кпi_н = Кпi,
– если ∆P < 0, то Кпi_н = Кпi + (∆К.|∆P|),
– если ∆P > 0, то Кпi_н = Кпi + (∆К.|∆P|),
– если Кпi > maxКпi, то Кпi_н = maxКпi.
В случае возникновения ситуа-ции, когда все скважины куста вошли в зону ограничений по давлению, расходу или по положению рабочего органа КР, САУ КГГС производит остановку управляющих воздействий с ПИД-регуляторов на клапаны-регуляторы с выдачей сообщения оператору АСУ ТП УКПГ о невозможности поддержания давления в КГГС.
ВЫВОДЫ
Представленное инновационное решение по управлению работой кустов газодобывающих скважин позволяет АСУ ТП УКПГ совместно с САУ КГГС полностью учитывать индивидуальные особенности эксплуатации скважин ГГК. Это значительно повышает эффективность использования индивидуальных возможностей каждой скважины ГКМ. Одновременно значительно снижается информационная нагрузка на оперативный персонал, что повышает эффективность принятия решений в системе при управлении процессом добычи и сбора газа на ГКМ.
Система автоматического управления КГГС реализована в ПАО «Газпром» в ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном ГКМ на УКПГ-1В и УКПГ-2В.
Учитывая положительные результаты эксплуатации САУ КГГС, предложено широко использовать ее и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера РФ.
Актуальное интервью
Авторы:
HTML
ПАО «Газпром» получило лицензию на разработку крупнейшего на востоке России по запасам газа Ковыктинского газоконденсатного месторождения в 2011 г. Наряду с Чаяндинским месторождением в Якутии оно стало основополагающим для формирования Иркутского центра газодобычи и ресурсной базой для газопровода «Сила Сибири».
Специфической особенностью природных газов Ковыктинского месторождения считается высокое содержание в них гелия. Проект «Разработка Ковыктинского газоконденсатного месторождения» выполняет ООО «Газпром проектирование». Основными техническими решениями проекта предусматривается обустройство трех установок комплексной подготовки газа и терминала отгрузки стабильного конденсата. Сегодня о проекте рассказывает заместитель главного инженера – начальник бюро Саратовского филиала ООО «Газпром проектирование» Вадим Владимирович Павленко.
В.В. Павленко, заместитель главного инженера – начальник бюро Саратовского филиала ООО «Газпром проектирование»
– Вадим Владимирович, расскажите об особенностях Ковык-тинского газоконденсатного мес-торождения» (ГКМ).
– Данное месторождение расположено в горно-таежной местности на Лено-Ангарском плато, в верховьях правобережных притоков р. Лены – Орлинги и Чичапты. Плато характеризуется выровненными водораздельными пространствами и глубоко врезанными речными долинами. Наивысшая отметка составляет 1317 м, самая низшая – 425 м, средняя амплитуда высот – 400–500 м. Речная сеть представлена малыми реками и временными водотоками. Глубокий врез долин определяет большую крутизну склонов, которая колеб-лется в диапазоне от 10 до 30°.
Ковыктинское ГКМ расположено на территории широкого распространения кедровых лесов, относящихся к лесам высшей категории. Вместе с елью и пихтой они составляют темнохвойные сообщества. Из светлохвойных наибольшая доля приходится на лиственницу, меньшая – на сосну. По долинам рек, частично на водоразделах, а также на гарях и вырубках распространены мелколиственные породы – береза, осина. Большие площади лесов пострадали от пожаров, которые наблюдаются практически ежегодно. За последнее десятилетие площади гарей увеличились более чем вдвое. На их месте появляются поросли мелколиственных пород, которые лишь через многие десятилетия замещаются хвойными.
На территории месторождения имеются вахтовый поселок и действующие объекты промысла проекта «Обустройство Ковыктинского ГКМ на период опытно-промышленной разработки». Через территорию месторождения проложена автомобильная дорога с щебеночным покрытием пос. Магистральный – пос. Жигалово. Разработка месторождения даст мощный толчок развитию района, что позволит повысить социально-экономический уровень населения.
Процесс опытно-промышленной эксплуатации Ковыктинского ГКМ
– Что представляет собой проект «Разработка Ковыктинского газоконденсатного месторождения»?
– В декабре 2017 г. Председателем Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллером утвержден «Перечень мероприятий по созданию газодобывающих и газотранспортных мощностей, использующих газ месторождений Иркутского центра газодобычи» (№ 822 от 07.12.2017 г.), в соответствии с которым определен срок ввода в эксплуатацию Ковыктинского ГКМ и магистрального газопровода «Сила Сибири». Участок «Ковыкта – Чаянда» намечен на декабрь 2022 г. Выход на постоянный уровень годовых отборов газа достигается на третий год разработки (2026 г.) фондом эксплуатационных скважин 177 ед. Ввод скважин в разработку продолжится в течение всего рассматриваемого периода разработки и к 2048 г. фонд достигнет значения 289 ед.
Объектом проектирования выступает комплекс сооружений, предназначенных для обустройства газоконденсатных залежей Ковыктинского ГКМ. Специфической особенностью природных газов месторождения считается высокое содержание в них гелия, в 19 изученных пробах оно варьируется от 0,23 до 0,36 %. Извлечение гелия из Ковыктинского ГКМ предусматривается на установке мембранного выделения гелиевого концентрата, размещенной на площадке установки комплексной подготовки газа (УКПГ) № 3 Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).
– Расскажите, пожалуйста, подробнее об основных технических решениях проекта.
– Проект предусматривает обустройство трех площадок УКПГ-2, 3, 4 и терминала отгрузки стабильного конденсата. На данной стадии работы приняты коллекторно-лучевая схема организации сбора газа от 46 кустов газовых скважин к трем площадкам УКПГ и вариант с централизованной схемой стабилизации конденсата и регенерации метанола, когда на УКПГ-3 и УКПГ-4 к транспорту готовится только газ, а выделенная из газа смесь водометанольного раствора и нестабильного конденсата подается по конденсатопроводам на УКПГ-2. Для подготовки газа к транспорту на УКПГ принята технология низкотемпературной сепарации с турбодетандерами. Стабилизация конденсата предусматривается по одноколонной схеме.
В качестве ингибитора гидратообразования подходит традиционно применяемый на газовых и газоконденсатных промыслах метанол по ГОСТ 2222–95. Прием метанола для нужд промысла осуществляется на железнодорожном терминале в пос. Окунайский. Дальнейший транспорт метанола до УКПГ возможен двумя способами: автомобильным и трубопроводным. К проектированию рекомендуется принять автомобильный транспорт конденсата.
Разбуривание кустов скважин предусматривается в один этап (возвратное бурение проектом разработки не предполагается). Для разработки месторождения необходимо строительство наклонно-направленных скважин с горизонтальным окончанием (отклонение от вертикали на забое от 800 до 2500 м). Длина ствола по пласту составляет 800 м.
В связи с геологическими особенностями на месторождении будут применяться четыре варианта конструкций скважин («легкая» и «тяжелая», высокая и низкая альтитуда), и для каждого варианта конструкций предусматриваются соответствующие про-фили скважин: усредненный профиль скважины со средней глубиной бурения и средним отклонением забоя от вертикали, по которому производится определение основных технико-технологических решений и расчет потребности в материально-технических ресурсах; профиль скважины с максимальной глубиной бурения, по которому производятся расчеты, связанные с выбором грузоподъемности буровой установки, прочностных характеристик бурильных, обсадных и насосно-компрессорных труб; профили скважин с нестандартной конфигурацией, в которых точка входа в пласт по вер-тикальной проекции совпадает с устьем скважины (отклонение от вертикали на кровле пласта равно нулю).
На участках месторождения с недостаточной геологической изученностью в первой скважине куста для уточнения литологии продуктивного пласта и его высотных отметок предусматривается бурение пилотного ствола с последующей его ликвидацией.
– Какие стадии проекта уже реализованы и что предстоит сделать?
– Заданием предусмотрено выделение нескольких этапов строительства: этап 1 – обустройство площадок для бурения и подъездных дорог к ним в районе УКПГ-2 (девять кустов); этап 2 – обустройство площадок для бурения и подъездных дорог к ним в районе УКПГ-3 (восемь кустов); этап 3 – возведение административного здания ООО «Газпром добыча Иркутск» в г. Иркутске; этап 4 – строительство первоочередных объектов обустройства; этап 5 – возведение объектов УКПГ-2 (в том числе эксплуатационных скважин, конденсатопровода, терминала отгрузки конденсата в пос. Окунайский, центра дальней космической связи); этап 6 – строительство объектов УКПГ-3 (в том числе эксплуатационных скважин); этап 7 – строительство объектов УКПГ-4 (в том числе эксплуатационных скважин).
В настоящий момент завершены инженерные изыскания 1-го этапа, ведутся работы по 2-му этапу, предусматривающие значительный объем инженерно-геологического изучения месторождения. Что касается разработки проектной и рабочей документации: по объектам 1-го этапа завершена разработка проектной и рабочей документации, ведутся работы по объектам 2-го, 4-го и 5-го этапов.
– Какие структурные подразделения ООО «Газпром проектирование» задействованы в работах по проекту?
– Распоряжениями ООО «Газпром проектирование» № 84 от 15.03.2016 г. и № 650 от 26.12.2016 г. выполнено распределение проектно-изыскательских работ между филиалами Общества, его обособленными подразделениями и субподрядными организациями. Ответственным филиалом за реализацию инвестиционного объекта «Обустройство Ковыктинского газоконденсатного месторождения» назначен Саратовский филиал. В разработке проектной документации принимают участие 26 отделов филиала.
В разработке также задействовано пять вспомогательных филиалов ООО «Газпром проектирование»: Нижегородский, Московский, Тюменский, Подольский и Санкт-Петербургский. Все субподрядные организации, участвующие в разработке проектной документации по объекту, привлечены на конкурсной основе. Исключение составляет ДОАО «Газпроектинжиниринг», разрабатывающее разделы проектной документации «Комплекс инженерно-технических средств охраны» и «Информационная безопасность» на бесконкурсной основе в соответствии с резолюцией Председателя Правления ПАО «Газпром» А.Б. Миллера от 23.01.2013 г. № 01-135 в части определения ДОАО «Газпроектинжиниринг» в качестве единственного подрядчика по выполнению проектно-изыскательских работ по новому строительству, модернизации, реконструкции и техническому перевооружению комплексных систем безопасности.
Ковыктинское месторождение открыто в 1987 г. на территории Жигаловского и Казачинско-Ленского районов Иркутской обл. По размеру запасов (категории С1+С2) относится к категории уникальных: 2,7 трлн м3 газа и 90,6 млн т газового конденсата (извлекаемые) – в пределах лицензионных участков ПАО «Газпром» (Ковыктинский, Хандинский, Чиканский).
Планируемая проектная мощность – 25 млрд м3 газа в год. В настоящее время месторождение находится в стадии опытно-промышленной эксплуатации. Ведутся геологоразведочные работы, проводятся исследования добычных возможностей имеющегося фонда эксплуатационных скважин, а также испытания мембранной технологии извлечения гелия в промысловых условиях.
Геология и разработка месторождения
Авторы:
А.А. Захаров, ООО «Газпром добыча Краснодар» (Краснодар, РФ), adm@kuban.gazprom.ru
С.В. Коротков, к.т.н., ООО «Газпром добыча Краснодар», s.korotkov@kuban.gazprom.ru
М.В. Дементеев, ООО «Газпром добыча Краснодар», m.dementeev@kuban.gazprom.ru
С.А. Чернявский, ООО «Газпром добыча Краснодар», s.chernyavskiy@kuban.gazprom.ru
Литература:
1. Карнаухов С.М., Коваленко В.С., Парасына В.С. и др. Развитие минерально-сырьевой базы газовой промышленности // Газовая промышленность. 2007. № 3. С. 22–25.
2. Гафаров Н.А., Глаголев А.И. Освоение нетрадиционных УВ-ресурсов в США: современное состояние и перспективы // Газовая промышленность. 2012. № 11. С. 48–53.
3. Гулев В.Л., Гафаров Н.А., Высоцкий В.И. и др. Нетрадиционные ресурсы газа и нефти. М.: Недра, 2014. 283 с.
4. Карнаухов С.М., Политыкина М.А., Тюрин А.М. Перспективы геологоразведочных работ на нефть и газ в пределах юга Предуральского прогиба // Сборник «Оценка перспектив нефтегазоносности слабоизученных территорий Оренбургской области и определение направлений по их исследованию». М.: ОАО «Газпром», 2002. 108 с.
5. Гриценко А.И., Мартынов В.Г., Гейхман М.Г. Проблемы и перспективы «сланцевого» газа в Российской Федерации // Наноявления при разработке месторождений углеводородного сырья: от наноминералогии и нанохимии к нанотехнологиям: Материалы IV Международной конференции. М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2014. С. 79–89.
6. Захаров А.А., Коротков С.В., Гриценко А.И. и др. Перспективы развития минерально-сырьевой базы ООО «Газпром добыча Краснодар» за счет разработки низкопроницаемых сланцеватых пластов домелового комплекса // Нефть, газ и бизнес. 2016. № 3. С. 11–24.
7. Захаров А.А., Коротков С.В., Гриценко А.И. и др. Первые результаты испытаний низкопроницаемых сланцевых отложений при разбуривании домелового комплекса Кармалиновского лицензионного участка ООО «Газпром добыча Краснодар» // Нефтегазопромысловое дело. 2018. № 7. С. 56–66.
HTML
В последние годы усиливается тенденция выработки запасов углеводородного сырья (УВС) на гигантских и уникальных мес-торождениях, открытых еще в 50–70-е гг. прошлого столетия. Российские месторождения нефти и газа, на протяжении многих лет обеспечивающие основной вклад в добычу УВС по стране, вступили в завершающую стадию разработки. В связи с этим возрастает необходимость открытия, исследования и вовлечения в разработку месторождений, приуроченных к нетрадиционным, низкопрони-цаемым коллекторам и сланцевым формациям [1–4].
В период 2016–2017 гг. ООО «Газпром добыча Краснодар» продолжило геологоразведочные работы на Кармалиновском лицензионном участке и строительство разведочных скважин № 5 и № 4 с заканчиванием их методом гидроразрыва пласта (ГРП) [5].
ОБЪЕКТ ИССЛЕДОВАНИЯ
В тектоническом плане участок работ расположен в пределах эпипалеозойской Скифской плиты в области сочленения Северо-Ставропольского свода и Западно-Ставропольской впадины в пределах Григорополисского прогиба (моноклинали), восточного окончания Расшеватского вала, Тищенского прогиба и западного окончания Северо-Ставропольского свода.
По поверхности фундамента в пределах Кармалиновского мес-торождения наблюдается регио-нальный подъем с юго-запада на северо-восток в сторону Северо-Ставропольского свода с абсолютных отметок от –2360 до –2310 м. Структура осложнена тектоническими нарушениями, имеющими субширотное и субмеридиональное простирание (рис. 1). Амплитуда разломов составляет 10–15 м. Размеры поднятия по замкнутой изогипсе –2300 м составляют 6,8 × 4,2 км, амплитуда – 43 м. Абсолютная отметка в своде структуры –2277 м (по скважине № 1).
Продуктивная толща в скважинах, где получена промышленная продукция, представлена монолитной однородной массой, составленной из трещиноватых глинистых сланцев и аргиллитов с небольшими прослоями кварцитов, реже алевролитов и песчаников.
Месторождение открыто в 2006 г. поисковой скважиной № 1 в результате проведения геологоразведочных работ в пределах одноименной площади.
По результатам геофизических исследований скважины (ГИС) № 1 в кровельной части палеозой-ских отложений выделен перспективный объект, сложенный раздробленными сланцами и аргиллитами. В табл. 1 приведены основные виды геологоразведочных работ, выполненных на Кармалиновском лицензионном участке в период 2003–2017 гг. Всего в период 2005–2008 гг. на Кармалиновском участке пробурены три скважины: поисковая № 1 и разведочные № 2 и № 3.
ПОИСКОВАЯ СКВАЖИНА № 1
Скважина № 1 Кармалиновская пробурена в целях поисков залежей углеводородов (УВ) в отложениях хадумской, кумской и зеленой свит, палеоцена, нижнего мела и палеозоя до глубины 2603 м. В результате бурения подтверждено наличие брахиантиклинали амплитудой 25–30 м по палеозой-ским отложениям, а также по залегающим на них с угловым стратиграфическим несогласием отложениям нижнего мела.
В скважине получен промышленный приток газа и газового конденсата. Таким образом, скважина № 1 стала «первооткрывательницей» промышленной залежи УВ на территории Ставропольского края в палеозой-ских отложениях фундамента, представленных передробленными сланцами и аргиллитами. Продуктивный интервал в скважине недостаточно охарактеризован керновым материалом. В 24 м установленной продуктивной части палеозойских отложений керн отбирался лишь из 6 м, причем вынос керна составил 0,5 м (8 %). Поднятый керн представлен сильно передробленными, перемятыми черными аргиллитами и глинистыми сланцами, наиболее представительные для определения коллекторских свойств образцы разрушены.
В апреле 2006 г. силами ОАО «СевКавНИПИгаз» проведены исследования скважины № 1.
Среднее пластовое давление по результатам трех замеров составило 22,55 МПа. Пластовая температура на глубине 2460 м оказалась равной 103,5 °С.
Скважина отработана на 11 режимах, при этом отмечено ухудшение работы скважины при увеличении депрессии и длительной работе скважины. Дебит газа на исследуемых режимах получен в диапазоне от 12,1 (штуцер 3 мм) до 20–22 тыс. м3/сут (штуцер 5; 5,5; 6; 6,5 мм).
Проницаемость пласта для газа рассчитывалась по коэффициентам уравнений притока и коэффициентам кривой восстановления давления (КВД) и составила, соответственно, 0,31 × 10-15 м2 и 0,18 × 10-15 м2. Конденсато-газовый фактор на режимах колебался от 113,2 до 193,9 см3/м3. В процессе исследования отобраны пробы газа, конденсата и воды, анализ которых выполнен в ОАО «СевКавНИПИгаз».
Скважина законсервирована до обустройства промысла.
РАЗВЕДОЧНАЯ СКВАЖИНА № 2
Скважина № 2 Кармалиновская пробурена в пределах одно-именной сейсмической структуры, выделенной по результатам сейсмических работ ООО «Костромагеофизика» с учетом переинтерпретации геофизических работ (сейсморазведка, электроразведка) и данных бурения скважины № 1 Кармалиновской. Скважина № 2 заложена в 1,5 км на северо-восток от скважины № 1 для поисков залежей газа в отложениях палеозоя, пробурена до глубины 2550 м.
Из интервалов перфорации 2530–2524, 2516–2496 м получен промышленный приток газа и газового конденсата. По результатам испытаний на штуцере 4,5 мм дебит газа составил 10–13 тыс. м3/сут, конденсата – 2,1 м3/сут, воды – 0,22 м3/сут. В результате исследований установлено, что пластовое давление имеет величину 22,18 МПа, пластовая температура на глубине 2490 м составила 108,5 °С.
При работе на режиме (диаметр штуцера 4,5 мм) наблюдались длительные по времени колебания устьевых давлений, что связано с небольшой скоростью потока, накоплением жидкости в насос-но-компрессорной трубе (НКТ) и на забое. При обработке методом КВД получены коэффициенты: = 35 450 и ß = 1850. Проницаемость пласта для газа, рассчитанная по коэффициенту КВД ß, составила 0,31·10-15 м2. Средний конденсато-газовый фактор равен 175,5 см3/м3.
Вода, полученная в ходе исследования, – техническая с незначительной примесью конденсационной, сульфатно-натриевого типа с общей минерализацией 8,466 г/дм3, удельным весом 1,005 г/см3 и pH 6,6 ед. Необходимо отметить, что вынос воды к концу работы на режиме практически прекратился.
После проведения исследований разведочную скважину № 2 Кармалиновская законсервировали.
РАЗВЕДОЧНАЯ СКВАЖИНА № 3
Скважина № 3 Кармалиновская, так же как и скважины № 1 и № 2, заложена в пределах одно-именной сейсмической структуры. Она расположена в поле аномального объекта геоэлектрических параметров, выявленного электроразведкой и перспективного на обнаружение залежей УВ по данным дифференциально-нормированного метода электроразведки (ДНМЭ) (поляризуемость P > 0,5 усл. ед. в одинаковых геоэлектрических условиях со скважиной № 2, при этом гипсометрически на 16 м выше последней). Скважина закладывалась с учетом результатов переинтерпретации геофизических данных и результатов бурения сква-жины № 2.
Скважина перфорирована в интервале 2500–2475 м (палеозойские отложения) с помощью перфоратора ПК-105 по 20 отверстий на 1 пог. м, всего 500 отверстий. При подвеске НКТ диаметром 73 мм на глубине 2473,92 м выполнено снижение уровня технической водой в затрубное пространство до глубины 1000 м. На трубном пространстве установлен штуцер 5 мм. Скважина находилась в отработке 7 дней, при отработке в трубном пространстве наблюдался барботаж. После установки на трубное пространство штуцера 3 мм и компрессирования в затрубное пространство при Pтр/затр = 0/2,43 МПа на выходе появился газ, факел длиной 1–1,5 м горел в течение 2–3 мин. При следующем компрессировании в затрубное пространство (при открытом трубном, без штуцера) при Рсд = 2,03 МПа на выходе выделялся газ, зафиксировано пламя длиной 2 м.
В целях интенсификации притока проводились повторная перфорация, обработка поверхностно-активными веществами (ПАВ), гидропескоструйная перфорация (ГПП) и глино-кислотная обработка (ГКО). После проведения ГКО при обратной промывке скважины технической водой вымывались продукты реакции и разгазированная жидкость в объеме 7 м3. В дальнейшем продолжались работы по компрессированию скважины, в результате которых на устье из затрубного пространства наблюдались разгазированные пачки с продуктами реакции, влажный газ (горел факел длиной 0,5 м). Получить промышленный приток газа не удалось. Скважина № 3 Кармалиновская ликвидирована.
Как уже отмечалось, одним из критериев заложения разведочной скважины № 3 стали результаты проведения полевых геофизических работ, выполненных методом ДНМЭ. Исследования выполнялись силами ООО «Сибирская геофизическая научно-производственная компания» в 2006–2007 гг. в объеме 44 км2. По работам поляризационным методом вертикального сейсмического профилирования (ПМ ВСП) и ДНМЭ намечены зоны повышенной трещиноватости и возможного углеводородного насыщения. Результаты исследований методом ДНМЭ представлены на рис. 2.
Результаты бурения и испытания скважины № 3 Кармалиновская показали, что, несмотря на косвенные признаки газонасыщения, прогноз развития трещиноватости по данным электроразведки не подтвердился.
3D-СЕЙСМИКА
В целях уточнения геологического строения месторождения, прогноза наличия и распространения пород-коллекторов площади в 2011 г. ОАО «Ставропольнефтегеофизика» провело сейсморазведочные работы методом общей глубинной точки 3D (МОГТ 3D) на площади 35 км2. По результатам 3D сейсмических работ определено, что одним из косвенных признаков наличия залежи в пределах площади бурения скважины № 3 могли служить повышенные значения акустического импеданса (рис. 3).
На основе качественного анализа с учетом данных опробования палеозойских коллекторов в скважинах сделан вывод, что породам с улучшенными коллекторскими свойствами будут соответствовать повышенные значения импеданса, пониженные же значения связываются с распространением плотных малопроницаемых отложений. Скважина № 1 Кармалиновская находится в области повышенных значений, соответствующих зоне развития коллекторов. Скважина № 3 Кармалиновская попадает в зону минимальных значений импеданса, что указывает на развитие на данном участке плотных малопроницаемых пород. Скважина № 2 Кармалиновская находится в пограничной зоне, что объясняет ее меньший приток газа по сравнению со скважиной № 1 Кармалиновская.
Учитывая проведенные ранее работы и достаточную изученность месторождения сейсмическими методами и бурением согласно проекту разведочного бурения на Кармалиновском месторождении Ставропольского края, выполненным в 2012 г., рекомендовано строительство двух разведочных скважин № 4 и № 5.
Для проведения разведки восточной части Кармалиновского месторождения предлагается пробурить разведочную скважину № 5 Кармалиновская проектной глубиной 2550 м. Скважина закладывается на расстоянии 2,1 км к юго-востоку от поисковой скважины № 1.
Местоположение скважины выбрано в зоне развития коллекторов и их возможного, по данным ДНМЭ, углеводородного насыщения, на удалении от скважины № 3 Кармалиновская, расположенной в зоне отсутствия коллекторов.
МЕТОД ПРЯМОГО ОПРЕДЕЛЕНИЯ
Кроме вышеуказанных работ, предшествующих заложению разведочных скважин № 4 и № 5, в 2014–2015 гг. на Кармалиновском лицензионном участке проводились геохимические исследования силами ТГРУ ОАО «Татнефть» по технологии пассивной адсорбции УВ, включающие отбор проб воздуха из почв, грунта и их анализ для определения состава углеводородного газа. На основе полученной информации проведена интерпретация данных с использованием вероятностно-статистических методов с привлечением компании PGS-Germany GmbH.
Метод прямого определения углеводородных соединений позволил с земной поверхности посредством обнаружения и определения состава гомологического ряда углеводородных газов в опоискованном грунтовом слое прогнозировать наличие глубоко залегающих объектов УВС на изучаемой площади, состав и распределение которых статистическими методами сравнивался с продуктивной газосодержащей и непродуктивной сухой скважинами.
Всего отобрано 196 образцов, собранных с помощью модулей SORBER, в том числе 166 полевых по сети профилей и 30 модельных вокруг скважин № 2 и № 3. Образцы отправлены в лаборатории PGS-Germany GmbH. Исследования проводились по цепочке термодесорбция – газовая хроматография – масс-селективное определение углеводородных соединений с выделением более 80 углеводородных соединений с точностью до 1 пг (10-9-10-12 г). Результаты работ представлены на карте распределения вероятностей наличия продукта по типу скважины № 2 Кармалиновская (рис. 4).
На основании продуктивной модели (скважина № 2) на опоискованном слое выявлено несколько достоверных геохимических объектов, представленных положительными аномалиями, которые могут быть связаны с подповерхностными залежами газа и газоконденсата, в том числе на планируемых к бурению площадках разведочных скважин № 4 и № 5.
В связи с неоднозначными данными по эталонной продуктивной скважине № 2, находящейся вблизи тектонической зоны, результаты лабораторных работ по геохимии в 2015 г. повторно переобработаны (рис. 5). Результаты переобработки подтвердили данные продуктивности скважин № 1, № 2 и планируемой к бурению разведочной скважины № 4, находящихся в положительных аномалиях с вероятностью от 70 до 100 %, и отсутствие продукта в скважине № 3, находящейся в краевой части негативной аномалии.
РАЗВЕДОЧНАЯ СКВАЖИНА № 5
Планируемая к бурению скважина № 5, находящаяся на карте первого варианта в положительной аномалии с вероятностями 70–100 %, на карте повторных результатов оказалась в аномалии с вероятностями 50–60 %, что может соответствовать лишь следам УВ, но не их залежам. Восточная граница положительной аномалии с вероятностями 70–100 % после переинтерпретации имеющихся данных сместилась западнее на 500 м от планируемой скважины № 5.
Тем не менее, учитывая результаты сейсморазведочных работ, прогноз распространения газонасыщенных коллекторов по данным ДНМЭ, а также распределение по площади повышенных значений акустического импеданса, очередной скважиной для бурения и уточнения геологического строения залежи выбрана разведочная скважина № 5 в юго-восточной части лицензионного участка. Бурение скважины начато в сентябре 2016 г.
Проектом предусматривался отбор керна в объеме 60 м для оценки петрофизических и коллекторских свойств палеозойских отложений. Керн отобран в интервале 2385,1–2429,3 м. Фактическая проходка составила 44,2 м, вынос керна – 43,9 м (99 %). В связи с подклинками плотных трещиноватых пород в керноснаряде сроки отбора керна были выше проектных. Керн представлен переслаиванием аргиллитов, песчаников, глинистых сланцев, кварцитов: аргиллиты – темно-серые, черные, плотные и средней крепости, трещиноватые, местами слюдистые, песчанистые, углистые; песчаники – темно-серые, кварцевые, крепкие, сильно пиритизированные, в однородной массе выделялись прожилки пирита; сланцы – глинистые и слабоглинистые, черные, углистые, трещиноватые, плотные, средней крепости, сланцеватой текстуры, местами с вкрапленностью пирита, прожилками кварца; кварциты – от молочно-белых до темно-серых и черных, зернистые, массивные, крепкие, твердые, плотные.
По данным ГИС, в разрезе палеозойских отложений определяются два интервала предположительно газонасыщенных коллекторов: объект I – кровельная часть палеозойских отложений 2390–2402 м, объект II – пласт-коллектор в палеозойских отложениях 2445,7–2452,4 м.
С учетом данных опробования скважин № 1 и № 2, пробуренных в 2005–2006 гг., принято решение об испытании кровельной части в интервале 2390–2402 м с последующим проведением ГРП. В декабре 2016 г. в скважине провели перфорацию интервала 2390–2402 м, приступили к освоению.
До проведения ГРП из объекта I притока пластового флюида не получено. 14 января 2017 г. с привлечением флота РУП «ПО «Беларуснефть» проведен мини-ГРП. Начальное давление разрыва составило 50,5 МПа, в процессе закачки давление на устье скважины возрастало до 72,37 МПа, что косвенно указывает на крайне низкие значения проницаемости продуктивного интервала. По данным отчета РУП «ПО «Беларуснефть», эффективность жидкости разрыва составила 77 %, проницаемость по графику смыкания трещины – 0,00031 × 10-15 м2. По обобщению полученной информации сделан вывод о том, что в процессе закачки такие породы трескаются сетью, а не единой магистральной трещиной (как сланцевый коллектор).
В результате для основного ГРП рекомендована закачка маловязкой жидкости с максимально возможным расходом нагнетания и распределение мелкого проппанта с небольшими концентрациями в большом объеме смеси. Основной ГРП выполнен 16 января 2017 г. с учетом тестового разрыва, всего в скважину закачано 185 м3 жидкости и 20 т проппанта. Освоение производили с использованием азотного компрессора, для увеличения выноса жидкости в скважину вводились ПАВ. При продувках скважины получен нестабильный приток газа, в отдельные часы факел горел до 7,0–10,0 м. После безуспешных попыток получения устойчивого притока газа выполнена кумулятивная перфорация нижнего объекта в интервале 2445,7–2452,4 м (02.02.2017 г.). По завершении прострелочно-взрывных работ роста давления в трубном и затрубном пространствах не зафиксировано. Дальнейшая отработка скважины в условиях постепенного увеличения депрессии до 18,0 МПа не привела к появлению устойчивого притока флюида из пласта.
В период с 10 по 11 февраля 2017 г. в скважине проведены газодинамические исследования, которые показали, что забойное давление составило 6,3 МПа, расчетный дебит газа – 0,5 тыс. м3/сут. Основной причиной неполучения промышленного притока газа стала крайне низкая проницаемость кровельной части палеозойских отложений, что обусловлено отсутствием развития естественной трещиноватости.
В феврале 2017 г. скважина ликвидирована.
СКВАЖИНА № 4
В соответствии с проектом геологоразведочных работ, изучение Кармалиновского месторождения продолжено. Скважина № 4 заложена в западной части лицензионного участка. Строительство осуществлялось на основании проекта, составленного для разведочных скважин № 4 и № 5, проектная конструкция и типы буровых растворов идентичны.
Бурение скважины начато в августе 2017 г. Для оценки петрофизических и коллекторских свойств палеозойских отложений, как и по разведочной скважине № 5, проектом предусматривался отбор керна в объеме 60 м. Фактически пройдено с отбором керна 52,3 м, вынос составил 50,5 м (96,6 %). Керн палеозойских отложений представлен переслаиванием сланцев черных углистых параллельной и косой слоистости, плотных, слабой и средней крепости с включениями зерен пирита, прожилками кварцита молочно-белого цвета, аргиллитов темно-серых плотных, крепких, слабоизвестковистых с прожилками кварцита и вкраплениями зерен глауконита. Люминесцентно-битумологический анализ (ЛБА) показал 1-3 балла ЛБ.
В результате интерпретации материалов выполненного комплекса ГИС, геолого-технологических исследований и отобранного керна в скважине № 4 Кармалиновского ГКМ в разрезе палеозой-ских отложений определены два интервала предположительно газонасыщенных коллекторов: объект I в интервале 2563–2542 м и объект II в интервале 2525–2522 м.
К испытанию объекта I приступили 5 декабря 2017 г. В скважину на 73 мм НКТ спущен перфоратор Gun System DYNAWELL с кумулятивными зарядами SC DW 24g DP St HMX с плотностью 20 отв./м и возможностью его последующего отстрела на забой. Пробивная способность зарядов составила 793 мм, диаметр отверстий – 11,4 мм. После наблюдения за ростом трубного и затрубного давлений скважина переведена на отработку через факельную линию.
Газодинамические исследования проведены при работе скважины на прямой отвод по трубному пространству через диа-фрагмы диаметром 3, 4, 5 мм [7]. В результате выполненных исследований установлено следующее:
– на диафрагме 4,0 мм дебит газоконденсатной смеси составил 9,9 тыс. Нм3/сут, при Ртр = 4,45 МПа, Рзатр = 8,94 МПа, Рзаб = 19,16 МПа;
– на штуцере/диафрагме 4/4,5 мм дебит газа сепарации равен 8,14 тыс. Нм3/сут, дебит стабильного конденсата – 1,07 м3/сут;
– пластовое давление на глубине 2518 м определено равным 24,1 МПа, температура 115,8 °С.
В целях интенсификации притока 26 декабря 2017 г. проведен ГРП. Суммарное количество закачанной жидкости составило 204 м3, расклинивающего агента – 25 т (1 т кварцевого песка, 12 т проппанта 30/50 и 12 т проппанта 20/40). После выполнения минифрака составлен дизайн основного разрыва с рекомендациями проведения гибридного ГРП для создания и закрепления сети мелких трещин, а не единой магистральной трещины. Планируемые параметры трещины приведены на рис. 6.
Освоение скважины после ГРП начато 3 января 2018 г. Для отработки скважины использовался азотный компрессор, кроме того, применялся жидкий раствор ПАВ. 5 января 2018 г. скважина перешла на самостоятельное фонтанирование. После снижения дебита воды, образовавшейся после распада геля, до 2–5 м3/сут и стабилизации устьевых параметров начаты газогидродинамические исследования.
Как и для стадии до проведения ГРП, газодинамические исследования выполнены методом установившихся отборов и записи КВД, также отбирались пробы пластовых флюидов. По характеру изменений устьевых давлений стало очевидным, что скважина отрабатывалась в устойчивых режимах, чего не фиксировалось при отработке до ГРП.
Газодинамические исследования проведены при работе скважины на прямой отвод по трубному пространству через диафрагмы диаметром 3,0 мм, 4,0 мм, 4,5 мм, 5,0 мм и 6,0 мм.
В результате проведенных исследований установлено следую-щее:
– на диафрагме 5,0 мм дебит газоконденсатной смеси составил 39,6 тыс. Нм3/сут, при Ртр = 9,9 МПа, Рзатр = 12,55 МПа, Рзаб = 13,82 МПа;
– на штуцере/диафрагме 5,0/8,0 мм дебит газа сепарации составил 38,1 тыс. Нм3/сут, дебит стабильного конденсата – 1,98 м3/сут;
– пластовое давление на глубине 2518 м определено равным 23,2 МПа, температура 116,4 °С;
– скин-фактор равен –3,0.
В табл. 2 приведено сопоставление основных результатов исследований.
АНАЛИЗ РЕЗУЛЬТАТОВ
Анализ представленных данных показывает, что за счет проведения ГРП произошло более чем двукратное увеличение таких параметров, как проницаемость и гидропроводность призабойной зоны. Абсолютно свободный дебит газоконденсатной смеси вырос в 2,4 раза, а устойчивый дебит свободного газа – в 3,8 раза. Таким образом, проведение ГРП способствовало кратному увеличению продуктивности скважины и, кроме того, обеспечило устойчивость во времени дебита газа и газового конденсата, а также устьевых давлений, чего не наблюдалось на режиме отработки скважины № 4 до ГРП. Эти же особенности неустойчивых устьевых давлений характерны для скважин № 1 и № 2, которые испытывались после бурения без проведения ГРП.
