Вход
  1. Главная
  2. Журналы
  3. Территория "Нефтегаз"
  4. Территория "Нефтегаз" 11-12.2024
Территория Нефтегаз 11-12.2024

Научная статья

EDN: BUVRZE

УДК 622.279
(UDK 622.279)

Для получения доступа к статьям

Авторизуйтесь

ДОБЫЧА НЕФТИ И ГАЗА

РЕЗУЛЬТАТЫ АНАЛИЗА ТЕХНОЛОГИЧЕСКИХ ВОЗМОЖНОСТЕЙ СОКРАЩЕНИЯ РАСХОДА МЕТАНОЛА НА БЕРЕГОВОМ НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНОМ МЕСТОРОЖДЕНИИ ПАО «НК «РОСНЕФТЬ»

(RESULTS OF ANALYSIS OF PROCESS CAPABILITIES TO REDUCE METHANOL CONSUMPTION AT BEREGOVOYE OIL, GAS AND CONDENSATE FIELD OF ROSNEFT OIL COMPANY PJSC)

В настоящее время актуально изучение проблем, сопутствующих процессам добычи, сбора и подготовки газа, а также методов их предупреждения. Наиболее широко распространенный риск на каждом этапе технологического процесса – образование гидратов. Отложения гидратов природного газа оказывают негативное влияние на системы сбора скважинной продукции газовых и газоконденсатных месторождений. Работа системы в гидратном режиме приводит к уменьшению проходного сечения трубопроводов и, как следствие, к изменению режимов работы скважин и установок подготовки газа. В худшем случае возможно полное закупоривание трубопроводов, арматуры и оборудования на площадочных объектах.
Для предотвращения образования газовых гидратов применяют технологические, химические и физические методы. К технологическим относится поддержание требуемых термобарических условий, предотвращающих образование гидратов; к химическим – использование ингибиторов гидратообразования; к физическим методам – применение различных видов теплоизоляции труб или подогрева трубопроводов.
На действующих газоконденсатных промыслах для предотвращения рисков образования гидратов применяют подачу ингибитора – метанола. Это обусловлено тем, что по сравнению с другими реагентами метанол позволяет существенно снижать температуру гидратообразования при одной и той же концентрации в растворе. Он обладает низкой коррозионной активностью и имеет широкий опыт применения. В зимний период при снижении температуры окружающего воздуха увеличивается расход подаваемого ингибитора гидратообразования, вследствие чего растет вероятность возникновения экологических рисков, так как существенный недостаток метанола – его токсичность. В настоящее время на газовых месторождениях наблюдается снижение дебитов скважин и увеличение количества выносимой пластовой воды, что приводит к охлаждению потока, осложнениям в системе сбора и, как следствие, к росту удельного расхода метанола. В связи с этим вопрос сокращения эксплуатационных затрат путем оптимизации расхода подаваемого метанола является актуальным.
Для определения условий гидратообразования в трубопроводах существует ряд различных методик. Тем не менее их достоверность должна подтверждаться фактическими или экспериментальными данными, иначе возникает вопрос о возможности их дальнейшего практического применения на газовых и газоконденсатных промыслах. С этой целью выполнены расчеты условий образования гидратов в программных продуктах и по аналитическим методикам, проведено сопоставление с фактическими данными образования гидратов. Сформулированы рекомендации по применению единого подхода к определению критических участков для повышения точности определения требуемого количества метанола.
Полученные результаты позволяют определить условия образования гидратов для оперативного практического применения на газодобывающих объектах АО «Сибнефтегаз» (ПАО «НК «Роснефть»).

