Моделирование технологических мероприятий в специализированном ПО

Фоменко И.Ш., Бринстер В.М., Мезенцева Т.А., Мамонов Д.М., Павлов В.П.



ООО «Тюменский нефтяной

научный центр»

На поздней стадии разработки месторождений наблюдается снижение объемов добычи по сравнению с проектной пропускной способностью инфраструктуры, что приводит к рискам накопления жидкости в элементах системы
«пласт — скважина — шлейф». Для устранения потенциальных проблем важно своевременно идентифицировать места скопления жидкости и планировать мероприятия, обеспечивающие режим стабильной работы трубопроводов [3, 4].
В настоящее время количество обводненных скважин на газовых и газоконденсатных месторождениях, находящихся на поздней стадии разработки, постоянно увеличивается, что приводит к выносу жидкости на участки газосборной сети (ГСС) и образованию жидкостных пробок вплоть до полного перекрытия сечения трубопровода. В зимний период при снижении температур это приводит к образованию гидратов и, как следствие, к значительному увеличению гидравлического сопротивления в шлейфах.
Действующие газовые активы ПАО «НК «Роснефть» (Компания) сопровождаются с помощью интегрированного моделирования (ИМ), включая блок расчетов газосборных сетей [2, 4].
Для обеспечения эффективной работы сетей сбора планируются различные технологические мероприятия для удаления жидкости в ГСС и их реконструкция:
• продувка газопроводов;
• очистка газопроводов с использованием поршней;
• применение поверхностно-активных веществ (ПАВ);
• реконструкция существующей сети сбора для оптимизации скоростных режимов.
ИМ не позволяет моделировать нестационарные процессы движения газожидкостной смеси и планировать технологические мероприятия, обеспечивающие режим стабильной работы трубопроводов.
Предлагаемый авторами инструмент позволяет заранее оценить эффективность планируемых мероприятий.
В статье представлен анализ влияния наличия жидкой фазы на эффективность эксплуатации газосборной сети и предлагается методика оптимизации режима ее работы на основе результатов моделирования очистки газопроводов от накопленной жидкости без потерь добычи.

Применяемый комплекс инструментов для мониторинга полного цикла технологического процесса
Мониторинг полного цикла технологического процесса сбора, подготовки и транспорта газа осуществляется с использованием комплекса инструментов:
• расчет технологического режима работы скважин с учетом баланса сети сбора и давления на входе дожимной компрессорной станции (ДКС) выполняется в программном обеспечении (ПО) PIPESIM (модель скважин + ГСС);
• расчет материально-теплового баланса установок подготовки (установка комплексной подготовки газа (УКПГ), ДКС) выполняется в ПО HYSYS;
• локализация эксплуатационных рисков в трубопроводах и в отдельных узлах оборудования выполняется на основе результатов моделирования в HYSYS DYNAMICS.
Создание инструмента идентификации рисков на основе моделирования нестационарных процессов обладает рядом преимуществ:
• максимально точная диагностика проблем эксплуатации газовых и газоконденсатных месторождений;
• оценка эффективности планируемых мероприятий, обеспечивающих плановые показатели добычи;
• принятие своевременных решений по реинжинирингу объектов инфраструктуры промысла.
Моделирование нестационарных процессов
С целью краткосрочного прогнозирования уровней добычи газового месторождения построена прокси-модель системы сбора с использованием специализированного программного обеспечения PIPESIM (рис. 1).
Рис. 1. Схема системы сбора в PIPESIM
Модель системы сбора промысла от скважин до точки сдачи УКПГ содержит данные по скважинам — конструкция, инклинометрия и фильтрационные коэффициенты соответствуют скважинам, вскрывающим пласт ПК1, по участкам трубопроводов — длины,
диаметры и продольные профили с высотными отметками трасс, учтены сведения об изоляции и способ прокладки.
В качестве исходных данных в модели PIPESIM на скважинах зафиксированы состав газа, количество пластовой и конденсационной воды — учтены через водогазовый фактор (ВГФ), пластовое давление и давление в точке сдачи.
На участке от врезки куста 12 до УКПГ предусмотрен лупинг для повышения пропускной способности системы сбора и обеспечения уровней добычи в проектный период. Данный участок характеризуется протяженностью более 7 км и перепадами высот до 10 м (рис. 2).
Рис. 2. Продольный профиль участка от точки врезки (т. вр.) К-12 до УКПГ
Моделирование многофазного потока пластового флюида в нестационарном режиме
Для оценки возможного накопления жидкостных пробок и локализации мест накопления создана модель системы сбора промысла в HYSYS Dynamics. Риски накопления жидкости оцениваются только по сети сбора — модель создана от кустов газовых скважин до входа в УКПГ. В качестве исходных данных на кустах зафиксированы составы газа, добыча газа/воды и линейные температуры, давление в точке сдачи [1].
По результатам моделирования идентифицирование проблемных участков трубопроводов позволяет заблаговременно запланировать мероприятия по увеличению эффективности эксплуатации ГСС.
При текущем технологическом режиме эксплуатации на участках в сторону УКПГ наблюдаются высокие линейные потери давления, что говорит о возможном накоплении жидкости в пониженных местах перед восходящими участками и, как следствие, способствует снижению добычи газовых и газоконденсатных промыслов.
Результаты моделирования нестационарных процессов с использованием специализированного ПО подтвердили накопление жидкости на данных участках.
Авторами было разработано мероприятие последовательного кратковременного отключения каждого трубопровода для обеспечения выноса жидкости в сторону УКПГ и снижения гидравлического сопротивления на участке с лупингом.
Моделирование предложенного сценария выполнялось итерационно — базовый режим работы промысла с образованием жидкостных пробок, режим работы промысла с поочередной остановкой каждого участка для проведения «очистки» участков от накопленной жидкости (на входе в УКПГ транспорт потока осуществляется по одному коллектору) и режим работы промысла с учетом работы двух «очищенных» газосборных коллекторов (ГСК).
Для каждого варианта добыча газа уточнялась на модели PIPESIM с учетом полученного представления об изменении гидравлического сопротивления на общем участке. С учетом этого проводилось повторное моделирование с целью уточнения эффекта и временных периодов проведения мероприятия.
В начальный момент моделирования на продолжительных участках трубопроводов в сторону УКПГ, идущих параллельно друг другу, отсутствует жидкость (рис. 3).
Рис. 3. Накопление жидкости в начале моделирования сценария