Учитывая многолетний опыт добычи газа в различных странах мира из нетрадиционных коллекторов, можно предположить, что бурение в условиях палеозойских отложений Кармалиновского месторождения горизонтальных скважин с проведением многостадийного ГРП позволит еще более увеличить дебиты газа и газового конденсата. Для реализации данного проекта планируется продолжить исследования и работы в пределах Кармалиновского участка, а возможно, и расширить границы изучаемого объекта.
ВЫВОДЫ
За всю историю проведения на месторождении геолого-разведочных работ пробурено пять скважин. Из трех (№ 1, № 2 и № 4) получены притоки газа и газового конденсата, на двух (№ 3 и № 5) промышленных притоков не получено, несмотря на то, что на скважине № 5 проведен ГРП.
Результаты бурения в комплексе с проведенными геохимическими исследованиями показали, что восточная часть лицензионного участка характеризуется отсутствием трещиноватости в палеозой-ских отложениях. Развитие продуктивной залежи наблюдалось в северо-западном направлении, при этом продуктивные отложения представляют собой пере-слаивание аргиллитов, кварцитов и сланцев и характеризуются как нетрадиционный коллектор.
Для уточнения геологического строения месторождения, а также прогнозирования развития трещиноватости палеозойских отложений в 2018 г. выполнена обработка и структурная интерпретация материалов 3D сейсморазведочных работ. В 2019 г. планируется завершить комплексное обобщение геологоразведочных работ и подсчет запасов по результатам бурения разведочной скважины № 4. По итогам проведенных камерально-аналитических работ будут подготовлены рекомендации о продолжении геологоразведочных работ в северо-западной части лицензионного участка.
В целях определения потенциальных возможностей эксплуатации палеозойских отложений Кармалиновского месторождения, приуроченных к нетрадиционным коллекторам, предлагается по результатам вышеперечисленных работ обосновать место заложения, подготовить проектную документацию на бурение и осуществить строительство горизонтальной скважины с проведением многостадийного ГРП.
Таблица 1. Геолого-поисковые работы на Кармалиновском участке
Виды работ |
Годы |
||||||||||||||
2003 |
2004 |
2005 |
2006 |
2007 |
2008 |
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
|
Сейсморазведочные работы МОГТ-2Д, пог. км |
363,56 |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
|
Электроразведка ДНМЭ, пог. км |
– |
– |
– |
44 |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
Сейсморазведочные работы МОГТ-3Д, км2 |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
35 |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
Геохимические исследования |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
–– |
– |
35 |
– |
– |
– |
– |
Бурение скв. № 1, пог. км |
– |
– |
2600 |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
Бурение скв. № 2, пог. км |
– |
– |
– |
2550 |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
|
ПМ ВСП, скв. |
– |
– |
№ 1 |
№ 2 |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
Бурение скв. № 3, пог. км |
– |
– |
– |
– |
– |
2550 |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
Бурение скв. № 5, пог. км |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
2550 |
– |
Бурение скв. № 4, пог. км |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
– |
2600 |
Таблица 2. Сопоставление результатов испытаний скважины № 4 до и после ГРП
Параметр |
Ед. изм. |
До ГРП |
После ГРП |
Абсолютно свободный дебит газоконденсатной смеси |
тыс. Нм3/сут |
24,45 |
59,55 |
Проницаемость призабойной зоны |
10-15 м2 |
1,17 |
2,45 |
Коэффициент гидропроводности призабойной зоны |
мкм2.м/(мПа.с) |
0,176 |
0,367 |
Дебит газа сепарации |
тыс. Нм3/сут |
9,9 |
38,1 |
Выход стабильного конденсата |
см3/Нм3 |
131,4 |
51,9 |
Дебит стабильного конденсата |
м3/сут |
1,07 |
1,98 |
Скин-фактор |
– |
0 |
–3,0 |
Авторы:
В.В. Черепанов, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ)
С.К. Ахмедсафин, ПАО «Газпром»
С.А. Кирсанов, ПАО «Газпром», s.kirsanov@adm.gazprom.ru
С.А. Егурцов, ООО «ИНГТ» (Москва, РФ), s.egurtsov@iogt.ru
Ю.В. Иванов, ООО «ИНГТ», y.ivanov@iogt.ru
А.И. Лысенков, ООО «ИНГТ», a.lysenkov@iogt.ru
А.В. Меркулов, ООО «Газпром добыча Ямбург» (Новый Уренгой, РФ)
Литература:
1. Развитие технологии многозондового нейтронного каротажа для исследования газонасыщенности в обсаженных скважинах. Методология и практика применения / Под ред. В.В. Черепанова. М.-Тверь: «ПолиПРЕСС», 2018. 238 с.
2. Разнообразие проектов. Интервью заместителя Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркелова // Газпром. Корпоративный журнал ПАО «Газпром». № 4. 2018. С. 16–23.
HTML
Технологические вызовы, вставшие в последние годы перед отечественной газовой отраслью, во многом связаны с изменением структуры текущих запасов углеводородов и, как следствие, с усложнением условий их освоения. В частности, уменьшаются запасы действующих месторождений, обеспечивающих основной объем добычи в зоне Единой системы газоснабжения, увеличивается доля залежей с падающей добычей. Вовлечение в разработку ресурсов газа, сосредоточенных в отложениях ачимовской толщи, тюменской свиты и сенонском комплексе, позволит в значительной мере компенсировать падение добычи углеводородного сырья (УВС) в основном газодобывающем районе страны. Тем не менее разведка и освоение последних относится к ресурсоемким мероприятиям, требующим применения инновационных подходов и современных технологий. С учетом сложившейся ситуации по ограничению доступа к зарубежным технологиям актуальными становятся вопросы создания и внедрения отечественных на-укоемких разработок, совершенствования методов обработки и интерпретации информации, в том числе геолого-геофизической.
Этим требованиям в полной мере соответствуют современные технологии нейтронного каротажа с радионуклидными и импульсными источниками нейтронов, играющие в настоящее время одну из ведущих ролей в исследованиях скважин нефтегазоконденсатных месторождений (НГКМ).
Внедрение нейтронных методов исследований газовых и нефтяных скважин на базе радионуклидных источников для решения широкого круга задач, вставших перед нефтяной и газовой отраслями, относится к первой половине 50-х гг. XX в. В 60-е гг. в практику геофизических исследований скважин начинают внедряться импульсные модификации нейтронных методов. Физические основы нейтронных методов по своей сути неизменны, а вот базирующиеся на них технологии успешно развиваются, реализуя различные аппаратурные сочетания зондов и методов, методическое, интерпретационное и математическое обеспечение, области применения и набор решаемых задач [1].
Сейчас в мире многие компании занимаются развитием и применением нейтронных технологий в интересах нефтегазовой отрасли. Нейтронные методы оценки и контроля нефтегазонасыщеннос-ти – это мировой тренд последнего времени.
АКТУАЛЬНОСТЬ ВОПРОСА
Современные российские технологии нейтронного каротажа представляют собой мощный инструмент исследования и имеют значительный потенциал развития, позволяющий существенно расширить круг решаемых ими задач и повысить качество (потребительскую ценность) получае-мой информации на всех этапах жизни скважин при правильном методическом обеспечении их применения. Следует отметить, что уровень развития аппаратурной составляющей технологий нейтронного каротажа несколько опережает уровень интерпретационно-методического сопровож-дения, где остается еще много методически «не охваченных» новых технических возможностей современной нейтронной аппаратуры, которая продолжает непрерывно совершенствоваться. Актуальной задачей ближайшего времени стало устранение этого дисбаланса, и на это направлены усилия авторов.
В целом развитие отечественных технологий нейтронного каротажа, применяемых в ПАО «Газпром», находится на высоком уровне, успешно создаются импортооперажающие комплексы приборов и методик, не имеющие мировых аналогов, которые можно обоснованно отнести к прорывным технологиям, направленным на укрепление инновационного технологического потенциала ПАО «Газпром» и ускорение технологического развития РФ.
Важнейшими преимуществами нейтронных методов геофизических исследований скважин (ГИС) НГКМ выступают:
– зависимость показаний нейтронных полей, главным образом, от элементного состава скелета горных пород и насыщающих их флюидов. Существенные различия в нейтронных параметрах флюидов, насыщающих поровое пространство коллекторов, и скелета породы позволяют производить геолого-геофизическую интерпретацию показаний нейтронных методов в целях определения флюидосодержания;
– практически полное отсутствие влияния структуры и текс-туры горных пород, а также гид-рофильности, гидрофобности, трещиноватости коллекторов на показания нейтронных методов, что значительно упрощает задачу изучения насыщения коллекторов, а в комплексе с методами ГИС, чувствительными к особенностям геологического строения порового пространства коллектора, комплексно позволяет определять насыщение коллектора углеводородными флюидами и особенности строения коллекторов;
– высокая информативность при исследованиях в газонаполненных скважинах с многоколонной конструкцией и возможность проведения исследований их без глушения (через лубрикаторное оборудование);
– возможность проведения одновременной диагностики насыщения порового пространства коллектора с использованием двух физико-геологических предпосылок: дефицита содержания хлора, а также дефицита плотности и водородосодержания коллекторов, насыщенных углеводородными флюидами, относительно водонасыщенных;
– возможность оценки содержания химических элементов горных пород и насыщающих их флюидов по результатам спектрального анализа нейтронного гамма-излучения.
Одним из основных факторов, осложняющих определение параметров насыщения порового пространства коллекторов углеводородными флюидами в применяемом комплексе ГИС, выступает обсадка скважины стальной колонной или наличие многоколонной конструкции, что исключает возможность применения электрических и электромагнитных методов и делает методы нейтронного каротажа здесь безальтернативными. Исключение составляет лишь электрический (дивергентный, нано) каротаж через колонну, применяемый в заглушенных газовых скважинах с извлеченными насосно-компрессорными трубами (НКТ).
Из трех групп существующих в настоящее время методов нейтронного каротажа – радионук-лидных, импульсных и С/О-спектрометрии – для исследования газовых объектов С/О-каротаж не применим из-за низкого содержания углерода в порах коллектора и невозможности приборов С/О-каротажа работать через НКТ. Таким образом, для исследования обсаженных газовых скважин пригодны лишь методы нейтронного каротажа в модификациях – стационарный с радионуклидными нейтронными источниками нейтронов и импульсный нейтронный каротаж. У каждого из них свои области применения, преимущества и недостатки, которые определяются прежде всего физическими основами этих методов и геолого-техническими условиями скважины.
МУЛЬТИМЕТОДНЫЙ МНОГОЗОНДОВЫЙ НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ
В настоящее время при участии специалистов ПАО «Газпром» разработана и успешно применяется технология мультиметодного многозондового нейтронного каротажа (ММНК). В ней реализованы практически все виды взаимодействия нейтронов с породой и насыщающими ее флюидами, регистрируемые стационарными (радионуклидными) нейтронными методами на стадии рассеяния быстрых нейтронов, поглощения тепловых нейтронов и гамма-излучения радиационного захвата тепловых нейтронов радиационно-активными химическими элементами горных пород и насыщающих их флюидов. Основные технические решения по инновационным аппаратурным и методическим разработкам, положенным в основу технологии ММНК, защищены патентами РФ. Актуальность и перспективность разработанной технологии подтверждена решением экспертно-технического совета ФБУ «Государственная комиссия по запасам полезных ископаемых», которым данная технология рекомендована для использования в производственных и научных организациях. По результатам рассмотрения применения технологии ММНК на Методическом совете по геологоразведочным работам на нефть и газ при Федеральном агентстве по нед-ропользованию (Роснедра) поручено подготовить предложения по ее широкому применению в районах, где по геолого-техническим условиям это экономически оправдано.
В чем же состоят преимущества и особенности технологии ММНК и реализующих ее приборно-аппаратных комплексов (технология реализована несколькими модификациями малогабаритной аппаратуры типа КА-МИД-СРК-К, КПНЗ-48 и т. п.)?
Во-первых, это мультиметодность и многозондовость. В основном нейтронном модуле аппаратуры ММНК установлено до шести разноглубинных зондов (рис. 1), которые реализуют все известные модификации стационарного нейтронного каротажа (мультиметодность), применяемого в нефтегазовых скважинах (нейтронный каротаж по надтепловым нейтронам (ННКнт), нейтронный каротаж по тепловым нейтронам (ННКт), нейтронный гамма-каротаж (НГК) и спектрометрический нейтронный гамма-каротаж (СНГК)). Это обеспечивает максимальную информативность технологии ММНК в условиях многоколонных конструкций скважин. Многозондовость технологии дает уникальную возможность разноглубинного зон-дирования прискважинной зоны для определения характера радиального распределения насыщенности коллектора углеводородными флюидами: возрастающий, постоянный или убывающий. Технология ММНК позволяет надежно разделять полезные данные, связанные с фильтрационно-емкостными свойствами пластов-коллекторов и их насыщением, и «шум», вызванный техногенными помехами, в максимально широком диапазоне геолого-технических условий.
Во-вторых, это независимое и одновременное получение всех необходимых подсчетных параметров в любых геолого-технических условиях в рамках области применимости.
В-третьих, в минимальном влия-нии глинистости коллекторов и минералогического состава глин на определяемые параметры газонасыщенности.
В-четвертых, определение подсчетных параметров в действую-щих скважинах, в том числе через НКТ, т. е. без временных, информационных и экономических потерь из-за глушения (освоения) скважин и вывода их из эксплуатации.
В-пятых, комплексность исследований. Интегрированные модули (сопряженные в пространстве) спектрометрического гамма-каротажа, магнитоимпульсной дефектоскопии, термометрии, барометрии и резистивиметрии дополнительно позволяют единовременно получать данные о горных породах, их насыщении, техническом состоянии и термобарических условиях эксплуатации скважины, тем самым расширяя область применения ММНК.
В-шестых, информативность геолого-промысловых исследований по нефтегазонасыщенности коллекторов слабо зависит от характера заполнения ствола скважины (вода, газ, буровой раствор и их смеси) и ее конструктивных особенностей.
Применение технологии ММНК эффективно на различных стадиях эксплуатации скважин НГКМ. Так, на этапе разработки месторождений определяемые на основе технологии ММНК величины и распределение вычисленных значений параметров насыщения порового пространства углеводородными флюидами в радиальном направлении от стенки колонны позволяют эффективно решать следующие задачи:
– определять в коллекторах текущие значения коэффициентов газонасыщенности, нефтегазонасыщенности;
– оперативно определять глубины текущего газонефтяного, газоводяного контакта и линейные размеры переходных зон;
– фиксировать остаточные запасы газа в обводнившейся час-ти продуктивных отложений и выделять продуктивные пропущенные (линзовидные) коллекторы, не вовлеченные в процесс разработки;
– выделять в обводняющихся газовых скважинах интервалы с кинжальным прорывом пластовых вод по коллекторам с высокими фильтрационно-емкостными свойствами (ФЕС) (суперколлекторам) и заблокированные нижележащие газонасыщенные коллекторы с более низкими ФЕС;
– по результатам обработки спектрального состава нейтронного гамма-излучения оценивать содержание петрогенных химических элементов (кальция и кремния) в горных породах, что позволяет совместно с комплексом ГИС открытого ствола более качественно строить объемную модель геологического разреза;
– диагностировать техногенные процессы, происходящие в скважине и в прискважинной зоне.
На рис. 2 приведены результаты исследований газовой скважины одного из месторождений Западной Сибири с определением характера насыщения нижнемеловых песчано-алевритовых плас-тов-коллекторов и положения текущего газоводяного контакта по данным ММНК. На позднем этапе разработки месторождений одной из актуальных задач становится оценка остаточных запасов газа в обводнившихся продуктивных отложениях с дальнейшим их включением в разработку или списанием с баланса.
Контроль за остаточными скоп-лениями газа в обводнившихся продуктивных отложениях в эксплуатационном фонде скважин НГКМ желательно производить в два этапа.
На первом этапе – обобщение и анализ геофизических, геологических, промысловых материалов, а также мониторинг результатов постоянно действующих гидродинамических моделей в целях прогнозирования состояния коллекторов с низкими фильтрационно-емкостными свойствами как потенциальных объектов невыработанных скоплений газа в обводнившихся продуктивных отложениях.
На втором этапе – детальные геофизические исследования выделенных по результатам обобщения потенциальных объектов с трудноизвлекаемыми запасами (ТРИЗ) и невыработанными скоп-лениями газа в обводненных продуктивных отложениях путем применения технологии ММНК.
На рис. 3 приведена общая схема применения технологии ММНК для решения геологических задач на поздней стадии разработки НГКМ.
Необходимость наращивания ресурсной базы, в том числе ее восполнения на обустроенных площадях месторождений с развитой инфраструктурой, считается экономически эффективным (наименее капиталоемким) и наиболее предпочтительным среди возможных способов продления сроков эксплуатации базовых газовых месторождений, т. к. в настоящее время большинство сеноманских газовых залежей Западной Сибири, разрабатывае-мых ПАО «Газпром», находятся на поздней стадии разработки. Падение добычи вынуждает недропользователей к поиску ресурсов для ее поддержания, в том числе введению в разработку более сложных нижележащих горизонтов – неоком, ачимовская толща и др., а также надсеноманские отложения (турон, сенон). С 2017 г. в ПАО «Газпром» реализуется утвержденная Программа освоения нетрадиционных и трудноизвлекаемых ресурсов газа.
При известных ограниченных возможностях «классических» гео-физических методов развитие и совершенствование технологии ММНК и ее применение при исследованиях низкопроницаемых коллекторов с ТРИЗ УВС определяется как перспективное. Об этом свидетельствует накопленный опыт ее применения.
Перспективы развития технологии ММНК на основе радионук-лидного нейтронного источника связаны с определением химических элементов горных пород и насыщающих их флюидов на основе применения высокоэффективных спектрометрических детекторов с высоким разрешением путем анализа спектрометрического распределения гамма-излучения радиационного захвата (ГИРЗ) от радиационно-активных химических элементов. Кроме этого, не полностью реализованы и требуют дальнейшей разработки аналитические возможности технологии ММНК по диагностике заполнения заколонного пространства цементами различного состава, определения линейных размеров каверн, образующихся в результате выноса песка из слабосцементированных песчаников, контроля результатов гидроразрыва пласта с различными типами пропанта. Актуальным признано повышение термостойкости аппаратуры технологии ММНК.
ИМПУЛЬСНЫЙ НЕЙТРОННЫЙ КАРОТАЖ
В настоящее время ведущие зарубежные компании располагают представляющими интерес технологиями определения элементного состава горных пород и насыщающих их флюидов на базе спектрометрических модифи-каций импульсных нейтронных методов (импульсный спектромет-рический нейтронный гамма-каротаж). Отечественные технологии в этом направлении имеют хорошие научно-технические заделы, и дальнейшее их развитие считается одной из первостепенных задач.
По оценке авторов статьи, весьма перспективным становится развитие технологий импульсного нейтронного каротажа (ИНК) с применением генераторов с управляемым выходом нейтронов, что позволит более качественно определять водородосодержание пород и насыщающих их флюидов и повысить чувствительность метода к газонасыщенности коллекторов.
Кроме того, с точки зрения методических возможностей в различных модификациях ИНК и радиационной безопасности представляют интерес дейтерий-дейтериевые генераторы нейтронов с излучением нейтронов с энергией 2,5 МэВ. Закономерности пространственно-энергетического распределения нейтронов и ГИРЗ будут близки к распределению от радионуклидных нейтронных источников, чем соблюдается преемственность методического обеспечения и что позволит использовать существующие разработки по ММНК.
ВЫВОДЫ
Современные российские технологии нейтронного каротажа представляют собой мощный инструмент исследования и имеют значительный потенциал развития, позволяющий существенно расширить круг решаемых ими задач, повысить качество, потребительскую ценность и достоверность получаемой информации, влияя тем самым на эффективность и рентабельность добычи УВС на разных этапах освоения НГКМ.
Актуальной задачей ближайшего времени выступает ускоренное развитие методического и программно-интерпретационного обеспечения в целях соблюдения соответствия его уровня техническим возможностям непрерывно совершенствуемой современной нейтронной аппаратуры.
Применение инновационных технологий многозондовых и многометодных модификаций нейтронных методов на базе радионуклидных нейтронных источников и управляемых генераторов нейтронов обеспечивает в том числе повышение достовернос-ти и оперативности подсчета (пересчета) запасов УВС на НГКМ, включая остаточные запасы обводненных залежей и ТРИЗ.
Перспективными направлениями совершенствования и развития технологий исследования скважин НГКМ на основе нейтронных методов выступают:
– специализация комплексов нейтронных методов по областям применимости для решения актуальных геологических, технологических и технических задач, направленных на повышение точности подсчета запасов, коэффициента извлечения газа и коэффициента извлечения нефти, обеспечение промышленной и экологической безопасности скважин НГКМ;
– развитие направления исследований по оценке содержания радиационно-активных химических элементов в горных породах и насыщающих их флюидах в целях оценки литологии горных пород и насыщения коллекторов на базе стационарных и импульсных нейтронных методов с применением высокоэффективных спектрометрических гамма-детекторов с высоким разрешением;
– повышение термобаростойкости скважинной аппаратуры;
– реализация технологий стационарных и импульсных нейтронных методов для автономных вариантов аппаратуры, а также аппаратуры для каротажа во время бурения.
Авторы:
С.Н. Меньшиков, к.э.н., ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, РФ), Pashinskaia.NG@nadym-dobycha.gazprom.ru
И.В. Мельников, к.э.н., ООО «Газпром добыча Надым», Kovalenko.AF@nadym-dobycha.gazprom.ru
В.В. Моисеев, ООО «Газпром добыча Надым», Moiseenko.OV@nadym-dobycha.gazprom.ru
C.А. Варягов, д.г.-м.н., ООО «Газпром добыча Надым», varser2009@gmail.com
М.Н. Киселев, ООО «Газпром добыча Надым», Kiselev.MN@nadym-dobycha.gazprom.ru
Литература:
1. Афанасьев В.С., Афанасьев С.В., Афанасьев А.В. и др. Методика автоматизированного восстановления свойств пород в терригенном разрезе по данным ГИС в системе Gintel (Методика ТАВС). М.: ООО «Геоинформационные технологии и системы», 2009. 100 с.
2. Ермилов О.М., Архипов Ю.А., Харитонов А.Н., Ильин А.В. Повышение точности гидродинамического моделирования газовых месторождений // Наука и техника в газовой промышленности. 2018. № 2 (74). С. 23–36.
3. Меньшиков С.Н., Варягов С.А., Харитонов А.Н. и др. Совершенствование методов обработки, интерпретации и анализа геолого-геофизической и промысловой информации по продуктивным залежам // Каротажник. 2018. № 9 (291). С. 3–17.
4. Черепанов В.В., Красовский А.В., Лапердин А.Н. и др. Моделирование продуктивности газовых скважин. М.: ООО «Газпром экспо», 2013. 264 с.
5. Меньшиков С.Н., Варягов C.А., Харитонов А.Н. и др. Использование систем интегрированного моделирования для обоснования технологического режима работы газового промысла // Нефтепромысловое дело. 2019. № 2. С. 64–69.
6. Патент РФ № 2571787. Способ определения параметров максимального технологического режима газового промысла / В.Ю. Глазунов, А.В. Величкин, В.В. Моисеев [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.findpatent.ru/patent/257/2571787.html (дата обращения: 22.03.2019).
7. Патент РФ № 2490449. Способ гидрогазодинамических исследований скважин / Ю.А. Архипов, С.Н. Бузинов, С.А. Варягов. Патентообладатель: ООО «Газпром добыча Надым». Заявл. 09.08.2011, опубл. 20.08.2013 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.freepatent.ru/patents/2490449 (дата обращения: 22.03.2019).
8. Патент РФ № 2454535. Способ определения параметров работы скважины в газосборную сеть. Ю.А. Архипов, С.А. Варягов, В.А. Гугняков. ООО «Газпром добыча Надым». Заявл. 24.11.2010, опубл. 27.06.2012 [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.freepatent.ru/patents/2454535 (дата обращения 22.03.2019).
9. СТО Газпром добыча Надым 3.074–2015. Методика обоснования предельных дебитов эксплуатационных скважин месторождений ООО «Газпром добыча Надым» с целью предотвращения разрушения призабойной зоны и абразивного износа оборудования. Режим доступа: ограниченный.
10. Меньшиков С.Н., Мельников И.В., Моисеев В.В., Дарымов А.В. Технологии эксплуатации низкодебитных скважин на месторождениях с падающей добычей // Наука и техника в газовой промышленности. 2018. № 3 (75). С. 21–30.
HTML
Для обеспечения эффективности разработки месторождений требуется создание достоверного инструмента для прогнозирования влияния управляющих решений на поведение системы «пласт – скважины – сеть сбора продукции – дожимные компрессорные станции – установки комплексной подготовки углеводородов – межпромысловый сбор – головная компрессорная станция». Кроме того, необходимо организовать непрерывный цикл управления разработкой месторождений, который схематически представлен на рис. 1. При этом важно учитывать, что газодобывающее предприятие – сложный геолого-технологический комплекс, и его отдельные элементы существенно влияют на работу друг друга. Решение этой задачи трудно представить без применения современных технологий.
Рассмотрим пути достижения поставленной цели на примере реализованных в ООО «Газпром добыча Надым» технологических решений, которые связаны с созданием и адаптацией цифровых моделей месторождений, обоснованием технологического режима работы газового промысла, мониторингом и выбором технологии эксплуатации низкодебитных скважин.
МОДЕЛИРОВАНИЕ, АДАПТАЦИЯ МОДЕЛЕЙ
Геологическое моделирование сводится к распределению свойств горных пород между отдельными точками горного массива с известными характеристиками на основе выявленных статистических закономерностей. Очевидно, что более подробное изучение литофациальной изменчивости повышает точность геологического моделирования. Решение данной задачи возможно с использованием методики автоматизированного восстановления свойств (методика ТАВС) пород по данным геофизических исследований скважин (ГИС) на основе структурно-минералогической, флюидальной и фильтрационной модели терригенных пород [1]. Данная методика разработана ООО «Геоинформационные технологии и системы» (ООО «ГИФТС») и с успехом применяется на объектах ООО «Газпром добыча Надым». Ее можно представить в форме системы обобщенных петрофизических моделей и стохастических связей (рис. 2). Используя данный методический подход, удалось не только разработать критерии сортировки пород на фациальные разности, но и проследить распределение отдельных фаций в трехмерном пространстве [2, 3].
Для уточнения фильтрационной модели и фазовой проницае-мости выполнена интерпретация данных газодинамических исследований скважин (ГДИС) и результатов ГИС с использованием теории порядковой статистики. Данная технология разработана ООО «ЭДС Плюс» [4] и заключается в следующем. Проницаемость определенного интервала пласта представляется как случайная величина, функция распределения которой зависит от двух параметров – среднего значения (математического ожидания) и отклонения от среднего значения (дисперсии). Дисперсия определяется степенью вертикальной неоднородности пласта (коэффициент неоднородности Дайкстра – Парсонса). Ранжирование интервалов пласта по проницаемости проводится на основе ГИС, при этом математическое ожидание определяется по ГДИС. Такая методика позволила получить детальную фильтрационную модель месторождения.
При ее адаптации к динамике внедрения подошвенной воды в газовую залежь обычно используют данные ГИС по наблюдательному фонду, вскрывшему начальный газоводяной контакт (ГВК). Тем не менее такой подход для газовых месторождений имеет очевидные недостатки, связанные с тем, что наблюдательный фонд располагается преимущественно в купольной части месторождения, а периферийная часть, как правило, остается без должного контроля. В качестве примера можно привести данные по сеноманской залежи газа Юбилейного нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ). Площадь месторождения составляет 459 км2, а число неперфорированных наблюдательных скважин, постоянно участвующих в процессе контроля продвижения ГВК, – всего лишь 9 ед. Исходя из этого, на одну наблюдательную скважину в среднем приходится более 51 км2 площади. В этих условиях точность прогноза положения ГВК в зоне межскважинного пространства недостаточно велика.
Для повышения точности прогноза динамики ГВК и более полного изучения механизма обводнения газовой залежи следует дополнительно использовать данные ГИС в эксплуатационных скважинах. С помощью предложенной методики [3] удалось существенно увеличить количество получаемой информации и уточнить скорости внедрения подошвенной воды на различных участках месторождения (рис. 3). Анализ полученных диа-грамм показывает, что динамика внедрения пластовой воды с большой достоверностью может быть описана линейным уравнением, угловой коэффициент которого соответствует средней годовой скорости продвижения контакта «газ – вода». Полученные результаты использованы для настройки аквиферов в гид-родинамической модели пласта, а также позволяют прогнозировать сроки обводнения скважин и планировать периоды проведения капитального ремонта фонда скважин.
Отдельно взятые цифровые модели не решат задачу эффективного управления разработкой месторождения. Мы считаем, что для этого необходимо создание автоматизированной системы управления на основе постоянно действующей интегрированной модели месторождения. Она позволяет проводить комплексный анализ и прогноз работы всех элементов цепочки «пласт – скважины – газосборная сеть (ГСС) – подготовка газа» при различных сценариях добычи газа [5].
ОБОСНОВАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО РЕЖИМА РАБОТЫ ГАЗОВОГО ПРОМЫСЛА
Максимально снизить технологические потери газа позволяет разработанный специалистами ООО «Газпром добыча Надым» и внедренный в производство способ обоснования технологических режимов газовых промыслов [6]. Он основан на согласовании газодинамических характеристик (ГДХ) систем добычи и подготовки газа, которые рассчитываются при помощи математических моделей пласта, скважин, ГСС, дожимной компрессорной станции (ДКС), установки комплексной подготовки газа (УКПГ), межпромысловых коллекторов (МПК), адаптированных на фактические промысловые данные. Вначале рассчитывается ГДХ системы «пласт – скважина – ГСС» в виде зависимости давления на входе в УКПГ отборов газа с промысла. Для этого в модель системы «пласт – скважина – ГСС» вводятся результаты промысловых исследований по каждой скважине в виде зависимостей давления газа от его расхода. После этого модель настраивается на фактические параметры работы системы за предыдущий период. Расчет положения регулируемых дросселей, используемых в обвязке скважин, проводится таким образом, чтобы обеспечить максимальную добычу газа за счет минимизации потерь пластовой энергии, но при выполнении геолого-технологических ограничений, в том числе по максимальной до-пустимой депрессии на пласт, допустимому абразивному износу и т. д. Затем рассчитывается ГДХ комплекса по подготовке и компримированию газа. Для этого в газодинамическую модель системы подготовки газа вводятся характеристики по всем установкам и проводится настройка на фактические параметры работы системы за предыдущий период. Задается фактическое давление газа на выходе данной системы. Режим работы установок и положение регулируемых дросселей выбираются таким образом, чтобы обеспечить максимальную добычу газа при минимальных потерях пластовой энергии и выполнении всех технологических ограничений, в том числе по максимальному количеству оборотов нагнетателя, помпажного запаса, максимальной пропускной способности сепарационного оборудования и т. д. Рассчитывается минимально-возможное давление газа на входе установки подготовки газа к транспорту при различных отборах газа с газового промысла (ГП).
Точка пересечения ГДХ систем «пласт – скважина – ГСС» и «ДКС – УКПГ – МПК» соответствует допустимому технологическому режиму с максимальным среднесуточным дебитом газа на ГП. Пример использования данного способа представлен на рис. 4. Оранжевая линия соответствует максимальной ГДХ до замены сменной проточной части (СПЧ) системы «ДКС – УКПГ – МПК» (при максимальных оборотах). Синяя – фактическая ГДХ «скважина – ГСС» с учетом геолого-технологических ограничений. Точка их пересечения показывает максимально возможный отбор газа при безопасной работе скважин и оборудования.
ЭНЕРГОЭФФЕКТИВНЫЕ ТЕХНОЛОГИИ ГДИС
Как уже отмечалось ранее, для расчета и обоснования технологического режима работы газового промысла необходимы актуальные данные результатов промысловых исследований по каждой скважине. Их получают при проведении газодинамических исследований скважин при стационарных и нестационарных режимах фильтрации газа. Обработка результатов, включающая методы математической обработки, как правило, состоит из трех этапов: определение функции реагирования пластовой системы на изменение дебита (изменение давления); контроль возмущающей функции (изменение дебита); подбор такого распределения фильтрационно-емкостных свойств (ФЕС) пласта, при котором определенные функции соответствовали бы друг другу наилучшим образом. Традиционно для проведения таких исследований используют диафрагменный измеритель критического течения. При этом выполняют: остановку скважины и замер статического давления на устье; пуск скважины на факельную линию с определением дебита газа и динамического давления на устье в нескольких режимах работы; снятие кривых стабилизации и восстановления давления; замер температуры газа; определение коэффициентов фильтрационного сопротивления и т. д. Проведение большого количества исследований и значительные потери природного газа при этом определили важную для отрасли задачу – разработку технологии ГДИС с соблюдением принципов энергосбережения.
Один из них – это метод с использованием функции влияния [7], основанный на том, что продуктивные характеристики являются функцией времени и зависят не только от ФЕС призабойной зоны пласта, но и от продолжительности работы скважины. Полученные результаты показали преимущества данного метода при определении параметров, характеризующих продуктивность эксплуатационных скважин. Он не требует исследования на большом количестве режимов ее работы, как правило, достаточно 2–3 режимов, что существенно сокращает продолжительность исследований и в несколько раз снижает выпуск газа в атмосферу.
Другой внедренный в производство метод исследования – измерение расхода газа и содержание жидкости и механических примесей в рабочем режиме [8]. Для этого газовый поток отключают от газосборной сети и переключают на факельную линию, в конце которой монтируют мобильные расходомер и сепаратор. После этого с помощью регулируемого дросселя, входящего в состав фонтанной арматуры, устанавливают устьевое давление, такое же, как при работе скважины в газосборную сеть. Далее в течение определенного времени измеряют расход газа, а после повторного перевода газового потока в газо-сборную сеть измеряют количество жидкости и механических примесей. Данный метод позволяет повысить точность, достоверность и экономическую эффективность контроля режимов работы скважин в газосборную сеть за счет прямого измерения их рабочих параметров.
Использование энергосбере-гающей технологии при проведении газодинамических исследований скважин Медвежьего, Юбилейного и Ямсовейского месторождений продемонстрировало ее преимущества. Продолжительность исследований сокращена в 3–5 раз, а выпуск газа в атмосферу – в 5–7 раз.
ТЕХНОЛОГИИ ПОДДЕРЖАНИЯ НИЗКОДЕБИТНЫХ СКВАЖИН
В процессе разработки залежей пластовое давление падает, и часть действующего фонда скважин начинает работать нестабильно в режиме самопроизвольных остановок (режим самозадавливания). Это объясняется недостаточными скоростями газа при его движении по эксплуатационной колонне и насосно-компрессорным трубам для выноса жидкости на поверхность. Скопление воды в скважине приводит к разрушению слабосцементированного коллектора. В результате увеличивается удельный вынос механических примесей в газовом потоке, приводящий к абразивному износу газопромыслового оборудования. Для минимизации негативного воздействия ООО «ТюменНИИгипрогаз» совместно с ООО «Газпром добыча Надым» разработали методику обоснования предельных дебитов эксплуатационных скважин месторождений в целях предотвращения разрушения призабойной зоны и абразивного износа оборудования [9]. Она предусмат-ривает алгоритм действий при обосновании перевода скважин на особый режим работы – применение технологий поддержания их стабильной работы. Эффективность технологий уточнялась при проведении большого количества экспериментальных работ на мес-торождениях с падающей добычей газа [10].
Одним из перспективных направлений служит технология эксплуатации скважин по концентрическим лифтовым колоннам (КЛК), при которой газ, поступаю-щий из продуктивного пласта, направляется к устью скважины по каналам, образованным двумя размещенными одна в другой концентрическими колоннами. Поочередно перекрывая один из каналов, удается обеспечить необходимую скорость потока газа для удаления жидкости из скважины и обеспечить минимальные гидравлические потери. Данная технология внедрена на Медвежьем месторождении с 2008 г. За счет внедрения КЛК полностью исключены технологические продувки забоев и увеличены среднемесячные отборы газа. Согласно результатам ГДИ, за период 2008–2011 гг. удельный вынос песка снизился, а с 2012 г. – полностью прекратился. Полученные результаты учтены в проекте разработки Медвежьего НГКМ ООО «ТюменНИИгипрогаз», в котором для удаления воды с забоев скважин предусмотрены работы по оборудованию эксплуатационных скважин концентрическими лифтовыми колоннами. Начало реализации принятых решений запланировано на 2019 г.
