Решение проблем эксплуатации длинных трубопроводов от кустов скважин до ЗПА, при обустройстве месторождений на Гыданском и Ямальском полуостровах

В статье описано, с какими сложностями сталкиваются нефтегазодобывающие компании на стадии проектирования и обустройства газосборных сетей (ГСС) с кустов скважин на новых, труднодоступных месторождениях в районах крайнего севера. Представлены решения позволяющие оптимизировать работу ГСС на стадии проектирования.

Ключевые слова:шлейф, куст скважин, трехходовой кран для запуска поршня, ГСС, моделирование, ПО OLGA, ПО PIPESIM, Южно-Тамбейское месторождение, Салмановское (Утреннее) месторождение.

Разработка месторождений находящихся в районах крайнего севера Ямало-Ненецкого автономного округа (ЯНАО) всегда была сопровождена трудностями по постройке и эксплуатации нефтегазовых промыслов, особенно при отсутствии транспортной инфраструктуры на таких месторождениях, как Южно-Тамбейское и Салмановское (Утреннее). Капитальное строительство ведется в основном в зимнее время, так как местность преимущественно болотистая и в теплое время года почва подтапливается. Содержание дорог от кустов скважин до установки по подготовки газа (УКПГ) также приводит к большим денежным затратам, так как в течение года сильно размывается и разрушается.

При учете выше перечисленного становится понятным, что строительство транспортной инфраструктуры на Южно-Тамбейском и Салмановском (Утреннем) месторождениях потребует больших денежных затрат. Учитывая большую площадь месторождений и их сложность, то для разработки Южно-Тамбейское месторождения потребуется пробурить около 200 скважин на 19 кустовых площадках, для разработки Салмановского (Утреннего) потребуется построить около 150 скважин на 27 кустовых площадках.

ГСС Салмановского месторождения обусловлена большой протяженностью газосборных шлейфов от скважин до УКПГ — до 25 км. Также для равномерной разработки месторождения скважины бурятся на разные продуктивные пласты с различными пластовыми давлениями, следовательно, шлейфа с кустов скважин имеют разный диаметр. Со временем при эксплуатации месторождения в ГСС появится проблема осушки шлейфов от выпадающей и скапливающейся жидкости внутри полости шлейфов, что может привести к большому перепаду давления и к гидроудару.

На сегодняшний день применяют следующие методы осушки шлейфов ГСС:

1.                  строительство камер запуска/приема очистных поршней;

2.                  продувка шлейфов путем перекрытия параллельных шлейфов, при наличии, тем самым увеличивая скорость газа до скоростей достаточных для выноса жидкости из шлейфа.

Применение стандартных методов требует больших затрат на строительство камер запуска и приема в первом способе и не возможность повсеместно использовать второй способ.

Для решения проблемы с осушкой проектируемых длинных шлейфов на Салмановском (Утреннем) месторождении и существующих шлейфов на Юрхаровском нефтегазоконденсатном месторождении ведутся работы по моделированию ГСС при помощи программного обеспечения (ПО) OLGA и PIPESIM.

ПО PIPESIM — программный комплекс анализа системы добычи, предоставляющий пользователю средства для досконального и эффективного поиска способов увеличения добычи и определения потенциала пласта. PIPESIM позволяет:

-     Рассчитывать сложные сети сбора и транспортировки добычи, включая лупинги, параллельные трубопроводы, учитывать взаимовлияние скважин, трубопроводов и технологического оборудования;

-     Проектировать и анализировать работу вертикальных, горизонтальных, многозабойных, многоствольных скважин;

-     Определять наиболее подходящий способ механизированной добычи и выполнять детальный дизайн эксплуатации газлифта, штангового насоса, ЭЦН;

-     Выполнять комплексный анализ чувствительности с использованием нескольких параметров в любой точке гидравлической системы;

-     Находить и прогнозировать «узкие места» системы сбора и транспортировки добычи, разрабатывать варианты «расширения узких мест»;

-     Управлять гидратообразованием в системе сбора/транспортировки добычи (расчет изоляционного покрытия, определение оптимального количества закачиваемого химического ингибитора гидратообразования);

-     Сохранять целостность трубопроводов с помощью прогнозирования эрозии и коррозии;

-     Определять толщину отложений парафина на стенках трубопровода и НКТ с течением времени;

-     Прогнозировать накопление жидкости;

-     Прогнозировать появление жидкостной пробки и определять ее размеры.

