Бесплатный автореферат и диссертация по наукам о земле на тему

Совершенствование гидродинамического моделирования промысловых газосборных сетей, транспортирующих газожидкостные смеси

ВАК РФ 25.00.17, Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений

Автореферат диссертации по теме "Совершенствование гидродинамического моделирования промысловых газосборных сетей, транспортирующих газожидкостные смеси"

На правах рукописи Ротов Александр Александрович

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЕЙ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ СМЕСИ

Специальность 25.00.17 — Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

АВТОРЕФЕРАТ диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук

Москва-2013

3 1 ОКТ 2013

005536434

Работа выполнена в Обществе с ограниченной ответственностью «Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий

— Газпром ВНИИГАЗ»

Научный руководитель -

Сулейманов Владимир Алекперович, кандидат физико-математических наук

Официальные оппоненты:

Шеберстов Евгений Викторович, доктор технических наук, главный научный сотрудник ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Григорьев Леонид Иванович, доктор технических наук, профессор, заведующий кафедрой "Автоматизированные системы управления" РГУ нефти и газа им. И.М.Губкина

Ведущая организация -

Институт проблем нефти и газа РАН

Защита диссертации состоится ноября 2013 г. в 13 часов 30 мин,

на заседании диссертационного совета Д 511.001.01, созданного на базе ООО «Газпром ВНИИГАЗ».

С диссертацией можно ознакомиться в библиотеке ООО «Газпром ВНИИГАЗ» по адресу: 142717, Московская область, Ленинский район, пос. Развилка.

Отзыв на автореферат в 2-х экземплярах, с подписью составителя, заверенной печатью организации, просим направлять в адрес диссертационного совета.

Автореферат разослан « » октября 2013 г.

Ученый секретарь диссертационного совета, д. г.-м. н.

Н.Н. Соловьев

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ

Актуальность темы

Важным этапом проектирования разработки и обустройства газовых месторождений является гидродинамический расчет промысловых газосборных сетей. Одним из эффективных методов решения задач анализа, прогнозирования и оптимизации работы данных объектов является гидродинамическое моделирование.

Создание моделей газосборных сетей осложнено отсутствием обоснований для выбора методики гидродинамического расчета промысловых трубопроводов. Недостаточно изучен вопрос адаптации методик к фактическому состоянию промысловых газосборных сетей. Серьезную методическую проблему представляет учет взаимодействия всей системы пласт - скважины - трубопроводы газосборной сети - установки подготовки газа - дожимные компрессорные станции в процессе добычи.

В связи с этим развитие методов гидродинамического моделирования промысловых газосборных сетей является актуальной темой исследований. Целью диссертационной работы является совершенствование методов гидродинамического моделирования газосборных сетей, транспортирующих газожидкостные смеси, для оптимизации режимов совместной эксплуатации скважин и промысловых трубопроводов. Основные задачи исследований

1. Изучение особенностей гидродинамики газожидкостных смесей в промысловых трубопроводах.

2. Проведение сравнительного анализа существующих методик гидродинамического расчета промысловых трубопроводов.

3. Разработка рекомендаций по гидродинамическому расчету промысловых трубопроводов при моделировании газосборных сетей.

4. Изучение проблемы адаптации гидродинамических моделей трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси, к фактическому состоя-

нию промысловых газосборных систем.

5. Разработка методики адаптации гидродинамических моделей промысловых трубопроводов на основании эксплуатационных данных.

6. Разработка метода гидродинамического расчета промысловых систем сбора газа, позволяющего учесть взаимное влияние скважин и трубопроводов газосборной сети в процессе эксплуатации.

Методы исследования

Решение поставленных задач проводилось на основе методов гидродинамического расчета газожидкостных смесей в трубопроводах, анализа промысловой информации о работе систем сбора газа, с использованием численных методов математического моделирования. Научная новизна

Обосновано новое критериальное уравнение для определения режимов течения газожидкостной смеси на подъемных участках трубопроводов в условиях малого расходного содержания жидкости.

Установлена неоднозначность решения задачи определения расхода газожидкостной смеси в трубопроводе для заданного перепада давления. Разработана методика выбора решения на основе истории эксплуатации трубопровода.

Разработана методика раздельной адаптации гидродинамической модели трубопровода по потерям давления на трение и гидростатическим потерям на основе фактических эксплуатационных данных.

Создан модульный программный комплекс, объединяющий гидродинамические модели отдельных элементов системы сбора газа (скважин, трубопроводов, регулирующих устройств) в единую расчетную систему. Защищаемые положения

1. Методика гидродинамического расчета трубопроводов, транспортирующих газ с малым содержанием жидкости для создания моделей промысловых газосборных систем.

2. Методика раздельной адаптации по потерям давления на трение и

гидростатическим потерям гидродинамических моделей промысловых трубопроводов на основе фактических эксплуатационных данных.

3. Алгоритм расчета режимов совместной работы скважин и трубопроводов газосборной сети, эксплуатирующихся в условиях транспорта газожидкостных смесей.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработанные методики применены для создания и уточнения гидродинамических моделей газосборных сетей, повышения достоверности проводимых расчетов. Результаты работы использованы при проектировании разработки Уренгойского и Ямбургского месторождений, выполнении авторского сопровождения проектов разработки. На основе предложенных в диссертации методик и алгоритмов выполнены расчеты технологических режимов работы промысловых систем сбора газа, проведена оценка технологического эффекта реконструкции газосборных сетей, определены добычные возможности промыслов.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались автором на международных и всероссийских научных конференциях и семинарах:

1. IV Международная научно-практическая конференция «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти». Ставрополь, 2008.

2. Научно-практический семинар молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ». Ухта, 2008.

3. Международная научно-практическая конференция специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность». Москва, 2008.

4. НТС ОАО «Газпром» «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата». Геленджик, 2010.

5. II Международная научно-практическая конференции «Мировые ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» («\VGRR-2010»), Москва, 2010.

6. Научно-технический семинар «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов». Москва, 2010. Публикации

Основное содержание работы изложено в 9 опубликованных работах, включая 5 работ в ведущих рецензируемых научных изданиях, определенных Минобрнауки РФ. Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 65 наименований. Общий объем работы составляет 117 печатных страниц. Текст работы содержит 37 рисунков и 11 таблиц. Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю к.ф.-м.н. В.А. Сулейманову, а также к.ф.-м.н. H.A. Бузникову,

д.т.н. Ю.Н. Васильеву, к.т.н. И.А. Гужову, д.т.н. H.A. Гужову,

д.х.н. В.А. Истомину, Г.Ю. Миниковой, д.г.-м.н. H.H. Соловьеву,

A.B. Трифонову, к.г.-м.н. Ю.М. Фриману, Т.В. Чельцовой,

к.т.н. И.В. Шулятикову - за ценные советы и оказанную помощь при проведении исследований и подготовке работы.