С 2005 г. на Медвежьем НГКМ применяется газлифтная эксплуатация скважин. Данная технология дорабатывалась и адаптировалась под конкретные условия, устранялись выявленные недостатки. Например, в обвязку скважины был установлен подогреватель, обеспечивающий положительные температуры транспортировки газа, а расчеты на гидродинамической модели позволили обосновать наиболее рациональный режим закачки сухого газа. Применение данной технологии позволило увеличить отбор газа из пласта до 30 %, а необходимость в периодических продувках для очистки ствола скважины от жидкости отпала (рис. 4).
Одна из наиболее эффективных технологий, активно применяемая на месторождениях ООО «Газпром добыча Надым», – удаление жидкости с забоя при помощи поверхностно-активных веществ (ПАВ). Ранее применялась периодическая обработка забоя твердыми и жидкими ПАВ, но практика показала не очень высокую эффективность этой технологии при большой трудоемкости. Специалисты ООО «Газпром добыча Надым» предложили использовать непрерывную дозированную подачу жидкого ПАВ. Данная технология прошла успешные испытания на Медвежьем НГКМ. На начальном этапе проводилась ударная обработка забоя с последующей отработкой скважины на факельную линию. После снижения концентрации механических примесей в газовом потоке до безопасных значений скважины переводили на работу в шлейф, обеспечивая стабильный режим работы путем постоянной дозированной подачи пенообразователя. В результате низкодебитные скважины стабильно работают на дебитах примерно в 2 раза ниже минимально необходимых для выноса воды без применения ПАВ (рис. 5).
Основной положительный эффект применения технологии постоянной дозированной подачи ПАВ – стабильная и длительная работа скважин без проведения продувок (ранее продувки проводились с периодичностью 5–7 сут) (рис. 6). Еще одним положительным эффектом стало постепенное снижение содержания песка в газе, что позволяло увеличивать дебит газа примерно в 2 раза.
ВЫВОДЫ
Разработанный и внедренный в производство комплекс научно-технических решений позволяет решить актуальные проблемы эффективности разработки месторождений. Применение цифровых моделей помогает принимать более обоснованные управленческие решения. Адаптированные и усовершенствованные технологии дают возможность осуществлять стабильную эксплуатацию низкодебитных скважин, сокращать выпуски газа в атмосферу при проведении газодинамических исследований скважин. Реализованный на практике подход к обоснованию и назначению технологического режима работы газового промысла позволяет не только решать вопросы технологической и экономической эффективности, но и планировать сроки технического перевооружения.
Добыча газа и газового конденсата
Авторы:
А.А. Ротов, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), A_Rotov@gwise.vniigaz.gazprom.ru
В.А. Истомин, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», V_Istomin@gwise.vniigaz.gazprom.ru
Т.В. Чельцова, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», T_Cheltsova@gwise.vniigaz.gazprom.ru
Р.А. Митницкий, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», R_Mitnitsky@ gwise.vniigaz.gazprom.ru
Литература:
1. Скоробогач М.А. Проблемы эксплуатации системы сбора газа на месторождении Медвежье // Технологии нефти и газа. 2011. № 6 (77). 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 // Материалы НТС «Проблемы добычи и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений на поздней стадии разработки». М.: ИРЦ Газпром, 1997. C. 69–78.
3. Корякин A.Ю., Николаев О.А., Гузов В.Ф. и др. Актуальные вопросы завершающей стадии разработки основных базовых месторождений ООО «Газпром добыча Уренгой». Переход к ликвидационным работам и порядок их проведения // Сб. науч. тр. «Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса». М.: Недра, 2013. С. 58–62.
4. Бугрий О.Е., Нанивский Е.М., Кульков А.Н., Урумян А.А. Проблемы и перспективы добычи низконапорного газа на месторождениях Западной Сибири // Сб. науч. тр. «Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса». М.: Недра, 2013. С. 389–396.
5. Кудияров Г.С., Истомин В.А., Ротов А.А. Особенности работы систем сбора газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения на завершающей стадии разработки // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2017. № 5. С. 5–13.
6. Ротов А.А., Сулейманов В.А., Истомин В.А. Основные технические решения по предотвращению накопления жидкости в газосборных сетях // Вести газовой науки, 2015. № 3 (23). С 109–115.
7. Ротов А.А., Трифонов А.В., Сулейманов В.А., Истомин В.А. Моделирование режимов работы газового промысла как единой термогидравлической системы // Газовая промышленность. 2010. № 10 (651). С. 46–49.
HTML
В настоящее время ряд сеноманских залежей газовых месторождений Надым-Пур-Тазовского региона (Ямбургское, Уренгойское, Медвежье) находится на стадии падающей добычи. Эксплуатация промысловых газосборных сетей (ГСС) этих месторождений осложняется определенным количеством проблем, связанных с накоплением жидкости: повышением гидравлического сопротивления трубопроводов, залповыми выбросами жидкости в сепарационное оборудование, пульсациями давления, возникновением ледяных и гидратных пробок в зимний период эксплуатации [1–5]. Для повышения эффективности эксплуатации месторождений на стадиях падающей добычи разработаны и используются различные методы удаления жидкости из газосборных систем и технические решения по реконструкции газо-сборных сетей, направленные на снижение негативных факторов, связанных с накоплением жидкости. В работе [6] проанализированы преимущества и недостатки наиболее известных решений с точки зрения их инженерно-технической реализации.
В качестве одного из перспективных способов удаления скоп-лений жидкости из трубопроводов газосборных сетей может рассматриваться периодическое кратковременное увеличение отборов газа за счет реализации максимальных добычных возможностей промысла. По сравнению с наиболее часто применяемыми в промысловой практике продувками скважин и трубопроводов газосборной сети преимущество данной технологии заключается в отсутствии потерь газа от выпусков в атмосферу и тем самым снижении негативного воздействия на окружающую среду. Помимо этого, важно отметить, что предлагаемое технологическое решение не требует монтажа дополнительного оборудования, а осуществляется исключительно за счет регулирования режима работы газового промысла.
В данной статье применение технологии кратковременного увеличения отборов газа рассмот-рено на примере одного из газовых промыслов месторождения Западной Сибири, находящегося на стадии падающей добычи.
На промысле используется кус-товая схема расположения скважин, количество скважин в кустах – от 2 до 5 ед., общее количество действующих скважин составляет 63 ед. Текущее пластовое давление залежи находится на уровне 1,75 МПа, дебиты скважин варьируются в диапазоне от 50 до 250 тыс. м3/сут. Промысловая система сбора газа реализована по коллекторно-лучевой схеме, к газопроводам-шлейфам подключено от 1 до 2 кустов скважин. Система сбора сформирована из трубопроводов диаметром 426 мм, протяженность шлейфов составляет от 800 до 5500 м. Компримирование газа промысловой дожимной компрессорной станцией (ДКС) осуществляется двумя ступенями сжатия. На первой и второй ступенях сжатия может быть задействовано до двух газоперекачивающих агрегатов (ГПА) с максимальными степенями сжатия 3,0 и 2,0 соответственно.
Текущий отбор газа по промыслу исходя из действующего проекта разработки находится на уровне 6,3 млн м3/сут и обеспечивается работой одного ГПА первой ступени и одного ГПА второй ступени сжатия (схема работы ДКС 1 × 1). Эксплуатация промысла в текущем режиме осложнена накоплением жидкости в скважинах и трубопроводах газосборной сети. Дебиты 24 % скважин недостаточны для выноса жидкости, что приводит к ее накоплению на забое, увеличению гидравлических потерь давления в лифтовых колоннах и остановкам скважин вследствие их самозадавливания. Скорости газа в трубопроводах газосборной сети составляют от 1,9 до 5,5 м/с и не обеспечивают выноса жидкости из ГСС. Накопление жидкости в трубопроводах способствует увеличению гидравлических потерь в газосборной сети и приводит к рискам образования ледяных пробок в зимний период эксплуатации.
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИИ
На первом этапе анализа предлагаемой технологии выполнено моделирование совместной работы системы «пласт – скважины – ГСС – ДКС», определен диапазон возможного изменения отборов газа по промыслу с учетом текущего состояния разработки и обустройства. Для моделирования системы использован программный комплекс ООО «Газпром ВНИИГАЗ», рассмотренный в работе [7].
На рис. 1 приведена расчетная добычная характеристика промысла. Синим цветом показана зависимость давления на выходе промысловой ГСС от производимого отбора газа при текущем состоянии разработки и обустройства. Зеленым цветом – минимальные необходимые давления на входе ДКС для различных схем работы ГПА. Точки пересечения зависимостей давления на выходе ГСС и входе ДКС от производимого отбора газа определяют возможные режимы работы промысла.
Согласно полученным результатам, текущее состояние разработки и обустройства промысла позволяет увеличить отбор газа c 6,3 до 9,8 млн м3/сут. При этом потребуется изменение схемы работы агрегатов ДКС с 1 × 1 (один ГПА на первой ступени сжатия, один ГПА на второй ступени сжатия) на схему работы 2 × 2 (по два ГПА на первой и второй ступенях сжатия).
Далее проведены расчеты изменения режимов работы добывающих скважин и трубопроводов газосборной сети при увеличении отборов газа. На рис. 2 приведено изменение количества накопленной в ГСС жидкости при увеличении отборов. Количество жидкости, накопленной в трубопроводах ГСС при текущем режиме эксплуатации, составляет 1016 м3. Полное удаление накопленной жидкости из ГСС требует увеличения отбора газа как минимум до 11 млн м3/сут, что невозможно обеспечить при текущем состоянии промысла. Тем не менее реализация максимально возможного отбора газа на уровне 9,8 млн м3/сут позволит существенно сократить объем накопленной в ГСС жидкости – до 507 м3, т. е. более чем в два раза.
В таблице приведены объемы накопления жидкости в шлейфах кустов скважин, соответствующие различным отборам газа по промыслу. Согласно проведенным расчетам, реализация максимально возможного отбора газа 9,8 млн м3/сут не позволит полностью удалить скопления жидкости из ряда шлейфов (№ 2, 4, 5, 6, 11 и 13).
Следует отметить, что на предыдущих этапах разработки при более высоком уровне пластового давления или при другой конфигурации промыслового оборудования (например, при использовании ГПА с более высокой степенью сжатия) существовала бы возможность реализовать отбор газа, необходимый для полного удаления жидкости из всех трубопроводов ГСС.
При увеличении отбора газа по промыслу вынос накопившейся в процессе эксплуатации жидкости будет происходить не только из трубопроводов ГСС, но и из скважин. Расчеты показывают, что при используемой на промысле конструкции скважин минимальный дебит, обеспечивающий вынос жидкости, можно принять на уровне 70 тыс. м3/сут. При текущем отборе газа на уровне 6,3 млн м3/сут это означает, что проблема самозадавливания и нестабильной работы имеет место для 16 скважин промысла (рис. 3). После увеличения отбора газа по промыслу до максимального значения 9,8 млн м3/сут для всех скважин, за исключением одной, ожидается увеличение дебитов и переход в режим выноса жидкости. С технологической точки зрения эффект от увеличения добычи до указанного уровня будет аналогичен одновременной продувке всего фонда скважин, причем без выпуска газа в атмосферу.
РЕЗУЛЬТАТЫ ИССЛЕДОВАНИЙ
Гидродинамическое моделирование показало, что применение рассматриваемой технологии позволяет существенно сократить количество накопленной жидкости в ГСС, а также осуществить вынос накопленной жидкости из скважин. При этом эффективность технологии с точки зрения удаления жидкости определяется потенциалом промысла по увеличению добычи и находится в непосредственной зависимости от текущего состояния его разработки и обустройства.
На основе выполненных расчетов также может быть определен срок проведения следующего увеличения отбора газа в целях обеспечения надежной эксплуатации промысла. Сопоставление количества жидкости, поступающей из добывающих скважин, и стационарного объема жидкости в ГСС (рис. 2) при текущей добыче газа позволяет рассчитать интервал времени, через которое система вернется к исходному состоянию (предшествовавшему повышению отбора).
Особо важно отметить, что при планировании проведения мероприятий по увеличению отборов газа необходимо проследить соответствие производительности сепарационного оборудования объемам жидкости, выносимой из скважин и ГСС. При превышении максимальной производительности сепарационного оборудования по жидкости возможен ее прорыв и повреждение последую-щих элементов технологической цепочки (фильтры-сепараторы, компрессоры).
Проиллюстрируем это на следующем примере. Установка комп-лексной подготовки газа (УКПГ) рассматриваемого промысла включает шесть технологических ниток, оснащенных однотипными сепараторами с максимальной суммарной производительностью по жидкости 25 м3/ч.
Скорость поступления жидкости на УКПГ зависит как от ее объема (скопившегося в ГСС и скважинах), так и от темпов увеличения отбора газа. В связи с этим были проведены расчеты динамики поступления жидкости на технологическую площадку УКПГ для различных сценариев увеличения отборов газа. При проведении расчетов рассматривалось равномерное увеличение отборов газа до максимального значения 9,8 млн м3/сут в течение четырех различных промежутков времени (рис. 4): 3 ч (сценарий 1), 5 ч (сценарий 2), 9 ч (сценарий 3) и 24 ч (сценарий 4).
На рис. 5 приведены скорости поступления жидкости из ГСС на УКПГ для указанных сценариев увеличения отборов газа. Кроме того, на данном рисунке красным цветом показана максимальная пропускная способность сепарационного оборудования.
Из полученных результатов следует, что увеличение отборов газа до 9,8 млн м3/сут за период менее 24 ч (сценарий 4) приводит к тому, что поступление жидкости на УКПГ превысит производительность сепарационного оборудования по жидкости. При повышении отборов газа в течение 24 и более часов превышения пропускной способности сепараторов не ожидается.
Следует также отметить, что описанные результаты получены в случае равномерного по времени увеличения отборов газа. Неравномерное изменение отбора будет сопровождаться залповыми выбросами жидкости на УКПГ, также способными превысить производительность сепараторов. В качестве примера на рис. 6 приведены результаты расчетов при равномерном и ступенчатом увеличении отборов газа.
Как показали проведенные в примере расчеты, увеличение отборов газа потребует включения в работу дополнительных ГПА на первой и второй ступенях сжатия ДКС. При этом экономия газа на проведение продувок скважин и трубопроводов ГСС снизится на объем топливного газа, потреб-ляемого дополнительными ГПА в течение проведения мероприятия по увеличению отборов.
Минимальное время, требуе-мое для увеличения отборов, ограничено, прежде всего, производительностью сепарационного оборудования по жидкости. При установке пробкоуловителя на входе УКПГ это время может быть существенно уменьшено, что позволит сократить объем топливного газа, потребляемого дополнительными ГПА. Проведем оценочный расчет. Установка на входе пробкоуловителя производительностью 200 м3/ч позволит сократить время, необходимое для увеличения отборов газа, с 48 до 5 ч. При потреблении топливного газа одним ГПА на уровне 3600 м3/ч это обеспечит экономию до 309,6 тыс. м3 при каждом мероприятии по увеличению отборов газа.
ВЫВОДЫ
Таким образом, применение технологии кратковременного увеличения отборов позволяет существенно сократить количество накопленной жидкости в ГСС, а также осуществить вынос накопленной жидкости из скважин. Предложенная технология может быть рекомендована для повышения эффективности эксплуатации ГСС газовых и газоконденсатных месторождений, находящихся на стадии падающей добычи. Целесообразность применения технологии определяется возможностью увеличения отбора и зависит от текущего состояния разработки и обустройства месторождения. При увеличении отбора газа необходимо обеспечить соответствие производительности сепарационного оборудования объемам жидкости, выносимой из скважин и ГСС, что достигается за счет плавного и равномерного изменения режима работы промысла. Эффективность технологии увеличения отборов газа для выноса скоплений жидкости из скважин газосборной сети промысла может быть существенно повышена посредством установки пробкоуловителей на входе УКПГ.
Таблица. Изменение количества жидкости в отдельных шлейфах ГСС при увеличении отбора газа по промыслуTable. Changes of liquid volume in individual pipes of gas gathering system with an increase of production rate
№ шлейфа No. of line |
Отбор газа по промыслу, млн м3/сут Production rate by field, million m3/day |
||||||||
2,0 |
5,0 |
6,3 |
7,8 |
8,6 |
9,4 |
9,8 |
11,0 |
12,0 |
|
Объем жидкости в шлейфе, м3 Volume of fluid in line, m3 |
|||||||||
1 |
0,5 |
0,5 |
0,5 |
0,4 |
0,4 |
0,4 |
0,4 |
0,2 |
0,1 |
2 |
395,6 |
311,1 |
287,9 |
257,4 |
219,1 |
203,4 |
188,6 |
0,0 |
0,0 |
3 |
315,8 |
41,8 |
22,5 |
4,1 |
1,5 |
0,4 |
0,4 |
0,0 |
0,0 |
4 |
103,6 |
65,5 |
56,5 |
48,0 |
41,1 |
34,7 |
29,8 |
0,0 |
0,0 |
5 |
130,5 |
130,5 |
130,5 |
76,8 |
46,7 |
33,6 |
30,1 |
14,2 |
0,0 |
6 |
104,6 |
47,0 |
37,5 |
24,6 |
15,9 |
9,7 |
2,6 |
0,0 |
0,0 |
7 |
74,4 |
6,2 |
5,1 |
2,4 |
1,3 |
0,1 |
0,1 |
0,0 |
0,0 |
8 |
43,3 |
1,2 |
0,9 |
0,6 |
0,1 |
0,1 |
0,1 |
0,0 |
0,0 |
9 |
21,3 |
21,3 |
13,7 |
1,6 |
0,2 |
0,2 |
0,2 |
0,0 |
0,0 |
10 |
9,9 |
9,9 |
5,2 |
1,1 |
0,8 |
0,2 |
0,2 |
0,0 |
0,0 |
11 |
198,3 |
198,3 |
170,6 |
139,4 |
120,4 |
77,2 |
59,7 |
0,0 |
0,0 |
12 |
91,4 |
91,4 |
16,4 |
2,1 |
0,8 |
0,3 |
0,3 |
0,1 |
0,0 |
13 |
295,4 |
295,4 |
268,9 |
242,0 |
221,9 |
206,3 |
195,4 |
0,0 |
0,0 |
Авторы:
Д.В. Изюмченко, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), D_Izyumchenko@vniigaz.gazprom.ru
О.В. Николаев, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ», O_Nikolaev@vniigaz.gazprom.ru
И.В. Стоноженко, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», I_Stonozhenko@vniigaz.gazprom.ru
К.Н. Гужов, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», K_Guzhov@gwise.vniigaz.gazprom.ru
С.А. Хохлов, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», S_Khokhlov@vniigaz.gazprom.ru
Литература:
1. Кирсанов С.А., Гордеев В.Н., Николаев О.В., Стоноженко И.В. Эмпирическая гидродинамическая модель вертикальных газожидкостных потоков в газовых скважинах на поздней стадии разработки месторождений // Газовая промышленность. 2017. № 4 (751). С. 50–55.
2. Николаев О.В., Шулепин С.А. Влияние глубины спуска лифтовых труб на работу обводненной газовой скважины / Проблемы эксплуатации газовых, газоконденсатных и нефтегазоконденсатных месторождений // НТС «Вести газовой науки». М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ». 2013, № 4 (15). С. 46–52.
3. Бузинов С.Н., Гереш Г.М., Николаев О.В. и др. Методика расчетов технологического режима работы газовых скважин на поздней стадии разработки // Газовая промышленность. 2012. Спецвыпуск № 2. С. 9–11.
HTML
На поздней стадии разработки газовых месторождений технологический режим скважин в значительной степени может определяться двухфазными гид-родинамическими процессами ниже башмака лифтовой колонны. Это связано с понижением скорости газа в этом участке ствола, вследствие чего могут возникать условия для повышенного объемного содержания жидкой фазы. В результате в процессе эксплуатации эта часть скважинного пространства может быть заполнена динамичной газожидкостной смесью с изменяющимся по высоте соотношением фаз, что может привести к уменьшению локальной депрессии с глубиной и увеличению потерь упругой энергии пластового газа по сравнению с сухой скважиной. В условиях поздней стадии разработки, характеризуемой пониженным пластовым давлением, наличие жидкой фазы на забое может существенно влиять на режим работы скважины, особенно при значительных расстояниях между башмаком лифтовой трубы и нижней границей вскрытого интервала. При этом жидкая фаза в стволе и на забое может быть образована как пластовой жидкостью, так и конденсационной, а также их смесью.
В статье рассмотрено влияние жидкости на забое скважины на режим ее эксплуатации с точки зрения результатов экспериментальных исследований течения газожидкостных смесей в вер-тикальных трубах, проведенных в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» в 2005–2016 гг. В расчетах использованы разработанные по результатам экспериментов эмпирические корреляции [1].
Возьмем совершенную по характеру и степени вскрытия скважину с лифтовой трубой, конец которой расположен на уровне кровли пласта. Ситуация на забое при некотором режиме работы скважины изображена на рис. 1, где выделены два возможных характерных интервала. В нижнем интервале h12 находится неподвижная однофазная жидкость; будем считать, что скорость обратной фильтрации жидкости в пласт настолько мала, что ею можно пренебречь. В верхнем интервале h11 находится динамичная газожидкостная смесь, в которой обе фазы текут ко входу в лифтовую трубу, входят в нее и поднимаются вверх к устью скважины. Очевидно, при достаточно большом дебите газожидкостная смесь может заполнять весь вскрытый интервал, в этом случае h12 = 0.
Гидродинамические характе-ристики забоя скважины, работающей с жидкостью в продукции, т.е. зависимость между дебитом и давлениями в различных точках вскрытого интервала, определим по методике, описанной в [2]. Расчеты проведем для скважины одного из сеноманских промыслов Западной Сибири на поздней стадии разработки. Параметры представлены в табл. 1.
На рис. 2 представлены зависимости давлений на башмаке лифтовой трубы (рлт), в середине вскрытого интервала (рср) и в нижней точке забоя (рниз) от дебита скважины, работающей с жидкостью в продукции. Синяя пунк-тирная линия рзаб (11) представляет индикаторную линию пласта, рассчитанную по двучленной формуле притока
= = a.Q + b.Q2. (1)
На практике в качестве забойного давления, входящего в (1), принимается либо давление в середине интервала перфорации (рср), либо давление на башмаке лифтовой трубы (рлт); в большинстве сухих газовых скважин разница между этими величинами невелика. Использование величины давления на башмаке лифтовой трубы в качестве забойного на этапе постоянной добычи (т. е. при достаточно большом пластовом давлении) дает определенные преимущества: отпадает необходимость перерасчета давления с середины на верхнюю точку вскрытого интервала, упрощается процедура расчета дебита и т. д. Кроме того, результаты глубинных замеров при гидродинамическом исследовании скважин (ГДИС) содержат, как правило, величину давления на конце лифтовой трубы. Но наличие жидкости на забое (рис. 1) приводит к перераспределению давления вдоль вскрытого интервала. В условиях его значительной протяженности перепады давления между нижним и верхним участками забоя становятся существенными по сравнению с пониженными величинами пластового давления, характерными для этапа падающей добычи, особенно для завершающей стадии разработки.
На рис. 2 изображена зависимость относительной величины работающего интервала y = h11/H от дебита. Видно, что в данном примере вскрытый интервал работает полностью только при дебите Qкр_заб = 285 тыс. м3/сут. Назовем эту величину критическим дебитом по условиям на забое. Из рис. 2 следует, что при дебите 200 тыс. м3/сут газ будет поступать в скважину только на протяжении 75 % от общей длины вскрытого интервала; нижний участок, составляющий 25 % от длины, будет заполнен неподвижным столбом жидкости.
На рис. 2 также изображены зависимости от дебита давлений на нижней границе (рниз), в середине (рср) и на верхней границе (рлт) вскрытого интервала. Как следует из графиков, ни одна из величин не может удовлетворять соотношению (1). В частности, при дебитах меньше критического (по забою) давление в нижней точке забоя всегда превышает пластовое в силу более высокой плотности жидкости по сравнению с газом.
Таким образом, применение на поздней стадии разработки мес-торождений формулы притока (1) без корректировки на наличие жидкости приводит к ошибке в определении дебита, которая может достигать сотен процентов. На рис. 2 особое внимание обращает на себя участок кривой давления на верхней границе вскрытого интервала в диапазоне дебитов 100–300 тыс. м3/сут, в пределах которого величина давления практически не зависит от дебита.
Отметим, что на рис. 2 все зависимости отражают стационарные состояния, характеризуемые определенными величинами объемного водосодержания в каждой фиксированной точке ствола и забоя скважины. Измерения давления на забое в стационарных режимах в процессе гидродинамического исследования проводят в течение некоторого периода времени, который обычно выбирается без учета процессов накопления жидкости в стволе и на забое, поэтому, как правило, содержание жидкости в течение замеров не достигает равновесной величины. Вследствие этого глубинный прибор, расположенный близко к концу лифтовой трубы, будет регистрировать давление, по величине попадающее в промежуток между кривыми рзаб (11) и рлт. В частности, в сухой скважине (сразу после полной продувки) значения замеров будут близки к кривой рзаб (11), а при достаточно продолжительном измерении на одном режиме (по мере приближения к гидродинамическому равновесию, в процессе которого имеет место увеличение объемного водосодержания), измеряемая величина давления сместится ближе к кривой рлт.
ВЛИЯНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ ПРОЦЕССОВ
В силу изложенного в процедуре установления технологического режима особое значение приобретает учет влияния жидкой фазы на эксплуатационные характеристики скважины. На рис. 3 фиолетовой линией изображена характеристика обводненной скважины, полученная по методике, изложенной в [3], с учетом наличия жидкости в стволе, но при игнорировании процессов на забое руст ГЖ (без учета забоя). При этом предельные параметры работы скважины, соответствующие экстремуму на кривой, составляют: максимальное устьевое давление р_уст_макс = 1,588 МПа, минимальный дебит устойчивой работы скважины Q мин = 173 тыс. м3/сут.
В то же время учет гидродинамических процессов на забое приводит к существенно отличающемуся результату (зеленая линия). Зависимость устьевого давления от дебита руст ГЖ (с учетом забоя) расположена ниже, а предельные параметры становятся следующими: максимальное устьевое давление руст_макс = 1,341 МПа, минимальный дебит устойчивой работы скважины Qмин = 185 тыс. м3/сут. Таким образом, условия устойчивой работы скважины существенно ухудшаются двухфазными гидродинамическими процессами на забое. В частности, максимальное устьевое давление снижается на 0,25 МПа, что в условиях завершающей стадии представляет значительную величину.
ВЛИЯНИЕ ДЛИНЫ ВСКРЫТОГО ИНТЕРВАЛА
Большой практический интерес представляет анализ влияния длины вскрытого интервала на показатели режима работы скважины. На рис. 4 представлены зависимости рассмотренных предельных параметров от степени вскрытия пласта Y0. Из рисунка следует нетривиальный вывод: песчаные пробки, характерные для поздней стадии разработки месторождений, могут играть положительную роль, поскольку величина максимального устьевого давления имеет экстремум при определенной толщине вскрытия. Экстремум имеет место при Y0 = 0,5, т. е. работа скважины будет более энергетически эффективной с песчано-жидкостной пробкой высотой вплоть до середины интервала перфорации, чем без пробки. Указанный эффект становится следствием особенностей распределения давления в газожидкостном потоке вдоль вскрытого ствола и его изменения в зависимости от длины работающего интервала. Как видно из рис. 4, без учета гидродинамических процессов на забое этот эффект обнаружить невозможно. Действительно, монотонный характер зависимости руст макс без учета забоя (зеленая пунктирная линия) показывает, что обводненная скважина работает тем лучше, чем длиннее перфорированный интервал, поскольку учитывает возрастание притока газа к скважине и, соответственно, скорость газа по стволу на забое, но при этом игнорируется гравитационная сегрегация фаз, приводящая к резкому возрастанию сопротивления потоку газа в нижних участках забоя.
Ухудшение условий работы скважин не всегда связано с образованием пробок, а очистка от пробок порой не приводит к положительному эффекту. Это касается только скважин, работающих с жидкостью в продукции.
Рассмотрим работу обводненной скважины по мере снижения пластового давления. Предположим, скважина с интервалом перфорации H = 150 м работает при пластовом давлении 2,0 МПа, а компрессорная станция на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) обеспечивает давление на устье 1,275 МПа. Характеристика скважины изображена на рис. 5 синей линией. Из рисунка видно, что скважина будет работать с дебитом 290 тыс. м3/сут. По мере снижения пластового давления дебит скважины будет уменьшаться. Так, при пластовом давлении 1,95 МПа (оранжевая линия на рис. 5) дебит скважины станет равным 225 тыс. м3/сут, а при пластовом давлении 1,90 МПа (фиолетовая линия) скважина работать не будет. Однако при уменьшении интервала перфорации до 75 м характеристика скважины изменится, для пластового давления 1,90 МПа ей соответствует зеленая линия. Из рисунка следует, что при устьевом давлении 1,275 МПа скважина будет работать, ее дебит составит 189 тыс. м3/сут. Очевидно, что если произвести ликвидацию пробки, устойчивая работа скважины при устьевом давлении 1,275 МПа будет невозможна.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведенные расчеты показывают, что обводненная скважина с большим интервалом перфорации может работать в менее благоприятных условиях, чем с малым интервалом перфорации. Значение минимального дебита такой скважины может оказаться больше, а максимальная величина устьевого давления ниже, что особенно неблагоприятно сказывается в условиях поздней стадии разработки, когда необходимое для устойчивой эксплуатации скважины снижение устьевого давления требует дополнительных затрат, связанных, например, с необходимостью дополнительного компримирования газа.
Таким образом, на завершающей стадии разработки месторождений гидродинамические процессы на забое накладывают существенные ограничения на возможные режимы работы скважин, которые необходимо учитывать как при назначении технологического режима, так и при планировании геолого-технических мероприятий, в частнос-ти, направленных на ликвидацию песчано-жидкостных пробок.
Разработанная методика расчета режима работы обводненных скважин учитывает наличие газожидкостной смеси на забое и позволяет получать более точные значения рабочих и предельных параметров работы скважин по сравнению с существующими методиками, поскольку учитывает дополнительные важные факторы, определяющие эксплуатационные характеристики.
Таблица 1. Параметры пласта и скважиныTable 1. Reservoir and well parameters
Пластовое давление, рпл, МПа Reservoir pressure, рпл, МPа |
Размеры лифтовой трубы Lift tube dimensions |
Радиус забоя, м Bottomhole radius, m |
Длина вскрытого участка, м Length of the open area, m |
Радиус контура питания, м Radius of external reservoir boundary, m |
Коэффициенты фильтрационного сопротивления пласта Coefficients of the reservoi filtration resistance |
||
L, м L, m |
d, м d, m |
a, МПа2.сут/тыс. м3 a, MPa2.day/thousand m3 |
b, (МПа.сут/тыс. м3)2 b, (MPa.day/thousand m3)2 |
||||
2,0 |
1132 |
0,153 |
0,21 |
150 |
500 |
0,0029 |
0,0000029 |
Авторы:
А.Г. Гречко, д.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), A.Gretchko@adm.gazprom.ru
А.И. Новиков, ПАО «Газпром», A.Novikov@adm.gazprom.ru
Литература:
1. Framo Multiphase Flow Meters PhaseWatcher Vx [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://imistorage.blob.core.windows.net/imidocs/99123p001%20framo%20multiphase%20flowmeters%20-%20ph... (дата обращения: 25.03.2019).
2. ОЗНА-Vx с PhaseWatcher Vx [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://ozna.ru/upload/iblock/000/OZNA-Vx.%20PW%20Vx.pdf (дата обращения: 25.03.2019).
3. ГОСТ Р 8.615-2005 Государственная система обеспечения единства измерений (ГСИ). Измерения количества извлекаемых из недр нефти и нефтяного газа. Общие метрологические и технические требования (с Изменениями № 1, 2) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200043054 (дата обращения: 25.03.2019).
4. Roxar Subsea Multiphase Meters [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.emerson.com/en-us/catalog/automation-solutions/roxar-subsea-multiphase (дата обращения: 25.03.2019).
5. Pietro Fiorentini Flowatch HS Subsea Multy-Phase Flow Meter [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.fiorentini.com/media/files/1188_datasheet-subsea-meter-hs_reva.pdf (дата обращения: 25.03.2019).
6. Свидетельство об утверждении типа средств измерений NO.E.29.006.A № 43528, Расходомеры многофазные MPM [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.kip-guide.ru/docs/47474-11.pdf (дата обращения: 25.03.2019).
7. MPM – White Paper 01. Measurement Uncertainty Specification, TechnipFMC, 01 August 2017.
HTML
Оборудование для замера дебита скважин необходимо для осуществления контроля за разработкой месторождения и конт-роля отсечки, когда скважина начинает давать много пластовой воды, для распределения добываемой продукции и (или) ее учета в целях налогообложения.
Поскольку скважинный флюид может представлять собой многофазную смесь газа, нефти, воды и песка, а надежные многофазные расходомеры были разработаны лишь недавно, измерение такого потока представляло собой нетривиальную задачу. До недавнего времени единственный выход состоял в разделении потока на компоненты в сепараторе и измерении отдельных фаз однофазными расходомерами. Сейчас в подводных системах в основном используют многофазные расходомеры.
Хотя формальных требований к точности определения расходов для указанных задач не существует, общепринятыми выступают следующие значения:
– ± (5–10) % для контроля за разработкой;
– ± (2–5) % для распределения добываемой продукции;
– ± (0,25–1,00) % для учета налогооблагаемой продукции.
Для замера дебита скважин может применяться различное оборудование – от специальной дополнительной выкидной линии, через которую продукция отдельных скважин может направляться на основное устройство для замера и учета, до многофазных расходомеров, расположенных на скважинах или сборном манифольде.
Кроме того, косвенно оценить расход нефти, газа и воды можно путем использования специальных программ моделирования потока. Для их работы требуется проведение высокоточных измерений давления и температуры потока в различных точках системы подводной добычи.
МЕТОД ИЗМЕРЕНИЯ РАСХОДА С ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ СЕПАРАТОРОВ
Традиционный метод измерения многофазного потока, применяе-мый в основном на берегу или платформе, использует гравитационный сепаратор [1] и предусматривает разделение многофазного флюида на газ, нефть или конденсат и воду и раздельное измерение расхода указанных компонентов с помощью расходомеров однофазной среды. В соответствии с рис. 1, многофазный поток из скважины входит в горизонтально расположенный сосуд сепаратора, ударяясь о ряд перпендикулярных пластин-успокоителей. Жидкость стекает по пластинам вниз на дно сосуда, а газ отбивается вверх. Под действием силы тяжести жидкость разделяется на нефть и воду. Газ, нефть и воду определяют отдельно на выходных патрубках сепаратора. Механические расходомеры служат для измерения жидкости, для измерения газа используется сужающее устройство диафрагменного типа.
Метод измерения расхода с использованием сепараторов имеет ряд недостатков: установка сепаратора дорогостояща, требует достаточно много места и периодического обслуживания, сепаратор недостаточно оперативен, необходимо поддержание стабильных условий внутри сосуда, поэтому для проведения надежных измерений может понадобиться несколько часов. Кроме того, иног-да сложные эксплуатационные условия не позволяют полностью разделить фазы, что увеличивает погрешность измерений. Проблематичные режимы потока, такие как сгустки жидкости, пенообразование, образование стабильных эмульсий, осложняют или делают невозможным проведение измерений с помощью сепаратора.
МНОГОФАЗНЫЕ РАСХОДОМЕРЫ
В последнее десятилетие широкое развитие получили многофазные расходомеры. В отличие от сепараторов, многофазные расходомеры позволяют непосредственно в трубопроводе непрерывно измерять расход газа, нефти и воды без их физического разделения.
Известно несколько типов многофазных расходомеров, применяемых в подводных добычных системах, таких как многофазные расходомеры компаний Schlumberger/Framo Engineering AS [1, 2], Roxar [3], Pietro Fiorentini S.p.a [4], Multi Phase Meters AS [5], дочерней компании известного производителя подводного оборудования FMC Technologies. Все эти расходомеры используют комбинацию трубы Вентури для измерения скорости и расхода потока и гамма-плотномера для измерения плотности и содержания компонентов. Кроме того, производители используют также емкостные или СВЧ-датчики для контроля солености воды и других параметров.