При помощи PIPESIM были проведены работы по моделированию цифровой модели системы сбора и добывающих скважин Юрхаровского НГКМ, проведен анализ режимов работы добывающих скважин, системы сбора (рис.1), схемы подготовки газа и конденсата Юрхаровского месторождения, были выданы рекомендации по повышению эффективности работы скважин и системы сбора, по оптимизации технологического режима УКПГ, УДК и ДКС на Юрхаровском месторождении.

Рис. 1. Газосборная система Юрхаровского месторождения созданная в ПО PIPESIM

ПО OLGA — программный комплекс, разработанный норвежской компанией SPT Group (Scandpower Petroleum Technology AS), дает возможность выполнять работы по имитационному моделированию систем любой сложности. Программа OLGA применяется при проектировании объектов газовой и нефтяной промышленности.

Анализ проблем эксплуатации:

-     Решение задач дисбалансов при эксплуатации нефтепродуктопроводов со множеством поставщиков сырья, для которых характерны колебания пропорций флюидов и неравномерности распределения плотностей вдоль трубопроводов.

-     Анализ работы трубопроводов, транспортирующих углеводороды с применением ингибиторов и противотурбулентных присадок.

-     Анализ и решение проблем пробкообразования при транспорте УВ на базе изучения динамики движения многофазных систем.

-     Пуск \ остановка \ изменение режимов работы трубопроводов

-     Моделирование продувок \ пуск поршней.

-     Сбросы давления.

Термодинамические расчеты:

-     Изоляция \ заглубление.

-     Образование гидратов и парафинов.

-     Решения задач термодинамического взаимодействия трубопровода и грунтов (окружающей среды), что может быть полезно также при анализе проектных решений и прогнозировании работы подводных трубопроводов.

Стационарный режим течения:

-     Расчет диаметра НКТ.

-     Моделирование притока.

-     Проект закачивания.

-     Проектирование мехдобычи.

-     Моделирование термодинамических процессов.

Нестационарные процессы:

-     Пробкообразование.

-     Оптимизация мехдобычи.

-     Остановка скважины.

-     Пуск в эксплуатацию.

-     Накопление жидкости в стволе.

-     Образование и таяние гидратов.

-     Очистка скважины.

-     Бурение на депрессии.

В данный момент ведутся работы по моделированию ГСС Юрхаровского НГКМ при помощи ПО OLGА. Это позволит добиться следующих результатов:

-     анализ влияния типовых конструкций горизонтальных скважин, вскрывающих пласты ПК1, АУ-7, БУ1–2, БУ3–7 и БУ8–10;

-     оценка влияние дебитов скважин на характер выноса жидкости для различных диаметров лифтовых колон;

-     оценка условий выноса жидкости из скважин Юрхаровского НГКМ на примере типовых конструкций, работающих по схеме трубки + затруб. Определение условий перехода от эксплуатации трубки + затруб к эксплуатации только по НКТ;

-     анализ режимов работ типовых газосборных шлейфов следующих основных диаметров: 273мм, 325мм, 377мм, 426мм, 530мм и 720мм с учетом различных расходных по газу, конденсату, воде и термобарических условий эксплуатации. По результатам анализа:

-     определение возможности возникновения различных осложнений (образование жидкостных скоплений и гидратов);

-     во избежание проявления осложнений предложить проведение предупреждающих и корректирующих действий, либо внедрение определенных технических решений по борьбе со скоплениями жидкости (продувка шлейфов, использование поршней);

-     выполнение расчетов жидкостной пробки, приходящей на входные сепараторы при проведении мероприятий по борьбе со скоплениями жидкости; оптимизирование технологических режимов проведения данных операций в соответствии с ограничениями по объему входных сооружений;

-     оценка сценария пуска/останова шлейфов, а также вероятность проявления различных осложнений в процессе проведения данных операций.