ОСНОВНОЕ СОДЕРЖАНИЕ РАБОТЫ

Во введении раскрыта актуальность темы диссертационной работы, сформулирована цель работы и основные задачи исследований, научная новизна, защищаемые положения и практическая значимость проведённых исследований.

В первой главе приведен обзор современных методик и программных продуктов для гидродинамического расчета трубопроводов. Проанализированы проблемы, возникающие при создании моделей промысловых газосборных сетей.

Промысловые газосборные сети представляют собой объект исследова-

ний, характеризующийся широким разнообразием конструкций, условий эксплуатации, нормативных требований по режимам эксплуатации. В настоящее время математическое моделирование является одним из наиболее эффективных методов решения задач анализа, прогнозирования и оптимизации режимов работы данных промысловых объектов. Основой средств моделирования газосборных сетей являются методики гидродинамического расчета газожидкостных смесей в трубопроводах.

Активное исследование движения газожидкостных смесей в трубах было начато в 40-х и 50-х годах прошлого века. В этот период С.Г. Телетовым, A.A. Армандом, С.С. Кутателадзе, Ф.И. Франклем, P.C. Мартинели, Р.В. Локартом и другими учеными были разработаны теоретические основы гидродинамики газожидкостных течений, проведена классификация структур движения смесей. В 60-х и 70-х годах проводятся экспериментальные и теоретические исследования движения газожидкостных сред в трубах различной пространственной ориентации. В дальнейшем усилия исследователей были направлены на разработку полуэмпирических моделей различных структур течений газожидкостных смесей и созданию на их основе инженерных методов гидродинамического расчета.

В нашей стране при создании моделей течения газожидкостных смесей использовались экспериментальные и теоретические исследования ученых Энергетического института Академии Наук СССР (С.И. Костерин, Н.И. Семенов, A.A. Точигин и др), Всесоюзного научно-исследовательского института природных газов (О.В. Клапчук, В.А. Мамаев, Г.Э. Одишария и др.), Грозненского нефтяного института (А.И. Гужов, В.Ф. Медведев, В.Г. Титов, В.А. Васильев), Новосибирского государственного университета (С.С. Кутателадзе). Большой вклад в исследование гидродинамики газожидкостных смесей внесли Р.И.Нигамтулин, Ю.П. Коротаев, А.И. Гриценко, Ю.Л. Далецкий, С.Н. Бузинов, В.И. Шулятиков, Ю.Н. Васильев, В.И. Марон, В.М. Маслов, Г.Г. Кучеров, Ю.А.Харченко.

В настоящее время в ООО «Институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ» продолжаются работы по исследованию движения

газожидкостных потоков в трубах на экспериментальном стенде, разработанном P.M. Тер-Саркисовым, И.В. Шулятиковым и С.Н.Бузиновым.

Из зарубежных исследований движения газожидкостных смесей можно отметить работы А.Е. Даклера, И.М. Тейтеля, М.Г. Хаббарта, A.M. Ансари, К. Азиза, Д.П. Брилла, Х.Е. Грея, X. Данса, Д.Ф. Ли, X. Мукерджи, Д. Оркишев-ского, Н.К. Роса, Г. Уоллиса, А.Р. Хагедорна, Д. Хьюитта.

Результатом исследований стало создание нескольких десятков различных методик гидродинамического расчета газожидкостных смесей, которые затем были включены в состав программных продуктов для моделирования трубопроводов. Анализ существующих методик гидродинамического расчета газожидкостных смесей в вертикальных трубопроводах, проведенный В.А. Сахаровым и М.А. Моховым показал, что ни одну из них нельзя считать универсальной. С.М. Бикбулатовым и A.A. Пашали на примере расчетов градиента давления в стволе скважины установлено, что общепринятые методики показывают существенно различающиеся результаты. Вместе с тем практические рекомендации по применению методик в условиях малого содержания жидкости, характерного для работы газовых месторождений, недостаточно полны. Выбор методики гидродинамического расчета является серьезной проблемой как при создании моделей скважин, так и при создании моделей трубопроводов газосборных сетей.

Не менее важным вопросом является адаптация методик гидродинамического расчета к фактическому состоянию газосборных сетей. В работах В.М. Маслова, В.Г. Зубарева, И.Е. Ходановича, Ю.П. Коротаева предложены подходы к адаптации методик гидродинамического расчета однофазных газовых потоков в трубопроводах. Специфика гидродинамики газожидкостных смесей существенно ограничивает возможность использования данных подходов и требует разработки новых методик адаптации.

Еще одной задачей, возникающей в процессе создания модели газосборной сети, является ее интеграция в систему моделирования газового промысла в целом. Вопросам создания комплексного подхода к моделированию режимов

работы промысла - объединения моделей отдельных элементов (пласта, скважин, газосборной сети, установки подготовки газа, дожимной компрессорной станции) в единую расчетную систему посвящены работы С.Н. Бузинова, Д.В. Толмачева, А.Н. Харитонова, A.B. Назарова. Из зарубежных работ можно отметить программные продукты компаний Shlumberger (Avoset), Neotec (Forgas). Существующие разработки имеют ряд функциональных ограничений и решение широкого круга задач, возникающих в ходе эксплуатации газовых промыслов, требует дальнейшего развития способов реализации комплексного подхода.

Во второй главе проведен сравнительный анализ наиболее распространенных методик гидродинамического расчета газожидкостных смесей на примере моделирования рельефного промыслового трубопровода, даны рекомендации по применению методик для создания моделей газосборных сетей.

Для сравнительного анализа были отобраны методики, позволяющие проводить гидродинамический расчет в широком диапазоне (от 0° до 70°) углов наклона трубопровода: TACITE steady state (TACITE), OLGAS v. 1.1.2 (OLGA), Beggs & Brill - Moody (BBM), Dukler-Eaton-Flannigan(DEF), Mukherjee & Brill (MB), методика O.B. Клапчука (ВНИИГАЗ). Сравнение методик проводилось на основе результатов моделирования рельефного трубопровода, работающего в условиях характерных для эксплуатации промысловых газосборных сетей: транспортируемая среда - сеноманский газ (метан 98%, этан 1,5%, пропан 0,5%), содержание жидкости - 1,5 г/м3, давление в начале трубопровода — 2,0 МПа, температура в начале трубопровода - 285 К, скорость движения газожидкостной смеси изменяется в диапазоне 1-10 м/с. Трубопровод сформирован из восходящего участка длинной 1500 м (подъем 30 м) и нисходящего участка длинной 1500 м (спуск 30 м), внутренний диаметр составляет 0,4 м. Результаты расчетов потерь давления и объемов накопленной в трубопроводе жидкости, полученные в ходе моделирования, представлены на рисунке 1.