Наибольшее распространение на рынке подводных многофазных расходомеров получили расходомеры компаний Schlumberger/Framo Engineering и Roxar.
МНОГОФАЗНЫЕ РАСХОДОМЕРЫ КОМПАНИИ SCHLUMBERGER
Расходомер типа PhaseWatcher Vx компании Schlumberger/Framo Engineering комбинирует трубу Вентури и гамма-детектор с двойной энергией излучателя (рис. 2). Приборы заключены внутри герметичного корпуса-сильфона, заполненного азотом (верхняя часть рисунка, внизу – узел подключения к фонтанной арматуре).
В данном расходомере труба Вентури используется для надежного измерения общего массового расхода. Радиоизотопный измеритель с двумя уровнями энергии используется для измерения компонентного состава потока (нефть, вода, газ). Расходы компонентов потока вычисляются по полученным показаниям.
Труба Вентури – устройство для изменения расхода или скорости потока газов и жидкостей, представляющее собой трубу с сужающейся горловиной, которую включают в разрыв трубопровода (рис. 3). Такое устройство носит имя итальянского ученого Дж. Вентури и имеет наименьшие потери давления среди сужающих поток расходомеров. В основе принципа действия лежит эффект Вентури – явление уменьшения давления в потоке жидкости или газа, когда этот поток проходит через суженный участок трубы.
При наличии потока давление Р1 на входе в трубу Вентури выше, чем давление Р2 в узкой части потока, а скорость потока v1 на входе ниже, чем в узкой части v2.
В соответствии с законом Бернулли, перепад давлений пропорционален разности квадратов скоростей потока
Р1 – Р2 = (v22 – v12). (1)
Учитывая уравнение неразрывности потока Q = v1A1 = v2A2, получаем, что объемный расход пропорционален квадратонму корню перепада давления ∆Р:
(2)
Таким образом, измеряя перепад давления на сужающем устройстве, можно вычислить расход потока. В реальности в эти формулы входят несколько коэффициентов, учитывающих отклонения течения реальной жидкости.
Первые расходомеры подобного типа компания Framo выпустила в 1994 г. За это время в результате большого опыта применения на месторождениях расходомер претерпел многочисленные модификации, улучшающие его характеристики.
Следует отметить разработку специального радиоизотопного детектора, отличающегося высокой стабильностью и чувствительностью, в основу которого был положен сорокалетний опыт работы компании Schlumberger в разработке радиоизотопных детекторов для контроля скважин и каротажа. Устройство использует единый радиоактивный химический источник, который излучает гамма-лучи на двух энергетических уровнях. Сцинтилляционный счетчик, расположенный с противоположной стороны трубы, регистрирует гамма-лучи, ослаб-ленные многофазной контролируемой смесью. Фотоумножитель конвертирует световые импульсы в электрические сигналы, переводимые в цифровой вид. Детектор регистрирует энергетический уровень каждого фотона и строит энергетический спектр сигнала от радиоактивного источника, прошедшего через контролируемый поток. Радиоактивный источник специально подобран таким образом, чтобы иметь естественный энергетический пик в требуемом диапазоне.
Ослабление гамма-излучения контролируемым многофазным потоком измеряется на двух уровнях энергии. Обработка данных по двум уровням энергии позволяет определить доли нефти, воды и газа в потоке. Ослабления смесью компонентов на двух уровнях энергии сравнивают с эталонными ослаблениями от чистой нефти, воды и газа. Исходя из этих измерений, можно вычислить большое количество параметров, таких как доли компонентов (жидкость, газ, нефть и вода), водожидкостный фактор (объемный расход воды относительно общего объемного расхода жидкости, т. е. нефти и воды) и плотность смеси компонентов.
По информации разработчика, затраты труда на создание расходомера PhaseWatcher Vx составили 300 чел.-лет научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ (табл. 1).
По информации [2] метрологические характеристики соответствуют требованиям ГОСТ Р 8.615 [3] и приведены в табл. 2.
МНОГОФАЗНЫЙ РАСХОДОМЕР КОМПАНИИ ROXAR
Подводный многофазный расходомер компании Roxar изображен на рис. 4. Принцип действия: концентрация компонентов (нефти, газа и воды) определяется с помощью электрических емкостных измерений и вычисления плотности гамма-плотномером. Для вычисления расхода компонентов используется корреляционный метод. Труба Вентури используется для измерения однофазного потока жидкости и газа. Электронный блок помещен в отдельный герметичный блок и может быть заменен без остановки потока. Рабочий диапазон по газосодержанию – от 0 до 98 %.
МНОГОФАЗНЫЙ РАСХОДОМЕР КОМПАНИИ PIETRO FIORENTINI
Подводный многофазный расходомер компании Pietro Fiorentini (рис. 5, табл. 4) базируется на измерении диэлектрических свойств контролируемого потока, перепаде давления на трубе Вентури и плотности потока с помощью гамма-плотномера. Скорость потока измеряется с помощью корреляции сигналов с трех пар электродов, расположенных внут-ри трубы Вентури.
В соответствии с табл. 5, погрешности измерений возрастают с увеличением газосодержания. Рабочий диапазон по газосодержанию составляет от 0 до 97 %.
Для работы в полном диапазоне изменения газового фактора от 0 до 100 % разработана модель подводного расходомера Flowatch Totem Subsea. Расходомер имеет две моды работы: многофазный поток и влажный газ – и автоматически переключается между ними, используя алгоритм определения режима потока. Скорость потока измеряется емкостными и вихревыми датчиками. Отсечка воды контролируется инфракрасным датчиком, показания которого не зависят от солености воды.
МНОГОФАЗНЫЙ РАСХОДОМЕР КОМПАНИИ MULTI PHASE METERS
Из ряда подводных многофазных расходомеров особого внимания заслуживает расходомер компании Multi Phase Meters AS (MPM)/FMC Technologies, представляющий новое поколение высокоточных многофазных расходомеров с возможностью визуализации потока.
В соответствии с [5], принцип работы многофазных расходомеров МРМ основан на измерении массового расхода продукции скважин с помощью трубы Вентури и определении (вычислении) объемного расхода, объема и физико-химических свойств измеряемой среды с помощью встроенных гамма-плотномера, устройства трехмерного высокочастотного электромагнитного сканирования потока с патентованной технологией 3D Broadband™, преобразователей температуры, давления, перепада давления, блока электроники (табл. 6).
Расходомеры многофазные МРМ входят в состав подводного добычного комплекса Киринского газоконденсатного месторождения и применяются для измерений технологических параметров рабочей среды, оценки режимов работы скважин и контроля за проектом разработки Киринского газоконденсатного место-рождения.
В состав расходомеров многофазных МРМ входят труба Вентури, участок трехмерного сканирования потока с патентованной технологией 3D Broadband™, преобразователи температуры, давления, перепада давления, блок электроники, а также гамма-плотномер (состоящий из источника и детектора гамма-излучения).
Поток сначала проходит через трубу Вентури, где с помощью датчиков перепада давления измеряется общий массовый расход. Труба Вентури также используется для обеспечения условий осесимметричного потока на участке трехмерного сканирования потока. Трехмерное сканирование потока с помощью патентованной технологии 3D Broadband™ позволяет определить распределение фаз (газ, жидкость) в многокомпонентном потоке.
Гамма-плотномер расположен ниже по потоку по отношению к трубе Вентури и используется для определения плотности многофазной среды.
Расходомер MPM (рис. 6) состоит из сужающего поток устройства – трубы Вентури, оснащенной датчиками давления, перепада давления и температуры, гамма-плотномера и «изюминки» данного расходомера – высокочастотной электромагнитной системы визуализации потока. Именно комплексное использование датчиков различного типа позволяет проводить измерения при широком измерении концентрации фаз.
Расходомер имеет две моды работы: влажный газ и многофазный поток, переключение между которыми производится автоматически при изменении характеристик потока.
При очень высоких содержаниях газа расходомер может работать по методу подсчета частичек жидкости. При этом комбинируются принципы трехмерной томографии с улучшенными моделями для трубы Вентури и измерением солености воды. Метод позволяет измерять малые количества жидкости с высокой точностью, намного превосходящей точность измерения с помощью гамма-плотномера, что выгодно отличает расходомер MPM от других расходомеров.
Расходомер использует улучшенные расчетные модели течения двухфазного потока для трубы Вентури за счет учета комбинации физических и математических моделей потока, получаемых при трехмерном измерении потока. Расходомер производит прямое измерение различных скоростей для жидкости (скорость пленки и скорость капелек) и газа. Расходомер также определяет, какая часть жидкости движется в виде пленки по стенке трубы и какая часть – в виде капель. Помимо этого, определяется толщина пленки и размер капель.
Расходомер измеряет соленость воды путем автоматического измерения электрической проводимости воды и плотности воды в эмульсии без необходимости отбора проб.
Высокочастотная электромагнитная система визуализации потока расходомера MPM работает следующим образом. С помощью высокочастотных вводов (излучающих антенн) на участке трубопровода возбуждаются электромагнитные волны в различных плоскостях и в широком частотном диапазоне. Получаемые на приемных антеннах сигналы зависят от коэффициента диэлектрической проницаемости контролируемой среды, который сильно отличается для газа ( ~ 1), нефти ( ~ 2) и воды ( ~ 81). Выходные электормагнитные сигналы обрабатываются с использованием системы уравнений, решение которых дает информацию о потоке с высокой точностью и чувствительностью, включая структуру распределения фаз в потоке.
Кроме визуализации потока, высокочастотный широкополосный детектор расходомера MPM используется для непрерывного контроля солености пластовой воды путем измерения ее электрической проводимости. Это устраняет необходимость отбора проб на соленость, значительно повышая точность и быстродействие и уменьшая стоимость. Данная особенность расходомера особенно ценна для подводных систем добычи.
В данных производителя [6] приведены значения погрешностей многофазного расходомера MPM. Для условий кумулятивных измерений значения погрешностей приведены в табл. 7, измерения были проведены при следующих условиях: давление среды – более 2 МПа; перепад давления на трубе Вентури – более 0,01 МПа; период теста – 24 ч и более. Испытания проведены для комплекса скважин с различными объемным содержанием газа (GVF) и водожидкостным фактором (WLR) в режиме расходомера MPM DualMode и с автоматическим измерением солености воды. Доверительный интервал имеет значение 95 %.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проблема измерения расхода многофазного скважинного флюида весьма актуальна для оптимального управления работой подводной скважины. Разработаны ряд расходомеров, основанных на комплексном подходе к измерению многофазного потока, использующих различные типы датчиков для получения различных параметров потока, зачастую избыточное количество датчиков для гарантированной работы во всем диапазоне изменения параметров и при различных структурах течения потока, а также сложный алгоритм обработки информации на основе различных моделей потоков.
Таблица 1. Модельный ряд и характеристики расходомеров PhaseWatcher Vx [1, 2]
Параметр |
PhaseWatcher Vx 88 |
PhaseWatcher Vx 52 |
PhaseWatcher Vx 29 |
Диаметр сужения сопла Вентури, мм |
87,5 |
52 |
29,25 |
Класс по кислотности среды |
NACE MR-01-75 |
NACE MR-01-75 |
NACE MR-01-75 |
Рабочее давление, МПа |
0–34,47 |
0–34,47 |
0–34,47 |
Рабочая температура среды, °С |
от –40 до 150 |
от –40 до 150 |
от –40 до 150 |
Температура окружающей среды (электроника), °С |
от –20 до 85 |
от –20 до 85 |
от –20 до 85 |
Температура хранения, °С |
от –40 до 85 |
от –40 до 85 |
от –40 до 85 |
Водожидкостный фактор (WLR), % |
0–100 |
0–100 |
0–100 |
Вязкость жидкости, м2/с |
1.10-7–0,002 |
1.10-7–0,002 |
1.10-7–0,002 |
Номинальная пропускная способность по объемному расходу жидкости, м3/сут |
до 17 520 |
до 6096 |
до 1968 |
Номинальная пропускная способность по объемному расходу нефтяного газа, приведенная к стандартным условиям, ст. м3/сут |
до 6 880 000 |
до 1 450 000 |
до 496 800 |
Тип фланца |
8GR67 |
5GR40 |
3GR23 |
Вертикальный габарит между фланцами, м |
0,930 |
0,553 |
0,467 |
Вес, кг |
400 |
240 |
130 |
Интерфейс питания |
24 В постоянного тока |
24 В постоянного тока |
24 В постоянного тока |
Интерфейс сигнала |
RS-422 MODBUS RTU |
RS-422 MODBUS RTU |
RS-422 MODBUS RTU |
Класс взрывопожарозащищенности |
Flameproof EExd (Zone 1) IIB T4 |
Flameproof EExd (Zone 1) IIB T4 |
Flameproof EExd (Zone 1) IIB T4 |
Примечание. WLR – Water-Liquid Ratio – водожидкостный фактор, равный объемному расходу воды относительно общего объемного расхода жидкости (нефти и воды) при данных давлении и температуре в трубе, в отличие от обводненности (water cut, WC), определяемой в пересчете на стандартные давление и температуру.
Таблица 2. Метрологические характеристики расходомеров PhaseWatcher Vx [2]
Пределы допускаемой относительной погрешности расходомера при измерении массы и массового расхода сырой нефти, % |
±2,5 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности расходомера при измерении объема и объемного расхода нефтяного газа в стандартных условиях, % |
±5,0 |
|
Пределы допускаемой относительной погрешности расходомера при измерении массы и массового расхода сырой нефти без учета воды, % |
при объемной доле воды в сырой нефти: до 70 % от 70 до 95 % от 95 % |
±6,0 ±15,0 в соответствии с методикой выполнения измерений |
Таблица 3. Характеристики подводного многофазного расходомера Roxar [4]
Диапазон работы по объемному содержанию газа (GVF), % |
0–98 |
Диапазон работы по водожидкостному фактору (WLR), % |
0–100 |
Типичный диапазон скоростей, м/с |
1,5–35 |
Внутренний диаметр, мм |
74–190 |
Типичная погрешность измерений: – по расходу жидкости; – по водожидкостному фактору (WLR) |
4 % отн. 8 % отн. 3% абс. (при доверительном интервале 95 %) |
Максимальная глубина воды, м |
3000 |
Расчетное давление, МПа |
до 69 |
Рабочая температура, °С |
до 150 |
Длина (типичная), м |
1 |
Вес (типичный), кг |
800 |
Направление потока |
Вертикальное снизу вверх |
Таблица 4. Характеристики подводного многофазного расходомера типа Flowatch HS Subsea компании Pietro Fiorentini [5]
Номинальный внутренний диаметр, мм |
130/96,5 |
Тип фланцев |
API 10K 5”1/8 |
Размеры, мм, и вес, кг |
Длина – 990, площадь – 700 × 700, вес – 950 |
Расчетное давление, МПа |
68,95 или 103,42 |
Расчетная температура, °С |
от –46 до 180 |
Глубина воды, м |
3048 |
Расчетный срок службы, лет |
25 |
Дублирование |
Датчики и электроника |
Контролируемые среды |
Сырая нефть, природный газ, минерализованная вода, азот, гликоль, метанол |
Применимый стандарт |
API 17D и ISO 13628-6 |
Таблица 5. Погрешность измерений в зависимости от объемного газосодержания [5]
Диапазон объемного содержания газа (GVF), % |
0–25 |
25–60 |
60–70 |
70–85 |
85–92 |
92–97 |
Погрешность по расходу жидкости, % |
4 |
6 |
9 |
10 |
||
Погрешность по расходу газа, % |
– |
10 |
||||
Погрешность по обводненности, % |
2 |
3 |
4 |
Таблица 6. Метрологические и технические характеристики расходомеров многофазных MPM [6]
Условный диаметр, мм |
109,5 |
Диапазон расхода газа, м3/ч |
от 150 до 1500 |
Диапазон расхода жидкости, м3/ч |
от 0 до 4,5 |
Пределы разности давлений, кПа |
от 5 до 500 |
Пределы допускаемой относительной погрешности: – при измерении объемного расхода жидкости, % – при измерении объемного расхода газа, % |
±15 ±5 |
Измеряемая среда |
Газ, конденсат, вода, многофазный и влажный газ |
Температура измеряемой среды, °С |
от 1 до 121 |
Давление в трубопроводе, МПа |
от 0 до 35 |
Номинальное напряжение питания, В |
от 20 до 36 |
Номинальная потребляемая мощность, Вт, не более |
70 |
Габаритные размеры, мм, не более |
1290 × 1065 × 732 |
Масса, кг, не более |
1500 |
Условия эксплуатации |
|
Температура окружающей среды, °С |
от –18 до 40 |
Давление окружающей среды, МПа, не более |
5,5 |
Срок службы, лет, не менее |
30 |
Таблица 7. Погрешности многофазного расходомера MPM при кумулятивных измерениях [7]
Диапазон объемного содержания газа (GVF), % |
0–80 |
80–95 |
95–99 |
99+ |
Погрешность объемного расхода нефти, % |
2,0 |
2,5 |
3,5 |
10 |
Погрешность объемного расхода газа, % |
3,5 |
3,0 |
2,5 |
2,5 |
Погрешность массового расхода углеводородов, % |
2,0 |
2,0 |
2,0 |
2,0 |
Авторы:
А.Ю. Корякин, ООО «Газпром добыча Уренгой» (Новый Уренгой, РФ), referent@gd-urengoy.gazprom.ru
В.Ф. Кобычев, ООО «Газпром добыча Уренгой», v.f.kobychev@gd urengoy.gazprom.ru
В.В. Александров, ООО «Газпром добыча Уренгой», v.v.aleksandrov@gd-urengoy.gazprom.ru
И.М. Шигапов, ООО «ИВЦ «Инжехим» (Казань, РФ), shigapov@ingehim.ru
А.И. Кагарманов, Инженерно-технический центр, филиал ООО «Газпром добыча Уренгой» (Новый Уренгой, РФ), a.i.kagarmanov@gd-urengoy.gazprom.ru
Литература:
1. Маркелов В.А., Черепанов В.В., Филиппов А.Г. и др. Обоснование стратегии освоения ачимовских отложений Уренгойского месторождения // Газовая промышленность. 2016. № 1. С. 40–45.
2. СТО Газпром 9.3-011–2011. Ингибиторная защита от коррозии промысловых объектов и трубопроводов. Основные требования. Москва: ОАО «Газпром», 2011. 39 с.
3. Корякин А.Ю., Ермолаев А.И., Колесников И.М. и др. Развитие рециркуляционных технологий использования ингибитора гидратообразования на ачимовских УКПГ Уренгойского НГКМ // Газовая промышленность. 2018. № 6 (769). С. 28–34.
4. Корякин А.Ю., Ермолаев А.И., Кагарманов А.И. Совершенствование рециркуляционных систем подачи метанола на УКПГ ачимовских отложений Уренгойского НГКМ. SPE-191742-18RPTC-MS [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://doi.org/10.2118/191742-18RPTC-MS (дата обращения: 25.03.2019).
HTML
Разработка газоконденсатных залежей ачимовской толщи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) выступает приоритетным направлением развития ООО «Газпром добыча Уренгой» [1]. Эксплуатация первого ачимовского участка началась в 2008 г. на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) 31 совместным предприятием АО «Ачимгаз», созданным с участием ПАО «Газпром», ООО «Газпром добыча Уренгой» и Wintershall Holding GmbH. С октября 2009 г. ООО «Газпром добыча Уренгой» ввело в эксплуатацию газоконденсатный промысел (ГКП) 22, на котором происходит рост добычи углеводородного сырья за счет ввода в эксплуатацию скважин. Проектом «Дополнение к Единой технологической схеме разработки залежей углеводородного сырья ачимовских отложений Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения» предусматривается до 2021 г. ввод еще трех ачимовских УКПГ и в 2028 г. – еще одной установки.
ТЕХНОЛОГИЧЕСКАЯ СХЕМА ПОДГОТОВКИ ГАЗА ЗАЛЕЖЕЙ
Технология подготовки газа залежей ачимовской толщи основана на типовой схеме трехступенчатой низкотемпературной сепарации с применением рециркуляционной системы использования метанола (рис. 1). Для повышения эффективности использования метанола применяется специальный аппарат, колонна-десорбер К-1, в котором пластовым газом метанол извлекается из водометанольного раствора (ВМР) c низкотемпературной ступени разделения.
В соответствии с принципиальной технологической схемой газ от скважин последовательно проходит три ступени сепарации (С-1, С-2, С-3), где производится разделение жидкой и газовой фаз. В процессе движения от сепаратора к сепаратору газ охлаждается в аппарате воздушного охлаждения ВХ-1 (в летний период) воздухом, в рекуперативном теплообменнике «газ – жидкость» Т-3 – конденсатом с низкотемпературной ступени, в теплообменниках «газ – газ» Т-0, Т-1, Т-2 – обратным потоком сухого газа. Окончательно газ охлаждается с помощью редуцирования на эжекторе (Э-1) до температуры –30 °С. Товарный газ направляется в трубопроводы Восточного коридора межпромыслового коллектора Уренгой-ского НГКМ.
Жидкая фаза из сепараторов направляется в разделители (Р-1, Р-2), выветриватель (В-1) и буферную емкость (БЕ) для отделения водного раствора и газа от углеводородного конденсата. Нестабильный газовый конденсат (КГН) с помощью насосов подается на завод по подготовке конденсата к транспорту.
Пластовый газ ачимовской толщи содержит в своем составе углекислый газ, парциальное давление которого достигает 0,25 МПа. Согласно п. 6.2 и п. 6.4 СТО Газпром 9.3-011–2011 [2], степень агрессивности воздействия добываемого флюида на промысловое оборудование соответствует высокой, что требует ведения коррозионного мониторинга и применения ингибиторной защиты. Поэтому в оборудовании скважин применены коррозионностойкие материалы, а на устье скважин осуществляется подача ингибитора, который предотвращает коррозию газосборных трубопроводов и входных сепараторов С-1 ГКП-22.
ПРОБЛЕМА МИНЕРАЛИЗАЦИИ УНОСИМОЙ ВОДНОЙ ФАЗЫ И КОРРОЗИЯ ОБОРУДОВАНИЯ
Важное влияние на коррозионные процессы оказывает наличие в пластовом газе воды и ее минерализация. На УКПГ поток газа поступает с содержанием воды 6,5–7,0 г/м3 и средними значениями общей минерализации 2500–2800 мг/дм³, что повышает степень агрессивности среды. В соответствии с п. 6.4 [2], при минерализации водной фазы > 1000 мг/дм³ или рН < 7 ед. степень агрессивности среды при оценке повышают на одну степень. Техническими характеристиками сепараторов С-1 регламентирован капельный унос жидкости ≤ 0,05 г/м³. Для обеспечения минерализации водного раствора в газовом потоке перед ВХ-1 < 1000 мг/дм³ предусмотрена подача в К-1 конденсационной метанолсодержащей жидкости с низкотемпературной ступени. Вследствие этого теплообменное оборудование и сепараторы второй и низкотемпературной ступени ГКП-22 должны работать в условиях низкой коррозионной агрессивности.
Тем не менее опыт эксплуатации ГКП-22 показал, что удельный выход нестабильного конденсата превышает значения, указанные в первоначальных проектных документах на 30 %. В начальный период разработки из-за малых отборов пластового газа входные сепараторы С-1 имели номинальную загрузку по жидкости и показывали эффективную работу. Ввод скважин и рост добычи газа и конденсата значительно увеличили нагрузку по жидкости на входные сепараторы С-1, что, как следствие, повлияло на эффективность их работы. Величина капельного уноса из С-1 возросла с 0,05 до 3 г/м3. Также снизились характеристики аппаратов К-1 [3], капельный унос жидкости из которых увеличился до 2 г/м3. Вследствие этого в теп-лообменное оборудование ВХ-1, Т-3, Т-0, Т-1 и сепараторы второй ступени С-2 стала поступать минерализованная пластовая вода.
В результате обследования работы оборудования ГКП-22 установлено, что минерализация водной фазы в сепараторах второй ступени С-2 составляет ~ 200 мг/дм³. В программной системе «ГазКондНефть» по модели ГКП-22 было определено количество конденсирующейся воды после аппарата воздушного охлаждения ВХ-1 и теплообменников Т-3, Т-0, Т-1 (табл. 1). По данным о составе водной фазы из промежуточного сепаратора С-2 и на основании проведенных расчетов установлено, что после К-1 в газе содержится до 0,04 г/м3 пластовой воды. В трубных пучках аппарата воздушного охлаждения ВХ-1 в летний период, а также в теплообменнике Т-3 в зимний период (когда ВХ-1 не используется) присутствует водная фаза с минерализацией > 1000 мг/дм³ и значением водородного показателя pH < 7 ед. (рис. 2). Как отмечалось выше, такая среда в аппаратах ВХ-1 и Т-3 расценивается как агрессивная с точки зрения воздействия на промысловое оборудование, которая приводит к его коррозии.
Влияние коррозионных процессов на работу теплообменного оборудования ВХ-1 и Т-3 подтверждается анализом проб из аппаратов Т-0 и Т-1. В трубных пучках этих аппаратов обнаружены отложения, состоящие из тугоплавких парафинов – 25 % масс. и неорганической составляющей – 75 % масс., из которой 63 % составляют продукты коррозии (соли железа). Наличие отложений в теплообменном оборудовании привело к росту гид-равлических потерь до 0,3 МПа и снижению коэффициента теплопередачи с 200 до 40 Вт/(м².К). Снижение эффективности работы теплообменного оборудования потребует преждевременного ввода дожимной компрессорной станции.
ПРЕДЛАГАЕМАЯ МОДЕРНИЗАЦИЯ
Для решения проблемы поступ-ления минерализованной плас-товой воды в технологическое оборудование и связанных с этим сложностей специалистами ООО «Газпром добыча Уренгой» предложено повысить эффективность входного сепаратора С-1 и колонны-десорбера К-1.
В конце 2017 г. выполнена замена внутренних устройств входного сепаратора С-1 и колонны-десорбера К-1 2-й технологической нитки ГКП-22 на устройства компании ООО «ИВЦ «Инжехим» (рис. 3, 4) в целях проведения их испытаний.
Для обеспечения равномерного распределения нагрузки на контактные устройства каплеуловителей в обоих аппаратах произведена замена тангенциального узла входа газа на распределитель газожидкостного потока. Преимуществом распределителя служит то, что большая площадь выходного сечения газового потока позволяет обеспечить значительное снижение скорости очищаемого потока, что ведет к снижению инерционных сил, сил межфазного трения, действующих на дисперсную фазу. Из-за увеличения влияния сил поверхностного натяжения и гравитации активизируется слияние капель на поверхности пластин сепарационных блоков и естественное стекание жидкости в нижнюю часть аппарата (рис. 3).
Кроме того, во входном сепараторе С-1 сепарационные устройства проектного исполнения заменены на тарелки с прямоточными циклонами (каплеуловитель пря-моточный) КЦРФ.067332.011. Прямоточные элементы представляют собой цилиндрические изделия, внизу которых установлены стационарные лопатки для придания вращательного движения газовому потоку. За счет использования профилированных лопаток в конструкции закручивающей части сепарационных элементов обеспечивается меньшее гидравлическое сопротивление, а также сохранение осевой составляющей вектора скорости газового потока. Внутренняя поверхность тела элемента не имеет источников волнообразования и срыва жидкостного потока. Кольцевой зазор съемника и отбойная пластина каплеуловителя обеспечивают наименьший отбор газового потока, что позволяет расширить диапазон эффективной работы устройства в целом.
При модернизации колонны-десорбера К-1 (рис. 4) в сепарационной части произведена замена входного устройства аналогично сепаратору С-1. Массообменные тарелки с контактно-сепарационными элементами заменены на тарелки с промывными элементами (каплеуловитель прямоточный промывной). За счет предусмот-ренных на тарелке переливных планок устанавливается уровень жидкости, который обеспечивает равномерную подачу ВМР на каждый прямоточный элемент каплеуловителя.
На верхней ступени обоих аппаратов смонтированы элементы перекрестно-точного типа с боковой поверхностью из дренирующего материала. Эти элементы отличаются повышенной дренирующей способностью, что особенно актуально в условиях высокой жидкостной нагрузки.
По окончании реконструкции аппаратов С-1 и К-1 2-й технологической нитки проведены испытания эффективности модернизированного технологического оборудования. В целом в процессе исследований отобрано до 100 проб различных технологических флюидов и проведено до 30 замеров уносов капельной жидкости из модернизированных аппаратов. Установлено, что в результате замены внутренних устройств аппаратов достигнуто повышение эффективности сепарационного и массобменного оборудования за счет снижения уноса капельной жидкости до пас-портного значения (рис. 5).
ВЫВОДЫ
Таким образом, модернизация оборудования 2-й технологической нитки ГКП-22 позволила предотвратить коррозионные процессы в теплообменном оборудовании, улучшить его характеристики, увеличить эффективность рециркуляционной системы использования метанола [4]. На основе полученного опыта рекомендовано провести аналогичную модернизацию входных сепараторов и колонн-десорберов 1-й и 3-й технологических ниток ГКП-22. Кроме этого, разработанные технические решения включены в проекты дообустройства 2-го участка (строительство УКПГ-21) и обустройства 4-го и 5-го участков (строительство УКПГ-41 и 51) залежей ачимовской толщи Уренгойского НГКМ.
Таблица 1. Результаты расчета содержания пластовой жидкости в оборудовании ГКП-22 и коррозионной агрессивности средыTable 1. The calculation results of the reservoir fluid content in the gas condensate field equipment 22 and the corrosivity of the environment
Технологический параметр Technological parameter |
Входной поток Input flow |
Cтупень сепарации 1 Separation stage 1 |
Колонна-десорбер Desorber column |
Aппарат воздушного охлаждения (в летний период) Air cooler (in summer) |
Теплообменник 3 Heat exchanger 3 |
Теплообменник 0 Heat exchanger 0 |
Теплообменник 1 Heat exchanger 1 |
Cтупень сепарации 2 Separation stage 2 |
Рабочее давление газа, МПа Operating gas pressure, MPa |
10,50 |
10,34 |
10,42 |
10,26 |
10,18 |
10,10 |
10,02 |
9,94 |
Рабочая температура, °С Operating temperature, °С |
26 |
25 |
25 |
23 |
16 |
11 |
–6 |
–6 |
Парциальное давление CO2, МПа Partial pressure CO2, MPa |
0,0945 |
0,093 |
0,093 |
0,092 |
0,091 |
0,090 |
0,090 |
0,089 |
Водородный показатель рН, ед. pH index, units |
6,2 |
6,1 |
6,2 |
6,3 |
6,2 |
6,2 |
6,2 |
6,2 |
Общая минерализация, мг/дм³ Total mineralization, mg/dm³ |
2800,00 |
2800,00 |
2800,00 |
1723,08 |
1723,08 |
435,79 |
200,00 |
200,00 |
Уд. расход конденсационной воды, Qконд., г/м³ Specific consumption of condensation water, Qконд., g/m³ |
0 |
0 |
0 |
0,025 |
0,33 |
0,435 |
0,58 |
0,58 |
Уд. расход пластовой воды Qпл.в., г/м³ Specific consumption of local water, Qпл.в., g/m³ |
6,5 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
0,04 |
Степень коррозионной агрессивности Degree of corrosivity |
Высокая High |
Высокая High |
Высокая High |
Высокая High |
Высокая High |
Средняя Medium |
Средняя Medium |
Средняя Medium |
HTML
А.В. Зозуля, генеральный директор компании «Волга Газ»
Независимая нефтегазодобывающая компания «Волга Газ» имеет четыре лицензии на разведку и разработку месторождений нефти, газа и газового конденсата в российском Поволжье. В своей деятельности компания использует передовые технологии и оригинальные проектные решения, ориентированные как на повышение эффективности добычи и переработки углеводородов, так и на минимизацию техногенного воздействия на окружающую природу. Об опыте работы и инновациях, применяемых на предприятии, рассказывает генеральный директор компании «Волга Газ» Андрей Викторович Зозуля.
– Андрей Викторович, расскажите, пожалуйста, об истории компании «Волга Газ», ее структуре и производственной деятельности.
– Компания «Волга Газ» – это независимый участник российского рынка нефтегазодобычи. Акции компании с 2008 г. котируются на Лондонской бирже ценных бумаг под брендом VGAS. «Волга Газ» работает в Волгоградской и Саратовской обл., ведет добычу нефти и газа в различных горно-геологических условиях.
Численность персонала компании достигает 200 чел., в основном это местные жители. Средний возраст сотрудников составляет 35 лет. Руководство предприятия уделяет большое внимание подбору и развитию персонала, учитывая требования инвесторов и акционеров, задающих высокий уровень организации бизнеса, его прозрачности и полного соответствия регулирующим деятельность компании законодательным актам. Два раза в год аудиторская компания из «Большой четверки» проводит полный анализ финансово-хозяйственной деятельности компании «Волга Газ». Такие проверки обязательны для участников Лондонской биржи.
– Какие инновационные технологические решения использует в своей работе «Волга Газ?»
– В компании реализуется множество инноваций. Я вижу в этом наше основное преимущество: мы небольшое предприятие с минимальной вертикалью принятия решений. Такие решения можно очень быстро прорабатывать и принимать. Например, согласование договоров в компании проходит менее чем за пять дней. Не останавливаясь на достигнутом, хотим перейти на «трехдневку».
Еще одно актуальное нововведение – так называемый проектный офис и проектное управление для регулирования всей деятельности компании. Использование этого инструмента открывает пути для инициативы сотрудников, повышает их вовлеченность при реализации персональных проектов.
Второй год, как компания работает с новейшим продуктом в области ERP-систем для среднего бизнеса – Dynamics365 от Microsoft. «Волга Газ» – первая компания в России, кто реализовал у себя эту систему.
Установка ERP-системы позволила нам «оцифровать» многие производственные процессы, организовать их более системно и эффективно. Особенно это касается обслуживания оборудования и проведения технологических операций на опасных производственных объектах.
– Как компания транслирует на свои российские производственные объекты международный опыт добычи углеводородов и производства сжиженных углеводородных газов? Насколько этому сейчас мешают секторальные санкции?
– «Волга Газ» активно привлекает международный опыт, у нас есть для этого хороший потенциал. Мой личный производственный опыт включает работу в таких компаниях, как ПАО «Газпром», ПАО «Сургутнеф-тегаз», ОАО «Саратовнефтегаз», и 11 лет в компании Schlumberger. Приходилось работать в различных регионах, начиная от Западной Сибири: Ямбург, Новый Уренгой, Надым, Губкинский, Ноябрьск, Сургут, Нефтеюганск, Радужный и Пыть-Ях. Далее был о-в Сахалин – как морские, так и сухопутные проекты. Потом проект в Средней Азии: Узбекистан, Казахстан и Туркменистан. И после этого уже Поволжье: Астрахань, Волгоград, Саратов.
Ключевые руководители нашей команды в большинстве своем имеют за плечами опыт работы в ряде компаний, в том числе и зарубежных. Широкий круг контактов в профессиональной среде, участие в международных конференциях помогают нам сохранять репутацию компетентных профессионалов мирового уровня.
Примером реализации новейших технологий может служить бурение рекордной горизонтальной скважины № 101. Ее рекорд состоит в сложности бурения с большим отходом от вертикали. При вертикальной глубине целевого пласта порядка 700 м нам удалось уйти на 2500 м от вертикали устья скважины. В добавление к этому скважина имеет большую длину общей проходки – 4800 м, поскольку при бурении решали сразу несколько задач, в том числе и поисковые. Плановые боковые стволы позволили открыть еще одну залежь нефти в смежном блоке, это дало возможность затратить меньшие средства и не бурить отдельные скважины.
Такую сложную скважину невозможно было пробурить без использования международного опыта, и сотрудничество с компанией Schlumberger оказалось очень эффективным. В условиях сложной геологии применялись такие приборы, как перископ, позволявший картировать границы пластов в радиусе нескольких мет-ров вверх и вниз от ствола скважины. Мы заранее понимали, куда отклонить ствол, чтобы оставаться внутри границ пласта, который вел себя нестабильно – поднимался и опускался на несколько десятков метров. Для возможности изменять траекторию скважины в процессе бурения применялась роторная управляемая система PowerDrive. Для оценки фильтрационно-емкостных свойств и насыщенности пласта в режиме реального времени применили приборы proVISION (ядерно-магнитный каротаж) и EcoScope в комплексе с «имиджером» плотности пород.
