Повышение эффективности промыслового сбора и подготовки газа на поздней стадии разработки залежи (на примере Ямбургского месторождения) тема диссертации и автореферата по ВАК РФ 00.00.00, кандидат наук Кудияров Герман Сергеевич

• Кудияров Герман Сергеевич
• кандидат наук
• 2025

Оглавление диссертации кандидат наук Кудияров Герман Сергеевич

Введение

1. Анализ технологических проблем эксплуатации систем сбора и подготовки газа на поздней стадии разработки сеноманской и валанжинской залежей Ямбургского НГКМ

1.1. Особенности эксплуатации систем внутрипромыслового сбора газа сеноманской залежи

1.2. Технологические проблемы эксплуатации систем абсорбционной подготовки газа сеноманской залежи

1.3. Технологические проблемы эксплуатации системы подготовки газа валанжинской залежи методом низкотемпературной абсорбции

1.4. Выводы и задачи исследования

2. Моделирование абсорбционной осушки газа с учетом паров метанола в газе и разработка технических решений по оптимизации промысловой подготовки газа сеноманской залежи ЯНГКМ

2.1. Технологический режим работы системы абсорбционной осушки газа

2.2. Разработка технолого-математической модели сеноманских УКПГ с учетом влияния метанола на процесс осушки газа

2.3. Анализ фазовых превращений метанола и воды при абсорбционной осушке газа на сеноманской УКПГ

2.4. Технические решения по повышению эффективности процесса абсорбционной осушки газа сеноманской залежи при наличии в газе значительного количества метанола

2.5. Разработка подхода к стабильной эксплуатации системы сбора газа сеноманской залежи при объединении газовых промыслов со снижением потерь метанола

2.6. Выводы и практические рекомендации

3. Моделирование процесса НТА и разработка технических решений по обеспечению эффективной эксплуатации систем промысловой подготовки газа и газового конденсата валанжинской залежи ЯНГКМ

3.1. Технолого-математическая модель процесса низкотемпературной абсорбции

3.2. Технологический режим и ограничения эксплуатации установки низкотемпературной абсорбции газа газоконденсатных залежей ЯНГКМ

3.3. Определение оптимальных режимных параметров процесса НТА с целью дополнительного извлечения из газа компонентов С3+

3.4. Анализ влияния параметров работы концевых разделителей Р-2 на показатели товарной продукции

3.5. Изменение технологической схемы УКПГ-1В с подачей «теплого» абсорбента на орошение низкотемпературных абсорберов

3.6. Разработка методики регулирования расхода ингибитора гидратообразования (метанола) в системах низкотемпературной подготовки газа

3.7. Практические результаты управления расходом метанола и его оптимизация в технологическом процессе НТА УКПГ-1В

3.8. Выводы и практические рекомендации

4. Совершенствование технологии промыслового сбора газа на завершающей стадии разработки сеноманской залежи ЯНГКМ

4.1. Технологическая схема с эжектированием газа из газопроводов-шлейфов газовым потоком после дожимной компрессорной станции

4.2. Разработка технологии снижения диаметра промыслового газопровода с применением полимерного рукава на участках локального накопления жидкости

4.3. Выводы и практические рекомендации

Заключение

Список использованной литературы

Приложение А - Анализ технических решений, обеспечивающих вынос

жидкости из газосборных трубопроводов

Приложение Б - Технические решения по эксплуатации систем сбора и подготовки газа сеноманских залежей с объединением газовых промыслов и

реализацией МКУ на КГС

Приложение В - Расчет потенциального экономического эффекта реализации технических решений по патенту №2687721 «Способ и устройство устранения

жидкостных пробок в газосборных коллекторах»

Приложение Г - Разработка и адаптация технолого-математической модели низкотемпературной абсорбции газа газоконденсатных залежей ЯНГКМ по

результатам промысловых исследований

Приложение Д.1 - Акты об использовании объектов патентных прав

Приложение Д.2 - Расчет фактического экономического эффекта от

использования объекта патентных прав №2775929 за 2023 год

Приложение Д.3 - Расчет фактического экономического эффекта от использования рационализаторского предложения №3006/ГПУ от 07.07.2021 за

2023 год

Приложение Д.4 - Выдержка из реестра инновационной продукции ПАО «Газпром»

4

Введение

Актуальность темы исследования. В связи со значительным снижением пластового давления и обводнением сеноманской залежи, снижением потенциального содержания компонентов С3+ в продукции скважин валанжинской залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ЯНГКМ) имеет место увеличение количества метанола, подаваемого в трубопроводы газосборных систем (ГСС) продукции скважин, снижение объемов производства нестабильного конденсата с уменьшением в нем количества целевых для газохимического комплекса компонентов. Поэтому необходима разработка методов и технологий по повышению извлечения из газа компонентов С3+ и по снижению потерь метанола.

Подача метанола в трубопроводы промысловых систем сбора газа сеноманской залежи приводит к наличию его паров в газе, поступающем на установки комплексной подготовки газа (УКПГ) для абсорбционной осушки. Поэтому актуальна задача оптимизации технологических параметров работы абсорбционной осушки с учетом значительного содержания в зимний период паров метанола в обрабатываемом газе с целью уменьшения технологических потерь метанола и обеспечения показателей качества газа. При этом целесообразно проведение детальных экспериментальных исследований фазовых превращений метанола и воды непосредственно на установках абсорбционной осушки, которые ещё не проводились.

Подготовка газа валанжинской залежи ЯНГКМ осуществляется методом низкотемпературной абсорбции (НТА). В связи с тем, что данная технология применяется в промышленном масштабе только на ЯНГКМ и исследования по повышению извлечения из газа целевых компонентов С3+ не проводились, необходима разработка методов увеличения производства товарного нестабильного конденсата с учетом особенностей технологии НТА.

Существующие подходы к дозированию ингибитора гидратообразования в системах сбора и подготовки газа и газового конденсата не учитывают отличия фактического содержания метанола и воды в газе и газовом конденсате от равновесных значений при фазовых превращениях и массообменных процессах, что приводит к значительным погрешностям в расчетах необходимого количества подаваемого метанола. В связи с этим целесообразна разработка нового подхода к дозированной подаче метанола с минимизацией его безвозвратных потерь.

Снижение дебитов скважин и увеличение количества пластовой воды в продукции скважин сеноманской залежи, большие диаметры трубопроводов ГСС надземной прокладки приводят к образованию в них жидкостных и ледяных

пробок. Известные технологии исключения или снижения накопления жидкости в ГСС требуют значительных капитальных вложений и выполнения трудоемких операций или же имеют временный эффект. В связи с этим актуальна разработка новых технических решений, обеспечивающих эксплуатацию трубопроводов с минимизацией или исключением указанных недостатков. При этом необходимо учитывать наличие модульных компрессорных установок (МКУ) на ряде кустов газовых скважин, а также планируемое объединение газовых промыслов.