Анализируя результаты моделирования можно констатировать, что в условиях характерных для эксплуатации газосборных сетей методики гидроди-

намического расчета показывают существенные отличия в расчетных потерях давления и объемах накопления жидкости.

Рисунок 1 — Результаты применения методик гидродинамического расчета трубопровода: а) зависимости перепада давления от скорости движения газожидкостной смеси, б) зависимости объема накопленной в трубопроводе жидкости от скорости движения газожидкостной смеси

Также важно отметить отличия в тенденциях изменения этих параметров в зависимости от скорости движения газожидкостной смеси. Можно выделить три типа зависимостей перепада давления от скорости течения.

Для методик МВ, ВВМ, ВНИИГАЗ гидродинамика газожидкостной смеси идентична поведению однофазной среды — потери давления монотонно

увеличиваются с ростом скорости. В трубопроводе не наблюдается существенных изменений объема накопленной жидкости при изменении скорости. Гидростатическая составляющая потерь давления, возникающая за счет накопления жидкости на восходящем участке трубопровода, мала по сравнению с потерями на трение.

Результаты расчетов по методике DEF характерны для движения газожидкостных смесей. При уменьшении скорости потери давления в трубопроводе снижаются вследствие снижения сил трения, затем плавно растут за счет накопления жидкости на восходящем участке трубопровода и соответствующего увеличения гидростатических потерь.

Методики TACITE и OLGA также корректно отражают тенденции изменения потерь давления при движении газожидкостных смесей. Однако в отличие от методики DEF переход от режимов преобладающих потерь на трение к режимам преобладающих гидростатических потерь происходит не плавно, а скачкообразно.

Анализ объемов накопленной в трубопроводе жидкости показал, что методики TACITE и OLGA прогнозируют увеличения ее содержания при снижении скорости течения. Переход к режиму накопления жидкости происходи скачкообразно (для рассматриваемого случая при скорости 5,8 м/с). Согласно расчетам по методикам MB, ВВМ, DEF, ВНИИГАЗ снижение скорости газожидкостной смеси не приводит к росту объемов накопленной жидкости.

Аналогичные тенденции изменения расчетных потерь давления и объемов накопленной жидкости были получены при использовании методик в диапазоне давлений 0,5-6,0 МПа, расходных содержаний жидкости 1-15 г/м3.

Результаты моделирования рельефного трубопровода методиками MB, ВВМ, DEF, ВНИИГАЗ не в полной мере соответствуют промысловой практике. Опыт эксплуатации газосборных сетей показывает, что снижение скоростей движения газожидкостных смесей до 4-7 м/с приводит к накоплению жидкости вплоть до полного перекрытия сечения трубопроводов. При этом на

газосборных пунктах регистрируются залповые выбросы жидкости в сепараторы, связанные с возникновением пробковых режимов течения газожидкостной смеси. Накопление жидкости на подъемных участках трубопроводов сопровождается ростом гидродинамических потерь.

Проведенный анализ показал, что отмеченные проблемы использования методики ВНИИГАЗ связаны с критерием, определяющим режимы течения газожидкостной смеси на восходящих участках трубопроводов. Для применения методики гидродинамического расчета ВНИИГАЗ в условиях малого содержания жидкости, характерного для работы газовых месторождений, разработан

модифицированный критерий К* перехода из пробкового в кольцевой режим течения:

V = (8,2 - 0,017//~°6 )(Re* Frcv )

-1/3

f V"2

Рг

\Рж ~ Рг ) 2

т0.115

14,8/Г

(1)

Re- _ Fr т. _ Я

~~ > ГГсм~~—> И-->

gD цж

где рг - плотность газа, рж - плотность жидкости, //_,- вязкость газа, /иж-вязкость жидкости, wcv- скорость газожидкостной смеси; р - расходное содержание жидкости, D - внутренний диаметр трубопровода, g - ускорение свободного падения. На восходящих участках трубопроводов при V' > 1

реализуется пробковый режим течения смеси, при F* < 1 реализуется кольцевой режим течения смеси.

Использование модифицированного критерия перехода в методике ВНИИГАЗ позволило получить зависимости потерь давления и объемов накопления жидкости от скорости смеси близкие к результатам расчетов по методикам TACITE steady state и OLGAS v. 1.1.2 при расходных содержаниях жидкости до 100 г/м3 и давлениях от 1.0 до 10.0 МПа.

Моделирование трубопроводов промысловых газосборных сетей Комсомольского, Кшукского и Уренгойского месторождений показало, что

применение модифицированного критерия перехода позволяет существенно улучшить соответствие результатов расчета по методике ВНИИГАЗ фактическим эксплуатационным данным в условиях низких скоростей движения газожидкостных смесей. Сравнение потерь давления в промысловых трубопроводах рассчитанных по методике ВНИИГАЗ (расчет I), методике ВНИИГАЗ с модифицированным критерием перехода (расчет II) и потерь давления зафиксированных в ходе эксплуатации (факт) приведено в таблице 1. Таблица 1. Сравнение фактических и расчетных перепадов давления в трубопроводе.

Трубопровод Давление на входе, МПа Содержание жидкости, г/м3 Скорость смеси, м/с Перепад давления, МПа

Длина, м Диаметр, м Расчет I Расчет II Факт

14076 0,5 1,6 4,0 1,1 0,01 0,21 0,20

8465 0,2 5,1 58,5 2,6 0,13 0,22 0,29

8465 0,2 8,2 60,0 1,1 0,12 0,35 0,38

6442 0,5 2,1 1,5 4,3 0,02 0,10 0,14

6442 0,5 1,8 1,5 5,0 0,03 0,09 0,11

Помимо выбора расчетной методики важным моментом при моделировании газожидкостного смеси в трубопроводе является интерпретация полученных результатов. На рисунке 2 приведена гидродинамическая характеристика, полученная в ходе моделирования системы источник газа -трубопровод. В качестве источника рассматривается куст газовых скважин с известной гидродинамической характеристикой (индикаторной диаграммой).

Анализ характеристики показывает, что заданному давлению на выходе трубопровода может соответствовать два различных расхода газожидкостной смеси. Практически может быть реализован один из них, что определяется предысторией эксплуатации.

На гидродинамической характеристике можно выделить две качественно важных точки. Первая точка - точка максимума давления на выходе из трубопровода (точка 1), вторая - точка разрыва гидродинамической характеристики (точка 2).