Специалисты видели каждый метр пласта, и это позволило решить задачи бурения горизонтального ствола. Отдельно хочется поблагодарить наших партнеров по строительству ряда скважин, буровиков из ООО «Буровая компания «Евразия». Они нас не подвели, отработали без отказов оборудования и простоев.
Если говорить о санкциях – конечно же, они нам мешают в работе, требуя большего времени на решение задач. Хотя в этом есть и свой плюс – идет локализация производства в России, развивается импортозамещение. Бизнес ищет пути решения и таких непростых вопросов.
– Как компания участвует в реализации государственной стратегии импортозамещения? Какой экономический эффект дает переход на комплектующие и технологии отечественной разработки?
– Одним из показательных инновационных проектов для нас стала новая линия по производству технической смеси пропан-бутан (СПБТ). Это был очень «быстрый» проект: от идеи до получения коммерческого продукта – СПБТ – прошло 16 мес. Проект также интересен тем, что компания «Волга Газ» смогла его сформировать на базе продукции отечественных предприятий. Это позволило снизить капитальные затраты и сроки реализации в несколько раз. Существенную помощь оказало руководство Волгоградской обл., включив проект в программу поддержки новых производств.
Чтобы ускорить реализацию, в компании применили метод параллельных потоков. Расчет и заказ самых «длинных» позиций был произведен в первый месяц, что дало возможность продолжать проектирование и дозаказывать более «короткие» позиции по мере завершения расчетов по ним. Подготовка стройплощадки также шла с опережением, а вот идея изготовления крупных элементов трубной обвязки непосредственно в цеховом помещении себя не оправдала: требуется на порядок более высокая точность определения расположения аппаратов, иначе значительно усложняется контроль.
Хорошо показал себя пробный запуск линии СПБТ уже на 10-м месяце проекта. Хотя это и заняло лишних пару недель, но дало понимание работоспособности аппаратов, был получен первый тестовый продукт. После этого уже гораздо проще шла «шлифовка» линии и выход на коммерческий продукт. В настоящее время компания прорабатывает следующий этап модернизации линии СПБТ с тем, чтобы повысить глубину переработки газа и извлечения большего количества ценных компонентов.
– Какова экологическая политика компании? Что делается в направлении снижения воздействия результатов производственной деятельности на окружающую природу?
– Наиболее крупный наш проект в области экологии – переход на новый метод очистки природного газа от сероводорода и меркаптанов – технология RedOx. В этот переход и ряд других экологических мероприятий компания «Волга Газ» инвестировала порядка 170 млн руб. Технология RedOx позволила нам сократить в шесть раз расходы на химические реагенты, исключить из производственного цикла опасные токсичные вещества на основе формальдегида, минимизировать отходы производства. Эта технология была нами доработана, испытана и адаптирована под работу на высоком давлении ~ 9,12 МПа, с расходом газа до 1 млн м3/сут и выходом технической серы порядка 1 м3/сут.
Другой важный проект в области экологии – линия СПБТ – позволил нам погасить факелы сжигаемого попутного газа. За счет применения газового эжектора, разработанного коллегами из компании ООО «АЭРОГАЗ» (резидент «Сколково»), мы смогли вернуть весь газ выветривания обратно в технологическую цепочку для выделения из него пропана и бутана.
– У «Волга Газ», как и у «Сахалин Энерджи», есть скважина для захоронения отходов. Насколько сложна и перспективна такая технология?
– Захоронение отходов в глубокие горизонты – это очень перспективная технология, с которой мне удалось детально познакомиться при работе с морскими проектами – на Сахалине, Каспии и в Баренцевом море. На морских платформах первая скважина предназначена именно для поглощения отходов, бурового шлама, который образуется десятками тонн в процессе строительства скважины. Возить шлам на берег крайне затратно, исключения составляют лишь проекты разведочного бурения. Для стационарных платформ наличие поглощающей скважины – обязательное условие.
Экологические требования к работам в море очень жесткие – так называемый «нулевой сброс». Например, платформа морского мес-торождения имени Ю. Корчагина находится на шельфе Каспийского моря в природоохранной зоне, служащей местом нереста рыб.
Для поглощающей скважины разрабатывается проект, в котором определяют пласты для размещения отходов, рассчитывают параметры закачки. Помимо этого, определяются пласты-«покрышки», которые не будут давать мигрировать отходам вверх. Задается конструкция скважины, которая позволит проводить закачку в непрерывном режиме. Как только скважина готова, запускается насосный блок, который обес-печивает закачку отходов. Этот вариант утилизации применяется по всему миру очень широко, и не только в морских проектах.
Плюсы этого метода для экологии биосферы очевидны: опасные или нежелательные вещества навсегда выводятся за периметр жизнедеятельности человека. Глубина залегания пластов огромна – 1000 м. Барьером выхода наружу служит сама горная порода, состоящая из тысячи слоев. Закачанные вещества очень быстро деградируют на таких глубинах: там высокая температура и давление. Проблема отходов решается раз и навсегда.
В этом существенное отличие данного способа утилизации от других альтернатив, таких как сжигание и утилизация на полигонах. При сжигании мы засоряем атмосферу продуктами горения. На полигонах утилизации отходы в какой-либо форме также остаются в зоне жизнедеятельности человека на десятилетия, занимая значительные площади поверхности земли, попадая в источники воды, испаряясь и разлетаясь в виде частиц пыли на значительные территории.
– Что такое «автономная скважина» и как этот проект реализуется в вашей компании?
– «Волга Газ» реализовала данный проект для того, чтобы отработать на практике вариант оснащения устья скважины блоком автономного питания. Это позволяет снизить затраты на прокладку кабеля. При этом датчики скважины запитываются автономным источником и работают штатно, передача данных осуществляется по беспроводному каналу. Кроме того, дополнительно к датчикам подключается видеокамера. Блок автономного питания работает на основе аккумуляторов и солнечных панелей.
– Еще одна инновация компании «Волга Газ» – мобильные широкоформатные здания. Для чего они применяются, какие имеют преимущества?
– Суть идеи – в создании мобильного здания, которое не считается негабаритным в транспортном положении, тем не менее на месте разворачивается крупный жилой или бытовой модуль. Мы применили эту концепцию для создания мобильной столовой. За основу был взят стандартный полуприцеп, на него монтируется раскладывающийся каркас, на который в процессе сборки крепятся сэндвич-панели. Обустройство фундамента не требуется, монтаж или демонтаж конструкции может быть осуществлен за три-четыре дня. Площадь развернутого здания составила 90 м2 при длине полуприцепа 12 м. Здание получилось очень светлое и просторное, бюджет с учетом оборудования столовой составил порядка 2 млн руб.
– Какая работа проводится в сфере социальной поддержки населения в регионах присутствия?
– У компании «Волга Газ» налажены контакты с главами администраций районов нашей операционной деятельности. Традиционно предприятие закупает новогодние подарки для учащихся школ этих районов, оказывает поддержку спортивным соревнованиям и другим детско-юношеским мероприятиям. Одно из таких мероприятий – «Экологический десант» – наша разработка для вовлечения школьников в изучение вопросов экологии. Акция проходит регулярно, как правило, в полевых условиях. Школьники под руководством опытных педагогов Саратовского государственного университета с приборами и пробирками в руках проводят оценку экологического состояния местности. «Экологический десант» вызывает большой интерес, компания планирует расширять программу с включением других школ.
«Волга Газ»
410012, РФ, г. Саратов,
ул. Киселева, д. 65
Тел.: +7 (8452) 27-81-26
E-mail: pgk@volgagas.com
Новые технологии и оборудование
Авторы:
Р.Е. Зонтов, ООО «Газпром добыча Астрахань» (Астрахань, РФ), RZontov@astrakhan-dobycha.gazprom.ru
Н.Е. Рылов, ООО «Газпром добыча Астрахань», nrylov@astrakhan-dobycha.gazprom.ru
Д.А. Малышев, ООО «Газпром добыча Астрахань», dmalyshev@astrakhan-dobycha.gazprom.ru
Д.Н. Гриньчак, ООО «Газпром добыча Астрахань», dgrinchak@astrakhan-dobycha.gazprom.ru
О.А. Горбачева, ООО «Газпром добыча Астрахань», ogorbacheva@astrakhan-dobycha.gazprom.ru
HTML
Астраханское газоконденсатное месторождение (ГКМ) расположено в юго-западной части Прикаспийской низменности, на 70 км севернее областного центра. Месторождение открыто в 1976 г. разведочной скважиной № 5А, введено в эксплуатацию в 1986 г. Основная залежь Астраханского ГКМ отнесена к карбонатным отложениям каменноугольного возраста. Район месторождения, ограниченный контуром разведанной залежи, занимает площадь 110 × 40 км. В административном отношении площадь месторождения принадлежит Наримановскому, Красноярскому, Харабалинскому и Енотаевскому районам Астраханской обл. Юго-восточное окончание месторождения уходит на территорию Казахстана. Назначение объекта: добыча, сбор и транспорт газожидкостной смеси (ГЖС) на Астраханский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) для дальнейшей переработки.
Месторождение характеризуется:
– повышенным содержанием агрессивных компонентов в добываемом пластовом флюиде;
– коррозионной агрессивностью и токсичностью пластового флюида;
– аномально высоким пластовым давлением;
– высоким содержанием конденсата;
– высокой температурой образования гидратов;
– высоким давлением конденсации;
– сложным геологическим строением и низко проницаемыми деформируемыми коллекторами.
Залежь приурочена к сложному по строению карбонатному массиву, представленному известняками башкирского яруса среднего карбона. Размеры залежи – 110 × 40 км, тип массивно-пластовый. Глубина залегания кровли продуктивного пласта – 3746–4003 м. Этаж газоносности – до 330 м. Абсолютная отметка газоводяного контакта – на глубине 4078 м. Начальное пластовое давление – 61,2 МПа. Начальная пластовая температура составляет +110 °С.
Пустотное пространство продуктивного пласта (карбонатные породы башкирского яруса) представлено порами, фильтрую-щими каналами, трещинами и кавернами. Значительную долю в продуктивном разрезе составляет поровый тип коллектора. Средневзвешенная по эффективной газонасыщенной толщине порис-тость изменяется в диапазоне от 3 до 18 %. Проницаемость – от 0,001 до 1,0 × 10-15 м2.
Участки со значением наиболее высокой пористости (более 12 %) имеют локальное распространение и занимают около 3 % всей площади в склоновых и присводовых частях поднятия. Около 80 % площади представлено коллекторами средней емкости с пористостью от 8 до 12 %. Наличие достаточно высоких дебитов эксплуатационных скважин при сравнительно низкопористом разрезе свидетельствует о существенной роли трещиноватости в обеспечении проницаемости разреза. Характерной чертой строения газопродуктивной толщи Астраханского ГКМ выступает неоднородность фильтрационно-емкостных свойств слагающих ее пород и колебание общей высоты эффективных газонасыщенных интервалов.
Добываемая ГЖС характеризуется как высокосернистая, со сложным составом, который приведен в табл. 1.
Скважинная продукция собирается шестью установками предварительной подготовки газа (УППГ) и транспортируется на Астраханский ГПЗ, который расположен непосредственно на территории Астраханского ГКМ. Суммарная проектная производительность составляет до 12 млрд м3/год.
ОСОБЕННОСТИ ЭКСПЛУАТАЦИИ СКВАЖИН
Значительной глубиной залегания продуктивного горизонта, жесткими термобарическими условиями и высокой степенью коррозионной активности плас-тового флюида обусловлено строительство эксплуатационных скважин сложной конструкции, а значит, их высокой стоимостью, чем объясняется их ограниченное количество. Существенные затраты необходимы на их строительство и капитальный ремонт.
Именно ограниченное по сравнению с другими крупными месторождениями количество добывающих скважин требует пристального внимания к их техническому состоянию и обес-печению их производительности не ниже возможностей продуктивного пласта.
Для решения поставленной задачи на Астраханском ГКМ был разработан и внедрен целый ряд технических решений. Наиболее перспективные представлены ниже.
Опыт применения кислотных обработок на месторождениях с большим этажом газоносности, таких как Астраханское, Оренбургское, Карачаганакское, Вуктыльское и др., показывает, что их эффективность зависит не только от применяемой рабочей жидкости, но и от степени охвата этой жидкостью продуктивного пласта по толщине. Анализ результатов неуправляемых (стандартных) соляно-кислотных обработок (СКО) на указанных выше месторождениях позволил установить, что в основном воздействию подвергаются нижние наиболее проницаемые интервалы продуктивного пласта, а верхние остаются необработанными и в незначительной степени участвуют в формировании дебита скважин. Промысловый опыт добычи как нефти, так и газа из карбонатных отложений показывает, что в ряде случаев проведение очередной кислотной обработки не приводит к увеличению продуктивности скважины.
ВНЕДРЕНИЕ СОВРЕМЕННЫХ ТЕХНОЛОГИЙ
В целях повышения эффективности СКО скважин Астраханского ГКМ внедрена технология с использованием реагента J557 компании Schlumberger. Реагент J557 применяется как добавка для получения кислоты с самоотклоняющими свойствами (технология VDA). Механизм действия системы VDA заключается в следующем: кислота проникает в высокопроницаемые зоны пласта и реагирует с породой, в результате реакции образуется хлористый кальций, рН системы повышается. При достижении определенной кислотности среды хлористый кальций воздействует на поверхностно-активные вещества (ПАВ), в результате чего линейные длинные молекулы переплетаются между собой и структурируют жидкость, систе-ма становится гелеобразной. Загущенная система временно блокирует высокопроницаемые интервалы и отклоняет свежую порцию кислоты в необработанные зоны пласта.
Поскольку в VDA-полимеры отсутствуют, для этой системы не нужны структурообразователи, следовательно, устраняется опасность загрязнения пласта в результате осаждения гидрооксидов, сульфидов металлов, продуктов деструкции полимеров. Особенности этой системы делают ее предпочтительной в скважинах с высоким содержанием кислых газов продукции. Кроме того, в сравнении с другими аналогичными системами, применение системы на основе ПАВ способствует снижению гидравлических потерь давления в процессе обработки, тем самым и уменьшая затрачиваемую мощность, и обеспечивая более высокие темпы закачки и эффективность обработки в целом. В зависимости от количества присутствующей кислоты начальная кажущаяся вязкость приготовленной системы остается низкой все время прокачки через насосно-компрессорные трубы (НКТ) до начала реагирования с карбонатным пластом.
С 2008 г. на Астраханском ГКМ выполнено 39 скважино-операций с проведением селективной СКО по технологии VDA на действующих скважинах, а также на стадии освоения скважин, выходящих после капитального ремонта скважины (КРС) со станка и при строительстве.
Выполнение селективных обработок по технологии VDA во время освоения при капитальном ремонте позволило получить увеличение дебита по газу сепарации в среднем на 20 % по сравнению с доремонтным дебитом. Следует отметить, что без применения потокоотклоняющих технологий дебит скважин по газу сепарации после КРС снижался в среднем на 30 %.
В 2011 г. проведен комплекс лабораторных исследований по доработке и адаптации отечественного аналога системы VDA – реагента «Сурфогель». По итогам работы в 2012 г. на скважинах Астраханского ГКМ применен отечественный ПАВ-отклонитель «Сурфогель».
Технология обработки продуктивного пласта с применением «Сурфогеля» выполнялась как при освоении скважин с гибкой НКТ, так и при закачках с устья скважины.
В 2014 г. «Сурфогель» применен на четырех скважинах при проведении высокоскоростных СКО и СКО в режиме раскрытия микротрещин. Экономический эффект от данных работ превысил 5 млн руб.
В 2014 г. осуществлены лабораторные и стендовые исследования нового отечественного гелирующего реагента «Стрим-С» для приготовления самоотклоняющихся кислотных составов.
Сравнительные исследования реагентов «Стрим-С» и «Сурфогель» показали, что по совокупности физико-химических параметров новый реагент не уступает реагенту «Сурфогель», при этом обладает меньшим расходом на одну скважино-операцию, что позволяет сократить затраты на химреагенты.
Реагент «Стрим-С» рекомендован к применению на скважинах Астраханского ГКМ при выполнении селективных СКО. Технологическая эффективность СКО, проведенных с применением гелеобразующего реагента «Стрим-С» на четырех скважинах в 2015 г., выразилась в увеличении дебита в среднем на 55 %.
Анализ результатов произведенных работ показал необходимость снижения коэффициента неконтролируемых утечек кислотного состава в пласт, т. е. разработки рецептуры аналогичной системе MaxCO3 (самоотклоняющаяся кислота с пролонгированно растворимыми волокнами) фирмы Schlumberger.
Таким образом, разработана и в 2016 г. внедрена на Астраханском ГКМ рецептура комплексного кислотного состава, сочетающего в себе отклонители соляной кислоты ПАВ-гелеобразователь марки ОКА-10 и синтетические самораспадающиеся волокна СРВ-1ПМ.
На основе данного состава реализована технология кислотной обработки в режиме раскрытия естественных микротрещин. За 2016–2018 гг. произведено шесть обработок скважин с максимальной объемной скоростью закачки до 4 м3/мин и устьевым давлением до 75 МПа. Для внедрения выбирались скважины, расположенные в зонах с низкими коллекторскими свойствами, а также те, у которых в результате снижения пластового давления произо-шло смыкание естественных трещин, служащих основными продуктопроводящими каналами.
Внедрение технологии кислотной обработки в режиме раскрытия естественных микротрещин обеспечило в среднем увеличение производительности скважин на 39 %, а фактический экономический эффект превысил 100 млн руб.
По причине необходимости обеспечения технологической и экологической безопасности, выполнения плановых показателей добычи, снижения затрат на строительство и ремонт задача поддержания фонда скважин в технически исправном состоянии становится одной из важнейших на Астраханском ГКМ.
КОМПОНЕНТ БУРОВОГО РАСТВОРА HW-FLUID
Для ликвидации давлений в затрубном и межколонном пространствах скважин, напрямую влияющих на экологическую и технологическую безопасность, специалистами ООО «Газпром добыча Астрахань» начиная с 2001 г. выполнялся поиск и разработка рецептур герметизирующих составов. В частности, наиболее перспективным реагентом, способным решить проблему затрубных и межколонных давлений, стала технологическая жидкость на углеводородной основе высокой плотности (около 2200 кг/м3) WARP производства компании MI SWACO, которая успешно была внедрена на промысле Астраханского ГКМ. Данная технологическая жидкость производится по запатентованной технологии и имеет достаточно высокую стоимость.
В целях уменьшения стоимости работ по поддержанию технического состояния скважин, обеспечения необходимого уровня их безопасности, в том числе в рамках импортозамещения, выполнен поиск отечественных предприятий, способных разработать рецептуру и наладить производство аналогов технологической жидкости WARP.
Таким аналогом стал адаптированный к условиям Астраханского ГКМ компонент бурового раствора HW-FLUID отечественного производителя, выпускаемый на территории РФ.
Для определения возможности применения данного раствора на скважинах Астраханского ГКМ выполнены комплексные лабораторные и стендовые испытания компонента бурового раствора HW-FLUID. Испытания проводились в два этапа.
Первый этап предусматривал изучение основных технологических параметров предлагаемого раствора, а также определение влияния раствора HW-FLUID на технологические процессы переработки Астраханского ГПЗ.
Второй этап исследований выполнялся после положительных результатов первого этапа и заключался в проведении стендовых испытаний в среде сырого газа Астраханского ГКМ на опытном полигоне ЦНИПР ГПУ ООО «Газпром добыча Астрахань». В процессе выполнения второго этапа определена коррозионная активность, агрегативная и седиментационная устойчивость раствора HW-FLUID в условиях комплексного термобарического воздействия в среде пластового флюида Астраханского ГКМ.
Проведенные испытания показали, что предлагаемый компонент бурового раствора HW-FLUID характеризуется: высокой плотностью 2,215 г/см3, агрегативной и седиментационной устойчивостью при термобарическом сероводородном воздействии, влиянием на вспенивание аминовых растворов Астраханского ГПЗ в пределах допустимой нормы, низкой коррозионной активностью после насыщения сырым газом Астраханского ГКМ.
Согласно полученным положительным результатам исследований реагент допущен к применению на скважинах для выполнения работ по контролю и снижению затрубных и межколонных давлений.
Технология использования HW-FLUID предусматривает его закачку в затрубное либо межколонное пространство скважины на поглощение (замещение). Высокая плотность HW-FLUID компенсирует избыточное давление, возникающее в межколонном или затрубном пространствах. Предварительно, в случае значительного нарушения целостности пакера или НКТ, закачивается пачка HW-FLUID с герметизирующими добавками. В настоящее время экономическая эффективность выполненных работ по восстановлению герметичности затрубного пространства скважин превысила 300 млн руб.
Качественные и количественные показатели внедрения жидкостей высокой плотности для контроля и снижения затрубных и межколонных давлений представлены в табл. 2.
Таким образом, новые реагенты отечественного производства и технологии их использования, адаптированные к условиям Астраханского ГКМ, позволили обеспечить выполнение программы импортозамещения, получить существенный технологический и экономический эффект.
Таблица 1. Содержание основных компонентов в добываемой на Астраханском ГКМ газожидкостной смеси
№ п/п |
Наименование показателей |
Содержание |
1 |
Сероводород, Н2S, % мол. |
19,00–33,00 |
2 |
Углерода диоксид, СО2, % мол. |
12,00–16,00 |
3 |
Метан и его гомологи, % мол. |
44,00–65,00 |
4 |
Потенциальное содержание С5+выше, г/м3 пластового газа |
350 |
5 |
Содержание воды в пластовой смеси, г/Нм3 |
До 50 |
Таблица 2. Результаты внедрения жидкостей высокой плотности на Астраханском ГКМ
Параметр |
Годы |
|||||||||||
2009 |
2010 |
2011 |
2012 |
2013 |
2014 |
2015 |
2016 |
2017 |
2018 |
|||
WARP |
HW-FLUID |
|||||||||||
Количество операций, штук |
Затрубное пространство |
Успешность –восстановлена герметичность |
1 |
1 |
1 |
1 |
2 |
3 |
4 |
4 |
4 |
1 |
Всего |
1 |
3 |
3 |
3 |
4 |
3 |
7 |
6 |
4 |
1 |
||
Межколонное пространство |
Успешность – давление снижено |
1 |
2 |
3 |
2 |
2 |
4 |
3 |
4 |
5 |
3 |
|
Всего |
1 |
2 |
3 |
2 |
2 |
4 |
3 |
4 |
5 |
3 |
Авторы:
В.Р. Акчурин, ООО «Газпром добыча Иркутск» (Иркутск, РФ), AkchurinVR@irkutsk-dobycha.gazprom.ru
А.Р. Башаров, ООО «Газпром добыча Иркутск», BasharovAR@irkutsk-dobycha.gazprom.ru
Е.В. Добрынин, ООО «Газпром добыча Иркутск», DobryninEV@irkutsk-dobycha.gazprom.ru
HTML
Важнейшим для ПАО «Газпром» инвестиционным проектом сегодняшних дней стало строительство газотранспортной системы «Сила Сибири», одним из основных ресурсных центров которой послужило Ковыктинское газоконденсатное месторождение (ГКМ), расположенное на северо-востоке Иркутской обл.
Относящееся к категории уникальных по запасам углеводородного сырья (более 2,5 трлн м3 газа), Ковыктинское ГКМ вступает в фазу своего активного обустройства на период промышленной разработки. ООО «Газпром добыча Иркутск» – оператор по разработке Ковыктинского месторожде-ния – в настоящее время приступило к подготовительным работам по строительству эксплуатационных скважин и других объектов обустройства мес-торождения для подачи газа в магистральный газопровод «Сила Сибири».
Наряду с этим компания уделяет большое внимание научно-исследовательским и опытно-конструкторским работам по изучению возможности использования мембранных технологий для извлечения из природного газа гелия, процентное содержание которого достигает 0,28 %.
В 2013 г. на Ковыктинском ГКМ по проекту, разработанному российской компанией АО «Грасис», создана опытно-промышленная мембранная установка (ОПМУ) выделения гелия из природного газа высокого давления (рис. 1, 2) для отработки технологических и технических решений по извлечению гелия, определения возможности реализации в промышленных масштабах двухступенчатой схемы выделения гелия, планируемой к реализации на установке мембранного выделения гелиевого концентрата (УМВГК) Чаяндинского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ).
На сегодняшний день в РФ отсутствует серийное производство промышленных мембранных элементов (МЭ) для газоразделения по гелию, поэтому в структуре ОПМУ в качестве МЭ были использованы элементы иностранного производства, выбор которых сделан специалистами ПАО «Газпром» и АО «Грасис» с учетом анализа характеристик МЭ, выпускаемых в промышленном масштабе мировыми компаниями, и опыта их использования.
ПРОВЕДЕННЫЕ ИСПЫТАНИЯ
Эксплуатация ОПМУ в течение более чем пятилетнего периода подтвердила эффективность выбранной технологии газоразделения.
Результаты испытаний подтвердили данные расчетных исследований, в частности:
– работоспособность принятых половолоконных элементов при высоком давлении для целей выделения гелия в реальных промысловых условиях;
– эффективность схемотехнического решения (двухступенчатого процесса мембранного разделения без рецикла);
– возможность извлечения гелия из природного газа с использованием двухступенчатой мембранной схемы с достижением остаточного содержания гелия в подготовленном газе на уровне менее 0,05 % об. и выхода подготовленного газа на уровне более 98 % от сырьевого газа;
– возможность использования исходных данных при проектировании промышленных мембранных установок извлечения гелия для Чаяндинского НГКМ.
Кроме того, во время испытаний опытным путем определено влияние на мембранный процесс технологических параметров (температура, давление сырьевого газа и пермеата, доля отбора пермеата), получен опыт эксплуа-тации МЭ.
ПЕРСПЕКТИВЫ ПРОИЗВОДСТВА И ПРИМЕНЕНИЯ
С учетом нестабильной международной ситуации и возрастающих рисков импортозависимости при использовании зарубежных МЭ решением ПАО «Газпром» поставлена задача организовать опытно-промышленное производство отечественных МЭ для выделения целевых компонентов из природного газа на объектах ПАО «Газпром». В рамках исполнения данного поручения проведен комплекс мероприятий и выявлены потенциальные российские производители МЭ, и с 2015 г. на ОПМУ Ковыктинского ГКМ проводятся различные испытания (в том числе ресурсные) прототипов мембранного оборудования и опытных образцов МЭ, представленных потенциальными отечественными поставщиками, причем как половолоконного, так и рулонного типа.
Испытания проводятся в целях определения возможности применения МЭ как в составе УМВГК Чаяндинского НГКМ, так и в других проектах ПАО «Газпром» – на перспективных объектах добычи и подготовки газа для выделения гелия, снижения содержания в газе СО2, осушки газа. Они продолжатся и в течение 2019 г. По результатам испытаний при необходимости производители дорабатывают мембранные элементы до показателей работоспособности, требуемых ПАО «Газпром».
Несколько российских производителей достигли определенного успеха в создании мембранного газоразделительного элемента, способного извлекать гелий из природного газа в промысловых условиях. В настоящий момент этими компаниями ведется работа по разработке и изготовлению промышленных образцов МЭ, по локализации иностранной технологии и производства. В ближайшей перспективе перед ООО «Газпром добыча Иркутск» стоит задача провести испытания вновь произведенных элементов.
Авторы:
В.Е. Петропавлов, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), v.petropavlov@adm.gazprom.ru
П.П. Слугин, ПАО «Газпром», p.slugin@adm.gazprom.ru
М.В. Смольянинов, ООО «Гидроаэроцентр» (Воронеж, РФ), ms@gats.ru
Литература:
1. Патент № 150604 РФ. Теплообменное устройство / В.А. Маланичев, И.А. Никуленко, Н.Н. Семенюк и др. Заявка № 2014135641. Заявл. 02.09.2014, опубл. 20.02.2015. Патентообладатель: ЗАО «ГИДРОАЭРОЦЕНТР» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://yandex.ru/patents/doc/RU150604U1_20150220 (дата обращения 29.03.2019).
2. Патент № 154273 РФ. Устройство воздушного охлаждения / В.А. Маланичев, И.А. Никуленко, Н.Н. Семенюк и др. Заявка № 2015104020. Заявл. 09.02.2015, опубл. 20.08.2015. Патентообладатель: ЗАО «ГИДРОАЭРОЦЕНТР» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://yandex.ru/patents/doc/RU154273U1_20150820 (дата обращения 29.03.2019).
3. Патент № 169430 РФ. Устройство воздушного охлаждения / В.А. Маланичев, Н.Н. Семенюк, Е.А. Золотарев, М.В. Смольянинов. Заявка № 2016118795. Заявл. 16.05.2016, опубл. 17.03.2017. Патентообладатель: ООО «Гидроаэроцентр» [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://yandex.ru/patents/doc/RU169430U1_20170317 (дата обращения 29.03.2019).
4. Патент № 177542 РФ. Теплообменник воздушного охлаждения / В.А. Маланичев, Е.А. Золотарев, М.В. Смольянинов, Н.Н. Семенюк. Заявка № 2017122771 [Электронный ресурс]. Режим доступа: ограниченный.
HTML
Значительная часть газовых мес-торождений России находится в географических зонах с низкими температурами воздуха. Газ, поступающий с этих месторождений, имеет сложный состав, содержит широкий спектр углеводородов и воду. По мере отбора газа с месторождений его пластовое давление падает. Поскольку транспортировка газа с низким давлением приводит к повышенным затратам на его последующее компримирование, давление газа повышают на дожимных компрессорных станциях (ДКС) или в мобильной компрессорной установке (МКУ). При повышении давления в центробежном нагнетателе (ЦБН) растет температура газа, и для эффективной осушки добываемого газа его охлаждают в аппаратах воздушного охлаждения (АВО).
ПРОБЛЕМЫ АВО НА ДКС
Дожимные компрессорные станции на северных газовых месторождениях, которых большинство, работают в диапазоне температур окружающего воздуха от –60 до 30 °С. Основными проблемами, с которыми сталкиваются на этих ДКС при охлаждении газа, становятся: недоохлаждение газа в летнее время; гидратообразование в зимний период; высокий расход электроэнергии на приводы вентиляторов АВО.
Зимой при понижении температуры в смеси углеводородов и воды, содержащейся в газе, могут образовываться гидраты, закупоривающие газопроводы. Один из видов оборудования, где могут образоваться гидраты, – АВО газа. В них газ протекает внутри оребренных трубок, которые снаружи обдуваются поперечным потоком атмосферного воздуха. В АВО температура газа существенно меняется по рядам трубного пучка и длине труб. Температура стенок нижних рядов оребренных труб при большой скорости набегающего воздуха может приближаться к температуре воздушного потока, что при низких температурах воздуха может привести к образованию гидратов. Образование гидратов, в свою очередь, может привести к разрыву теплообменных трубок АВО газа и разгерметизации оборудования. В качестве ингибитора гидратообразования в природный газ добавляют метанол. В последующем газ необходимо очищать от метанола, что усложняет технологический процесс подготовки газа к дальнейшей транспортировке.
Для предотвращения процесса образования гидратов охлаждаю-щий воздух необходимо подогревать или снижать скорость воздушного потока, набегающего на трубки. При снижении скорости потока охлаждающий воздух будет быстро прогреваться от ряда к ряду теплообменных труб. Это приводит к возрастанию средней температуры газа на выходе АВО, что снижает качество последующей осушки газа. Поэтому более целесообразным становится подогрев охлаждающего воздуха. Один из экономичных способов подогрева – частичная рециркуляция теплого воздуха после теплообменных секций. При этом поток теплого воздуха необходимо развернуть обратно на вход в АВО и хорошо перемешать его с потоком холодного наружного воздуха. Для этой цели в ранее установленных АВО разных производителей используют систему с тремя типами жалюзи: входными, выходными и переточными. В дополнение к этому могут устанавливаться подогреватели воздуха, для управления работой жалюзи нередко устанавливают частотно-регулируемые приводы (ЧРП).
Принцип регулировки потоками при помощи жалюзи основан на поочередном создании дополнительного сопротивления холодному и теплому воздушным потокам. Как следствие, АВО с системами жалюзи имеют ряд недостатков:
– не обеспечивается равномерное смешение холодного и теплого воздуха, и потому зимой возможно образование гидратов в теплообменных трубках из-за неравномерности температур обдувающего их воздушного потока;
– зауженное сечение входных жалюзи приводит к созданию повышенного сопротивления воздушному потоку, и потому летом из-за повышенного сопротивления не хватает расхода воздуха для охлаждения газа до требуемой температуры;
– сложно разработать алгоритм одновременного управления всеми жалюзи.
Эффективное охлаждение газа в АВО на ДКС служит необходимым условием его качественной подготовки к транспорту, и все несовершенства конструкции и недоработки АВО непосредственно влияют на объем подготавливае-мого к транспорту газа с месторождения. Аппараты воздушного охлаждения газа ДКС от освоения до выработки месторождения работают в широком диапазоне режимов. По мере снижения плас-тового давления и увеличения количества ступеней компримирования температура газа на входе АВО возрастает, но расход газа через один АВО снижается. Как правило, приходится производить переобвязку АВО для его эффективной работы и сбалансированного режима компримирования и охлаждения на различных ступенях ДКС.
Регулировка АВО газа с помощью трех типов жалюзи – слабо-управляемый процесс. В последних версиях АВО неосушенного газа количество жалюзи, управляемых независимо друг от друга, увеличивается, а также дополнительно устанавливаются ЧРП вентиляторов вплоть до их реверса. В результате невозможно определить структуру течения воздушного потока и, как следствие, невозможно выставить критерии возникновения гидратов в АВО. Ситуация усугубляется тем, что существенное влияние на работу АВО оказывают мощные ветровые потоки, часто встречающиеся в северных широтах.
Как следствие, службы эксплуа-тации ДКС нередко вынуждены отказываться от установленной системы автоматического управления (САУ) АВО неосушенного газа и переходить на ручное управление. При этом процесс загидрачивания и разгидрачивания АВО протекает в нестационарном режиме, что требует постоянного участия служб эксплуатации.
АВО ГАЗА «ТУРБО» С СИСТЕМОЙ РЕЦИРКУЛЯЦИИ
Группой компаний «Гидро-аэроцентр» создан новый АВО неосушенного газа «Турбо» (рис. 1) с системой внешней рециркуляции. Аппарат лишен всех вышеуказанных недостатков, оснащен простой и надежной САУ.
Основные отличия АВО «Турбо» с системой рециркуляции для ДКС от стандартных решений: простой принцип регулировки температуры охлаждающего воздуха; равномерное смешение потоков теплого и холодного воздуха; надежное обеспечение охлаждения газа зимой без образования гид-ратов; отсутствие впрыска метанола; обеспечение максимального потока охлаждающего воздуха летом; минимальные энергозатраты на работу АВО.
При создании нового АВО не-осушенного газа разработана программа дифференциального моделирования его работы (рис. 2) для определения температурных полей в трубном пучке АВО в целях избежания гидратообразования теплообменных трубок.
Данный подход реализован в блоке принудительной рециркуляции (БПР) (рис. 3), который представляет собой переточный короб над теплообменными секциями, перенаправляющий теп-лый воздух обратно на вход в конфузор вентилятора. Блок принудительной рециркуляции имеет регулируемое входное сечение за счет подвижной заслонки, позволяющей изменять соотношение объемов поступающего в аппарат холодного и теплого воздуха. В верхней части короба располагаются регулируемые выходные жалюзи.
Работа БПР заключается в эффективном перемешивании поступающего холодного атмосферного воздуха и воздуха, подогретого после теплообменной секции, без создания дополнительного сопротивления. Блок принудительной рециркуляции позволяет регулировать соотношение теплого и холодного воздуха от 0 до 100 % для предотвращения гидратообразования и обеспечения максимального охлаждения газа. Регулирующими элементами БПР служат выходные жалюзи и подвижные створки воздухозаборника. В зависимости от показаний датчиков температуры нагнетаемого воздуха САУ БПР однозначно определяет положение выходных и входных створок, которые обеспечивают необходимую дозировку холодного и теплого воздуха.