Таким образом, представленные технологические проблемы, возникшие на поздней стадии разработки Ямбургского НГКМ, актуальны и требуют разработки соответствующих подходов к их решению.

Степень разработанности темы диссертации. Повышение эффективности систем сбора и подготовки газа на газовых и газоконденсатных месторождениях постоянно в сфере интересов специалистов газовой отрасли. В совершенствование технологий проектирования и эксплуатации систем промыслового сбора и подготовки газа к магистральному транспорту существенный вклад внесли отечественные и зарубежные специалисты: Н.Н. Андреева, Т.М. Бекиров, А.И. Березняков, Н.А. Бузников, А.Г. Бурмистров, Э.В. Бухгалтер, Б.П. Гвоздев, А.И. Гриценко, К.М. Давлетов, Б.В. Дегтярев, А.В. Дунаев, Н.Я. Зайцев, Е.П. Запорожец, Г.К. Зиберт, А.В. Елистратов, М.В. Елистратов, О.М. Ермилов, Д.В. Изюмченко, В.А. Истомин, А.Г. Касперович, В.Г. Квон, В.А. Клюсов, Ю.П. Коротаев, А.Ю. Корякин, А.Н. Кубанов, А.Н Кульков, В.П. Лакеев, Г.А. Ланчаков, Ю.А. Лаухин, С.Н. Меньшиков, В.Б. Мельников, О.В. Николаев, А.И. Пономарев, А.А. Ротов,

A.М. Сиротин, В.А. Ставицкий, В.А. Сулейманов, Р.С. Сулейманов,

B.А. Сыроватка, В.А. Толстов, М.К. Тупысев, Ю.А. Харченко, В.Н. Хлебников, Д.М. Федулов, Ю.П. Ясьян, K. Arnold, A. Bahadori, J.P. Brill, J.M. Campbell, J.J. Carroll, J.S. Gudmunsson, A.L. Kohl, P. Linga, R.N. Maddox, S. Mokhatab, R. Nielsen, W.R. Parrish, E.D. Sloan и многие другие.

В связи с переходом ряда месторождений Западной Сибири на позднюю стадию эксплуатации возникли технологические проблемы и задачи, требующие адресных решений с учетом специфических особенностей каждого месторождения.

По результатам анализа известных методов и технологий, направленных на повышение эффективности сбора и подготовки газа установлено, что не проводился детальный анализ фазовых превращений метанола и воды в газе, поступающем из системы сбора газа сеноманской залежи на установку абсорбционной осушки. Для процесса НТА, применяемого на УКПГ- 1В ЯНГКМ, не разрабатывались методы повышения извлечения из газа компонентов С3+. Требуется новая методика регулирования расхода метанола с учетом

фактического распределения метанола, воды, углеводородов по фазам потоков систем сбора и подготовки газа. Требуется разработка технологий по удалению из трубопроводов ГСС выпавшей из потока жидкости для снижения капитальных затрат и исключения трудоемких операций.

Объектом исследования в данной работе являются системы сбора и подготовки газа, газового конденсата сеноманской и валанжинской залежей Ямбургского НГКМ.

Цель работы. Повышение эффективности эксплуатации систем внутрипромыслового сбора и подготовки газа и газового конденсата к магистральному транспорту на поздней стадии разработки Ямбургского НГКМ. Задачи исследования.

1. Анализ технологических проблем эксплуатации систем сбора продукции скважин, промысловой подготовки газа и газового конденсата, возникающих на поздней стадии разработки газовых и газоконденсатных залежей.

2. Проведение промысловых экспериментов и с использованием полученных данных разработка технолого-математической модели абсорбционной осушки газа на сеноманских УКПГ, учитывающей наличие в газе паров метанола. Выполнить анализ влияния метанола на показатели осушки газа и разработать методы снижения технологических потерь метанола.

3. Разработка решений по дальнейшей эффективной эксплуатации систем сбора и подготовки газа сеноманской залежи при объединении газовых промыслов, реконструкции системы сбора газа и использовании технологии распределенного компримирования с МКУ на кустах газовых скважин.

4. Проведение промысловых экспериментов на установке НТА для разработки технолого-математической модели с использованием фактических данных. С её использованием проанализировать возможности повышения степени извлечения из обрабатываемого газа компонентов С3-С4 на УКПГ валанжинской залежи.

5. Проведение промысловых экспериментов по распределению метанола в узловых точках установки НТА и получение фактических зависимостей распределения воды, метанола и газового конденсата по контактирующим фазам для составления материального баланса, учитывающего неравновесность фазовых превращений и массообменные процессы.

6. Разработка методики регулирования расхода метанола при ингибировании гидратообразования в технологическом процессе НТА с целью снижения потерь метанола с товарными газом и нестабильным конденсатом.

7. Совершенствование методов эксплуатации ГСС с использованием технологий удаления жидкости с восходящих участков промысловых трубопроводов.

Научная новизна:

1. Определены зависимости безвозвратных потерь метанола, содержания метанола и воды в фазах от расхода абсорбента, температуры газа и концентрации ВМР в ГСС при подготовке газа на УКПГ сеноманской залежи ЯНГКМ, в том числе при вводе МКУ на кустах газовых скважин и объединении газовых промыслов.

2. Установлены зависимости удельного извлечения компонентов газового конденсата из осушаемого газа от давления, температуры для различных вариантов технологической схемы процесса НТА валанжинской залежи ЯНГКМ.

3. Предложена новая методика регулирования расхода ингибитора гидратообразования (метанола) в системах низкотемпературной подготовки газа, газового конденсата, учитывающий неравновесность фазовых превращений и массообмен при составлении материального баланса процесса с использованием зависимостей содержания в фазах потоков метанола, воды, газа и газового конденсата, полученных по результатам моделирования.

Практическая и теоретическая значимость работы

1. Разработана технолого-математическая модель абсорбционной осушки газа с учетом наличия в осушаемом газе паров метанола. С ее использованием представлены рекомендации по снижению потерь метанола с товарным газом.

2. Определены технологические режимы эксплуатации систем внутрипромыслового и межпромыслового сбора газа при реализации технологии распределенного компримирования с применением МКУ и объединением газовых промыслов, обеспечивающие снижение потерь метанола и исключение образования отложений льда.