Так же применяется ПО OLGA для моделирования цифровой модели ГСС, цифровой модели системы подготовки Салмановского (Утреннего) НГКМ, гидравлического расчета трубопровода внешнего транспорта для завода СПГ и УКПГ. Также для проведения расчетов и выдачи рекомендаций по вариантам работы длинных шлейфов в условиях высокого влагосодержания и совместного транспорта и варианты работы междупромыслового транспорта для транспортировки ГКС с Геофизического НГКМ на Салмановское (Утреннее) НГКМ.

Применение ПО OLGA позволило моделировать нестационарные многофазные потоки в трубопроводах и скважинах, что нашло отражение в следующих работах:

1.                                     Оценка условий выноса жидкости из скважин Юрхаровского НГКМ, работающих по схеме трубки+затруб

2.                                     Произведен анализ проектных решений по системе сбора Южно-Тамбейского ГКМ с выдачей рекомендаций по их корректировке

3.                                     Проведен анализ работы шлейфов кустов 7 и 9 Юрхаровского НГКМ и выданы рекомендации по исключению осложнений в процессе их эксплуатации

4.                                     Создана постоянно-действующая модель конденсатопровода «Юрхаровское месторождение-Пуровский ЗПК» позволившая:

-                оценить пропускную способность в условиях применения противотурбулентных присадок различных производителей при различных концентрациях;

-                определить целесообразность строительства лупингов для обеспечения планируемых объемов поставки ДЭК;

-                прогнозировать изменение технологических параметров при смене режима работы (успешное проведение безогневой врезки в конденсатопровод без необходимости остановки промысла ЮГНКМ).

На основании проведенных научно исследовательских работ по моделированию ГСС Салмановского (Утреннего) НГКМ планируется оборудовать «узкие места» газопроводов сбора и транспорта газа от кустов скважин до УКПГ чистяще-скребковыми шаровыми кранами (Рис.2).

Рис.2. Чистяще-скребковый шаровой кран

Кран монтируется в паре, т. е. один кран в начале участка шлейфа для запуска, второй кран в конце для приема очистного снаряда. По сравнению с камерами запуска/приема очистных снарядов чистяще-скребковые шаровые краны обладают рядом преимуществ:

-        простой и быстрый метод запуска и приема очистного снаряда;

-        конструкция чистяще-скребкового шарового крана позволяет монтировать и демонтировать шар без смешения по оси колец седла и без использования специальных инструментов;

-        в процессе запуска и приема скребка байпас способен обеспечить от 80 % до 100 % потока.

-        не большая металлоемкость, и стоимость в сравнении со стандартными камерами запуска/приема поршня;

-        большой диапазон рабочих условий (давление — 10 МПа, температура, диаметр шлейфа до 1000 мм включительно).

Чистяще-скребковые шаровые краны уже применяются в структуре компаний ОАО «НОВАТЭК», на Уренгойском месторождении, Самбургского ЛУ, на газосборных коллекторах кустов газовых скважин ОАО «Арктикгаз» (Ду 300мм; Ру 16 МПа).

Для Салмановского (Утреннего) НГКМ в виду большой протяженности шлейфов, для исключения необходимости непосредственного присутствия оператора для запуска очистных снарядов была разработана модель чистяще-скребкового шарового крана с последовательным запуском скребков из кассеты под действием сил тяжести или при помощи пневматической загрузки, с возможностью дистанционного управления краном с пульта оператора на УКПГ (рис. 3).

Рис. 3 Схема запуска очистных скребков из кассеты при помощи пневматической загрузки

На сегодняшний день правильное и тщательное планирование существующих и проектируемых ГСС требует дополнительных вложений, но в дальнейшем эксплуатация таких ГСС приведет к существенному сокращению капитальных и эксплуатационных затрат, а также оптимизирует работу ГСС.