Зона гидродинамической характеристики, находящаяся левее точки 1, является зоной неустойчивых режимов работы системы. Если система оказа-

13

лась в этой зоне, то любая флуктуация давления или расхода приведет к остановке ее работы, либо к переходу в зону устойчивых режимов работы - правее точки 1. Поэтому наличие зоны неустойчивых режимов работы является лишь формальным следствием решения уравнений гидродинамики и при эксплуатации не реализуется.

1.8 1.6 1.4

<«

с

Ж 1.2

•

ж

х

S 1.о

а

0.8 0.6 0.4

0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 2.50 3.00

Расход газа, млн. м'/сут

Рисунок 2 - Гидродинамическая характеристика рельефного трубопровода, транспортирующего газожидкостную смесь

Наличие двойного решения в окрестности точки 2 обусловлено особенностями гидродинамики газожидкостной смеси, и соответствует переходу трубопровода из режима накопления в режим выноса жидкости. При создании модели трубопровода необходимо осуществить выбор решения, для чего предлагается использовать предысторию его эксплуатации. Если в период предшествующий проводимому расчету трубопровод работал в режиме накопления жидкости, то определение расхода следует проводить на участке характеристики левее точки 2. Если трубопровода эксплуатировался в режиме выноса, то определение расхода проводится на участке характеристики правее точки 2.

Рассмотренная выше модельная задача представляет простейший случай гидродинамического расчета режима работы системы источник-трубопровод.

Реальные системы сбора газа представляют собой систему, которая может включать десятки трубопроводов. Для каждого из них возможны различные варианты решения задачи расход-перепад давления. Использование в средствах моделирования работы газосборных сетей аналитического модуля, основанного на предлагаемом подходе, позволяет осушествить выбор нужного решения на основе истории эксплуатации трубопроводов.

В третьей главе рассмотрены вопросы адаптации гидродинамической модели трубопровода к его фактическому гидравлическому состоянию. Предложена методика, позволяющая проводить дифференцированную адаптацию модели движения газожидкостной смеси по потерям давления на трение и гидростатическим потерям.

Необходимость адаптации гидродинамических моделей трубопроводов обусловлена наличием погрешностей, как в используемых расчетных методиках, так и в исходных данных для создания модели. Для адаптации методик гидродинамического расчета однофазных газовых потоков к фактическим эксплуатационным характеристикам трубопроводов, как правило, используется безразмерный коэффициент гидравлической эффективности Е, представляющий собой отношение фактической и расчетной пропускных способностей трубопровода. Данный коэффициент позволяет скорректировать отклонение фактического коэффициента гидравлического сопротивления трубопровода от его расчетных значений.

Наличие жидкости в составе транспортируемой продукции осложняет применение данного подхода. Ее накопление на подъемных участках трубопроводов создает гидростатические потери давления, которые не связаны с коэффициентом гидравлического сопротивления трубопровода. Поэтому предлагается использовать подход, основанный на раздельной адаптации гидродинамической модели газожидкостной смеси по потерям давления на трение и гидростатическим потерям. Коэффициент гидравлической эффективности Е, по аналогии с адаптацией моделей однофазных газовых потоков, используется только для коррекции расчетных потерь на трение. Для

коррекции гидростатических потерь, возникающих вследствие накопления жидкости, вводится дополнительный адаптационный параметр К - показатель гидростатических потерь. Уравнение движения газожидкостной смеси в наклонном трубопроводе с учетом введения адаптационных параметров будет иметь вид:

сИ

\

к

¿р р„. V . „ 1 ,

+ (2)

V Рж J

где Р - давление в трубопроводе, Ь - расстояние вдоль оси трубопровода, £ -ускорение свободного падения, раи - плотность газожидкостной смеси, -скорость газожидкостной смеси, в - угол наклона трубопровода, /.„, -коэффициент трения газожидкостной смеси на стенке трубопровода, с1 -диаметр трубопровода.

В процессе эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений в трубопроводах газосборных сетей наблюдаются как режимы выноса, так и режима накопления жидкости. Изменение режимов происходит вследствие сезонной и годовой неравномерностей отбора газа на месторождениях. При реализации в трубопроводах режимов выноса жидкости потери на давления трение АРтр являются определяющими, при накоплении жидкости возрастает влияние гидростатических потерь Л Рст. Режимы эксплуатации, характеризующиеся преобладающими потерями на трение, могут быть использованы для определения коэффициента гидродинамической эффективности Е, а режимы преобладающих гидростатических потерь - для определения показателя гидростатических потерь К:

<2Ф

лртр»лрст Е = а

р

(3)

тр ст

г е,

АРт„«АРп„ К =

вФ '

где ()ф - фактическая производительность трубопровода, полученная на основе эксплуатационных данных, Qp - расчетная производительность, полученная при тех же термобарических условиях в результате моделирования.

В качестве иллюстрации преимуществ использования двухпараметрической адаптации проведено сравнение ее результатов с результатами, полученными при применении общепринятого однопараметрического подхода на примере моделирования одного из промысловых трубопроводов (рисунок 3).

Период эксплуатации, мес.

Рисунок 3 - Сопоставление фактических и расчетных режимов работы трубопровода: а) при однопараметрической адаптации, б) при двухпараметрической адаптации

Среднеквадратическое отклонение расчетных потерь давления от фактических данных при однопараметрической адаптации составило 0,038

МПа, что в два раза больше, чем при применении двухпараметрической (0,019 МПа).

Таким образом, показано, что на основе эксплуатационных данных возможно проведение двухпараметрической адаптации гидродинамических моделей газожидкостных смесей в трубопроводах.

В результате сопоставления с общепринятой однопараметрической адаптацией для рассмотренного случая установлено, что предлагаемый подход обладает значительными преимуществами. Применение двухпараметрической адаптации позволяет обеспечить меньшее среднеквадратическое отклонение расчетных потерь давления от фактических. Результаты моделирования лучше отражают фактические тенденции изменения потерь в трубопроводе в широком диапазоне условий эксплуатации.

Четвёртая глава посвящена моделированию работы промысловых систем сбора газа. Предложен алгоритм расчета режимов совместной работы скважин и трубопроводов газосборной сети, на основе которого создан программный комплекс. Преимущества использования программного комплекса проиллюстрированы на примерах решения инженерно-технических задач на Уренгойском и Ямбургском месторождениях.

Для моделирования промысловых систем сбора газа разработан алгоритм совместного гидродинамического расчета режима работы скважин и трубопроводов газосборной сети. Алгоритм рассматривает систему сбора газа как набор участков (ребер), соединенных в узлы (рисунок 4).