Преимущества БПР заключаются в следующем:
– минимальное аэродинамическое сопротивление, получаемое за счет отсутствия потерь в трассах теплого и холодного потоков воздуха и постоянства суммарного проходного сечения;
– обеспечение подачи теплого и холодного воздуха в АВО слоями для более быстрого и равномерного смешения, исключение образования отдельных холодных и горячих потоков воздуха и реализация обдува теплообменной секции воздухом с равномерной температурой;
– обеспечение максимального проходного сечения на входе в АВО при полностью открытых и закрытых створках.
ИСПЫТАНИЯ БПР
По поручению заместителя Председателя Правления ПАО «Газпром» В.А. Маркелова БПР апробирован на ДКС Западно-Таркосалинского газового промысла ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Апробация подтвердила работоспособность и эффективность подхода. Новый принцип регулировки отработан на уже установленном АВО газа. Как показали испытания, данная конфигурация способна надежно обеспечить охлаждение газа во всем диапазоне внешних условий.
Новый АВО газа «Турбо» состоит из теплообменных секций, наклонных диффузоров с вентиляторами и блока рециркуляции. Это оптимальная конфигурация АВО неосушенного газа, которая не требует переобвязки и реконструкции в течение всего жизненного цикла газового промысла. Для надежной работы АВО «Турбо» создана и испытана простая и эффективная САУ (рис. 4).
Результаты стресс-теста показали, что при внесении резкого возмущения на один из органов управления САУ АВО «Турбо» обеспечивает поддержание стабильной температуры газа Тг на выходе из АВО (зеленая сплошная линия на рис. 4), что свидетельствует о надежной работе САУ.
Блок принудительной рециркуляции прошел заводские испытания, приемочные испытания и опытно-промышленную эксплуа-тацию на ДКС Западно-Таркосалинского газового промысла ООО «Газпром добыча Ноябрьск». Аппарат воздушного охлаждения с БПР обеспечивает более низкие температуры газа летом и снижает потребление электроэнергии на 25 %.
Энергоэффективная схема рециркуляции для АВО неосушенного газа ДКС запатентована [1–4].
ПЕРСПЕКТИВЫ ИСПОЛЬЗОВАНИЯ НОВОГО ПОДХОДА
На основе предложенного подхода возможна разработка конфигураций ДКС, в которой уже установленные ступени компримирования будут оставаться неизменными на всем протяжении эксплуатации газового промысла. При этом по мере снижения пластового давления и дебита скважин путем замены сменных проточных частей (СПЧ) будут достигаться более высокие степени сжатия, а за счет оптимальной конфигурации АВО газа не будет необходимости в переобвязке уже установленных ступеней компримирования. Аппарат воздушного охлаждения «Турбо» возможно эффективно использовать и в МКУ, имеющей единственный АВО.
Сейчас готовится комплексная программа по обследованию и модернизации ранее установленных АВО газа ДКС с учетом нового апробированного подхода к охлаждению неосушенного газа.
Организация производства и управление
Авторы:
А.И. Новиков, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), A.Novikov@adm.gazprom.ru
С.В. Греков, ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), SGrekov@vniigaz.gazprom.ru
О.А. Корниенко, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», O_Kornienko@vniigaz.gazprom.ru
Литература:
1. ГОСТ Р 54382–2011. Нефтяная и газовая промышленность. Подводные трубопроводные системы. Общие технические требования [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200086533 (дата обращения: 21.03.2019).
2. ГОСТ Р 58218–2018. Нефтяная и газовая промышленность. Арктические операции. Обслуживание объектов [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200161340 (дата обращения: 21.03.2019).
3. ГОСТ Р 55234.3–2013 Практические аспекты менеджмента риска. Процедуры проверки и технического обслуживания оборудования на основе риска [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200108150 (дата обращения: 21.03.2019).
4. API RP 580:2016. Risk Based Inspection. 3rd Edition. API, 2016. 94 p.
5. API RP 581:2016. Risk Based Inspection Methodology. 3rd Edition. API, 2016. 632 p.
6. NORSOK standard Z-008–2011. Risk based maintenance and consequence classification. OLF, TBL, 2011. 46 p.
7. DNVGL-RP-0002. Integrity management of subsea production system [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://rules.dnvgl.com/docs/pdf/DNVGL/RP/2014-11/DNVGL-RP-0002.pdf (дата обращения: 21.03.2019).
8. API RP 2A. Recommended practice for planning, designing, and constructing fixed offshore platform. 21st Edition. API, 2003. 240 p.
9. API RP 2SIM. Structural integrity management of fixed offshore structure [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://www.api.org/~/media/files/publications/whats%20new/2sim_e1%20pa.pdf (дата обращения: 21.03.2019).
10. Mohamed A. El-Reedy. Offshore structure design, construction and maintenance. Gulf Professional Publishing, 2012. 651 p.
11. Bea R.G., Puskar F.J., Smith C., Spencer J.S. Development of AIM (Assessment, Inspection, Maintenance). Programs for Fixed and Mobile Platforms // Offshore Technology Conference. Houston: OTC, 1988. 13 p.
12. База данных Pipeline and Riser Loss of Containment (PARLOC) [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://oilandgasuk.co.uk/wp-content/uploads/2015/04/PARLOC-2012-Presentation1.pdf (дата обращения: 21.03.2019).
13. Справочник Offshore reliability Data Handbook (OREDA). Volume 2. Subsea Equipment [Электронный ресурс]. Режим доступа: https://nota.dk/bibliotek/bog/oreda-offshore-and-onshore-reliability-data-handbook-volume-2-subsea-e... (дата обращения: 21.03.2019).
HTML
Ввод в эксплуатацию Киринского газоконденсатного мес-торождения (ГКМ) – первого на российском шельфе, освоение которого осуществляется с помощью подводных технологий, – и планы применения подводного оборудования при освоении Южно-Киринского ГКМ делают крайне актуальной задачу формирования подходов к организации работ по обследованию и техничес-кому обслуживанию оборудования системы подводной добычи на протяжении всего периода разработки месторождений.
Применительно к оборудованию и конструкциям системы подвод-ной добычи на практике в мире реализуются два основных подхода к организации обследования и технического обслуживания:
– классический консервативный подход, при котором эксплуатирующая организация регламентирует перечень работ и периодичность их проведения, исходя из требований производителя оборудования, эксплуатационной документации, национальных и корпоративных нормативных документов, отражающих накопленную многолетнюю практику эксплуатации аналогичных объектов;
– подход, основанный на оценке риска, позволяющий оператору более гибко осуществлять планирование работ, распределять финансовые и технические ресурсы.
Для реализации консервативного подхода требуется наличие комплекса нормативно-технической документации, регламентирующей планирование и реализацию рассматриваемых работ. К указанной документации можно отнести: федеральные нормы и правила в области промышленной безопасности; национальные стандарты, например, ГОСТ Р 54382 [1], ГОСТ Р 58218 [2] в области арктических операций и др.; руководства по эксплуатации, процедуры консервации, хранения и технического обслуживания оборудования подводной системы, предоставляемые производителем; корпоративные стандарты в области технического обслуживания подводного оборудования; международные и зарубежные стандарты – ISO, API, DNV, NORSOK и др.
Анализ международных и зарубежных стандартов в области планирования работ на морских месторождениях позволяет сделать заключение об отсутствии в действующих нормативных документах конкретных требований, устанавливающих порядок и состав работ по обслуживанию оборудования системы подвод-ной добычи. Частично данная задача решена в корпоративных стандартах зарубежных нефтегазодобывающих компаний, сформированных на основе анализа многолетнего опыта эксплуатации подводного оборудования. В то же время доступ к таким стандартам ограничен, а обсуждение данного вопроса с операторами зарубежных проектов в рамках отраслевых конференций и семинаров показывает, что в большинстве случаев подход к планированию работ на подводном месторождении формируется в результате работы экспертных групп с учетом условий конкретного проекта.
ПОДХОД, ОСНОВАННЫЙ НА ОЦЕНКЕ РИСКА
Альтернативой или дополнением к консервативному подходу служит подход на основе анализа риска (Risk Based Inspection, RBI). Реализация данного подхода требует от оператора проекта организации и проведения комплекса научных работ и подготовки экспертных заключений, на базе которых формируется программа обследований и технического обслуживания. Оператор должен принять на себя ответственность за организационные решения, направленные на обеспечение надежной эксплуатации подводной системы с учетом их потенциального влияния на экономические показатели проекта. Главной задачей организации обслуживания на основе оценки риска выступает идентификация ключевых видов потенциальных отказов и разработка плана работ, направленного на снижение последствий отказов, повышение надежности и безотказности оборудования, а также гарантии целостности подводной системы.
В данной области действует ряд нормативных документов, содержащих требования и методологию реализации RBI: ГОСТ Р 55234.3 [3]; рекомендации API RP 580 [4] и API RP 581 [5]; стандарты NORSOK Z-008 [6] и DNVGL-RP-002 [7].
Стоит подчеркнуть, что приведенные выше документы не регламентируют реализацию подхода RBI непосредственно для системы подводной добычи и не определяют, как пошагово должен быть реализован данный процесс, какие значимые факторы должны быть учтены и граничные значения риска приняты. В то же время содержащийся в стандартах общий методический подход может быть использован при разработке программы RBI для подводного оборудования Киринского и Южно-Киринского ГКМ. Для разработки и внедрения процедур RBI требуется привлечение в регулярном порядке многодисцип-линарной группы квалифицированного персонала, обладающего необходимыми компетенциями, и выделение соответствующего бюджета и времени.
Основной целью при реализации подхода RBI выступает нахождение баланса между стоимостью работ по обследованию и техобслуживанию подводного оборудования и достижением приемлемого уровня рисков. Подготовленный в итоге план RBI должен включать: перечень оборудования и сооружений, подлежащих обследованию; критерии, на базе которых выполняется оценка ухудшения (изменения) эксплуатационных характеристик; методы проведения обследований и необходимые технические средства; график выполнения работ; отчетные формы, определяющие, в каком виде должны быть зафиксированы результаты обследования; план действий при выявлении в процессе обследования отклонений от проектных решений.
При реализации методологии RBI планирование становится непрерывным процессом. В ходе анализа важно использовать наиболее актуальную информацию о проектных решениях, состоянии подводного оборудования, результатах предыдущих обследований (рис. 1).
Анализ результатов предыдущего обследования служит основой для формирования новых оценок надежности системы и планирования последующих работ. Для оборудования, оснащенного запорно-регулирующей арматурой (например, подводная фонтанная арматура), особое внимание должно быть уделено выявлению отклонений от исходных технических характеристик электрических и гидравлических элементов, таких как приводы задвижек и контрольно-измерительные приборы. Для таких элементов необходимо определить критерии, характеризующие ухудшение их технического состояния, что требует тесного взаимодействия с производителем оборудования.
Последовательность реализации процесса обследования и технического обслуживания на основе RBI может быть представлена в следующем виде:
– сбор данных и анализ результатов проведенных обследований;
– определение возможных последствий при возникновении отказов и аварий;
– определение вероятности отказа и оценка риска;
– ранжирование риска и сравнение с принятыми оператором граничными значениями для всех рассматриваемых объектов;
– разработка программы следующей инспекции и технических работ (методы обследования, объекты обследования, используемые технические средства, время, необходимое для проведения работ);
– разработка детального плана для каждого вида работ;
– проведение обследования и технического обслуживания оборудования;
– формирование отчетной документации, подготовка исходных данных для последующих работ;
– переход к первому шагу.
В процессе планирования работ по техническому обслуживанию подводного оборудования на основе RBI необходимо установить допустимые значения для всех видов анализируемых рисков, которые должны быть оценены с позиции безопасности, воздействия на окружающую среду и влия-ния на финансовые показатели проекта. Эти данные используются для определения сроков проведения обследования и технического обслуживания, соблюдение которых должно обеспечивать поддержание значения риска ниже предельных установленных значений. Такой подход позволяет или уточнить значение риска, основываясь на получаемых при проведении работ новых данных, или провести ремонтные работы на оборудовании, что позволит вернуться к приемлемым значениям риска.
Граничные значения риска определяются для проекта в целом и могут основываться на опыте предыдущей эксплуатации, требованиях нормативно-технической документации и законодательства, результатах анализа риска. Значение критерия допустимости риска для технологического процесса (подводной добычи и транспорта углеводородов) должно быть разложено на составляющие элементы. Применительно к оборудованию системы подводной добычи составляющие элементы могут включать: контрольно-измерительные приборы (КИП), запорно-регулирующую арматуру, оборудование системы управления, а также такие объекты, как сборные манифольды, фонтанная арматура и линейные сооружения.
Можно выделить три вида объектов, подходы к организации работ для которых будут иметь некоторые отличия:
– конструкции и основания (контроль конструктивной целостности);
– линейные объекты (трубопроводы и шлангокабели) и трубная обвязка подводного оборудования;
– механические и электронные элементы оборудования, к которым можно отнести запорно-регулирующую арматуру, элементы системы управления, включая КИП (фонтанная арматура, манифольды, распределительное устройство шлангокабеля).
Данный подход коррелирует с выделением групп рисков в DNVGL-RP-002 [7], обусловленных конструктивными решениями, свойствами добываемых флюидов и обеспечением управления. Оставшиеся риски, связанные с изготовлением оборудования, строительными работами, изменением свойств материалов, действием третьей стороны и природными воздействиями, необходимо анализировать применительно к каждому виду объектов.
При планировании обследования и технического обслуживания эти три направления необходимо оценивать в совокупности с позиции оптимизации графика выполнения работ за счет проведения редко выполняемых операций в связке с более часто проводимыми работами с использованием тех же судов и технических средств, при необходимости оснащая их оборудованием. Важно отметить, что особенностью эксплуатации подводной системы добычи на газоконденсатных месторождениях, по сравнению с нефтяными, стало отсутствие потребности в регулярном проведении внутрискважинных работ, что не позволяет использовать их в качестве реперных точек при формировании графика обследований и обслуживания подвод-ного оборудования.
КОНТРОЛЬ КОНСТРУКТИВНОЙ ЦЕЛОСТНОСТИ
Вопросы контроля конструктивной целостности применительно к проектам добычи нефти и газа на шельфе на сегодняшний день достаточно хорошо проработаны для морских нефтегазовых платформ и рассмотрены в стандартах API RP 2A [8] и API RP 2SIM [9]. С определенными изменениями методика контроля состояния подводных конструкций морских платформ может быть использована для планирования работ по обследованию конструкций подводного оборудования Киринского и Южно-Киринского ГКМ. С учетом требований указанных выше стандартов для всех подвод-ных конструкций должны быть определены зоны, узлы, детали, которые в обязательном порядке войдут в программу обследования. Для решения данной задачи требуется тесное взаимодействие оператора проекта, проектной организации и поставщика подводных конструкций, поскольку без их рекомендаций оператору будет сложно грамотно сформировать эффективную программу мониторинга.
Первым шагом процесса контроля конструктивной целостности становится сбор и оценка всей доступной информации о подводных конструкциях, установленных на месторождении. Применительно к Киринскому и Южно-Киринскому ГКМ под конструкциями можно понимать фундаменты подводного оборудования, рамы и несущие конструктивные элементы в составе оборудования, защитные конструкции. В качестве примера на рис. 2 показана защитная конструкция, применяемая на Киринском ГКМ для предотвращения воздействия орудий рыболовного промысла на подводные фонтанные арматуры.
Необходимые данные для подводных конструкций включают: дату изготовления, продолжительность и условия хранения; дату монтажа; гидрологические и геотехнические данные в районе установки; результаты конструктивных расчетов, рабочие чертежи и исполнительную документацию; информацию о событиях, связанных с внешним воздействием на конструкции (падение предметов, воздействие орудий рыболовного промысла, якорных линий и т. д.); результаты предыдущих обследований и другие данные. Кроме того, для свайных фундаментов необходимы данные о процессе погружения свай, достижении проектной глубины, результатах цементирования.
При анализе результатов предыдущих обследований необходимо учитывать продолжительность временных интервалов между обследованиями, а также использованные методы обследования и технические средства. Значительный период между обследованиями увеличивает вероятность возникновения нештатной ситуации, тем не менее использование специализированных подводных аппаратов и средств неразрушающего контроля позволяет формировать достоверный прогноз о динамике изменения состояния подводных конструкций, что дает возможность оператору увеличить период между обследованиями. Стандарт API RP 2A [8] содержит описание четырех уровней работ с применением различных методов и технологий, используемых для конструкций морских платформ. Целесообразно по мере накопления опыта эксплуатации подводных систем Киринского и Южно-Киринского ГКМ сформировать аналогичную градацию работ для контроля состояния подводных конструкций.
Следующим шагом служит выполнение оценки риска снижения конструктивной целостности и определение необходимых работ по обследованию и техническому обслуживанию. При проведении оценки риска необходимо учитывать, что вероятность разрушения конструкции не является постоянной величиной и зависит от множества факторов [10], таких как возникновение механических повреждений конструкций в процессе эксплуатации, динамика развития коррозии и морского обрастания, дата проведения последнего обследования, выполненные ремонтные работы и т. д. (рис. 3).
Ухудшение состояния конструкций возможно, например, вследствие нарушения защитного покрытия и развития локальной коррозии, снижения эффективности электрохимической защиты, механического повреждения в результате внешнего воздействия, размыва основания. Стандартная процедура оценки риска подразумевает формирование рабочей группы, в состав которой входят инженеры эксплуатирующей организации, проектировщики, представители поставщика оборудования и эксперты по отдельным направлениям. Данная группа должна определить и согласовать перечень факторов (рис. 4) и их граничные значения. Кроме того, для каждого фактора необходимо определить значение и весовой коэффициент, показывающий его влияние на общую вероятность возникновения аварии. Результирующий фактор Фр для каждой конструкции может быть определен по формуле:
Фр = ∑1nbi.ki, (1)
где: n – число всех факторов, учитываемых при определении вероятности нарушения конструктивной целостности подводного сооружения; bi – принятое экспертами значение i-го фактора, исходя из установленной для него градации; ki – весовой коэффициент i-го фактора.
Ранжирование конструкций с позиции необходимости проведения работ по обследованию и техническому обслуживанию может быть выполнено на основе построения интегральной функции распределения вероятности, при этом определяется число конструкций, имеющих результирующий фактор со значением менее 5, 50, 70 и 95 % от максимально возможного значения. Затем конструкциям присваивается категория от К1 до К5, исходя из интервала, в который попало значение их результирующего фактора.
При оценке последствий аварий, связанных с нарушением целостности конструкций, результат можно представить в виде суммы следующих составляющих: потери в области безопасности, характеризуемые влиянием аварии на жизнь и здоровье людей, воздействие на окружающую среду и финансовые потери проекта (рис. 5). Каждый вид последствий может быть выражен в денежном эквиваленте, после чего можно определить суммарные потери.
Как и для морских платформ, в случае аварии на подводной системе добычи затраты от воздействия на окружающую среду обусловлены главным образом объемом опасных жидкостей, которые могут попасть в море вследствие аварии, и стоимостью мероприятий по ликвидации последствий. При аварии конструктивных элементов возможность разлива жидкостей связана с разрушением узлов подключения трубопроводов и трубной обвязки оборудования. Затрат, связанных с безопасностью персонала, применительно к подводному оборудованию не предполагается, поскольку эксплуатация подводной системы осуществляется при отсутствии персонала на месторождении и риски связаны в первую очередь с периодом проведения технических работ. Главной статьей затрат при разрушениях конструкций подвод-ных сооружений становятся затраты на замену и (или) ремонт поврежденного оборудования и потери от недопоставки продукции при остановке скважин. Таким образом, с учетом стоимости подводно-технических работ весовые коэффициенты могут быть приняты, например, равными 40 и 60 %.
После того как для каждой из рассматриваемых подводных конструкций определены значения категорий вероятности аварии и ее последствий, выполняется ранжирование риска, для чего строится матрица (см. табл.), отражающая соотношение вероятности аварии (категории К1–К5) и ее последствий (категории от А до Е). Подобный вид матрицы риска предложен API для оценки технического состояния оборудования нефтеперерабатывающих предприятий [11].
Как видно из таблицы, акцент сделан на последствия аварии. Необходимо подчеркнуть разницу в подходе: технические специалис-ты в большей мере ориентированы на оценку вероятности аварии, а экономисты – на ее финансовые последствия. Когда градация проводится на основе риска, то априори допускается возникновение аварии, если она не ведет к значительным последствиям. Если же целью становится полное исключение аварий, то градация должна осуществляться без учета значимости их последствий, только на основе вероятности разрушения конструкций.
Параллельно с ранжированием по результатам оценки риска сооружения могут быть сгруппированы по их конструктивным особенностям и функциональным назначениям. В каждой группе могут быть выделены конструкции с наивысшим риском аварии. Такое двойное ранжирование при значительном числе объектов, что характерно для проекта освоения Южно-Киринского ГКМ, позволяет сформулировать рациональное решение, показывающее, где целесообразно проводить работы в текущем сезоне и как эффективнее распределить ресурсы.
После градации состояния всех подводных конструкций выполняется подготовка программы подводных работ. Качественная программа может быть разработана только на основе практического опыта, накопленного как в нефтегазовой отрасли, так и в смежных областях.
ТРУБОПРОВОДЫ И ТРУБНАЯ ОБВЯЗКА
События, приводящие к нарушению работы и (или) повреждению трубопроводов, можно разбить на три основные группы:
– повреждения и изменения геометрии стенок труб, вызванные внешним воздействием, например, от удара падающего объекта, зацепления якорем;
– повреждение, вызванное изменением условий эксплуатации, например, режима работы системы, приводящее к возникновению нестационарных режимов с формированием жидкостных пробок (гидроудар), снижением эффективности электрохимической системы защиты от коррозии;
– повреждения, возникающие вследствие длительного воздействия неблагоприятных факторов, например, коррозия, эрозия, изменение пространственного положения трубопровода, усталостное разрушение.
Таким образом, при разработке системы RBI для трубопроводов и трубной обвязки Киринского и Южно-Киринского ГКМ необходимо учитывать: динамику формирования внутренней и внешней коррозии; возможность возникновения внутренней эрозии; возможные внешние воздействия; изменение положения трубопровода, образование свободных пролетов; устойчивость при сейсмическом воздействии; скопление жидкости в трубопроводе, формирование гидратных пробок, отложений механических примесей.
На начальном этапе при прогнозировании размеров потенциальных утечек и вычислении вероятностей отказов в системе трубопроводов месторождений может быть использована информация для стальных трубопроводов из базы данных Великобритании PARLOC [12].
Подход к оценке последствий аварии на трубопроводах аналоги-чен подходу, описанному выше применительно к конструкциям подводной системы. В случае Киринского и Южно-Киринского ГКМ значимыми факторами становятся воздействие на окружающую среду и финансовые потери проекта вследствие снижения проект-ного уровня добычи на время ремонта трубопровода и затрат на него. Существенным фактором при оценке потерь выступает наличие полного или частичного резервирования системы трубопроводов, например, использование двухниточного коллектора снижает возможные потери.
По аналогии с конструкциями подводной системы для каждого трубопровода и оборудования, имеющего трубную обвязку, оператор должен установить приемлемое значение риска, исходя из которого формируется график обследования, внутритрубной диагностики, контроля электрохимической защиты и т. д. Полученный график используется при формировании итоговой программы работ на месторождении.
МЕХАНИЧЕСКИЕ И ЭЛЕКТРОННЫЕ ЭЛЕМЕНТЫ ОБОРУДОВАНИЯ
Основное оборудование, оснащенное запорно-регулирующей арматурой, элементами системы управления и контрольно-измерительными приборами (КИП) – фонтанная арматура и сборные манифольды. Подводная фонтанная арматура (рис. 6) выступает критически важным элементом морского технологического комплекса Киринского и Южно-Киринского ГКМ. В отличие от подходов к планированию обследования морских трубопроводов, для фонтанной арматуры акцент должен быть сделан на контроле за изменением технического состояния оборудования во времени и на анализе возможных отказов составных элементов фонтанной арматуры.
При оценке возможных отказов оборудования необходимо учитывать, что вероятность некоторых событий, приводящих к отказу, со временем возрастает, в то время как для части событий она остается неизменной. Это приводит к использованию двух методов планирования: на основе продолжительности наработки на отказ; на основе отказов, инициируемых событиями в системе.
Первый подход применим в случае, когда вероятность отказа со временем возрастает (идет процесс старения) – тогда критерием для планирования срока проведения мероприятий по техническому обслуживанию и (или) плановому ремонту будет достижение порогового значения вероятности наступления отказа. Возможно возникновение ситуации, когда, несмотря на увеличение вероятности отказа элемента оборудования, итоговое значение риска будет снижаться, например, за счет уменьшения потенциальных потерь вследствие снижения со временем проектных дебитов скважин, подключенных к данному оборудованию.
На начальной стадии для прогнозирования вероятности отказа и оценки последствий используются ограниченный объем данных и упрощенная модель, поэтому существенное влияние на итоговый результат имеет экспертная оценка профильных инженеров и эксплуатирующего персонала. Здесь ключевую роль играет проведение качественной оценки уровня риска с учетом каждого процесса снижения эксплуатационных параметров оборудования. В соответствии с представленной выше последовательностью реали-зации процесса RBI возможны два варианта. Если уровень риска, достигаемый при первоначальной оценке, определяется как приемлемый (т. е. риск меньше принятого граничного значения «высокий»), то формируется программа обследования. Если уровень риска выше установленного значения, то необходимо проведение дополнительного анализа и использование большего объема данных для детальной оценки рис-ка. Таким образом, когда результаты, полученные на начальной стадии, не позволяют принять обоснованное решение по планированию работ, выполняется детальная оценка риска. В свою очередь, детальная оценка вероятности отказа выполняется до уровня узлов оборудования, для каждого из которых проводится анализ механизма ухудшения технического состояния.
В качестве исходных данных для детальной оценки вероятности отказов могут быть использованы данные, представленные в справочнике OREDA [13]. Требуемые сроки выполнения корректирующих действий могут быть определены в соответствии с DNVGL-RP-002 [7] с учетом полученного значения вероятности отказа.
Для оборудования с механическими и электронными узлами основным фактором, определяющим величину потерь, становится влияние отказа на экономику проекта, поскольку его последствия в системе управления и КИП, как правило, не приводят к значительному загрязнению окружающей среды и в итоге зависят от времени восстановления узла (недопоставки продукции вследствие простоя) и стоимости ремонта. Время простоя в результате отказа приблизительно может быть определено на основе данных [13] или из опыта ведения работ в аналогичных условиях.
С учетом установленного значения потерь определяется итоговое значение риска для отказов рассматриваемых элементов подводного оборудования. Если вероятность отказа не зависит от времени работы, то оператором устанавливается приемлемое значение риска и для тех элементов, где риск не превышает установленного значения, проведение работ не планируется. Для тех элементов, где риск изначально высокий, задаются регулярные интервалы обследования и частота проведения работ тем выше, чем больше значение риска.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Как уже отмечалось выше, механизмы ухудшения эксплуатационных параметров элементов подводного оборудования, признаки этого ухудшения, возможность контроля при обследовании (дистанционно или непосредственно на месте эксплуатации) необходимо обсуждать с производителем. Для оценки вероятности отказа оборудования может оказаться полезным использование специализированного программного обеспечения, разрабатываемо-го производителем оборудования.
После оценки риска для каждого из рассмотренных выше видов оборудования и формирования трех планов работ по обследованию и техническому обслу-живанию должен быть разработан единый план-график работ на Киринском и Южно-Киринском ГКМ, определяющий конкретные площадки проведения работ и требуемые технические средства. Исполнение данного единого плана работ должно обеспечивать эксплуатацию системы подводной добычи с приемлемым для оператора уровнем безопасности и экономического риска. Таким образом, в результате реализации подхода RBI будет разработана стратегия проведения обследований и технического обслуживания, сформирован перечень элементов подводного оборудования, требующих особого внимания при проведении обследования, определен список узлов для проведения инструментального контроля, обоснованы перечень методов и технических средств, необходимых для проведения обследования и диагностики, и временные интервалы между обследованиями.
По окончании сезона работ в акватории полученные в результате инспекций данные должны быть использованы для верификации моделей изменения состояния оборудования, формирования планов по обследованию и техническому обслуживанию следующих сезонов в соответствии с новыми данными о состоянии эксплуатируемого оборудования.
В 2015 г. методология RBI была использована компанией Rosneft Vietnam B.V. при разработке программы обследования подводного оборудования (трубопроводов, устьев скважин, оснований морских платформ и т. д.). В разработке программы принимали участие специалисты компании DNV GL. В результате исследований было показано, что интервалы обследований в 2,5 года, рекомендованные региональными надзорными органами, могут быть увеличены до 3, 5 и 8 лет в зависимости от вида подводного оборудования. При этом обеспечивается приемлемый для оператора и надзорных органов уровень риска.
Главный результат внедрения методики RBI – формирование обоснованного плана проведе-ния обследования подводного оборудования, минимизирующего экономические риски для оператора. Планирование на основе анализа риска может изменить принятые до внедрения данной системы планы по обследованию оборудования. Любое изменение будет обосновано достижением сбалансированного риска, удовлетворяющего принятым в компании оператора критериям.
Матрица оценки уровней рисковRisk assessment matrix
Категория вероятности аварии Accident probability category |
Категория последствий аварии Category of accident consequences |
||||
A |
B |
C |
D |
E |
|
K5 |
2 |
2 |
2 |
3 |
3 |
K4 |
1 |
1 |
2 |
2 |
3 |
K3 |
– |
– |
1 |
2 |
3 |
K2 |
– |
– |
1 |
1 |
2 |
K1 |
– |
– |
1 |
1 |
2 |
Примечание. Уровень риска: 1 – низкий; 2 – средний; 3 – высокийNote. Risk level: 1 – low; 2 – medium; 3 – high
Освоение шельфа
Авторы:
С.И. Голубин, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), S_Golubin@vniigaz.gazprom.ru
К.Н. Савельев, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», K_Saveliev@vniigaz.gazprom.ru
А.И. Новиков, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), A.Novikov@adm.gazprom.ru
Литература:
1. СП 14.13330.2014. Строительство в сейсмических районах [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200111003 (дата обращения: 21.03.2019).
2. Голубин С.И., Савельев К.Н. Повышение прочности слабых грунтов при обустройстве морских нефтегазопромысловых сооружений и объектов береговой инфраструктуры на шельфе Дальнего Востока // Газовая промышленность. 2017. № 1 (747). С. 20–25.
3. Новиков А.И., Новиков А.А., Голубин С.И., Савельев К.Н. Особенности проведения инженерных изысканий при определении потенциала разжижения грунтов в основании объектов морской добычи шельфа острова Сахалин (Россия) // Газовая промышленность. 2018. № 3 (765). С. 18–25.
4. СП 23.13330.2011. Основания гидротехнических сооружений [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200084539 (дата обращения: 21.03.2019).
5. Баранов Б.В., Дозорова К.А., Рукавишникова Д.Д. Активная тектоника и образование оползневых тел на восточном склоне о. Сахалин // Вестник Мурманского государственного технического университета. 2016. Т. 19. № 1–1. С. 61–69.
6. Иванова А.А., Куликов Е.А., Файн И.В., Баранов Б.В. Генерация цунами подводным оползнем вблизи восточного побережья о. Сахалин // Вестник Московского университета. Серия 3: Физика. Астрономия. 2018. № 2. С. 111–116.
7. Рычагов Г.И. Общая геоморфология. Учебник. 3-е изд., перераб. и доп. М.: Из-во Московского университета: Наука, 2006. 416 с.
8. Youd T.L. Liquefaction-Induced Lateral Ground Displacement // Third International Conferences on Recent Advances in Geotechnical Earthquake Engineering and Soil Dynamics. 1995. P. SOA6.
9. ГОСТ Р 56353–2015. Грунты. Методы лабораторного определения динамических свойств дисперсных грунтов. [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/1200118271 (дата обращения: 21.03.2019)
HTML
ОСОБЕННОСТИ ОСВОЕНИЯ
Сложности освоения шельфа о-ва Сахалин и в целом Дальнего Востока связаны с множес-твом факторов. Дальний Восток – уникальная природная территория, требующая сохранения по экологическим показателям. Кроме того, с инженерной точки зрения освоение шельфовых мес-торождений сопряжено со следующими проблемами: высокая сейсмичность; сложные инженерно-геологические и природно-климатические условия; сложные гидрологические условия; сложные ледовые условия (для континентального шельфа о-ва Сахалин); удаленность и изолированность объектов обустройства и строительства.
Учитывая фактор высокой сейсмической активности регио-на (карты [1], 9 баллов по картам А, В и 10 баллов по карте С по шкале Медведева – Шпонхойе-ра – Карника (MSK-64)), оборудование подводного добычного комплекса (ПДК) и коммуникации, связывающие скважины с береговым комплексом управления, спроектированы с определенной устойчивостью и степенью защиты. В составе основных объектов подводного добычного комплекса находится манифольд, состоящий из нескольких трубопроводов на одном основании, рассчитанных на высокое давление и соединенных по определенной схеме. Углеводороды при добыче собираются на манифольде и по морскому трубопроводу доставляются на береговой технологический комплекс.
Особенности инженерно-геологических условий и связанные с ними опасности раскрыты более подробно в соответствующих работах авторов [2, 3].
ЭКСПЛУАТАЦИОННЫЙ МОНИТОРИНГ И ОЦЕНКА ГЕОЛОГИЧЕСКИХ ОПАСНОСТЕЙ
Для обеспечения эксплуатационной надежности ПДК необходимо проведение сезонных диагностических обследований и мониторинг объектов, находящихся в его составе. В соответствии с существующей нормативной документацией, при проектировании объектов ПДК и стационарных платформ в сейсмоопасной зоне шельфа о-ва Сахалин в составе проектной документации разрабатываются разделы по организации комплексного геодинамического мониторинга за сооружениями, фундаментами и грунтами оснований как при нормальной эксплуатации, так и при землетрясениях [1, 4]. Данный мониторинг осуществляется в рамках научно-технического сопровождения эксплуатации ПДК.
В целом научно-техническое сопровождение (НТС) – это комплекс исследований технико-технологического, научно-методического, экспертно-аналитического и экспериментального характера, осуществляемых научной (специализированной) организацией. На этапе проектирования НТС обеспечивает соответствующее качество и эффективность принимаемых технических решений, в т. ч. путем разработки специальных технических условий с учетом специфики района освоения. На этапе эксплуатации НТС призвано обеспечить надежную реализацию принятых проектно-технологических решений и при необходимости дать обоснование корректирующих мероприятий.
В целях осуществления геодинамического мониторинга разрабатывается соответствующая программа, включающая:
– сейсмологический мониторинг и инженерно-сейсмометрический мониторинг на сооружениях;
– геодезический мониторинг деформационных процессов в геотехнической системе «сооружение – основание», в т. ч. наблюдения за деформациями морского дна;
– геофизический мониторинг напряженно-деформированного состояния объектов ПДК;
– управляющие решения (мероприятия) по предотвращению либо снижению негативного влия-ния опасных геодинамических процессов и явлений в процессе эксплуатации.
Таким образом, при своевременном обнаружении развития опасных процессов, непрогнозированных процессов и явлений, при оперативном выполнении предупреждающих и защитных мероприятий реализуется основная цель геодинамического мониторинга – обеспечение безопасной эксплуатации объектов ПДК. Данная цель реализуется путем проведения оценки изменения инженерно-геологических условий; установления причин осадок и просадок морского дна, смещений и деформаций; осуществления качественного и количественного прогноза динамики развития опасных природных процессов с оценкой вероятности аварийных ситуаций и связанных с этим ущербов; разработки мер по предотвращению дальнейшего развития негативных процессов и исключению нарушений проектного режима эксплуатации.
В соответствии с документом [4], мониторинг осуществляется на протяжении всего периода эксплуатации объектов ПДК и сопровождается ведением динамического паспорта сооружений. Состав, методы наблюдений и исследований определяются в программе комплексного гео-динамического мониторинга, которая разрабатывается проектной и (или) специализированной научной организацией с учетом требований к составу геодинамических наблюдений и периодичности измерений в соответствии с [1, 4]. Геодинамический мониторинг может осуществляться как собственными силами эксплуатирующей организации, так и с привлечением специализированных научных организаций.