It is currently relevant to study the problems associated with gas production, gathering and treatment, and ways to prevent them. The most widespread risk at every stage of the process is hydrate formation. Natural gas hydrate deposits have a negative impact on well fluid gathering systems of gas and gas condensate fields. System operation in a hydrating environment reduces the cross-section of pipelines and, as a consequence, changes the operating conditions of wells and gas treatment facilities. The worst case scenario is that piping, valves and equipment at site facilities may be completely clogged.
The following methods are used to prevent the formation of gas hydrates: technological, chemical, physical. Technological methods include maintaining the required pressure and temperature conditions to prevent hydrate formation; chemical methods include the use of hydrate growth inhibitors; and physical methods include the use of various types of pipe insulation or pipeline heating.
Existing gas condensate fields use methanol inhibitor to prevent hydrate formation risks. This is due to the fact that, compared to other chemicals, methanol can significantly reduce the hydrate formation temperature at the same concentration in solution. Methanol has low corrosivity and extensive application experience. In winter, the feed rate of hydrate growth inhibitor increases as the ambient air temperature decreases. This increases the likelihood of environmental risks as a significant disadvantage of methanol is its toxicity.
Gas fields are currently experiencing a decrease in well flow rates and an increase in the amount of produced water. This results in flow cooling and complications in the gathering system, and consequently an increase in specific methanol consumption. It is, therefore, urgent to reduce operating expenses by optimizing the feed rate of methanol.
A number of different techniques are currently available to determine the hydrate formation conditions in pipelines. Nevertheless, their reliability should be supported by actual or experimental data, otherwise it is questionable whether they can be further applied at gas, gas and condensate fields.
For this purpose, calculations of hydrate formation conditions using software products and analytical methods were performed and compared with actual data of hydrate formation. Recommendations are formulated to apply a unified approach to the identification of critical sites to improve the accuracy of determining the required quantity of methanol.
The results make it possible to specify the conditions of hydrate formation for operational application at gas production facilities of Sibneftegaz JSC (Rosneft Oil Company PJSC).

ГАЗОВОЕ МЕСТОРОЖДЕНИЕ, ДОБЫЧА ГАЗА, СКВАЖИНА, ТРУБОПРОВОД, ЦИФРОВАЯ МОДЕЛЬ МЕСТОРОЖДЕНИЯ, НАКОПЛЕНИЕ ЖИДКОСТИ, ГАЗОВЫЙ ГИДРАТ, ФАЗОВАЯ ДИАГРАММА ОБРАЗОВАНИЯ ГИДРАТОВ

GAS FIELD, GAS PRODUCTION, WELL, PIPELINE, DIGITAL FIELD MODE, LIQUID ACCUMULATION, GAS HYDRATE, PHASE DIAGRAM OF HYDRATE FORMATION

В.М. Бринстер1, e-mail: vmbrinster@tnnc.rosneft.ru;

Д.Ю. Рябов2, e-mail: DY_Ryabov@sibng.rosneft.ru;

Г.М. Проничев2, e-mail: GM_Pronichev@sibng.rosneft.ru;

Д.В. Кубанов2, e-mail: DV_Kubanov@sibng.rosneft.ru;

М.А. Скоробогач1, 3, e-mail: ma_skorobogach2@tnnc.rosneft.ru;

А.А. Альферович1, e-mail: aa_alferovich@tnnc.rosneft.ru


1 ООО «Тюменский нефтяной научный центр» (Тюмень, Россия).
2 АО «Сибирская нефтегазовая компания» (Новый Уренгой, Россия).
3 ФГБОУ ВО «Тюменский индустриальный университет» (Тюмень, Россия).

V.M. Brinster1, e-mail: vmbrinster@tnnc.rosneft.ru;

D.Yu. Ryabov2, e-mail: DY_Ryabov@sibng.rosneft.ru;

G.M. Pronichev2, e-mail: GM_Pronichev@sibng.rosneft.ru;

D.V. Kubanov2, e-mail: DV_Kubanov@sibng.rosneft.ru;

M.A. Skorobogach1, 3, e-mail: ma_skorobogach2@tnnc.rosneft.ru;

A.A. Alferovich1, e-mail: aa_alferovich@tnnc.rosneft.ru


1 Tyumen Oil Research Center LLC (Tyumen, Russia).
2 Sibneftegaz JSC (Novy Urengoy, Russia).
3 Industrial University of Tyumen (Tyumen, Russia).

Бринстер В.М., Рябов Д.Ю., Проничев Г.М., Кубанов Д.В., Скоробогач М.А., Альферович А.А. Результаты анализа технологических возможностей сокращения расхода метанола на Береговом нефтегазоконденсатном месторождении ПАО «НК «Роснефть» // Территория «НЕФТЕГАЗ». 2024. № 11–12. С. 50–58. EDN: BUVRZE.

Brinster VM, Ryabov DYu, Pronichev GM, Kubanov DV, Skorobogach MA, Alferovich AA. Results of analysis of process capabilities to reduce methanol consumption at Beregovoye oil, gas and condensate field of Rosneft Oil Company PJSC. Oil and Gas Territory [Territorija “NEFTEGAS”]. 2024; (11–12): 50–58. (In Russian)

Hassanpouryouzband A., Joonaki E., Vasheghani Farahani M., et al. Gas Hydrates in Sustainable Chemistry // Chem. Soc. Rev. 2020. Vol. 49. Р. 5225-5309. DOI: 10.1039/C8CS00989A.

Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. М.: ИРЦ Газпром, 2004. 508 с.

Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. М.: Недра, 1999. 473 с.

Katz D.L. A look ahead in gas storage technology // Proceedings of the International Gas Research Conference. Los Angeles, CA, USA: AGA, 1981. Р. Т283–Т289.

Малышев В.Л., Моисеева Е.Ф. Обоснование выбора корреляций для описания условий гидратообразования для газов различного состава // Проблемы сбора, подготовки и транспорта нефти и нефтепродуктов. 2023. № 3 (143). С. 23–37. DOI: 10.17122/ntj-oil-2023-3-23-37. EDN: HIUIJP.

Ng H.-J., Robinson D.B. The measurement and prediction of hydrate formation in liquid hydrocarbon-water system // Ind.Eng. Chem. Fundamen. 1976. Vol. 15, No. 4. Р. 293–298. DOI: 10.1021/i160060a012.

Ng H.-J., Robinson D.B. The role of n-butane in hydrate formation // AIChE J. 1976. Vol. 22, No. 4. Р. 656–661. DOI: 10.1002/aic.690220404.

Садыков А.Ф. Симулятор многофазного потока PIPESIM – полный набор рабочих процессов для моделирования производственных операций // Нефть. Газ. Новации. 2019. № 12. С. 70–74. EDN: AZIJGJ.

Юдовина Е.Ф. Гидросистема PVTSIM NOVA: оценка выпадения гидратов при гидравлическом расчете // Трубопроводная арматура и оборудование. 2016. № 2 (83). С. 30.

Hassanpouryouzband A., Joonaki E., Vasheghani Farahani M., Takeya S., Ruppel C., et al. Gas Hydrates in Sustainable Chemistry. Chem. Soc. Rev. 2020; 49: 5225-5309. https://doi.org/10.1039/C8CS00989A

Istomin VA, Kwon VG. Prevention and Elimination of Gas Hydrates in Gas Production Systems. М.: Gas Industry Information and Advertising Center; 2004. (In Russian)

Gritsenko AI, Istomin VA, Kulkov AN, Suleymanov RS. Gathering and Conditioning of Gas on the Northern Gas Fields of Russia. Moscow: Subsoil [Nedra]; 1999. (In Russian)

Katz DL. A look ahead in gas storage technology. In: AGA Proceedings of the International Gas Research Conference, 28 September –1 October 1981, Los Angeles, CA, USA. Los Angeles, CA, USA: AGA; 1981. p. Т283–Т289.

Malyshev VL, Moiseeva EF. R ationale f or choosing correlations f or gas hydrate f ormation t emperature computation f or gases of various compositions. Problems of Gathering, Treatment and Transportation of Oil and Oil Products [Problemy sbora, podgotovki i t ransporta nefti i nefteproduktov]. 2023; 143(3): 23–37. https://doi.org/10.17122/ntj-oil-2023-3-23-37. (In Russian)

Ng H-J, Robinson DB. The measurement and prediction of hydrate formation in liquid hydrocarbon-water system. Ind.Eng. Chem. Fundamen. 1976; 15(4): 293–298. https://doi.org/10.1021/i160060a012.

Ng H-J, Robinson DB. The role of n-butane in hydrate formation. AIChE J. 1976; 22(4): 656–661. https://doi.org/10.1002/aic.690220404.

Sadykov AF. PIPESIM multi-phase flow simulator – complete set of operation processes to simulate industrial operations. Oil.Gas. Innovations [Neft’. Gaz. Novatsii]. 2019; (12) 70–74. (In Russian)

Yudovina EF. PVTSIM NOVA hydraulic system: Evaluation of hydrate precipitation in hydraulic design. Pipeline Valves and Equipment [Truboprovodnaya armatura i oborudovanie]. 2016; 83(2): 30. (In Russian)
Назад к журналу
NEFTEGAS.info

Внимание к деталям — от идеи
до воплощения! Только актуальная информация и свежие новости.

О нас

 

 

Контакты

108811, г. Москва, Киевское ш.,
Бизнес-парк «Румянцево», корп. Б,
подъезд 5, офис 506 Б

+7 (495) 240-54-57