Гидродинамические характеристики каждого из участков (призабойные зоны скважин, шлейфы, скважины, регулирующие устройства) описываются соответствующими корреляционными зависимостями потерь давления от расхода. При описании работы участков системы в условиях транспортировки газожидкостных смесей учтена возможность конденсации или испарения жидкой фазы в любом из ее элементов вследствие меняющихся термобарических условий. Процессы фазовых переходов описаны при помощи модифицированного уравнения состояния Рейдлиха-Квонга. Одновременно с

решением уравнения состояния производится определение теплофизических свойств транспортируемой продукции.

Рисунок 4 - Графическое представление промысловой системы сбора газа

В качестве узлов рассматриваются точки соединения скважин и шлейфов, соединения ствола и призабойной зоны скважин, соединения трубопроводов и регулирующих устройств. Узлы системы описываются уравнениями неразрывности потоков и равенства давлений. Математическое описание системы дополняется граничными условиями, в качестве которых используются пластовые давления в зонах скважин и на выходе системы.

Нелинейная система уравнений, описывающая работу участков и узлов, дополненная граничными условиями, является замкнутой относительно расходов и давлений. Ее решение определяет термобарические и расходные параметры совместной работы элементов промысловой системы сбора газа. Для поиска решений системы используется модификация итерационного метода

последовательных приближений, адаптированного к специфике решаемой задачи.

На основе предложенного алгоритма разработан и реализован программный комплекс, позволяющий производить моделирование промысловой системы сбора газа как единой гидродинамической системы с учетом взаимного влияния ее элементов в процессе работы. Программный комплекс реализован по блочно-модульной схеме, предусматривающей возможность расширения системы, изменения степени детализации и способов описания ее элементов (рисунок 5).

Рисунок 5 — Блочно-модульная схема программного комплекса В состав комплекса входят отдельные блоки, описывающие гидродинамические характеристики элементов системы сбора (скважин, регулирующих устройств, трубопроводов газосборной сети), блок расчета теплофизических свойств, блок решения нелинейной системы уравнений гидродинамики. Блоч-но-модульная конструкция обеспечивает возможность оперативной замены одной термогидродинамической модели любого из элементов обустройства промысла на другую. Возможности программы могут быть существенно расширены за счет введения дополнительных блоков, например, блоков описывающих работу устьевых компрессоров (МКУ). В свою очередь блоки расчета

гидродинамических характеристик элементов промысла могут использовать как аналитические зависимости, так и табличные данные, полученные в процессе гидродинамических испытаний или на основе эксплуатационных данных. Так, блок гидродинамического расчета скважин может быть заменен соответствующими индикаторными диаграммами.

Разработанный комплекс может быть использован как в качестве отдельного программного продукта, так и в составе более сложных расчетных систем. Использование комплекса совместно с системой гидродинамического моделирования пластовых систем Eclipse компании Shlumberger позволяет выполнять проектирование разработки газовых месторождений.

Основными исходными данными для работы программного комплекса являются условия работы системы сбора газа (компонентный состав продукции промысла, температуры окружающей среды), файл описания параметров скважин промысла (пластовое давление, фильтрационные коэффициенты, глубина и диаметр НКТ, допустимая депрессия) и файл описания параметров газосборной сети (схема участков, диаметры, профили и протяженности трубопроводов).

На основании сформированных файлов исходных данных программный комплекс проводит расчет режима работы элементов системы для заданного давления на ее выходе (в блоке входных ниток УКПГ). Результатом расчета являются параметры (давление, температура расход газа) согласованного режима работы всех элементов промысловой системы сбора газа, общий отбор газа из системы, соответствующий заданному давлению на выходе.

Разработанный комплекс прошел апробацию при решении инженерно-технических задач на Уренгойском и Ямбургском месторождениях.

В 2012 г. в рамках выполнения авторского надзора за проектом разработки Уренгойского месторождения программный комплекс использовался для прогнозирования добычных возможностей газовых промыслов. На основе эксплуатационных рапортов и результатов гидродинамических исследований скважин за 2011 год была проведена адаптация программного комплекса к фак-

тическому состоянию промыслов, заданы темпы падения пластового давления в зависимости от производимого отбора газа. Использование комплекса позволило выполнить расчеты квартальных добычных характеристик систем сбора (зависимостей давления на выходе систем от производимого отбора газа) на период 2013-2016 гг., определить максимальные возможные отборы газа по промыслам.

На Ямбургском месторождения программный комплекс использовался для оценю! технологического эффекта реконструкции промысловых систем сбора газа. В качестве решений по реконструкции на одном из промыслов рассматривалось строительство дополнительных трубопроводов (лупингов) параллельно действующим участкам газосборной сети. Использование комплекса позволило определить увеличение добычи по промыслу за счет повышения пропускной способности реконструируемых участков трубопроводов.

Еще одним практическим приложением разработанного программного комплекса является определение режима работы системы сбора газа, оптимального с точки зрения эксплуатации фонда скважин.

Одним из условий эффективной эксплуатации скважин является поддержание дебитов скважин, обеспечивающих вынос жидкости и предотвращающих явление самозадавливания. Ограничение максимальных дебитов скважин на уровне, не приводящем к превышению допустимой депрессии, также является условием их эффективной работы. Учитывая то, что скважины и трубопроводы газосборной сети являются единой гидродинамической системой одновременное выполнение этих условий для всех скважин промысла не всегда возможно. Тем не менее, можно определить такой режим работы системы сбора газа, который будет соответствовать минимальному количеству скважин вне диапазона эффективной работы.

Для поиска оптимального с точки зрения эксплуатации фонда скважин режима работы системы сбора в программном комплексе использован дополнительный расчетный блок. Этот блок при расчете режима работы промысла фиксирует количество скважин, работающих как с превышением депрессии,

так и остановленных вследствие самозадавливания. В результате работы данного блока одновременно с расчетом добычной характеристики определяются кривая обводнения и кривая превышения депрессий по скважинам (рисунок 6). Анализ этих кривых позволяет определить отборы газа, которые будет соответствовать минимальному количеству скважин вне диапазона эффективной работы.

Отвор газа, млн.м3/сут

Рисунок 6 - Определение режима работы системы сбора газа, оптимального с точки зрения эксплуатации фонда скважин

Таким образом, предложенный алгоритм расчета режима работы системы сбора газа и разработанный на его основе программный комплекс позволяют решать следующие практические задачи:

- рассчитывать добычные характеристики систем сбора газа;

- определять максимальный возможный отбор газа по промыслу;

- проводить оценку технологического эффекта реконструкции систем сбора газа;

- осуществлять поиск оптимальных режимов работы газового промысла, обеспечивающих наиболее эффективную работу его скважин.

ОСНОВНЫЕ ВЫВОДЫ И РЕЗУЛЬТАТЫ

1. Установлено, что в условиях малого расходного содержания жидкости, характерного для работы газовых месторождений, методики гидродинамического расчета трубопроводов дают существенные отличия в определении режима течения, потерь давления, истинного содержания жидкости.