В составе НТС эксплуатации ПДК проводятся:
– анализ отклонений (аномалий, несоответствий), выявленных в ходе проведения обследования и мониторинга морских объектов ПДК, в т. ч. выявленных в ходе подводного обследования устьев скважин;
– анализ критичности выявленных отклонений и оценка целесообразности выполнения корректирующих мероприятий;
– разработка предложений по устранению выявленных отклонений, корректировке программы мониторинга и недопущению осложнений в последующие годы.
В рамках вышеуказанных работ в качестве исходных данных применяются: проектная и исполнительная документация; результаты диагностических обследований морских объектов обустройства (фото- и видеоматериалы визуального обследования; батиметрическая съемка; данные инклинометрии и определения пространственного положения инфраструктурных объектов; результаты инструментального контроля состояния системы электрохимической защиты; результаты инструментального контроля толщины стенок трубных вставок); дополнительные открытые данные (например, сводка землетрясений в определенном радиусе от месторождения за определенный период времени по данным ФГБУН ФИЦ «Единая геофизическая служба РАН»).
Визуальный осмотр (рис. 1) позволяет решить следующие задачи:
– оценить интенсивность биологического обрастания на поверхности различных элементов ПДК;
– выявить возможные негативные факторы, влияющие на функционирование сооружений, и риски, связанные с биологическим обрастанием;
– оценить эффективность мероприятий по очистке от биологического обрастания;
– провести анализ отклонений, выявленных в ходе диагностического обследования системы противокоррозионной защиты сооружений ПДК;
– провести анализ состояния площадок под оборудование в части размыва и намыва донных отложений, в т. ч. анализ и оценку свободных пролетов линейной части трубопроводов;
– провести оценку пространственного положения исследуемых объектов;
– выявить наличие природных и техногенных газопроявлений.
Проведение эксплуатационного мониторинга позволяет фиксировать возможные участки выхода газа, а также проводить аналити-ческую работу по выявлению источника газопроявления и прогнозу его развития во времени, в т. ч. по результатам интерпретации сейсмических данных высокого разрешения.
Для шельфа о-ва Сахалин исследования по оценке биологического обрастания на объектах ПДК уникальны. Для глубин до 100 м выявляется широкое биоразнообразие (порядка 9 таксономических ед.). Наличие определенных таксонов, их интенсивность и время жизни, так же как и полное отсутствие обрастания, часто напрямую связаны с конкретными технологическими элементами эксплуатируемых объектов. Выявляются определенные особенности очистки техногенных объектов ПДК от биологического обрастания, которые должны быть учтены в программах проведения работ в последующие сезоны.
Визуальные осмотры состояния и геодезический мониторинг инструментальными методами рекомендуется осуществлять для фундаментных конструкций оконечных устройств подводных трубопроводов, распределительных устройств шлангокабелей, оснований райзеров, устанавливаемых на морском дне без заглубления (например, донных плит), а также для защитных конструкций всех типов. Внеочередные измерения и визуальный осмотр оснований и фундаментов объектов ПДК и стационарных платформ для данного региона следует проводить после землетрясений интенсивностью более 5 баллов (MSK-64), а также сильных штормов. Видеоданные позволяют визуально проанализировать состояние искусственных щебеночных оснований, берм и обсыпок под оборудованием, а также выявить наличие и динамику процессов, обнаруженных и зарегистрированных в процессе обследования. По результатам анализа видеоматериалов и актов обследования технического состояния подводной части морских объектов обустройства фиксируется отсутствие или наличие локальных размывов и намывов грунта у опор защитных конструкций и других сооружений. При наличии размывов и намывов необходимо установить их начальное состояние после проведения строительных работ по исполнительной документации (исключить неровное дно). В дальнейшем данные участки подлежат оценке интенсивности развития процессов и их критичности, в т. ч. в последующие сезоны проведения диагностических работ.
В процессе эксплуатации ПДК необходимо выполнять мониторинг участков рельефа морского дна и подводных склонов, по которым проложены подводные внутрипромысловые трубопроводы, шлангокабели и шлейфы. Основные риски для эксплуатационной надежности линейных сооружений несут возможные латеральные перемещения донных грунтов, склонных к разжижению при проявлении сейсмической активности [3]. Эти перемещения представляют собой боковую по-движку отложений верхней (придонной) части подводного склона на расстояние до нескольких метров (мощность перемещаемых грунтовых масс до 5 м). Согласно исследованиям группы авторов, проявление масштабных оползневых процессов в центральной части восточного подводного склона о-ва Сахалин наблюдается на изобатах 300–1000 м [5, 6]. Для глубин, на которых ведется эксплуатация ПДК, проявление описанных выше оползней маловероятно, поскольку уклон дна от приурезной части до глубины 150–200 м изменяется плавно и однонаправленно в преимущественном направлении с запада на восток, рельеф дна пологий, крупные формы возвышений и депрессии на дне отсутствуют. Максимальное значение уклона дна составляет 1,6 %, среднее значение уклонов – 0,4–0,6 %. Тем не менее нельзя исключить, что активизация склоновых процессов на рассматриваемых глубинах может быть спровоцирована образованием локальных депрессий различного размера вследствие флюидогенных деформаций газонасыщенных донных отложений. Так, на рассматриваемой территории наблюдаются покмарки (рис. 2) – воронкообразные углубления, образованные при залповых прорывах газовых струй. Наряду с покмарками на морском дне в пределах границ лицензионных участков присутствуют признаки крипа – процесса медленного сползания или оплывания толщ донных осадков на относительно пологих склонах [7]. На таких участках наблюдается волнообразный бугристый рельеф поверхности дна. При незначительных, но достаточных для возникновения крипа уклонах дна это явление могло быть спровоцировано небольшим по интенсивности землетрясением.
Для выявления потенциально опасных участков подводного склона, по которому проложены подводные внутрипромысловые трубопроводы, шлангокабели и шлейфы, необходимо выполнять оценку латеральных деформаций и возможного проявления локальных оползневых процессов. Данную оценку необходимо выполнять в целях минимизации эксплуатационных рисков путем более детального периодического мониторинга опасных участков, особенно после землетрясений различной интенсивности.
Зная, что грунты, слагающие склон, подвержены разжижению при сейсмическом воздействии, оценку латеральных деформаций грунтов подводного склона в общем случае можно выполнить с помощью эмпирического подхода, разработанного Т. Лесли Юдом [8] и отраженного в [9]. Для более детальной оценки необходимо выполнять моделирование и расчет потенциально опасных участков склона, используя методы, основанные на теории предельного равновесия моментов и сил в грунте (Н. Моргенштейна и В. Прайса, Е. Спенсера и др.), и математическое моделирование с помощью метода конечных элементов (МКЭ).
ОЦЕНКА ПОТЕНЦИАЛЬНОЙ УСТОЙЧИВОСТИ И ВЕЛИЧИНЫ ВОЗМОЖНЫХ ЛАТЕРАЛЬНЫХ ДЕФОРМАЦИЙ УЧАСТКА ПОДВОДНОГО СКЛОНА
В настоящей статье выполнена оценка потенциальной устойчивости и величины возможных латеральных деформаций участка подводного склона протяженностью около 1000 м, сложенного от поверхности преимущественно пылеватыми и мелкозернистыми песками среднеплейстоценово-голоценового возраста (mQIV) мощностью от 3 до 6 м, подстилаемыми супесью от текучей до мягкопластичной консистенции на разведанную глубину 15 м.
Выполненная оценка учитывала интенсивность сейсмического воздействия I = 7,8 балла по шкале MSK-64, установленную для пе-риода повторяемости T = 1000 лет по данным сейсмического микрорайонирования (СМР).
Оценка потенциальной устойчивости участка подводного склона выполнена по методу Е. Спенсера в программном комплексе для гео-технических расчетов GEO 5. Расчет выполнялся для двух случаев:
– основное сочетание нагрузок (без учета сейсмического воздействия);
– особое сочетание нагрузок (учет сейсмического воздействия путем псевдостатического анализа).
Учет сейсмического воздействия при псевдостатическом анализе выполнен путем введения дополнительной силы, определяемой следующим образом:
, (1)
где amax – расчетное значение максимального пикового ускорения (в долях от g), принятое 0,161 g по данным СМР, g – ускорение свободного падения (9,81 м/с2); W – удельный вес грунта, кН/м3; k – коэффициент сейсмичности.
По результатам расчета на рассматриваемом участке подводного склона получено три наиболее опасных потенциальных поверхности скольжения. При этом все три полигональные поверхности скольжения грунта проходят по контакту слоя пылеватого песка мощностью 3–5 м с подстилающими грунтами.
Результаты оценки потенциальной устойчивости участка подводного склона на основное сочетание нагрузок представлены на рис. 3. Коэффициенты устойчивости склона для потенциально опасных поверхностей скольжения составили Ky = 1,26, Ку = 1,29 и Ку = 1,31, что говорит о достаточной устойчивости склона в естественном состоянии.
Результаты оценки потенциальной устойчивости участка подвод-ного склона на особое сочетание нагрузок представлены на рис. 4. Коэффициенты устойчивости склона для потенциально опасных поверхностей скольжения с учетом сейсмических воздействий составил Ky = 0,97, Ky = 1,03 и Ку = 1,06. Это говорит о том, что склон на участке с коэффициентом Ку = 0,97 потенциально неустойчив при расчетном сейсмическом воздействии.
Для оценки величины возможных латеральных деформаций грунта на потенциально неустойчивом участке склона выполнено математическое моделирование и динамический анализ с помощью МКЭ. Моделирование участка склона выполнялось в программном комплексе Plaxis 2D. Для моделирования поведения грунтов использовалась упругопластическая модель Мора-Кулона. Динамический анализ выполнялся с использованием рассчитанных синтетических акселерограмм для землетрясения повторяемости Т = 1000 лет магнитудой М = 5,5 и эпицентральным расстоянием R = 10 км от рассматриваемого района. Синтетическая акселерограмма представлена на рис. 5.
Результаты оценки величины латеральных деформаций грунта на потенциально неустойчивом участке склона представлены на рис. 6.
По результатам моделирования участка склона в программном комплексе Plaxis 2D с учетом возможного сейсмического воздействия накопленные горизонтальные перемещения в верхней части склона составляют до 0,26 м.
Такие горизонтальные перемещения верхних слоев грунта вниз по склону представляют потенциальную опасность для линейных объектов (внутрипромысловые трубопроводы, шлангокабели и т. д.), а также опорных и фундаментных конструкций объектов ПДК, т. к. давление от смещаемого грунта может достигать до 5 т на пог. м фронта смещаемых грунтовых масс.
ВЫВОДЫ
Научно-техническое сопровождение эксплуатации месторождений шельфа о-ва Сахалин – комплекс научных исследований, направленных на обеспечение эксплуатационной надежности – должно включать в себя работы по мониторингу, диагностике и оценке таких геологических опасностей, как устойчивость подвод-ных склонов.
Прогнозная оценка основывается на сопоставлении архивных и актуализированных исходных данных, полученных в ходе сезонных обследований, в т. ч. батиметрии дна и состояния объектов ПДК. Своевременность и точность получаемых данных (образование новых депрессий, размывов и т. д.) позволит повысить достоверность оценки напряженно-деформированного состояния эксплуатируемых объектов для принятия оперативных управленческих решений эксплуатирующей организацией.
Авторы:
Д.В. Клыжко, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск» (Южно-Сахалинск, РФ), d_klyzhko@shelf-dobycha.gazprom.ru
Д.В. Кутовой, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», d_kutovoy@shelf-dobycha.gazprom.ru
М.А. Погосов, ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», m_pogosov@shelf-dobycha.gazprom.ru
Литература:
1. Маркин А.Н., Низамов Р.Э., Суховерхов С.В. Нефтепромысловая химия, практическое руководство. Владивосток: Дальнаука. 2011. 288 c.
2. Лапшин В.И., Волков А.Н., Шафиев И.М. и др. Аналитическая и экспериментальная оценка влагоемкости природных газов и влияния конденсационной воды на фазовые характеристики // Вести газовой науки. 2013. № 1 (12). С. 79–85.
HTML
ПРАКТИКА ПРИМЕНЕНИЯ
В российской и международной практике при морской добыче природного газа и газового конденсата на континентальных шельфах для предотвращения гидратообразования в качестве реагентов антигидратного ингибирования применяются метанол и моноэтиленгликоль (МЭГ).
Метанол в основном используется на нефтегазодобывающих платформах в Мексиканском заливе – Canyon Station Platform (Williams Cos. Inc.), в Азии – проект Malampaya (Royal Dutch Shell, Филиппины) и в Каспийском море – стационарная платформа месторождения имени Ю. Корчагина (ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», РФ) и стационарная платформа месторождения имени В. Филановского (ООО «ЛУКОЙЛ-Нижневолжскнефть», РФ).
Моноэтиленгликоль при морской добыче применяют на проектах: Ormen Lange (Equinor ASA, бывший Statoil, Норвегия), KG-D6 (Reliance Industries Ltd, Индия), Южный Парс (Total S.A., Иран), Britannia Satellites (ConocoPhillips, Великобритания), Лунское газоконденсатное месторождение (ГКМ) («Сахалин Энерджи Инвестмент Компани Лтд.», РФ), Киринское ГКМ (ПАО «Газпром», ООО «Газпром добыча шельф Южно-Сахалинск», РФ).
Выбор МЭГ или метанола определяется, прежде всего, исходя из экономической обоснованности применения, экологической без-опасности для окружающей среды и технологических характеристик реализуемого проекта.
Особенность эксплуатации Киринского ГКМ заключается в том, что подводный добычной комплекс (ПДК) расположен в Охотском море на глубине 90 м. Текущий режим работы – две скважины, с подачей 4,5 млн м3/сут товарного газа в магистральный газопровод Сахалин – Хабаровск – Владивосток.
ОПИСАНИЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКОГО ПРОЦЕССА КИРИНСКОГО ГКМ
Подача МЭГ осуществляется с берегового технологического комплекса (БТК) по ингибиторопроводу на скважины. В процессе смешанного движения сырого газа и МЭГ по газосборному коллектору происходит насыщение МЭГ водой, растворенной в виде водяного пара в пластовом газе. Концентрация МЭГ, подавае-мого на скважины, составляет 80–82 %. При движении по газосборной сети концентрация уменьшается, и на установку комплексной подготовки газа БТК (УКПГ БТК) насыщенный МЭГ (н-МЭГ) поступает с концентрацией 58–61 %.
На рис. 1 приведена принципиальная типовая схема УКПГ БТК.
Газожидкостная смесь (природный газ, конденсат газовый нестабильный (КГН), МЭГ + водная фаза) поступают на пробкоуловитель. Природный газ через блок эжекторов и две ступени сепарации подается в магистральный газопровод. Смесь КГН и н-МЭГ поступает на разделители, после разделения н-МЭГ поступает на установку регенерации МЭГ, а КНГ поступает на установку стабилизации конденсата.
На установке регенерации н-МЭГ через теплообменники поступает в блок огневой регенерации, где происходит выпаривание воды и увеличение концентрации МЭГ до 80 %. Среднесуточная температура, поддерживаемая в испарителе для регенерации МЭГ, составляет 124–126 °С. Среднесуточное поступление воды на УКПГ со скважин достигает 40 т/сут, вода утилизируется на комплексе термического обезвреживания.
ПРИЧИНЫ ПОВЫШЕННОЙ МИНЕРАЛИЗАЦИИ РАСТВОРА МЭГ
Одна из проблем эксплуатации УКПГ БТК Киринского ГКМ – высокое содержание солей в водном растворе МЭГ. Повышение концентрации солей в регенерированном МЭГ (р-МЭГ), полученном регенерацией насыщенного МЭГ, происходит за счет испарения воды, поступившей из пласта в газожидкостном потоке.
В технологической схеме не предусмотрена установка обессоливания, поэтому возникает накапливание отложений солей на оборудовании установки регенерации, что приводит к снижению эффективности ее работы (рис. 2).
Солевые отложения осаждаются на тарелках выпарной колонны и жаровых трубах испарителя. Образование карбоната кальция CaCO3 (кальцита) происходит в результате реакции:
Сa2+ + 2(HCO3–) CaCO3 + + CO2 + H20
Один из продуктов данной реакции – углекислый газ СО2, поэтому отложение CaCO3 на стенках оборудования зависит от парциального давления СО2:
– с возрастанием парциального давления СО2 реакция смещается влево, т. е. повышается растворимость Ca(НCO3)2 в растворе МЭГ;
– повышение температуры и рH способствует выпадению CaCO3.
Образование карбоната железа происходит в результате реакции:
Fe2+ + 2(HCO3–) FeCO3 + + CO2 + H20
Данная реакция протекает у поверхности металла, обогащенного в результате коррозии ионами железа [1].
Количественный и качественный анализ отложений показал, что основные составляющие компоненты включают карбонаты кальция (кальцит CaCO3) и железа (FeCO3). Закупоривание тарелок в выпарной колонне негативным образом отражается на работе блока огневой регенерации: снижается производительность, возникает необходимость затрат большей энергии для достижения 80 % концентрации раствора МЭГ.
Источник солей в растворе МЭГ – жидкость с повышенной минерализацией, поступающая на УКПГ. Существуют разные версии относительно природы данной жидкости – это может быть пластовая или конденсационная вода.
Специалисты ООО «Газпром ВНИИГАЗ» считают, что для технологических циклов добычи характерно постоянное поступление в основной добывающий контур не только газового и конденсатного сырья, но и значительных количеств пластовой воды и растворенных в ней минеральных солей. С другой стороны, конденсационные воды образуются в результате конденсации первичной паровой фазы, насыщающей парогазовую смесь при начальных пластовых давлениях. Они дренируют на малых депрессиях в высокопроницаемые пласты с незначительной остаточной водонасыщенностью в начальный период разработки газовых и газоконденсатных месторождений, когда пластовое давление равно или близко начальному значению [2].
Для анализа процесса накоп-ления минеральных отложений в МЭГ и обеспечения приемлемой их концентрации необходимо рассмотреть минерализацию и химический состав пластовой воды Киринского ГКМ.
Предварительные данные, полученные по скважине 1, показали минерализацию до 23 г/дм3. В 2010 г. взяты пробы в зоне III и зоне IV, которые показали результаты до 14 г/дм3. Пробы, отобранные по скважине Р5, Р6 в 2012 г. и 2014 г., находятся в диапазоне от 13,9 до 32 г/дм3.
На основании полученных данных можно заключить, что пластовые воды относятся к среднеминерализованным по хлоркальциевому типу (по В.А. Су-лину). Общая минерализация составляет от 12,20 до 32,13 г/дм3 в зависимости от скважины, общая концентрация ионов [Na+, K+] достигает 11,9 г/дм3, [Cl-] – 18,5 г/дм3, концентрация гидрокарбонатов – 1,7 г/дм3. Воды насыщены метановыми газами, включающими небольшую примесь углекислоты (до 1,8 %) и азота (до 3,4 %).
Проведен расчет солей, исходя из общего объема раствора 80 % МЭГ в системе к изменению общей минерализации раствора р-МЭГ (рис. 3), по формуле:
, (1)
где Qсолей – количество солей, поступающих на УКПГ, т; Qр-МЭГ – количество р-МЭГ в системе, кг; – плотность р-МЭГ, кг/м3; S – общая минерализация р-МЭГ, кг/м3.
Расчеты показали неравномерность поступления солей на УКПГ, среднее значение составляет 120 кг/сут или 5 кг/ч. Данная динамика связана с подводным расположением добычного комплекса и неоднородностью сухопутного участка газосборного коллектора (ГСК). Помимо этого, в эксплуатации находятся две скважины из семи, что обусловлено низкими скоростями течения газожидкостной смеси в ГСК, вследствие этого происходит скопление н-МЭГ на пониженных участках ГСК (рис. 4). Из-за низких скоростей течения газожидкостной смеси и высокой плотности более насыщенного солями раствора МЭГ н-МЭГ оседает в более низких участках ГСК.
По результатам гидродинамического моделирования работы ГСК в ПО OLGA 7.2 (рис. 5) выделяются три участка с пробковым течением жидкости. Согласно анализу поступления солей на УКПГ вместе с н-МЭГ и моделированию течения потока, можно сделать вывод, что на 28-м, 30-м и 41-м км трассы ГСК происходит скопление н-МЭГ на пониженных участках. Ввиду слабой динамики движения происходит разделение более плотного МЭГ и КГН, выделившегося в процессе движения сырого газа в ГСК. Более тяжелый, насыщенный солями МЭГ заполняет до 15 % диаметра трубопровода на указанных выше участках ГСК и после этого формирует пробковое течение, которое приносит на УКПГ МЭГ с большим содержанием солей. Данный эффект имеет периодический характер, что объясняет кривая на рис. 3.
Компонентный состав раствора н-МЭГ показывает, что растворимых солей (хлоридов) содержится больше, чем малорастворимых (гидрокарбонатов) (табл. 1).
Для хлоридов характерно увеличение растворимости с увеличением температуры, при этом наличие растворимых солей с концентрацией до 90 г/дм3 практически не вносит осложнений в технологический процесс [4]. Один из негативных факторов повышенного содержания растворимых солей в растворе МЭГ – необходимость поддержания более высокой температуры в огневом испарителе для достижения концентрации раствора р-МЭГ 80 %, которая может способствовать деструкции МЭГ. При концентрации растворимых солей выше 90 г/дм3 вероятно неконтролируемое отложение солей на различных участках трубопровода и в аппаратах, в том числе в подводном оборудовании.
Особенность малорастворимых солей – гидрокарбонатов двухвалентных солей (Са2+, Мg2+ и др.) заключается в обратной температурной зависимости их растворимости. При увеличении температуры растворимость гид-рокарбонатов уменьшается, что может приводить к выпадению их в осадок и формированию отложений гидрокарбонатов на поверхности технологического оборудования. Этот процесс наблюдается в блоке огневой регенерации.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Проведенный анализ показал, что при текущих режимах эксплуатации Киринского ГКМ происходит постоянное насыщение раствора МЭГ минеральными соединениями. Для эффективной работы УКПГ необходимо минимизировать или предотвратить образование солевых отложений на поверхностях технологического оборудования. При этом накоп-ление солей в растворе МЭГ, применяемого в качестве ингибитора гидратообразования, приводит к осложнениям эксплуатации основного оборудования УКПГ БТК. Они заключаются в:
– образовании продуктов деструкции, откладывающихся в теплообменном оборудовании и влияющих на их теплопере-дачу;
– солеотложении на жаровых трубах испарителя, что приводит к локальному перегреву раствора МЭГ и возможному прогару жаровых труб;
– образовании отложений на сетчатых тарелках выпарной колонны, снижающих эффективность работы установки в целом;
– неконтролируемом выпадении хлористых солей по всей цепочке добычи газа и газового конденсата при достижении их максимальной растворимости в растворе МЭГ;
– необходимой частой чистке фильтров.
При дальнейшей разработке Киринского ГКМ, подключении дополнительных скважин и выходе на проектный уровень добычи необходимо учитывать повышение содержания солей, поступающих на УКПГ БТК. Целесообразно учесть данный опыт эксплуатации при проектировании Южно-Киринского ГКМ.
Основные методы предупреждения отложения солей включают:
– эксплуатацию вакуумной установки обессоливания, позволяющей извлекать значительную часть солей из системы. Такие установки используются на добычных платформах в Норвегии, в то же время опыт эксплуатации подобных установок в России отсутствует;
– замену МЭГ на метанол в качестве ингибитора гидратообразования. Для проведения технологической операции замены подаваемого МЭГ на метанол и поддержания безгидратного режима работы потребуется подача метанола на каждую скважину в объеме 4,5 м3/сут. Применение метанола в качестве ингибитора гидратообразования определяется рядом его преимуществ по сравнению с МЭГ, а именно: низкой температурой замерзания (до – 90 °С); высокой летучестью; отсутствием коррозионной активности; малой вязкостью. К основному недостатку применения метанола можно отнести возрастание эксплуатационных затрат, связанных с потерями (унос 1 г/ст. м3) и доставкой реагента на географически удаленное Киринское ГКМ;
– замену засоленного МЭГ на новый. Полная или частичная замена засоленного ингибитора на чистый МЭГ не может служить основополагающим методом борьбы с солеотложением в технологическом процессе, поскольку в замк-нутом контуре при постоянном поступлении солей в систему это позволяет лишь незначительно снизить минерализацию раствора МЭГ. Частота замены зависит от скорости поступления солей, и при выходе месторождения на проектную мощность процесс накопления будет только увеличиваться. При переходе на данный метод возрастают эксплуатационные затраты на закупку реагента, его доставку и утилизацию засоленного раствора МЭГ.
Таблица 1. Химический анализ раствора н-МЭГ на содержание солей
Поток |
Компонент |
|||||||
Cl– |
HCO3– |
Ca2+ |
Mg2+ |
Fe (общ.) |
(К++Na+) |
S (общ.) |
МЭГ |
|
мг/дм3 |
мг/дм3 |
мг/дм3 |
мг/дм3 |
мг/дм3 |
мг/дм3 |
мг/дм3 |
масс. % |
|
н-МЭГ |
25 846 |
1830,0 |
443,8 |
169,1 |
40,8 |
9323,8 |
25 846 |
61 |
Охрана труда и промышленная безопасность
Авторы:
М.И. Грешняков, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), m.greshnjakov@adm.gazprom.ru
Э.А. Сафаров, ПАО «Газпром нефть», Safarov.EA@gazprom-neft.ru
Е.М. Френкина, ПАО «Газпром нефть», frenkina.em@gazprom-neft.ru
Р.Р. Усманов, ООО «Союз специалистов промышленной и экологической безопасности» (Москва, РФ), usmanov@uhsep.com
А.А. Ляпин, ООО «Союз специалистов промышленной и экологической безопасности», lyapin@uhsep.com
Литература:
1. Федеральный закон «О промышленной безопасности опасных производственных объектов» от 21.07.1997 № 116-ФЗ (последняя редакция) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_15234 (дата обращения: 23.03.2019).
2. Федеральный закон «Технический регламент о требованиях пожарной безопасности» от 22.07.2008 № 123-ФЗ (последняя редакция) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_78699 (дата обращения: 23.03.2019).
3. Федеральный закон «Технический регламент о безопасности зданий и сооружений» от 30.12.2009 № 384-ФЗ (последняя редакция) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_95720 (дата обращения: 23.03.2019).
4. Международный кодекс по охране судов и портовых средств [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://docs.cntd.ru/document/902019001 (дата обращения: 23.03.2019).
5. Государственный судовой реестр [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://regmorsud.ru/gosudarstvennyj-sudovoj-reestr.html (дата обращения: 23.03.2019).
6. Федеральный закон «О безопасности гидротехнических сооружений» от 21.07.1997 № 117-ФЗ (последняя редакция) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_15265 (дата обращения: 23.03.2019).
7. Российский регистр гидротехнических сооружений [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.waterinfo.ru/gts (дата обращения: 23.03.2019).
8. Федеральный закон «О транспортной безопасности» от 09.02.2007 № 16-ФЗ (последняя редакция) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_66069 (дата обращения: 23.03.2019).
9. Федеральный закон «О безопасности объектов топливно-энергетического комплекса» от 21.07.2011 № 256-ФЗ (последняя редакция) [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://www.consultant.ru/document/cons_doc_LAW_117196 (дата обращения: 23.03.2019).
HTML
ПРЕДПОСЫЛКИ
В настоящее время в РФ существует большое количество федеральных органов исполнительной власти, контролирующих деятельность морских нефтегазовых объектов (МНГО). Важнейшим из факторов торможения разведки и обустройства морских нефтегазовых месторождений выступает несовершенство действующей в стране системы государственного регулирования, государственной экспертизы и государственного надзора за производственной безопасностью МНГО.
Отдельные государственные органы и некоторые федеральные законы и выпущенные в их развитие нормативные правовые акты рассматривают морскую платформу как:
– опасный производственный объект [1];
– объект пожарной защиты [2];
– объект капитального строительства [3];
– морскую передвижную буровую установку (МПБУ) и морское судно [4, 5];
– стационарное гидротехническое сооружение [6, 7];
– объект транспортной инфраструктуры [8];
– объект топливно-энергетического комплекса [9].
На данный момент к МНГО применимы требования разных ведомств. Ни один федеральный закон не охватывает все аспекты создания и функционирования МНГО, каждое ведомство в сфере своей ответственности развивает законодательство в недостаточной координации с другими ведомствами, что приводит к противоречиям и пробелам в законодательстве. Практика проектирования, строительства и эксплуатации МНГО раскрывает факты внутриведомственных противоречий.
Морской нефтегазовый объект – это технологический комплекс, функциональным назначением которого выступают разведка и добыча углеводородного сырья, его первичная обработка и хранение, сбор и хранение отходов, а также предоставление безопасного места работы и отдыха для персонала. Это рождает проблему, заключающуюся в том, что многочисленные ведомственные нормативные акты, экспертизы проектов и надзор не охватывают всей полноты вопросов безопасности МНГО и вопросы взаимодействия при возникновении разных опасностей. В результате, как правило, ведомственные нормы противоречат друг другу. Но при этом сами надзорные органы обязаны в соответствии с нормами законодательства обеспечивать выполнение контрольно-надзорных функций в отношении объектов, за обеспечением безопасной эксплуатации которых им положено следить.
Морской нефтегазовый объект не может одновременно принимать инспекторов в неограниченном количестве, в отличие от наземного объекта: морские объекты проектируются с очень жесткими ограничениями, и ни заказчик проекта, ни проектная организация не могут себе позволить проектировать системы жизнеобеспечения с значительным запасом – только для минимально необходимого персонала. Большое число инспекций ведет к снижению глубины надзора. В настоящее время для проведения комплексных межведомственных проверок (которые, в свою очередь, уже становятся попыткой оптимизации этих самых проверок) нередко возникает необходимость обеспечивать доставку специализированных судов-гостиниц к платформе для обеспечения возможности одновременного нахождения на платформе проверяющих и работников платформы, отправляя на судно-гостиницу персонал вне вахты. При этом у ведомств нет возможности обеспечить транспортом собственных проверяющих, как следствие, затраты несут эксплуатирующие организации.
Все действующие МНГО России проходили государственную экспертизу проекта в ФАУ «Главное управление государственной экспертизы» на предмет соответствия требованиям технического регулирования (технических регламентов), включая МНГО без признаков объектов капитального строительства. Государственная экологическая экспертиза дает важную оценку влияния проекта на окружающую среду, но и данная экспертиза не предназначена давать других оценок интегрального характера – влияния на развитие территорий, транспортной инфраструктуры, обороны, энергетической и экономической безопасности.
На практике последовательное выполнение нескольких экспертиз необоснованно затягивает процесс согласования проектов МНГО. Такие задержки прямо противоречат интересам государства и компаний, эксплуатирующих МНГО. Любые изменения, в том числе не влияющие на безопасность объектов, в проектной документации приводят к повторному прохождению экспертиз по формальному требованию (включая общественные слушания).
Дублирование областей экспертиз проекта серьезно тормозит внедрение постоянно идущих изменений. Любая экспертиза разделяет проектные документы от эксплуатационных и не уполномочена на оценку безопасности проекта в целом. В результате появляется риск чрезмерного возрастания сроков проведения экспертиз, задержки при внесении изменений, дополнительных организационных сложностей. Часто положительное заключение одной экспертизы сопровождается отрицательным заключением другой.
КОНЦЕПЦИЯ
В 2016–2017 гг. по результатам второго Форума-диалога «Промышленная безопасность – ответственность государства, бизнеса, общества» проведена работа по формированию согласованной позиции Группы «Газпром» в отношении предложений по изменению законодательства РФ в части управления производственной безопасностью МНГО при реализации проектов по добыче углеводородного сырья на континентальном шельфе России (шельфовые нефтегазовые проекты).
Для первоначального ознакомления с основными предложениями Группы «Газпром», касающимися изменения законодательства РФ в области государственного регулирования, экспертизы и надзора за производственной безопасностью МНГО при реализации шельфовых нефтегазовых проектов, разработана «Концепция изменения законодательства Российской Федерации в области государственного регулирования, экспертизы и надзора за производственной безопасностью морских нефтегазовых объектов при реализации проектов по добыче углеводородного сырья на континентальном шельфе Российской Федерации».
Концепция исходит из принципа, что совершенствование нормативной правовой базы должно опираться на проверенные подходы, на практике доказавшие возможность получения необходимых параметров – высокой эффективности отрасли; ее способность быть в авангарде технического прогресса и инноваций; обеспечивать требуемый государством и обществом уровень безопасности и быть прозрачной (контролируемой) для личности, общества и государства (надзора). Реализация такой Концепции требует соединения лучшего, что есть в отечественной и зарубежной практике, отказа от выявленных недостатков и бесперспективных подходов в регулировании.
Из сказанного вытекает, в частности, что ни «слепое» копирование зарубежного подхода, ни продолжение сложившейся отечественной линии (предписываю-щего) регулирования не может быть продуктивным, но необходим их контролируемый синтез. Для определения облика новой системы регулирования следует начинать с осмысленных принципов.
Задачей разработанной концепции как раз и выступает выявление и обоснование на базе проведенного сравнительного анализа и механизмов регулирования безопасности в России и за рубежом, для которых определена позитивность используемых решений или негативность последствий, принципов регулирования без-опасности в отрасли, призванных обеспечивать одновременно и высокую экономическую эффективность, и надлежащую безопасность производств.
Практически бесспорно, что уникальность каждого из морских нефтегазовых проектов требует не просто следования лучшим мировым практикам, но и работы на их опережение. Новым техникам и технологиям необходимо обеспечить возможности их применения, не дожидаясь появления соответствующей российской нормативной базы или их апробирования конкурентами на мировом рынке.
Такую возможность обеспечивает только риск-ориентированный подход с одновременным отказом от традиционной государственной экспертизы, которая проверяет соответствие проектов МНГО только с точки зрения соответствия обязательным требованиям безопасности, поскольку прямые требования безопасности и соответствующие методы контроля, которые может применить такая экспертиза, для новейших или уникальных техник и технологий существовать не могут в принципе и создание соответствую-щей нормативно-технической базы может занимать годы.
Для реализации предлагаемого подхода к совершенствованию государственного регулирования шельфовой нефтегазовой деятельности и проектов МНГО Концепцией предложено разработать специальный федеральный закон «О морских нефтегазовых объектах» с одновременной подготовкой изменений во все применимые федеральные законы по ограничению области их распространения на шельфовую деятельность и соответствующие проекты.
ТЕКУЩЕЕ СОСТОЯНИЕ
Проект соответствующего федерального закона (законопроект) разрабатывается в настоящее время в соответствии с основными принципами, заложенными в Концепции, в целях совершенствования законодательства РФ в области государственного регулирования, экспертизы и надзора за производственной безопасностью МНГО при реализации шельфовых нефтегазовых проектов.
В ходе проработки Концепции и первых редакций законопроекта была расширена его область действия с шельфа (как в Концепции) на фактически всю морскую часть территории РФ. Таким образом, законопроектом предлагается регулировать безопасность МНГО во внутренних морских водах, в территориальном море, в исключительной экономической зоне, на континентальном шельфе РФ, на российской части (российском секторе) дна Каспийского моря.
ОСНОВНЫЕ ПОЛОЖЕНИЯ
Законопроектом определяются цели, содержание государственной политики в области государственного регулирования без-опасности морской нефтегазовой деятельности, устанавливаются принципы организации экспертизы проектов МНГО, правовые основы и способы осуществления государственного контроля (надзора) за обеспечением безопасности МНГО.
Законопроектом устанавливаются правовые основы государственного регулирования производственной безопасности при осуществлении морской нефтегазовой деятельности, включая деятельность по проектированию, строительству, вводу в эксплуатацию, эксплуатации, реконструкции, техническому перевооружению, модернизации, капитальному ремонту, консервации и ликвидации МНГО, а также отношения, возникающие при использовании участков континентального шельфа в целях реализации шельфовых нефтегазовых проектов, включая вопросы лицензирования указанной деятельности.
Предметом предлагаемого регулирования служит производственная безопасность, которая включает в себя безопасность населения, территорий, акваторий от взрывов, пожаров, утечек и выбросов опасных веществ, включая разливы нефти и нефтепродуктов, неконтролируемого разрушения или опасного воздействия объектов, установок, сооружений, строений, зданий, изделий, технических устройств, иных стационарных и мобильных, самоходных и несамоходных технологических объектов и средств транспорта.