Время моделирования работы промысла до выхода на стационарный режим (прекращение накопления и стабилизация перепада давления на участках) составило одни сутки. По окончании моделирования по всем участкам получено распределение Liquid fraction (доля сечения трубопровода, заполненная жидкостью).
В целом для промысла количество участков трубопроводов с наличием рисков накопления жидкости составило 5 ед. Режим работы одного участка от т. вр. К-12 до УКПГ с накоплением жидкости представлен на рисунке 4.
Рис. 4. Накопление жидкости при стабилизации режимов течения на участке
от т. вр. К-12 до УКПГ
Далее выполнено моделирование процесса очистки газопровода. Время моделирования на режиме с отключением одного участка трубопровода (лупинга) составило 20 минут, что явилось достаточным для получения положительного эффекта и полного выноса накопленной жидкости (рис. 5). Подобная процедура проведена и для второго участка системы сбора.
Рис. 5. Накопление жидкости после 20 минут «очистки» на участке от т. вр. К-12 до УКПГ

После запуска потока газа по двум ГСК наблюдается постепенное накопление жидкости, рост перепада давления — и по истечении суток накопление жидкости в трубопроводах достигло объемов, соответствующих начальному режиму работы (рис. 6).

Рис. 6. Продольный профиль участка от т. вр. К-12 до УКПГ

Гидравлические потери, полученные по результатам динамического моделирования сценария «очистки» системы сбора от накопления жидкости для каждого ключевого шага, перенесены в модель PIPESIM для оценки уровней добычи.
На основе оценки уровней добычи и временных периодов каждого шага выполнена оценка эффекта от предлагаемого мероприятия (рис. 7).
Рис. 7. Зависимость добычи газа месторождения при проведении предложенного мероприятия по очистке трубопровода от накопления жидкости (синяя линия соответствует базовому сценарию, серая линия — предлагаемый сценарий)
Точка 1 соответствует режиму работы промысла с накоплением жидкости на участках ГСС (в работе два газопровода); точка 2 — режим работы при отключении одного участка в момент до «очистки» работающего газопровода; точка 3 — режим работы по одному ГСК, прирост добычи газа происходит за счет снижения потерь давления. Режим работы промысла по двум ГСК после проведения их «очистки» соответствует точке 4. Далее наблюдается постепенное снижение добычи газа за счет накопления жидкости в ГСС (рис. 7).
Фоменко И.Ш., Бринстер В.М., Мезенцева Т.А., Мамонов Д.М., Павлов В.П.

ООО «Тюменский нефтяной
научный центр», Тюмень, Россия

vmbrinster@tnnc.rosneft.ru
Материалы и методы
Ключевые слова
Для цитирования
Поступила в редакцию
УДК и DOI
В статье рассматривается работа газосборной сети с параметрами, соответствующими типичным условиям для месторождений в завершающий период разработки объекта. Полученные результаты могут быть применены для обоснования проведения технологических мероприятий на промыслах.
управление газовым промыслом, добыча газа, инжиниринг добычи, динамическое моделирование, технологический режим
Фоменко И.Ш., Бринстер В.М., Мезенцева Т.А., Мамонов Д.М., Павлов В.П. Применение результатов моделирования технологических мероприятий в специализированном программном обеспечении при управлении объектами инфраструктуры промысла // Экспозиция Нефть Газ. 2022. № 8. С. 66–69. DOI: 10.24412/2076-6785-2022- 8-66-69
10.11.2022
УДК 622
DOI: 10.24412/2076-6785-2022-8-66-69

Рекомендуемые статьи
© Экспозиция Нефть Газ. Научно-технический журнал. Входит в перечень ВАК
+7 (495) 414-34-88