2. Наилучшее соответствие результатов моделирования фактическим режимам эксплуатации промысловых трубопроводов в условиях малого расходного содержания жидкости получено при использовании методик гидродинамического расчета OLGA и Tacite.

3. Предложен критерий для определения режима течения газожидкостной смеси на подъемных участках трубопроводов, позволяющий уточнить результаты расчета потерь давления по методике ВНИИГАЗ в условиях малого расходного содержания жидкости.

4. Показано, что традиционный подход, основанный на использовании коэффициента гидродинамической эффективности, не обеспечивает адаптацию гидродинамических моделей в условиях накопления жидкости в трубопроводах.

5. Разработана методика двухпараметрической адаптации гидродинамических моделей трубопроводов по потерям давления на трение и гидростатическим потерям. Использование методики позволило существенно снизить отклонение результатов гидродинамического моделирования газожидкостных смесей в трубопроводах от фактических эксплуатационных режимов.

6. Предложен алгоритм расчета режимов совместной работы скважин и трубопроводов газосборной сети, эксплуатирующихся в условиях транспорта газожидкостных смесей.

7. Создан программный комплекс, позволяющий выполнять расчет и оптимизацию технологического режима работы систем сбора газа, определять добычные возможности промыслов, проводить оценку эффективности реконструкции промысловых газосборных сетей.

СПИСОК ОПУБЛИКОВАННЫХ РАБОТ ПО ТЕМЕ ДИССЕРТАЦИИ

1.Сулейманов В.А., Гужов И.А., Ротов A.A., Трифонов A.B. Анализ фактических режимов работы шлейфов газовых месторождений // Разработка месторождений углеводородов: Сб. науч. тр. М.:000 «ВНИИГАЗ», 2008 -С.281-289.

2. Ротов A.A., Трифонов A.B., Сулейманов В.А. Проблемы создания комплексной технологической модели промысла // Актуальные вопросы исследования пластовых систем месторождений углеводородов: сб. науч. статей - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2010. - С. 260-269.

3. Гужов И.А., Ротов A.A., Трифонов A.B. Оценка эффективности инженерных решений по реконструкции газосборной системы на поздней стадии разработки Уренгойского месторождения // Эффективность освоения запасов углеводородов: Науч.-техн.сб. - Ухта, 2010. - С. 62-69.

4. Ротов A.A., Трифонов A.B., Сулейманов В.А., Истомин В.А. Моделирование режимов работы газового промысла как единой термогидродинамической системы // Газовая промышленность -2010. - №10. - С.46-49.

5. Ротов А.А, Трифонов A.B., Истомин В.А., Назаров О.В. Анализ движения метанола в трубопроводах газосборных сетей // Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности - 2011. - №6. - С.26-29.

6. Алькин В.А., Ротов A.A., Атаева А.Ф. Анализ существующей методики оценки потерь давления в шлейфе поглотительных скважин при эксплуатации ПХГ // Горный информационно-аналитический бюллетень -2011. - №6. С. 5-7.

7. Исхаков А.Я., Алькин В.А., Ротов A.A. Прогноз водного фактора на примере подземного хранилища газа, созданного в водоносном пласте // Геология, геофизика и разработка нефтяных и газовых месторождений -2011. -№9. С.64-67.

8. Истомин В.А., Елистратов A.B., Лаухин Ю.А., Ротов A.A., Трифонов A.B. Методические вопросы создания математических моделей газопромысловых систем // Применение методов математического моделирования и информатики

для решения задач газовой отрасли: сб. науч. статей - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2012.-С. 93-98.

9. Ротов A.A., Трифонов A.B., Свиридов A.B., Радкевич В.В., Горячев М.Н., Ларин Д.А. Моделирование режимов эксплуатации ПХГ как единой газодинамической системы // Автоматизация, телемеханизация и связь в газовой промышленности - 2012. - №8. С.34-38.

Подписано к печати 16 октября 2013 г. Заказ №4113 Тираж 100 экз. 1 уч. - изд. л., ф-т 60x84/16

Отпечатано в ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 142717, Московская область, Ленинский р-н, п. Развилка, ООО «Газпром ВНИИГАЗ»

Текст научной работыДиссертация по наукам о земле, кандидата технических наук, Ротов, Александр Александрович, Москва

На правах рукописи Ротов Александр Александрович

0^201365241

СОВЕРШЕНСТВОВАНИЕ ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЕЙ, ТРАНСПОРТИРУЮЩИХ ГАЗОЖИДКОСТНЫЕ СМЕСИ

Специальность 25.00.17 - Разработка и эксплуатация нефтяных и

газовых месторождений

Диссертация на соискание ученой степени кандидата технических наук

Научный руководитель: Кандидат физико-математических

наук, В.А.Сулейманов

Москва-2013

Содержание

Введение 3

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЕЙ 7

1.1. Моделирование как средство проектирования и оптимизации работы объектов обустройства газодобывающего промысла 7

1.2. Конструкция и условия эксплуатации газосборных сетей 9

1.3. Современные средства гидродинамического моделирования трубопроводов 13

1.4. Проблемы создания моделей промысловых систем сбора газа 23 ГЛАВА 2. ИССЛЕДОВАНИЕ МЕТОДИК ГИДРОДИНАМИЧЕСКОГО РАСЧЕТА ГАЗОЖИДКОСТНЫХ СМЕСЕЙ В ТРУБОПРОВОДАХ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЕЙ 29

2.1. Характеристики течения газожидкостных смесей в рельефных трубопроводах 29

2.2. Сравнительный анализ методик гидродинамического расчета трубопроводов 38

2.3. Модификация методики гидродинамического расчета трубопроводов ВНИИГАЗ для условий малого содержания жидкости 50

2.4. Интерпретация результатов гидродинамического расчета трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси 56 ГЛАВА 3. РАЗРАБОТКА МЕТОДИКИ АДАПТАЦИИ ГИДРОДИНАМИЧЕСКИХ МОДЕЛЕЙ ТРУБОПРОВОДОВ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЕЙ 63

3.1. Адаптация моделей однофазного газового потока в трубопроводах. 63

3.2. Адаптация гидродинамических моделей газожидкостных смесей

в трубопроводах. 69

3.3. Определение адаптационных параметров на основе анализа фактических эксплуатационных данных 75 ГЛАВА 4. КОМПЛЕКСНЫЙ ПОДХОД К РАСЧЕТУ РЕЖИМА РАБОТЫ СИСТЕМ СБОРА ГАЗА 82

4.1. Гидродинамическая связь элементов промысла и их взаимное влияние в процессе эксплуатации 82

4.2. Математическое описание газосборной сети как единой гидродинамической системы. 85

4.3. Программная реализация комплексного подхода к расчету режимов работы промысловой системы сбора газа. 94

4.4. Применение комплексного подхода к расчету режимов работы систем сбора газа для решения практических задач 102 Основные выводы и результаты 112 Список литературы 113

ВВЕДЕНИЕ

Актуальность темы

Важным этапом проектирования разработки и обустройства газовых месторождений является гидродинамический расчет промысловых газосборных сетей. Одним из эффективных методов решения задач анализа, прогнозирования и оптимизации работы данных объектов является гидродинамическое моделирование.