3. С использованием разработанной технолого-математической модели процесса НТА модифицирована технологическая схема и рекомендованы изменения режимных параметров УКПГ для увеличения удельного выхода компонентов С3-С4, являющихся сырьем для газохимического комплекса.

4. Получены фактические зависимости по распределению воды и метанола в технологической схеме НТА с учетом точек его подачи и «отдувки» метанола газом. На этой основе разработана методика регулирования расхода метанола в технологической схеме НТА, обеспечивающий существенное сокращение его безвозвратных потерь с товарным газом и нестабильным конденсатом.

5. Предложены технологические решения по реконструкции систем сбора газа сеноманских залежей ЯНГКМ, обеспечивающие уменьшение количества жидкости, скапливающейся на восходящих участках трассы промысловых трубопроводов, при низких капитальных и эксплуатационных затратах.

Методы исследования. При выполнении диссертационного исследования применялся комплексный подход, включающий анализ известных из области техники решений; выработку подходов к промысловым исследованиям и их проведение, в ходе которых проводился отбор проб сред и их химический анализ; разработку технологических моделей систем сбора и подготовки газа в специализированных программных комплексах LedaFlow, Aspen HYSYS с их адаптацией по результатам проведенных промысловых исследований; выполнение расчетов с использованием разработанных моделей.

Степень достоверности результатов и выводов определяется применением современных программных средств по моделированию процессов сбора и подготовки газа и их адаптацией в соответствии с фактическими параметрами технологических процессов. Часть разработанных технических решений уже внедрена, промысловые данные подтверждают адекватность принятых решений при эксплуатации систем подготовки газа и газового конденсата ЯНГКМ.

Защищаемые положения

1. Результаты промысловых экспериментов по фазовым превращениям метанола и воды на установках абсорбционной осушки газа.

2. Методы снижения потерь метанола, уносимого осушенным газом и промышленными стоками на установках подготовки газа сеноманской залежи ЯНГКМ, с изменением технологических режимов работы оборудования.

3. Методы увеличения степени извлечения компонентов С3+ из обрабатываемого газа посредством изменения технологических режимов работы оборудования процесса НТА и модификации технологической схемы УКПГ-1В ЯНГКМ.

4. Методика регулирования расхода ингибитора гидратообразования (метанола) в низкотемпературных процессах промысловой подготовки газа и газового конденсата, учитывающая фактические данные по фазовым превращениям и массообменным процессам.

5. Технологии, обеспечивающие значительное уменьшение количества жидкой фазы на восходящих участках промысловых трубопроводов как за счет периодического увеличения скорости газожидкостного потока, так и локального увеличения его скорости по трассе газопроводов.

Личный вклад автора состоял в анализе технологических особенностей эксплуатации и выявлении закономерностей работы систем сбора и подготовки газа на поздней стадии разработки Ямбургского месторождения, проведении расчетных исследований в моделирующих программных комплексах, организации и участии в проведении промысловых исследований и испытаний, обработке и интерпретации результатов, разработке и научном обосновании методов и технологий оптимизации работы систем сбора и подготовки газа,

газового конденсата. Автор принимал непосредственное участие в подготовке публикаций, докладов на конференциях и заявок на изобретения.

Введение диссертации (часть автореферата) на тему «Повышение эффективности промыслового сбора и подготовки газа на поздней стадии разработки залежи (на примере Ямбургского месторождения)»

Апробация работы

Результаты, изложенные в диссертационной работе, были представлены на следующих российских и международных научных конференциях:

- XII Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов «Новые технологии в газовой промышленности» (газ, нефть, энергетика), 2017, Москва;

- Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, 2017, Москва;

- Российская нефтегазовая техническая конференция SPE, 2018, Москва;

- 76-я Международная молодежная научная конференция "Нефть и газ -2022", 2022, Москва;

- XII Молодежная международная научно-практическая конференция «Новые технологии в газовой отрасли: опыт и преемственность», 2024, Москва;

- V Арктическая открытая молодежная научно-практическая конференция ООО «Газпром добыча Ямбург» и ООО «Газпром добыча Уренгой», 2024, Новый Уренгой.

Предложенные решения по доработке технологической схемы НТА УКПГ-1В уже используются на ЯНГКМ и обеспечивают дополнительное извлечение из газа нестабильного конденсата.

Разработанный подход к дозированной подаче метанола для процесса НТА применяется на УКПГ-1В ЯНГКМ и обеспечивает снижение безвозвратных потерь метанола с товарным газом и нестабильным конденсатом (см. приложение Д.2, Д.3).

Решение по периодическому эжектированию газа от газопроводов ГСС рекомендовано к реализации на объектах ПАО «Газпром» и включено в «Реестр инновационной продукции для внедрения в ПАО «Газпром» (см. приложение Д.4).

Предложенные технические решения по повышению эффективности функционирования систем сбора и подготовки газа, газового конденсата на ЯНГКМ защищены 7 патентами РФ на изобретения, часть из которых используется на ЯНГКМ (см. приложение Д.1).

Публикации. По теме диссертации опубликовано 11 статей и тезисов докладов, включая 2 статьи в изданиях, входящих в базу "Scopus" и 5 статей в рецензируемых научных журналах, входящих в «Перечень...» ВАК Минобрнауки РФ. Также получено 7 патентов РФ на изобретения.

Соответствие паспорту научной специальности: Диссертация соответствует паспорту специальности 2.8.4. «Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых месторождений» по следующим пунктам паспорта

специальности: п. 4. «Технологии и технические средства добычи и подготовки скважинной продукции, диагностика оборудования и промысловых сооружений, обеспечивающих добычу, сбор и промысловую подготовку нефти и газа к транспорту, на базе разработки научных основ ресурсосбережения и комплексного использования пластовой энергии и компонентов осваиваемых минеральных ресурсов», п. 5 «Научные основы компьютерных технологий проектирования, исследования, эксплуатации, контроля и управления природно-техногенными системами, формируемыми для извлечения углеводородов из недр или их хранения в недрах с целью эффективного использования методов и средств информационных технологий, включая имитационное моделирование геологических объектов, систем выработки запасов углеводородов и геолого-технологических процессов».

Структура и объём работы Диссертация состоит из введения, четырёх глав, заключения, библиографического списка из 91 наименования, 8 приложений. Работа изложена на 244 страницах, включает 37 таблиц и 63 рисунка.

Благодарности

Автор благодарит научного руководителя д.х.н., профессора В.А. Истомина за советы, поддержку и помощь в написании диссертационной работы.