Законопроектом предлагается применение исключительно риск-ориентированного подхода к регулированию безопасности морской нефтегазовой деятельности, реализуемого уполномоченным федеральным органом исполнительной власти (ФОИВ), на который возлагаются все полномочия и функции по выработке и реализации государственной политики и нормативно-правовому регулированию, специальные разрешительные, контрольные и надзорные функции в сфере государственного регулирования безопасности морской нефтегазовой деятельности.
Непосредственно в законопроекте не устанавливается единый ответственный за выполнение надзорных и контрольных функций ФОИВ, но в рамках проработки данного вопроса были предложены наиболее компетентные структуры для большинства видов МНГО, в том числе Федеральная служба по экологическому, технологическому и атомному надзору (Ростехнадзор).
На практике Ростехнадзор доказал умение интегрировать различные виды надзора в единой организации: горный надзор; котлонадзор; надзор в нефтяной и газовой промышленности; энергонадзор; ядерный; экологический; строительный; общепромышленный надзор.
Недостающие компетенции, прежде всего в области транспортного надзора за МНГО, значительно легче развить в Ростехнадзоре, чем создавать их с нуля. В то же время попытка внедрить нефтегазовую и промышленную специфику в другие надзоры контр-продуктивна и непрактична.
Кроме того, важнейшим аргументом становится подчинение Ростехнадзора непосредственно Правительству РФ, а не одному из министерств (ведомств).
Другим важным аргументом в пользу Ростехнадзора выступает имеющийся опыт внедрения систем дистанционного контроля за состоянием промышленной безопасности, который в условиях труднодоступности МНГО может в ряде случаев служить альтернативой непосредственным проверкам инспекторами на месте.
Ростехнадзор – на сегодня наиболее соответствующий вышеперечисленным требованиям существующий надзорный орган.
КЛАССИФИКАЦИЯ МНГО
В ходе работы над законопроектом значительное внимание уделяется разработке системы классификации МНГО. Основными критериями предложено выбрать количество опасных веществ (фактически – сырой нефти и конденсата), которые при потере герметичности добычных, технологических или систем хранения могут попасть в окружающую среду.
Законопроектом определяются подходы к классификации МНГО, устанавливается правовой режим регулирования безопасности для каждого из классов (видов) МНГО. При этом сделано различие между:
– системами хранения, предназначенными для длительного хранения большого количества опасных веществ с применением (как правило) специальных мер безопасности (двойные стенки, бортики, системы контроля уровня жидкости и т. д.);
– системами добычи и переработки, которые характеризуются большими объемами перекачки опасных веществ по технологическому оборудованию и трубопроводам и, в свою очередь, также обеспечены специальными мерами безопасности, направленными не только на контроль за возникновением утечек, но также и на оперативное перекрытие поступающих к точке разгерметизации потоков опасных веществ (например, автоматические системы аварийного останова и противоаварийной защиты, датчики давления, потока).
Выделены отдельные группы МНГО, принципиально отличающиеся по методу их изготовления или строительства:
– сооружения, которые возводятся непосредственно на месте, зачастую из крупных блоков;
– объекты заводской готовнос-ти, которые целиком изготавливаются на специализированных заводах (верфях) и вводятся в эксплуатацию в контролируемой среде непосредственно на заводе или смежном производстве;
– изделия (технические устройства), которые также целиком изготавливаются на специализированных заводах, но при этом ввод их в эксплуатацию производится непосредственно на месте будущего выполнения ими своих функций, например – подводные добычные комплексы.
В самостоятельный раздел определены все виды транспортных средств, которые, несмотря на наличие детальнейшей системы регулирования их безопасности (как на уровне международных договоров, так и федерального законодательства), все еще не успевают за прогрессом техники и технологий, например – амфибийные средства типа Arktos.
Отдельно выделены скважины, которые в ходе бурения, капитального ремонта, прострелочных работ, как, впрочем, и при обычной эксплуатации, могут привести к возникновению неконтролируемого фонтанирования – поступления в окружающую среду скважинного продукта. Скважины также имеют свои, отличные от других систем МНГО, меры (барьеры) безопасности – превенторы, внутрискважинные клапаны-отсекатели и т. д.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
В настоящий момент работа над проектом федерального закона и классификатором, в частности, продолжается при участии ведущих институтов и экспертов России. К работе приглашены все заинтересованные министерства и ведомства. Работа построена на принципах открытости и прозрачности, о чем свидетельствует участие разработчиков и компаний в обсуждениях на всех возможных площадках страны.
Разработка и принятие предложенных мероприятий по совершенствованию законодательства РФ повысит безопасность МНГО, снизит административные барьеры и позволит осваивать морские месторождения, применяя новые техники и технологии. Уникальность каждого из морских неф-тегазовых проектов требует не просто следования лучшим мировым практикам, но и работы на их опережение.
Переработка газа и газового конденсата
Авторы:
И.А. Мнушкин, к.т.н., ООО «НИПИ НГ «Петон» (Уфа, РФ), MnushkinIA@peton.ru
И.А. Вафин, к.т.н., ООО «НИПИ НГ «Петон», VafinIA@peton.ru
В.В. Сайкин, к.т.н., ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), V.Saykin@adm.gazprom.ru
А.А. Тихонов, ПАО «Газпром», A.Tikhonov@adm.gazprom.ru
Литература:
1. Providing over 75 years of technology – driven solutions // Annual report 2002. 80 рр. [Электронный ресурс]. Режим доступа: URL: http://www.natcogroup.com (дата обращения: 23.03.2019).
2. Ахсанов Р.Р. Применение гидроциклонирования для интенсификации комплексной подготовки нефти в промысловых условиях. Дис. … д. т. н. Уфа. 2002. 241 с.
3. Баранов Д.А. Принципы расчета и конструирования гидроциклонов для разделения эмульсий. Дис. … д. т. н. Москва, 1996. 359 с.
4. Баранов Д.А., Пронин А.И., Диков В.А. и др. Гидроциклоны для химических производств и установок очистки оборотных и сточных вод // Химическое и нефтегазовое машиностроение. 2007. № 7. С. 20–22.
5. Адельшин А.А., Адельшин А.Б. Пилотная установка очистки нефтепромысловых сточных вод на основе использования закрученных потоков // Известия Казанского государственного архитектурно-строительного университета. 2011. № 2 (16). С. 166–172.
6. Carlos Hernán Gómez. Oil-water separation in liquid-liquid hydrocyclones (LLHC) experiment and modeling. A thesis approved for the discipline of petroleum engineering. The University of Tulsa, 2001. 108 с.
7. Иванов А.А. Расчет и конструирование сепарационных аппаратов на основе структурного анализа гидродинамики закрученных потоков. Дис. … д. т. н. 05.17.08 / Дзержинск, 1998. 270 с.
8. ГОСТ 15.101–98. Система разработки и постановки продукции на производство. Порядок выполнения научно-исследовательских работ. 09.03.1999. М.: ВНИИстандарт, 1999. 7 с.
HTML
Аппараты центробежного типа – гидроциклоны давно применяются в различных отраслях промышленности для разделения неоднородных дисперсных систем. Высокая производительность, компактность, незначительный вес, отсутствие движущихся час-тей, удобство в эксплуатации позволяют использовать их для отделения механических примесей от жидкостей, разделения несмешивающихся жидкостей, дегазации газожидкостных смесей.
Нефтегазодобывающими компаниями за рубежом гидроцик-лоны широко применяются для разделения скважинной продукции с отделением песка и очистки пластовой воды, сепарации газожидкостных смесей, разделения несмешивающихся жидкостей, образующих эмульсии при добыче и подготовке природного газа и конденсата к дальнейшему транспорту. По данным компании NATCO group Inc., использование циклонного устройства ввода в сепаратор приводит к уменьшению объема аппарата более чем в три раза по сравнению с сепаратором гравитационного типа [1].
На установках комплексной подготовки газа (УКПГ) ПАО «Газпром» разделение газожидкостных смесей осуществляется в сепарационно-разделительных аппаратах гравитационного типа за счет отстаивания смеси в течение длительного времени. Такой способ разделения газожидкостных смесей приводит к использованию крупногабаритных, имеющих значительный вес аппаратов. Процесс разделения эмульсии осложняется при наличии в исходной смеси механических примесей, продуктов коррозии, солей, различных ингибиторов. Устойчивость эмульсии при совместной добыче нефти, конденсата и природного газа на нефтегазоконденсатных месторождениях повышают природные эмульгаторы: смолы и асфальтены. Переработка трудноразделимых эмульсий снижает надежность функционирования установки, а при незначительной разнице плотностей гравитационный метод разделения становится неэффективным. Добиться в таких условиях требуемого качества жидких углеводородов для дальнейшей транспортировки становится довольно сложно. Поэтому требуется интенсификация процесса разделения.
Один из способов решения этой проблемы – применение в сепарационно-разделительных аппаратах устройств циклонного типа для ввода газожидкостной смеси. Гидроциклон, используя энергию входящего потока, создает поле центробежных сил, которое интенсифицирует процесс разделения смеси на газ, легкую и тяжелую жидкие фазы. Продукты разделения смеси из устройства ввода направляются отдельными потоками в соответствующие зоны в аппарате, исключая вторичное перемешивание и сокращая время окончательного разделения.
ООО «НИПИ НГ «Петон», обладая квалифицированным научным и проектно-конструкторским персоналом, а также собственной опытно-производственной базой, по заданию ПАО «Газпром» осуществило комплекс научно-исследовательских и опытно-конструкторских работ по разработке циклонных устройств дегазации и предварительного разделения газожидкостных смесей для сепарационного оборудования установок подготовки газа.
РАЗРАБОТКА И ИЗГОТОВЛЕНИЕ ЭКСПЕРИМЕНТАЛЬНЫХ ОБРАЗЦОВ
На основании информационных и патентных исследований разработаны конструкции экспериментальных образцов гид-роциклонов и установка для их стендовых испытаний [2–7].
Для изучения процесса дегазации смеси «газ – жидкость» использован вертикальный, противоточный, двухпродуктовый гидроциклон с цилиндрическим корпусом (рис. 1а), а для разделения смеси «жидкость – жидкость» – горизонтальный, противоточный, двухпродуктовый гидроциклон с цилиндроконическим корпусом (рис. 1б).
В соответствии с разработанным технологическим регламентом, установка для стендовых испытаний экспериментальных образцов гидроциклонов состоит из сырьевых емкостей, насосов, смесителя, экспериментальных образцов циклонных устройств, приемных емкостей для продуктов разделения смеси, запорно-регулирующей арматуры и контрольно-измерительных приборов и автоматики (рис. 2). Установка оборудована силовым щитом и шкафом системы управления. Сведения от датчиков температуры, манометров и расходомеров с помощью измерительных модулей фирмы L-CARD выводятся на компьютер для их визуализации, регистрации и обработки в программе LGraph2.
Для изучения влияния технологических факторов на установке в качестве компонентов модельных смесей использовались воздух, вода, бензин и дизельное топливо. Готовились эмульсии обратного рода типа «вода в масле» с содержанием воды 5, 10, 15 % масс. Расход эмульсии изменялся от 1 до 3 м3/ч. Для визуализации разделения эмульсии использовался гидрофобный красный краситель. Давление на входе в гидроциклон могло изменяться до 1,0 МПа. Расход воздуха на 1 м3 воды составлял 50, 100, 150 Нм3/ч.
Для изучения влияния конструктивных факторов экспериментальные образцы гидроцик-лонов выполнены разборными, с набором сменных элементов (устройства ввода с различной формой и количеством каналов, устройства вывода продуктов разделения различного диаметра и конструкции). Согласно [8], экспериментальные образцы гидроциклонов изготавливались в масштабе 1:1 по отношению к образцам, которые будут испытываться в промысловых условиях.
На основании разработанной программы и методик испытаний экспериментальных образцов гидроциклонов на установке проведено более двухсот экспериментов. Полученные результаты позволили изучить влияние конструктивных и технологических факторов на производительность и эффективность разделения модельных эмульсий воды и нефтепродуктов и дегазации воздушно-водной смеси.
Дополнительно к стендовым испытаниям для обоснования конструкции тангенциального ввода эмульсии в гидроциклон использовался метод вычислительной гидродинамики (рис. 3).
Установлено, что эффективность разделения эмульсии на легкую и тяжелую фазы повышается при тангенциальной подаче сырья непосредственно под крышку гидроциклона (рис. 3а) с применением двухканального устройства ввода (рис. 3г).
ИССЛЕДОВАНИЕ И ВЫБОР УСТАНОВКИ ПОДГОТОВКИ ГАЗА
Испытания в промысловых условиях проводились на установке подготовки жидких углеводородов (УП ЖУВ) к дальнейшему транспорту в филиале ООО «Газпром добыча Краснодар» – Вуктыльском газопромысловом управлении (ГПУ). Эта установка была выбрана в связи с тем, что сырьем для нее служит нефтегазоконденсатная смесь (НГКС) с пластовой метанолсодержащей водой, поступающая с установок подготовки газа, расположенных на четырех нефтегазоконденсатных месторождениях (НГКМ) и газоконденсатном месторождении (ГКМ) Вуктыльского ГПУ. Газожидкостная смесь образует обратную эмульсию типа «вода в масле» (рис. 4а) с газовым фактором > 100 м3/т. Установка подготовки жидких углеводородов предназ-начена для очистки НГКС от плас-товой воды и газа выветривания перед дальнейшим транспортом по магистральному конденсатопроводу на Сосногорский газоперерабатывающий завод (ГПЗ) (рис. 4б).
Согласно технологической схеме УП ЖУВ (рис. 5), смесь предварительно разделяется на пластовую воду и НГКС, которая в дальнейшем подвергается дегазации. В качестве разделителей, выветривателей и сепараторов применяются емкости объемом 50 м3, где разделение происходит под действием силы гравитации. При средней подаче НГКС 21 м3/ч время отстоя в разделителе составляет ~ 2 ч.
РАЗРАБОТКА, ИЗГОТОВЛЕНИЕ И ПРОВЕДЕНИЕ ИСПЫТАНИЙ
На основании результатов стендовых испытаний экспериментальных образцов гидроциклонов, результатов обследования УП ЖУВ, а также требований технических условий ООО «Газпром добыча Краснодар» разработаны конструкции гидроциклонов, предназначенные для дегазации и разделения газожидкостных смесей в промысловых условиях. Гид-роциклон для дегазации смеси – вертикальный, противоточный, двухпродуктовый с цилиндрическим корпусом (гидроциклон 1, Гц-1), а для разделения смеси – горизонтальный, противоточный, двухпродуктовый с цилиндроконическим корпусом (гидроцик-лон 2, Гц-2). Производительность каждого гидроциклона составляет 3 м3/ч по жидкости.
Согласно требованиям технических условий ООО «Газпром добыча Краснодар», разработанная рабочая документация на трубопроводную обвязку экспериментальных образцов гидроциклонов и схема их подключения к действующим трубопроводам УП ЖУВ подвергнуты экспертизе промышленной безопасности. ООО «НИПИ НГ «Петон» смонтировало трубопроводную обвязку экспериментальных образцов гид-роциклонов в блочно-модульном исполнении на единой раме. Габаритные размеры блока составили 2500 × 2500 × 4500 мм, масса ~ 2500 кг. Его подключение выполнено силами филиала ООО «Газпром добыча Краснодар» – Вуктыльским ГПУ без дополнительных врезок за счет демонтажа одного из фильтров, установленного на входе на УП ЖУВ перед разделителем. Общий вид блока, подключенного к трубопроводам УП ЖУВ, приведен на рис. 6.
Испытания экспериментальных гидроциклонов в промысловых условиях проводились в период с 15.09.2018 г. по 01.10.2018 г. в соответствии с утвержденными в установленном порядке технологическим регламентом, программой и методиками испытаний, а также инструкцией по охране труда и эксплуатации и обслуживанию экспериментального оборудования. Для разделения ответственности между ООО «НИПИ НГ «Петон» и филиалом ООО «Газпром добыча Краснодар» – Вуктыльским ГПУ издан совместный приказ «О безопасном выполнении работ». Подготовительные работы, строительно-монтажные работы по подключению оборудования, промышленные испытания и обсуждение результатов проводились под руководством рабочей комиссии, в состав которой входили представители Департамента ПАО «Газпром», ООО «Газпром добыча Краснодар», его филиала – Вуктыльского ГПУ и ООО «НИПИ НГ «Петон».
Разработанная технологическая схема блока позволила проводить испытания экспериментальных гидроциклонов по двум схемам (рис. 7):
– дегазация газожидкостной смеси в Гц-1 с последующим разделением эмульсии на НГКС и пластовую воду в Гц-2 (рис. 7а);
– разделение газожидкостной смеси на НГКС с растворенным газом и пластовую воду в Гц-2 с последующей дегазацией НГКС в Гц-1 (рис. 7б).
При проведении испытаний измеряли избыточное давление, температуру, объемные расходы смеси и продуктов ее разделения. Отобранные пробы смеси и продуктов ее разделения анализировались в химико-аналитической лаборатории Вуктыльского ГПУ.
При испытаниях по схеме № 1 подача смеси в Гц-1 составляла от 1 до 3 м3/ч. Этот гидроциклон обеспечивал дегазацию газожидкостной смеси за счет действия центробежных сил, в результате ее газовый фактор снижался на 35–72 %, при этом в газе выветривания, выходящем с верха Гц-1, отсутствовала пластовая вода. Перепад давления в Гц-1 составлял от 0,10 до 0,20 МПа.
После обработки в поле центробежных сил НГКС с пластовой водой выводилась из нижней части Гц-1 в горизонтальный отстойник, где происходило окончательное расслоение эмульсии на водную и углеводородную фракции. Время пребывания НГКС в отстойнике объемом 14 дм3 составляло около одной минуты. Пластовая вода из отстойника выводилась в дренажную емкость. Качественное разделение эмульсии в отстойнике устранило необходимость подключения Гц-2, предусмотренного для испытаний по схеме № 1. Плотность пластовой воды, выходящей из отстойника, составляла 1,038–1,048 г/см3, содержание нефтепродуктов – 363–463 мг/дм3.
С увеличением производительности более 3 м3/ч или при значительном увеличении содержания одной из фаз в газожидкостной смеси происходил сбой технологического режима, в результате которого через верх и низ Гц-1 выходила газожидкостная смесь.
При испытаниях по схеме № 2 подача смеси в Гц-2 также составляла от 1 до 3 м3/ч. За счет действия центробежных сил в гидроциклоне происходило разделение смеси на тяжелую фазу, состоящую в основном из пластовой воды (80–90 % об.), и легкую фазу, состоящую в основном из НГКС (85–95 % об.). Плотность пластовой воды, выделенной из тяжелой фазы, лежала в диапазоне от 1,035 до 1,045 г/см3, а содержание в ней нефтепродуктов – от 50,2 до 133,0 мг/дм3. Перепад давления в Гц-2 составлял от 0,05 до 0,07 МПа.
Легкая фаза из Гц-2 направлялась в Гц-1. За счет закручивания потока Гц-1 обеспечивал дегазацию НГКС, в результате которой ее газовый фактор снижался в среднем на 25 %. Перепад давления в Гц-1 составлял от 0,05 до 0,07 МПа.
При проведении испытаний по схеме № 2 было установлено, что неравномерность компонентного состава и увеличение производительности > 3 м3/ч в меньшей степени оказывают влияние на работу Гц-2, чем на работу Гц-1.
Материальный баланс процесса зависел от компонентного состава смеси и изменялся в следующих пределах: выход газа выветривания составлял до 1,2 % масс., выход пластовой воды – от 6,7 до 16,8 % масс., выход НГКС – от 78,1 до 87,3 % масс., потери – до 5 % масс.
Микроскопический анализ разгазированной пробы смеси НГКС с пластовой водой, выходящей из нижней части Гц-1, показал, что в углеводородной фазе содержатся парафины и отсутствуют диспергированные капли воды (рис. 8). Анализ проводился на микроскопе МИКМЕД–6 вар. 74 при 500-кратном увеличении. Приведенный результат свидетельствует о том, что за счет центробежных сил в гидроциклоне интенсифицируется не только процесс дегазации газоконденсатной смеси, но и процесс разделения эмульсии.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Испытания экспериментальных гидроциклонов в промысловых условиях на УП ЖУВ филиала ООО «Газпром добыча Краснодар» – Вуктыльское ГПУ подтвердили, что конструкторские и технологические решения, принятые при их разработке, позволяют использовать гидроциклоны как для разделения эмульсии, образующейся при эксплуатации газоконденсатных месторождений, на углеводородную и водную фазы, так и для ускорения процесса дегазации.
Наибольшего эффекта от применения гидроциклонов можно добиться, если использовать их в качестве устройств ввода для сепарационно-разделительного оборудования. В этом случае для окончательного разделения смеси потребуется аппарат уже с меньшими массогабаритными параметрами по сравнению с разделителем, куда исходная газожидкостная смесь направлялась бы без обработки в циклонном устройстве.
При реконструкции сепарационно-разделительного оборудования эффект от применения циклонных устройств на действую-щих установках подготовки газа достигается за счет возможности переработки трудно разделяемых эмульсий с одновременным увеличением пропускной способности оборудования.
На вновь проектируемом сепарационно-разделительном оборудовании эффект от применения устройств ввода циклонного типа заключается, кроме этого, в уменьшении занимаемой ими площади или повышении их производительности.
В связи с этим применение устройств ввода газожидкостной смеси циклонного типа, разработанных ООО «НИПИ НГ «Петон», признано перспективным решением, направленным на интенсификацию технологии добычи углеводородов на действующих и вновь разрабатываемых газоконденсатных месторождениях ПАО «Газпром».
Ремонт и диагностика
Авторы:
П.П. Слугин, ПАО «Газпром» (Санкт-Петербург, РФ), P.Slugin@adm.gazprom.ru
М.А. Воронцов, к.т.н., ООО «Газпром ВНИИГАЗ» (Москва, РФ), ФГАОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина» (Москва, РФ), M_Vorontsov@vniigaz.gazprom.ru
В.Ю. Глазунов, ООО «Газпром добыча Надым» (Надым, РФ), Glazunov@nadym-dobycha.gazprom.ru
А.С. Грачев, ООО «Газпром ВНИИГАЗ», ФГАОУ ВО «РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина», A_Grachev@vniigaz.gazprom.ru
Ю.О. Кондрашов, ООО «Газпром добыча Ноябрьск» (Ноябрьск, РФ), kondrashov.yug@noyabrsk-dobycha.gazprom.ru
Литература:
1. Хетагуров В.А., Слугин П.П., Воронцов М.А., Кубанов А.Н. Опыт и перспективы применения турбодетандерных агрегатов на промысловых технологических объектах газовой промышленности России // Газовая промышленность. 2018. № 11 (777). С. 14–22.
2. Кубанов А.Н., Хетагуров В.А., Дедученко Ф.М. Перспективы использования турбохолодильной техники на объектах добычи газа // Газовая промышленность. 2004. № 12. С. 65–68.
3. Язик А.В. Турбодетандеры в системах промысловой подготовки газа // М.: Недра, 1977. 173 с.
4. Канторович В.И., Вайнштейн В.Д. Низкотемпературные холодильные установки // М.: Пищевая промышленность, 1972. 351 с.
5. Агабабов В.С. Бестопливные установки для производства электроэнергии, теплоты и холода на базе детандер-генераторных агрегатов // Новости теплоснабжения. 2009. № 1 (101).
6. Ефремов А.Н. Технология применения турбохолодильных устройств на строительстве транспортных сооружений. Дис. ... к. т. н. / Москва, 2000. 146 с.
7. Турбодетандерное охлаждение четырехтактных дизелей [Электронный ресурс]. Режим доступа: http://vdvizhke.ru/dvigateli-vnutrennego-sgoranija/nadduv-dvigatelej-vnutrennego-sgoranija/turbodeta... (дата обращения: 27.03.2019).
8. Krajniuk А.I., Klyus О. Система наддува ДВС с глубоким охлаждением наддувочного воздуха // Zeszyty Naukowe. 2009. № 18. С. 71–77.
9. Таран В.Н. Прогнозирование характеристик криогенных турбодетандеров // Технические газы. 2003. № 4. С. 28–38.
10. Вырубов Д.Н., Иващенко Н.А., Ивин В.И. и др. Двигатели внутреннего сгорания: Теория поршневых и комбинированных двигателей // М.: Машиностроение, 1983. 372 с.
11. Чистяков Ф.М. Холодильные турбоагрегаты // М.: Машиностроение, 1967. 288 с.
12. Кубанов А.Н., Исмагилов И.И., Слугин П.П. и др. Опыт применения пластинчатых теплообменников на промысловых установках подготовки природных газов // Вести газовой науки. 2018. № 1 (33). С. 136–142.
13. Воронцов М.А., Федулов Д.М., Грачев А.С. и др. Методический подход к расчетному исследованию промысловой подготовки природного газа к транспорту по технологии низкотемпературной сепарации с применением турбодетандерных агрегатов // Вести газовой науки. 2016. № 2 (26). С. 105–111.
HTML
Турбодетандерные агрегаты (ТДА) успешно используют в технологии подготовки газа к транспорту на промысловых технологических объектах в составе установок комплексной подготовки газа (УКПГ) по способу низкотемпературной сепарации (НТС). Впервые ТДА применены для обустройства газовых мес-торождений более двадцати лет назад, однако рост потребности в аналогичных агрегатах возник сравнительно недавно, ориентировочно в 2005–2010 гг. [1]. Применение турбохолодильной техники необходимо для обеспечения высоких требований к подготовке природного газа для его последующей транспортировки по магистральным газопроводам, проложенным в районах вечной мерзлоты. При этом применение ТДА позволяет использовать энергию, вырабатываемую при расширении газа в турбине, для частичного восстановления давления, затраченного при охлаждении газа, что приводит к снижению нагрузки на дожимной компрессорный комплекс промысла [1–3].
Известны различные модификации ТДА для промысловых технологических систем, различающиеся расположением ротора (горизонтальный или вертикальный), способом включения в технологическую схему («детандер – компрессор» или «компрессор – детандер»), типом соплового аппарата (СА) и турбины (центростремительной и осевой) и др. Более подробно существующие модификации и подходы к их классификации представлены в работе [1]. В данной статье рассмотрены особенности эксплуатационных характеристик промысловых ТДА с регулируемым СА и с типом обвязки «детандер – компрессор».
В общем случае режим работы ТДА с регулируемым СА полностью описывается 14 параметрами (рис. 1а): два расходных параметра (расходы через турбину QТ и компрессор QК), восемь термобарических параметров (давления и температуры на входе и выходе турбины и компрессора, , , , , , , , ), один механический (частота вращения ротора ТДА, nротора), два показателя эффективности (коэффициенты полезного действия (КПД) компрессора К и турбины Т), один геометрический (положение угла лопаток СА СА). Для решения производственных технологических задач по назначению перспективных режимов работы, оценке технического состояния оборудования и (или) его соответствия техническому заданию необходимы эксплуатационные характеристики, описывающие взаимосвязь показателей эксплуатации, показателей эффективности агрегата и целевых технологических параметров. Анализ действующих нормативных документов по ТДА показал, что в настоящее время отсутствует общепринятый вид эксплуатационных характеристик турбодетандеров для промысловых УКПГ по способу НТС.
Анализ литературы показывает, что ТДА широко используют в химической, газо- и нефтеперерабатывающей промышленности [4–10], в системах кондиционирования воздуха и в составе тепловых насосов [5], в холодильных установках различного назначения [4, 7], при строительстве для замораживания грунтов и ускорения затвердевания бетона [6], в системах наддува двигателя внутреннего сгорания [8, 10]. Кроме того, холодильные агрегаты применяются для научно-исследовательских работ, связанных с изучением или применением низких температур [9]. На рис. 1б и 1в представлены примеры различных характеристик турбодетандеров с компрессором в качестве полезной нагрузки. Из анализа этих рисунков следует, что эксплуатационные характеристики турбодетандеров могут существенно различаться, несмот-ря на подобие конструктивных решений. С одной стороны, это обусловлено сравнительно большим количеством параметров, характеризующих режим работы ТДА, а с другой – особенностью технологических функций, эксплуатационных задач и способов регулирования рабочих режимов. Следовательно, заимствование вида характеристик, применяющихся для других систем с подобными агрегатами, принципиально невозможно.
Отсутствие рекомендуемого вида эксплуатационных характеристик для промысловых ТДА в нормативной документации и невозможность их заимствования из опыта эксплуатации в других направлениях (отраслях) приводит к необходимости обоснования вида эксплуатационных характеристик ТДА, применяемых в составе УКПГ по способу НТС.
Для обоснования вида характеристик проведен анализ:
– целевых технологических функций промысловых ТДА;
– перечня регулируемых параметров ТДА в составе установок НТС и принципов регулирования ТДА в составе УКПГ;
– расчетных технологических задач, возникающих на этапах проектирования и эксплуатации ТДА.
Целевая технологическая функция промысловых ТДА в составе УКПГ – обеспечение охлаждения заданного количества газа до требуемой температуры НТС (TНТС или температуры на выходе из турбины), а также восстановление части давления, затраченного на охлаж-дение газа. Требования к реализации технологических функций ТДА количественно выражаются в виде требований к значениям следующих параметров: Qк, TНТС, Т, , , К, а также к показателям эффективности агрегата – КПД, коэффициенту относительного (К/Т,) и абсолютного восстановления давления (∆pК/∆pТ), коэффициенту удельного охлаждения газа в турбине ТДА (∆Т/∆p)Т.
РЕГУЛИРУЕМЫЕ ПАРАМЕТРЫ ТДА И ПРИНЦИПЫ РЕГУЛИРОВАНИЯ УСТАНОВОК НТС
К регулируемым параметрам ТДА в общем случае относятся: давление на выходе центробежного компрессора (ЦБК) (), давление и температура на входе в турбину (, ), отношение давлений в турбине Т. При наличии регулируемого СА добавляется дополнительный параметр – положение угла лопаток СА (СА). При наличии байпаса на теплообменниках к регулируемым парамет-рам также относится температура на входе в ЦБК ТДА ().
Основные принципы регулирования рассмотрим на примере технологической схемы УКПГ [12], представленной на рис. 2, и универсальной номограммы ТДА, разработанной в ООО «Газпром ВНИИГАЗ» для данной схемы [13] (рис. 3).
Требуемые параметры режимов ТДА определяются в результате моделирования всей технологической схемы, исходя из необходимости обеспечения целевых показателей. При этом для установки режимов на технологических линиях персоналу необходимы характеристики, описывающие взаимосвязь регулируемых параметров ТДА, целевых показателей и показателей эффективности УКПГ.
Основным управляющим воздействием служит изменение перепада давлений на УКПГ за счет форсирования режимов работы ДКС-1 и (или) ДКС-2, 3. Дополнительно может осуществляться изменение положения СА и изменение температуры на входе в компрессор и (или) турбину путем изменения режимов аппаратов воздушного охлаждения (АВО) газа и (или) величины перепуска на теплообменниках (рис. 2).
При выборе регулирующего воздействия на систему НТС с ТДА или при назначении перспективных режимов работы следуют следующему алгоритму:
– определяется необходимое значение Т в детандере, исходя из необходимой холодопроизводительности для обеспечения требований к температурам в низкотемпературном сепараторе и газа на выходе из УКПГ. Эти значения получают расчетно или по предварительно полученным зависимостям данных параметров от температуры на выходе АВО и Т (рис. 3);
– определяют давление на входе в технологическую линию с учетом гидравлической эффективнос-ти элементов технологической схемы (рис. 3) и уставки по давлению в выходном коллекторе УКПГ (выход из компрессора ТДА), далее оценивается значение отношения давлений в ЦБК К.
РАСЧЕТНЫЕ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИЕ ЗАДАЧИ НА ЭТАПАХ ПРОЕКТИРОВАНИЯ И ЭКСПЛУАТАЦИИ ТДА
На этапе проектирования УКПГ требуется определение отношения давлений в турбине ТДА, необходимого для достижения требуемых температур (НТС и (или) на выходе УКПГ) и соответствующих им отношений давлений в компрессоре ТДА. На практике данные параметры находятся в результате моделирования всей установки подготовки газа, в части характеристик ТДА необходимо задавать коэффициенты полезного действия компрессора и турбины.
На этапе эксплуатации требуется определение условий, необходимых для реализации назначенного режима ТДА (положения СА, давления на входе в турбину), а также недопущение работы на предельных для агрегата режимах (соблюдение максимально допустимой частоты вращения ротора, минимального расхода через компрессор и т. д.).
Так, для решения технологических задач на этапах проектирования и эксплуатации требуются сведения о зависимости режимных параметров ТДА от отношения давлений в турбине при различных положениях СА. Минимально необходимы зависимости для КПД, частот вращения ротора, расхода, изменения температур в турбине и отношения давлений в компрессоре ТДА.
Таким образом, исходя из технологических функций, технологических задач и принципов регулирования промысловых ТДА, потребуются следующие характеристики, построенные от отношения давлений в турбине:
– отношение давлений в компрессоре ТДА, приведенное к заданным параметрам газа на входе в компрессор (температура, давление, состав газа) К пр = К пр (Т);
– разность температур в турбине, приведенная к заданным параметрам газа на входе в турбину (температура, давление, состав газа) ∆ = ∆ (Т);
– объемный расход (при стандартных условиях) и массовый расход (кг/с) на входе в турбину ТДА Qк Т = Qк Т (Т) и GТ = GТ (Т);
– адиабатные КПД компрессора и турбины (дополнительно возможно применение коэффициентов удельного охлаждения газа в турбине, абсолютного и относительного восстановления давления в компрессоре);
– частота вращения ротора ТДА, приведенная к заданным параметрам газа на входе в турбину (температура, давление, состав газа).
В случае применения ТДА с регулируемым СА указанные зависимости необходимо получать для трех положений СА – номинального, максимального и минимального.
Примеры указанных зависимостей, полученных экспериментально, представлены на рис. 4.
В отдельных случаях при исследовании агрегата с регулируемым СА при испытаниях на гарантийных режимах, помимо характеристик, построенных от отношения давлений (рис. 4), рекомендуется получать зависимости параметров работы ТДА от степени раскрытия СА (рис. 5). Характеристики на рис. 5 получают при постоянном отношении давлений в турбине, что позволяет оптимизировать режимы работы технологических линий с учетом особенностей и (или) технического состояния ТДА.
Отметим, что вид совмещен-ных характеристик ТДА определяется характеристиками компрессора и турбины. Кроме того, он зависит от ряда режимных параметров – давления и температуры на входе в компрессор и турбину и т. п., причем различные сочетания параметров на входе турбины и компрессора приводят к различному виду совмещенных характеристик. С учетом изменения термобарических параметров в широком диапазоне построение общей характеристики для всех возможных значений показателей эксплуатации не имеет практического смысла.
Совмещенные характеристики ТДА целесообразно строить только для термобарических условий гарантийных режимов. Это необходимо для проведения эксплуатационных испытаний и определения соответствия агрегата требованиям на его изготовление.
ЗАКЛЮЧЕНИЕ
Турбомашины, конструктивно аналогичные промысловым ТДА, широко применяют в различных технологических системах. Несмотря на схожие с промысловыми конструктивные решения, эксплуатационные характеристики данных агрегатов существенно различаются. Это обусловлено различием эксплуатационных задач, принципов регулирования и особенностью условий эксплуатации.
Для обоснования вида характеристик ТДА, применяемых в составе промысловых УКПГ, выполнен анализ: расчетных технологических задач, возникающих на этапах проектирования и эксплуатации ТДА, целевых технологических функций промысловых ТДА, перечня регулируемых параметров ТДА в составе установок НТС, влияния параметров ТДА на целевые показатели и показатели эффективности УКПГ, принципов регулирования ТДА в составе УКПГ.
Показана целесообразность построения характеристик ТДА, работающих по схеме «детандер – компрессор», от основного параметра, регулируемого на промысле, – отношения давлений в турбине. Причем в случае применения ТДА с регулируемым СА указанные характеристики потребуются для трех положений угла СА: номинального, максимального и минимального. Кроме того, в случае применения регулируемого СА рекомендуется строить характеристики при постоянных значениях Т в зависимости от положения угла СА. Характеристики указанного вида рекомендуется обязательно включать в состав эксплуатационной документации и в требования к проведению испытаний ТДА. Представленный в работе методический подход для обоснования вида эксплуатационных характерис-тик может рассматриваться как общий подход к определению эксплуатационных характеристик оборудования.
← Назад к списку