Создание моделей газосборных сетей осложнено отсутствием обоснований для выбора методики гидродинамического расчета промысловых трубопроводов. Недостаточно изучен вопрос адаптации методик к фактическому состоянию промысловых газосборных сетей. Серьезную методическую проблему представляет учет взаимодействия всей системы пласт - скважины - трубопроводы газосборной сети - установки подготовки газа - дожимные компрессорные станции в процессе добычи.

В связи с этим развитие методов гидродинамического моделирования промысловых газосборных сетей является актуальной темой исследований. Целью диссертационной работы является совершенствование методов гидродинамического моделирования газосборных сетей, транспортирующих газожидкостные смеси, для оптимизации режимов совместной эксплуатации скважин и промысловых трубопроводов. Основные задачи исследований

1. Изучение особенностей гидродинамики газожидкостных смесей в промысловых трубопроводах.

2. Проведение сравнительного анализа существующих методик гидродинамического расчета промысловых трубопроводов.

3. Разработка рекомендаций по гидродинамическому расчету промысловых трубопроводов при моделировании газосборных сетей.

4. Изучение проблемы адаптации гидродинамических моделей трубопроводов, транспортирующих газожидкостные смеси, к фактическому

состоянию промысловых газосборных систем.

5. Разработка методики адаптации гидродинамических моделей промысловых трубопроводов на основе эксплуатационных данных.

6. Разработка метода гидродинамического расчета промысловых систем сбора газа, позволяющего учесть взаимное влияние скважин и трубопроводов газосборной сети в процессе эксплуатации.

Методы исследования

Решение поставленных задач проводилось на основе методов гидродинамического расчета газожидкостных смесей в трубопроводах, анализа промысловой информации о работе систем сбора газа, с использованием численных методов математического моделирования. Научная новизна

Обосновано новое критериальное уравнение для определения режимов течения газожидкостной смеси на подъемных участках трубопроводов в условиях малого расходного содержания жидкости.

Установлена неоднозначность решения задачи определения расхода газожидкостной смеси в трубопроводе для заданного перепада давления. Разработана методика выбора решения на основе истории эксплуатации трубопровода.

Разработана методика раздельной адаптации гидродинамической модели трубопровода по потерям давления на трение и гидростатическим потерям на основе фактических эксплуатационных данных.

Создан модульный программный комплекс, объединяющий гидродинамические модели отдельных элементов системы сбора газа (скважин, трубопроводов, регулирующих устройств) в единую расчетную систему.

Защищаемые положения

1. Методика гидродинамического расчета трубопроводов,

транспортирующих газ с малым содержанием жидкости для создания

моделей промысловых газосборных систем.

4

2. Методика раздельной адаптации по потерям давления на трение и гидростатическим потерям гидродинамических моделей промысловых трубопроводов на основе фактических эксплуатационных данных.

3. Алгоритм расчета режимов совместной работы скважин и трубопроводов газосборной сети, эксплуатирующихся в условиях транспорта газожидкостных смесей.

Практическая ценность и реализация результатов работы

Разработанные методики применены для создания и уточнения гидродинамических моделей газосборных сетей, повышения достоверности проводимых расчетов. Результаты работы использованы при проектировании разработки Уренгойского и Ямбургского месторождений, выполнении авторского сопровождения проектов разработки. На основе предложенных в диссертации методик и алгоритмов выполнены расчеты технологических режимов работы промысловых систем сбора газа, проведена оценка технологического эффекта реконструкции газосборных сетей, определены добычные возможности промыслов.

Апробация работы

Основные результаты диссертационной работы докладывались автором на международных и всероссийских научных конференциях и семинарах:

1. IV Международная научно-практическая конференция «Проблемы добычи газа, газового конденсата, нефти». Ставрополь, 2008.

2. Научно-практический семинар молодых специалистов и ученых филиала ООО «ВНИИГАЗ». Ухта, 2008.

3. Международная научно-практическая конференция специалистов и ученых «Применение новых технологий в газовой отрасли: опыт и преемственность». Москва, 2008.

4. НТС ОАО «Газпром» «Добыча и промысловая подготовка газа и конденсата». Геленджик, 2010.

5. II Международная научно-практическая конференции «Мировые

ресурсы и запасы газа и перспективные технологии их освоения» («WGRR-

5

2010»). Москва, 2010.

6. Научно-технический семинар «Инновационные решения и актуальные вопросы проектирования разработки месторождений углеводородов». Москва, 2010. Публикации

Основное содержание работы изложено в 9 опубликованных работах, включая 5 работ в ведущих рецензируемых научных изданиях, определенных Минобрнауки РФ. Структура и объем работы

Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 65 наименований. Общий объем работы составляет 117 печатных страниц. Текст работы содержит 37 рисунков и И таблиц.

Благодарности

Автор выражает глубокую благодарность своему научному руководителю к.ф.-м.н. В.А. Сулейманову, а также к.ф.-м.н. H.A. Бузникову, д.т.н. Ю.Н. Васильеву, к.т.н. И.А. Гужову, д.т.н. H.A. Гужову,

д.х.н. В.А. Истомину, Г.Ю. Миниковой, д.г.-м.н. H.H. Соловьеву,

A.B. Трифонову, к.г.-м.н. Ю.М. Фриману, Т.В. Чельцовой,

к.т.н. И.В. Шулятикову - за ценные советы и оказанную помощь при проведении исследований и подготовке работы.

ГЛАВА 1. ОСОБЕННОСТИ МОДЕЛИРОВАНИЯ ПРОМЫСЛОВЫХ ГАЗОСБОРНЫХ СЕТЕЙ

1Л. Моделирование как средство проектирования и оптимизации работы объектов обустройства газодобывающего промысла

Моделирование геотехнологических процессов - один из основных методов исследования объектов разработки на их аналогах (моделях) с целью определения или уточнения характеристик действующих или вновь проектируемых объектов [1]. Данный метод исследования получил широкое распространение, поскольку газовый промысел представляет собой весьма сложную, изменяющуюся физико-химическую систему. Подобного рода системы характеризуются чрезвычайно сложным взаимодействием составляющих их фаз и компонентов, вследствие чего изучение их с позиций классических детерминированных законов переноса и сохранения становится неприемлемым. Моделирование, представляющее систему как иерархическую структуру связанных между собой элементов, свойства и строение которых описывается определенными математическими законами, является одним из наиболее эффективных методов исследования подобных объектов. [2].