Автор благодарит за помощь и замечания д.т.н. Н.В. Самсоненко, д.т.н. О.В. Николаева, И.В. Стоноженко, к.т.н. А.В. Прокопова, к.х.н. Д.М. Федулова, к.т.н. В.Г. Квона, к.т.н. А.А. Тройникову, к.т.н. Д.В. Сергееву, к.т.н. А.А. Ротова, А.В. Егорьичева, А.Г. Богданову.

Автор благодарит за помощь и содействие в практической реализации работы коллектив филиала «Газопромысловое управление» ООО «Газпром добыча Ямбург» и, в частности, коллектив УКПГ-1В ЯНГКМ, коллектив Технического отдела ООО «Газпром добыча Ямбург» и, в частности, Д.А. Яхонтова.

1. Анализ технологических проблем эксплуатации систем сбора и подготовки газа на поздней стадии разработки сеноманской и валанжинской залежей Ямбургского НГКМ

Ямбургское нефтегазоконденсатное месторождение (ЯНГКМ) расположено в северной части Западно-Сибирской низменности на юге Тазовского полуострова. По объему разведанных начальных запасов является уникальным и занимает пятое место в мире. В настоящее время разрабатываются сеноманские и неокомские продуктивные горизонты.

Сеноманская газовая залежь по кровле представляет валообразную структуру и состоит из крупного центрального Ямбургского участка, Анерьяхинского участка на севере и Харвутинского участка на юго-западе. Состав пластового газа - практически метан (98-99 мол. %) с небольшим содержанием азота и диоксида углерода. Сеноманская залежь разрабатывается с 1986 года.

Валанжинский продуктивный горизонт представляет собой 17 газоконденсатных пластовых сводовых залежей с краевыми водами. Валанжинские залежи разрабатываются с 1991 года. В технологической схеме разработки выделено два эксплуатационных объекта. Первоначальное содержание углеводородов С5+ в пластовом газе в расчете на кубический метр газа сепарации находится в диапазоне 140-167 г/м3.

Разработка ведется эксплуатационными наклонно-направленными и горизонтальными скважинами. Скважины объединяются в кусты (от 2 до 10 скважин). Продукция скважин по лучевой или коллекторной системе сбора поступает на установки подготовки газа к магистральному транспорту. Впервые на крупном газовом месторождении Крайнего Севера, расположенном в зоне сложных геокриологических условий, была реализована надземная прокладка трубопроводов системы сбора газа (такая схема прокладки ранее использовалась только на небольшом Мессояхском промысле).

В настоящее время на месторождении функционируют 8 установок комплексной подготовки газа (УКПГ) и 3 установки предварительной подготовки газа (УППГ), эксплуатирующих сеноманскую залежь. А по валанжинской залежи - одна УКПГ и две УППГ. В начальный период разработки и период постоянной добычи система внутрипромыслового сбора функционировала в режиме гидратообразования, а для предотвращения гидратообразования использовался метанол.

1.1. Особенности эксплуатации систем внутрипромыслового сбора газа

сеноманской залежи

Сеноманская залежь Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (ЯНГКМ) находится на завершающей стадии разработки. На данном этапе возникают технологические проблемы, с каждым годом более существенно влияющие на стабильную работу газовых промыслов. Уменьшение пластового давления в залежи приводит к повышению равновесного влагосодержания пластового газа. Поднимается уровень газоводяного контакта в продуктивном горизонте и происходит обводнение вскрытых интервалов на скважинах, находящихся, как правило, на периферии сеноманской залежи. Это приводит к образованию песчано-жидкостных пробок [1, 66] в призабойной зоне эксплуатационных скважин и их выносу в газосборную сеть установок комплексной подготовки газа (УКПГ). Принципиальная схема внутрипромыслового сбора газа и его подготовки представлена на рисунке 1.1.

Для промысловых газопроводов (шлейфов и коллекторов) используются трубы большого диаметра (в основном Ду 500), профили трасс повторяют профиль ландшафта. К особенностям ЯНГКМ относится транспорт продукции сеноманской залежи от устьев скважин (объединенных в кусты) до УКПГ по проложенным надземно на низких опорах, индивидуальным для каждого куста (общему для нескольких кустов) шлейфам (коллекторам) большого диаметра. Шлейфы теплоизолированы полиуретановыми или полистироловыми скорлупами, заключенными снаружи в кожух из алюминиевых листов. На

месторождениях с менее сложными геокриологическими условиями принята подземная прокладка шлейфов с воздушными переходами через пониженные участки рельефа, например, на Уренгойском НГКМ [69].

Газожидкостной поток

Входные сепараторы

Дожииная компрессорная станция (ДКС)

Кусты газовых скважин (КГС)

Газосборная система (ГСС)

Установка комтексной подготовки газа (УКПГ)

Осушенный газ

Система магистральных газопроводов

Межпромысловый коллектор

Головная компрессорная станция

Рисунок 1.1 - Схема добычи, подготовки и транспортировки природного газа

Ямбургского НГКМ

В начальный период разработки месторождения при больших расходах газа газопроводы работали практически в оптимальных режимах и обеспечивали необходимую пропускную способность. Однако в настоящее время проектные параметры конструкции шлейфов и коллекторов газосборной системы (ГСС) на поздней стадии разработки уже не обеспечивают оптимальные гидродинамические и температурные режимы потока в изменившихся условиях эксплуатации месторождения. Постепенно уменьшаются объемы добычи газа, что при больших диаметрах промысловых трубопроводов приводит к низким скоростям газожидкостных потоков. На всем протяжении газопроводов имеются пониженные участки, соответствующие оврагам, колебаниям высот рельефа и

переходам через водные преграды. Из-за низких скоростей газового потока на этих участках имеет место накопление жидкой фазы [2, 67].

Температура газа на устьях работающих сеноманских скважин составляет 5-15 °С. Она варьируется в зависимости от дебитов скважин, устанавливаемых технологическим режимом их работы. Уменьшение расходов газа по трубопроводам и, следовательно, скоростей газожидкостного потока, несовершенство теплоизоляции при надземной прокладке шлейфов приводят к значительному влиянию температуры окружающей среды на температуру потока при его транспортировке до УКПГ. Температура газа в конце шлейфа зависит не только от температур газа на устьях скважин, но и от длины шлейфа, состояния теплоизоляции, времени года и имеет ярко выраженный сезонный характер. Вследствие теплоотдачи с поверхности трубопровода во внешнюю среду в холодное время года (особенно при сильном ветре и низкой температуре окружающей среды - до минус 55 °С) наблюдается значительное снижение температуры потока (на 5-25 градусов) при его движении по шлейфам сеноманской залежи. Таким образом, температура газа, поступающего на УКПГ, колеблется в зависимости от времени года в широких пределах - от минус 5 до плюс 10 °С, а в особенно холодные периоды может доходить до минус 15 - минус 25 °С (рисунок 1.2).

МПа

1Д

25

15

0,9

0,8

-Давление на входе в

УКПГ

Температура

окружающего воздуха

0,7

Температура на входе в УКПГ

0,6

-25

Ноль градусов по Цельсию

0,5

ШЧГ

-35

0,4

-45

01 01 06 02 15 03 20 04 27 05 02 07 08.08 13.09 19 10 25.11 31.12

Рисунок 1.2 - Термобарические параметры работы одного из шлейфов сеноманской залежи ЯНГКМ на входе в УКПГ (в течение 2020 года)

Указанные особенности работы ГСС на поздней стадии эксплуатации месторождения приводят к ряду технологических осложнений (рисунок 1.3), в том числе, к образованию и отложениям льда и/или гидратов. Эти отложения могут частично или полностью перекрывать проходное сечение газопровода, снижая его пропускную способность. Чтобы устранить данное осложнение приходится увеличивать подачу ингибитора льдо-, гидратообразования -метанола, проводить продувки шлейфа на горизонтальную факельную установку (ГФУ), а в отдельных случаях - проводить тепловую обработку наружной стенки газопровода. Это приводит к дополнительным технологическим потерям метанола и газа, привлечению эксплуатационного персонала и специальной техники.

Рисунок 1.3 - Термобарические и гидравлические особенности работы шлейфов (коллекторов) сеноманских залежей месторождений Западной Сибири

на завершающем этапе разработки

При начальном периоде разработки месторождений, в условиях высоких давлений и температур термодинамические параметры работы газопроводов

находились только в режиме образования гидратов [3, 10, 68, 69]. Однако в условиях падающей добычи термобарические параметры работы шлейфов (давления транспортировки газа в диапазоне 0,5^1,0 МПа) в зимнее время многие шлейфы сеноманской залежи ЯНГКМ работают в режиме возможного образования льда (рисунок 1.4). На Ямбургском НГКМ в настоящее время 75 % от общего количества шлейфов работают исключительно в режиме образования льда (фонд скважин УКПГ-1-7; 50 % фонда скважин УППГ-8), около 10 % -могут находиться как в режиме образования и льда и гидрата (66 % фонда скважин УППГ-4а; 50 % фонда скважин УППГ-8; 25 % фонда скважин УППГ-10) и только 15% - в режиме гидратообразования (фонд скважин УКПГ-9; 34 % фонда скважин УППГ-4а; 75 % фонда скважин УППГ-10).

вода-ги; 1рат-газ

лед (-гидрат-1 аз О вода-газ

лед-газ

250 255 260 265 270 275 280 285 290 295

Температура. К

Рисунок 1.4 - Термобарические условия льдо- и гидратообразования газа

сеноманских залежей

Характерными местами отложений льда или гидратов являются изменения направления движения потока (температурные компенсаторы, отводы, врезки в коллекторы), сужения проходного сечения (запорно-регулирующая арматура, переходы от большего диаметра трубопровода к меньшему). Из-за недостаточных скоростей газожидкостного потока на завершающей стадии разработки появились участки трассы, для которых характерны льдо- и гидратные отложения: переходы через реки, ручьи, овраги, места перед затяжными подъемами и поднятиями на эстакады [4]. Несмотря на подачу

метанола, при низких скоростях движения газа и наличии скоплений жидкости в трубопроводе не исключается образование ледяных отложений на холодной стенке трубопровода. При отсутствии подачи метанола образование ледяных отложений имеет место даже при небольшой положительной температуре газа в ядре потока [8]. Наличие на пониженных участках трассы застойных зон водной фазы может приводить к замерзанию значительных объемов жидкости в случае отрицательной температуры окружающей среды. Этот процесс идентифицируется по увеличению перепада давления по шлейфам между кустами газовых скважин и входом в УКПГ.

Важно отметить, что появление дополнительных гидравлических сопротивлений в местах отложений льда, гидратов или жидкостных пробок приводит к повышению устьевых давлений на кустах газовых скважин. Дебиты скважин при этом снижаются, что увеличивает риски развития процесса их самозадавливания. В качестве характерного примера (рисунок 1.5) представлены параметры работы шлейфа № 1, подключенного к кусту скважин, эксплуатирующему сеноманскую залежь ЯНГКМ. Так, в зимний период 2020 года (январь) одновременно имели место: значительное повышение устьевого давления по всем скважинам КГС; снижение давления (незначительное, из-за общего подключения с другими шлейфами) и температуры газа на входе в УКПГ, снижение дебита газа в целом по кусту скважин.

Перепады высот трассы шлейфов составляют от 1 до 15 метров (рисунок 1.7). На пониженных участках трассы (в застойных зонах) вода переходит в лед при контакте со стенкой трубы, имеющей отрицательную температуру, т.е. лед может намерзать на стенку трубы. Поэтому места образования ледяных отложений локализованы. По опыту устранения сплошных ледяных пробок в трубопроводе посредством теплового воздействия водяным паром проходимость газа по шлейфу восстанавливается после прогрева пониженных участков перед подъемами трассы залегания, а также на сужениях трубопроводов и на участках с отсутствием или нарушением теплоизоляции (рисунок 1.6).

01.01.14 07.01.114 13.01.14 19.01.14 31.01.14

Рисунок 1.5 -Параметры работы шлейфа №1 в январе 2020 года

Надо отметить, что механизм образования ледяных пробок существенно отличается от механизма образования гидратных пробок. Процесс гидратообразования определяется тепломассопереносом: гидраты образуются, как правило, на границе раздела газ-вода. Образующиеся гидраты (их плотность ниже плотности воды) могут переноситься газожидкостным потоком и

закрепляться в зонах местных сопротивлений (температурные компенсаторы и отводы газопроводов; запорно-регулирующая арматура, переходы трубопровода от большего диаметра к меньшему, а также на подъемных участках трассы) [4].

Рисунок 1.6 - Тепловая обработка газопровода-шлейфа

Тогда как льдообразование определяется главным образом процессом теплопереноса, поэтому основным местом льдообразования является холодная внутренняя стенка газопровода. При воздействии низких температур окружающего воздуха наиболее критичными местами для образования ледяных отложений (существенно перекрывающих сечение газопровода) являются застойные зоны со значительными скоплениями жидкости, т.е. пониженные участки трассы газопровода. В результате этого вода в шлейфе при отсутствии или недостаточной подаче метанола переходит в твердую фазу (лед или гидраты) вплоть до полного перекрытия сечения трубы. По этой причине ледяные отложения более локализованы по трассе, в отличие от отложений гидратов. Можно сделать вывод, что определяющим фактором образования ледяных пробок в газопроводах систем сбора являются жидкостные пробки, преимущественно образующиеся в понижениях трассы газопроводов [12].