Современный уровень развития моделирования предоставляет возможность описывать широкий спектр физико-химических процессов в промысловых системах (пласт, скважины, газосборные сети, дожимные компрессорные станции, установки подготовки газа) и их взаимное влияние в процессе работы газового промысла. Это позволяет использовать моделирование для прогнозирования и оптимизации технологических параметров работы промысла путем проведения многовариантных расчетных экспериментов на ЭВМ. Полученные в результате моделирования расчеты, на сегодняшний день являются основой для принятия обоснованных решений по разработке, обустройству месторождений, режимам эксплуатации и реконструкции промыслового оборудования.

Необходимо отметить важную роль моделирования в автоматизации работы промыслов. Информационно управляющие системы (ИУС) и автоматизированные системы управления технологическим процессом разработки месторождений (АСУ ТП РМ) используют компьютерное моделирование для определения не измеряемых параметров технологического процесса, прогнозирования отклика промысловых систем на управляющие воздействия, поиска наиболее эффективных режимов эксплуатации. Моделирование является основой для реализации концепции «интеллектуального месторождения» - создания полностью автоматизированных систем управления технологическими операциями по добыче нефти и газа, предусматривающих непрерывную оптимизацию процесса разработки месторождения по заданным критериям.

Моделирование позволяет получать новое знание при работе не с самими объектами или процессами, а с их моделями, что значительно облегчает решение задач, возникающих в процессе разработки месторождений. Современные средства позволяют автоматизировать практически все стадии инженерного труда и свести к минимуму затраты рабочего времени, трудовых ресурсов и денежных средств. При этом поставленная задача решается оптимально, с учетом накопленного опыта и данных. Очевидно, что конкурентное развитие техники и технологии невозможно без широкомасштабного использования средств моделирования как в проектных и исследовательских организациях, так и на производстве [3]. Однако получить новое знание можно только при условии, что модель правильно отражает изучаемые свойства реальных объектов [4].

Поэтому развитие моделей промысловых систем и протекающих в них процессов является перспективным общетеоретическим исследованием, направленным на создание методологической базы для последующего совершенствования техники и технологии добычи газа [5].

Одним из важных объектов моделирования в составе промысловых систем являются газосборные сети.

1.2. Конструкция и условия эксплуатации газосборных сетей

Промысловые газосборные сети представляют сбой разветвленную систему трубопроводов, предназначенных для сбора и транспортировки газа за счет его пластового давления от скважин на газосборные пункты (ГП) [1].

Схема и параметры газосборной сети промысла зависят от множества факторов: площади и конфигурации месторождения, числа продуктивных пластов и их характеристик, расположения, рабочих дебитов и устьевых давлений скважин, топографических особенностей местности.

На ранних этапах развития газовой промышленности применялись индивидуальные схемы газосборных сетей [6]. При этой схеме каждая скважина имела свой комплекс сооружений, предназначенный для очистки газа от механических примесей, капельной жидкости и предотвращения гидратообразования. От прискважинных сооружений газ по индивидуальным шлейфам поступал на ГП и в систему магистрального транспорта (МГ). Шлейфы имели небольшую протяженность и сооружались из труб малого диаметра (не более 200 мм). Наряду с высокой надежностью в эксплуатации такие схемы обладали рядом недостатков - большой металлоемкостью, сложными системами водо- и теплоснабжения, повышенной численностью персонала.

С началом интенсивного освоения крупных газовых месторождений широкое распространение получили групповые схемы сбора. Индивидуальные прискважинные системы подготовки газа сменили расположенные на ГП установки предварительной подготовки газа (УППГ) и установки комплексной подготовки газа (УКПГ), а сбор газа на ГП начал осуществляться по трубопроводам, объединяющим потоки газа от нескольких скважин или кустов скважин [7].

Увеличение потоков газа в газосборных сетях обусловило применение

трубопроводов большего диаметра. Для сооружения трубопроводов-

шлейфов, транспортирующих продукцию куста скважин на ГП, стали

9

использоваться трубы диаметром 219, 279, 325 реже 426 и 500 мм. При объединении потоков нескольких шлейфов в трубопровод-коллектор наибольшее применение получили трубы диаметром 325, 426 и 500 мм. Расширение газосборных сетей привело к значительному увеличению протяженности трубопроводов: длины некоторых коллекторов в настоящее время достигают нескольких десятков километров. Различные варианты объединения потоков газа породили многообразие групповых схем сбора: лучевая, коллекторная, закольцованная схема и их комбинации (рисунок 1).

Условные обозначения ■■ - куст скважин

- газосборный пункт - - трубопровод

В)

Рисунок 1. Схемы систем сбора газа: а) - лучевая, б) - коллекторная, в) -закольцованная

Таким образом, промысловые газосборные сети характеризуется многообразием схем, широким диапазоном диаметров и протяженностей входящих в них трубопроводов.

Условия эксплуатации газосборных сетей также значительно отличаются в зависимости от типа месторождения, стадии его разработки, климатических условий. Эксплуатация трубопроводов часто сопровождается наличием в составе транспортируемой среды конденсата, капельной воды, коррозионно-активных компонентов, ингибиторов и механических примесей. Состав продукции месторождений значительно различается и изменяется в процессе разработки. Кроме того, в процессе разработки происходит существенное изменение термобарических условий работы трубопроводов.

В ряде случаев сложные условия эксплуатации приводят к возникновению в газосборных сетях таких процессов как накопление жидкости, образованию солеотложений и наносов механических примесей, гидратов, коррозии внутренней поверхности, ухудшающих гидродинамические характеристики трубопроводов.

Наличие конденсата и воды в составе скважиной продукции при низких скоростях газа сопровождается накоплением жидкой фазы во внутренней полости трубопроводов газосборных сетей, приводящему к увеличению потерь давления, и возникновению жидкостных пробок, нарушающих режим работы технологических установок подготовки газа. Вопросы накопления жидкости особенно остро стоят для систем сбора газа с ярко выраженным рельефом (морские, горные месторождения), где потери давления в трубопроводах за счет накопления жидкости могут приводить к полной остановке работы добывающего комплекса.

Содержание воды, коррозионно-активных компонентов в составе

продукции скважин (сероводород, диоксида углерода, меркаптаны, кислород)

способствует развитию внутритрубной коррозии. Развитие очагов коррозии

приводит к значительному ухудшению прочностных характеристик

трубопроводов. Коррозия внутре