Для предупреждения льдообразования и устранения ледяных отложений используется метанол, как и для предупреждения гидратообразования. Для предупреждения гидратообразования имеются ингибиторопроводы от УКПГ для

подачи метанола на забой (в затрубное пространство) и на устья скважин. Норма расхода метанола определяется в соответствии с действующей нормативной документацией [5].

Важно ещё подчеркнуть, что при низких расходах газа на пониженных участках трассы шлейфа (и наличия жидкостной пробки) средняя скорость движения жидкости может быть на два-три порядка ниже скорости газа (особенно на подъемных участках). При подаче на устья скважин метанола необходимая его концентрация в ВМР в конце шлейфа может достигаться только через несколько суток или даже недель после начала его подачи [1,6,7]. Кроме того, при наличии отложений льда и гидратов подаваемый в шлейф метанол, растворяя эти отложения, разбавляется водой, что может далее по трассе трубопровода привести к повторному образованию льда или гидратов.

В условиях неравномерного поступления жидкости от газосборных шлейфов на УКПГ и низкой скорости жидкой фазы в составе газожидкостного потока затруднительно поддерживать минимально-необходимую концентрацию метанола для предотвращения образования льда. В итоге приходится увеличивать фактический удельный расход метанола. Поэтому концентрация метанола в водной фазе, сепарируемой во входных сепараторах, УКПГ может достигать 15-25 % масс. В результате чего удельный расход метанола в зимний период оказывается значительным и доходит до 1,5 кг/1000 м3 газа.

Высота над уровнем моря, м

35-

45-

2535-

20-

Рисунок 1.7 - Профили трассы шлейфов, эксплуатирующих сеноманскую залежь ЯНГКМ

При повышении температуры окружающего воздуха лед в шлейфе начинает таять, а образовавшаяся вода выносится во входные сепараторы УКПГ, что наглядно видно из промысловых данных динамики ее поступления на УКПГ (рисунок 1.8). В зимнее время года чередование периодов крайне низких температур окружающего воздуха с периодами «потеплений» является характерным для районов Крайнего Севера. При этом резкое колебание отрицательной по Цельсию температуры воздуха (перепад температур до 20 градусов) может происходить в течение одних суток.

Опыт функционирования газосборной сети ЯНГКМ свидетельствует о снижении производительности газосборной сети в холодные периоды и о заметном сокращении объема выносимой из шлейфа жидкости. Следующие за этим периоды потепления характеризуются залповыми выбросами на вход УКПГ больших объемов жидкости, способных вызвать серьезные осложнения в работе промысловых технологических систем [9]. Эта особенность используется на практике при принятии решений по предотвращению и борьбе с ледяными отложениями. Вместе с водой на вход УКПГ в случае резких потеплений могут выноситься ледяные отложения, которые не успели растаять, что может приводить к перекрытию проходного сечения газопроводов.

ю--

О -1-т-Т-,-I-

10.01.20 1101 20 140120 16.0120 18.0120 200120

Рисунок 1.8 - Динамика поступления воды во входные сепараторы на УКПГ зависимости от температуры окружающей среды

Представляет интерес сравнение с динамикой поступления воды из шлейфов систем сбора газа сеноманской залежи Уренгойского нефтегазоконденсатного месторождения (УНГКМ): на УНГКМ пульсации поступления воды имеют меньшую амплитуду и частоту [1]. Это обусловлено подземной прокладкой ГСС [2] и, следовательно, значительно меньшим воздействием на температурный режим трубопроводов вариаций температуры окружающего воздуха. Стоит отметить, что трубопроводы ГСС УКПГ-9 Ямбургского НГКМ также расположены подземно, но вследствие высоких расходов газа в настоящий момент отсутствуют проблемы с выносом жидкости.

При больших колебаниях температуры воздуха и неравномерном поступлении воды со шлейфа требуются повышенные расходы метанола, по сравнению с расчетными усредненными значениями. В отсутствии дополнительной подачи метанола при движении воды может произойти повторное образование льда на другом участке шлейфа (если внутренняя стенка трубопровода имеет отрицательную по Цельсию температуру). В случае образования отложений льда, значительно перекрывающих сечение трубопровода, приходится прибегать к тепловой обработке его внешней поверхности. Изменения объемов поступления воды во входные сепараторы наблюдаются в течение всего года, особенно в весеннее и осеннее время года. Последнее связано с большими амплитудами колебаний температуры окружающей среды и, соответственно, наличием процессов замерзания воды и таяния льда в шлейфах. Кроме того, имеет место и неравномерное поступление воды из скважин в шлейф, т.е. периодический вынос из ствола скважины песчано-жидкостных пробок.

При низких скоростях потока происходит выпадение механических примесей (песка) по нижней образующей трубы (рисунок 1.9). Это приводит к возникновению дополнительных сопротивлений транспортируемому потоку и, как следствие, большим потерям давления. Стоит отметить, что повышенный вынос песка со скважин имел место главным образом в период постоянной добычи сеноманской залежи при устьевых давлениях скважин 3,0^4,5 МПа из-за

относительной высоких дебитов и, как следствие, скоростей потока в НКТ скважин. В настоящий момент при существенном снижении дебитов скважин вынос песка наблюдается в меньшей степени.

Рисунок 1.9 - Отложения песка, выносимого со скважин, внутри полости

трубопровода системы сбора газа

Отметим ещё одну существенную особенность функционирования сеноманских ГСС Ямбургского ГКМ. Вследствие невозможности дальнейшего снижения давления на входе в УКПГ (необходимость поддержания давления на выходе в дожимную компрессорную станцию (ДКС) на определенном уровне), для удаления скоплений жидкости применяется метод «продувки прямотоком» газопровода. Для этого шлейф останавливается на некоторое время, после чего запускается в работу. В результате повышения давления (вплоть до величины статического давления на скважинах) и полученного в результате запуска шлейфа некоторого дополнительного перепада давления временно увеличивается скорость газожидкостного потока и происходит удаление некоторого количества жидкости, выпавшей в шлейфе. Вынос жидкостных пробок приводит к колебаниям давления по шлейфу на входе в УКПГ. Параметры продувки газопровода фактически определяются из практического опыта. Однако в результате повышения давления в шлейфе и, как следствие, на устье скважин, может происходить остановка скважин в результате их задавливания (при отсутствии необходимого для стабильной работы перепада давления между забоем и устьем), что приводит к временному снижению дебита газа по шлейфу. Кроме того, при движении выносимой воды по шлейфу после

окончания продувки может происходить повторное образование ледяных отложений на новых участках при контакте с холодной стенкой трубы. Поэтому рассматриваемая технологическая процедура сопровождается дополнительной подачей метанола на устья газовых скважин.

На рисунке 1.10 представлены параметры работы одного из шлейфов на входе в УКПГ в течение суток. В точке 1 наблюдается понижение и следующее за ним повышение давления на входе шлейфа в УКПГ в результате продувок прямотоком на других шлейфах, подключенных к общему с данным шлейфом сборному коллектору. В точке 2 производилось закрытие шлейфа до набора статического давления, после чего он снова запускался в работу. В интервалах 3 наблюдаются колебания давления, связанные с поступлением жидкостных пробок: при их движении по шлейфу происходят периодические полные перекрытия проходного сечения трубопровода, в результате чего давление на входе в УКПГ временно снижается. Амплитуда колебаний давления достигает 0,05 МПа, время колебаний - до 30 минут, что приводит к выносу водной фазы (водометанольного раствора, ВМР) до 100 м3/сутки с одного шлейфа.

Как показывает опыт эксплуатации сеноманских газосборных сетей Ямбургского НГКМ сочетание технологических приемов - подачи метанола и продувок шлейфов прямотоком - является достаточно эффективной технологией для большинства эксплуатируемых шлейфов и обеспечивает предупреждение льдообразований. Следует ещё подчеркнуть, что при выносе жидкости из шлейфа в результате продувок прямотоком достигается более быстрое поступление метанола к концу газопровода, что способствует сокращению расхода метанола [11] на стадии между продувками по причине снижения количества воды, находящейся в шлейфе.

Список литературы диссертационного исследования кандидат наук Кудияров Герман Сергеевич, 2025 год

Список использованной литературы

1. Митницкий, Р.А. Промысловые гидродинамические исследования и моделирование систем сбора газа сеноманских залежей / Р.А. Митницкий, Н.А. Бузников, В.А. Истомин // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2015. - №3. - С. 30-38.

2. Ротов, А.А. Особенности тепловых режимов работы систем сбора газа на поздней стадии разработки сеноманских залежей Уренгойского месторождения / А.А. Ротов, В.А. Истомин, Р.А. Митницкий, И.В. Колинченко // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2016. - №3. - С. 46-52.

3. Истомин, В.А. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа / В.А. Истомин, В.Г. Квон - М.: ИРЦ Газпром, 2004. - 509 с.

4. Истомин, В.А. Особенности предупреждения льдо- и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождения Западной Сибири / В.А. Истомин, В.Г. Квон, А.А. Тройникова, П.А. Нефедов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2016. - №2. - С. 25-30.

5. Стандарт организации СТО Газпром 2-3.3-1242-2021 «Методика расчета норм расхода химических реагентов для газодобывающих дочерних Обществ ПАО «Газпром» / ПАО «Газпром». - СПб.: Газпром экспо, 2021. - 82 с.

6. Бузников, Н.А. Моделирование динамики движения ингибиторов гидратообразования в промысловых трубопроводах / Н.А. Бузников, В.А. Истомин, Р.А. Митницкий // Газовая промышленность. - 2016. - №2. - С. 9498.

7. Бузников, Н.А. Влияние накопленной в промысловом трубопроводе жидкости на движение ингибитора гидратообразования / Н.А. Бузников, В.А. Истомин, Р.А. Митницкий // Вести газовой науки. - 2016. - №2. - С. 112-116.

8. Сергеева, Д.В. Отложения газовых гидратов или льда в промысловых трубопроводах систем сбора газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения / Д.В. Сергеева, Г.С. Кудияров // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2018. - №5-6. - С. 33-42.

9. Ефимов, В.В. Разработка мероприятий раннего обнаружения и предупреждения накопления в промысловой газосборной сети на завершающей стадии эксплуатации северных месторождений больших объемов жидкости в виде высокопористых льдистых отложений. «Пробковое введение» метанола в газожидкостной поток / В.В. Ефимов, Д.В. Халиулин // Сбор и подготовка нефти и газа. - 2014. - №5. - С. 19-28. - М.: ИРЦ Газпром, 2004. - 509 с.

10. Истомин, В.А. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и внутрипромыслового транспорта углеводородного сырья / В.А. Истомин, А.Г. Бурмистров, Б.В. Дегтярев, В.П. Лакеев, В.Н. Тихонов, В.Г. Квон - М.: ВНИИЭгазпром, 1991. - 37 с.

11. Кудияров, Г.С. Особенности работы систем сбора газа сеноманской залежи Ямбургского месторождения на завершающей стадии разработки / Г.С. Кудияров, В.А. Истомин, А.А. Ротов // Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. - 2017. - №5. - С. 5-13.

12. Кудияров, Г.С. Особенности функционирования систем внутрипромыслового сбора газа на поздней стадии разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения / Г.С. Кудияров, В.А. Истомин,

A.В. Егорьичев, И.В. Стоноженко, А.А. Ротов, Д.В. Сергеева // Статья SPE, представленная на Российской нефтегазовой технической конференции SPE. -16-18 октября 2017. - SPE-187736-RU и SPE-187736-MS. https://www.sci-hub.ru/10.2118/187736-ru

13. Ротов, А.А. Основные технические решения по предотвращению накопления жидкости в газосборных сетях / А.А. Ротов, В.А. Сулейманов,

B.А. Истомин, Т.В. Чельцова, Р.А. Митницкий // Вести газовой науки. - 2015. -№3. - С. 109-115.

14. Гужов, И.А. Оценка эффективности инженерных решений по реконструкции газосборной системы на поздней стадии разработки Уренгойского месторождения / И.А. Гужов, А.А. Ротов, А.В. Трифонов // Эффективность освоения запасов углеводородов: науч.-техн. сб. - Ухта, 2010. -

C. 62-69.

15. Дикамов, Д.В. Эксплуатация самозадавливающихся скважин в условиях завершающего этапа разработки месторождения / Д.В. Дикамов, В.З. Минликаев, А.Г. Глухенький, И.В. Мельников, И.В. Шулятиков // Газовая промышленность. - 2010. - №2. - С. 76-77.

16. Стандарт организации СТО Газпром 089-2010 Газ горючий природный, поставляемый и транспортируемый по магистральным газопроводам. Технические условия / ОАО «Газпром». - М.: Газпром экспо, 2011. - 19 с.

17. Минликаев, В.З. Применение мобильных компрессорных установок на завершающей стадии разработки газовых залежей / В.З. Минликаев, Д.В. Дикамов, О.Б. Арно, А.В. Меркулов, С.А. Кирсанов, А.В. Красовский, С.Ю. Свентский, А.В. Кононов // Газовая промышленность. - 2015. - .№1. - С. 1517.

18. Ефимов, В.В. Влияние технологических осложнений завершающей стадии разработки Ямбургского месторождения на качество промысловой очистки продукции сеноманской залежи / В.В. Ефимов, Д.В. Халиулин // Экспозиция Нефть Газ. - 2012. - №5. - С. 68-74.

19. Миронов, В.В. Оценка результатов модернизации технологического оборудования очистки газа на Ямбургском НГКМ / В.В. Миронов, А.А. Ершов, Н.И. Сафронова // Сборник научных трудов ООО «ТюменНИИгипрогаз». -Тюмень, 2013. - С. 213-218.

20. Ефимов, В.В. Предупреждение образования газовых гидратов на элементах внутренних устройств входных сепараторов при промысловой подготовке газа сеноманской залежи Ямбургского НГКМ / В.В. Ефимов, Д.В. Халиулин // Экспозиция Нефть Газ. - 2012. - №1. - С. 17-20.

21. Салихов, З.С. Итоги сравнительных испытаний при модернизации абсорберов осушки газа регулярными насадками на газовых промыслах ЯНГКМ / З.С. Салихов, С.Д. Шиняев, А.А. Ершов, Р.Н. Зиазов // Наука и техника в газовой промышленности. - 2009. - №2. - С. 11-16.

22. Елистратов, А.В. Деструкция абсорбента и коррозия технологического оборудования на установках гликолевой осушки газа / А.В. Елистратов,

A.В. Борисов, В.А. Истомин - М.: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2012. - 55 с.

23. Елистратов, А.В. Реконструкция установок регенерации гликоля Ямбургского НГКМ / А.В. Елистратов, Ю.А. Лаухин, В.В. Миронов, Л.Г. Чикалова, Т.А. Проценко // Вести газовой науки. - 2013. - №4. - С. 93-98.

24. Истомин, В.А. Применение гликолей для абсорбционной осушки газов. Физико-химические аспекты / В.А. Истомин, М.В. Елистратов, А.В. Елистратов -М.: ИРЦ Газпром, 2004. - 167 с.

25. Минигулов, Р.М. Предупреждение гидратообразования в системах сбора и промысловой подготовки газа Заполярного месторождения / Р.М. Минигулов, И.В. Лебенкова, А.П. Баскаков, В.А. Истомин, В.Г. Квон // Газовая промышленность. - 2006. - Спецвыпуск «Газовые гидраты». - С. 62-64.

26. Кудияров, Г.С. Особенности функционирования систем промысловой подготовки газа на поздней стадии разработки сеноманской залежи Ямбургского месторождения / Г.С. Кудияров, В.А. Истомин, А.В. Прокопов, С.А. Иканин // Статья SPE, представленная на Российской нефтегазовой технической конференции SPE - 15-17 октября 2018 года. - SPE-191535-18RPTC-RU и SPE-191535-18RPTC-MS.

27. Ротов, А.А. Технология удаления жидкости из трубопроводов газосборных сетей за счет кратковременного увеличения отборов газа / А.А. Ротов,

B.А. Истомин, Т.В. Чельцова, Р.А. Митницкий // Газовая промышленность. -2019. - Спецвыпуск №1. - С. 86-92.

28. Прокопов, А.В. Современное состояние технологий промысловой подготовки газа газоконденсатных месторождений / А.В. Прокопов, А.Н. Кубанов, В.А. Истомин, Д.М. Федулов, Т.С. Цацулина // Вести газовой науки. - 2015. - №3. - С.100-108.

29. Прокопов, А.В. Абсорбционные технологии промысловой подготовки газоконденсатных газов / А.В. Прокопов, В.А. Истомин // Вести газовой науки». - 2016. - №2. - С. 165-173.

30. Прокопов, А.В. Выделение углеводородов Сз+в из газоконденсатной смеси при промысловой подготовке пластового флюида / А.В. Прокопов,

B.А. Истомин, Д.М. Федулов // Вести газовой науки. - 2016. - №4. - С. 202-206.

31. Тройникова, А.А. Экспериментальные исследования ингибиторов гидратообразования на основе хлоридов двухвалентных металлов / А.А. Тройникова, В.А. Истомин, В.Г. Квон, С.И. Долгаев, М.В. Генкин,

C.Н. Игумнов, Т.В. Розарёнова // Вести газовой науки». - 2017. - .№2 - С. 104-109.

32. Лужкова Е.А. Повышение эффективности технологии применения метанола для предупреждения гидратообразования при низкотемпературной обработке газа: автореферат дисс. ... канд. тех. наук / Е.А. Лужкова - М: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2005. - 23 с.

33. Лебенкова И.В. Исследования составов и свойств углеводородных конденсатов Ямбургского и Заполярного месторождений для совершенствования технологии промысловой подготовки: автореферат дисс. ... канд. тех. наук / И.В. Лебенкова - М: ООО «Газпром ВНИИГАЗ», 2005. - 22 с.

34. Гриценко, А.И. Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России / А.И. Гриценко, В.А. Истомин, А.Н. Кульков, Р.С. Сулейманов - М: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 473 с.

35. Janson, L.-E. Plastic Pipes for Water Supply and Sewage Disposal / 4th edition, Borealis, Majornas Copy Print AB. - Stockholm, 2003.

36. Фролов Ю.А. Очистка полости действующих магистральных трубопроводов: учеб. пособ. / Ю.А. Фролов, В.Ф. Новоселов; Уфим. нефт. ин-т.

- Уфа: УНИ, Б.г., 1989. - 92 с.

37. Стандарт организации СТО Газпром РД 1.12-096-2004 Внутрикорпоративные правила оценки эффективности НИОКР / ОАО «Газпром.

- М.: ИРЦ Газпром, 2004. - 58 с.

38. Hasan, S. Modeling and simulation of gas dehydration using cubic plus association equation of state model / S. Hasan, Asma. A. Mohamed, Marwa Mostafa, M. Gamal // Journal of Advanced Engineering Trends. - 2020. - №1. - P. 37-44.

39. Leticia Cotia dos Santos Cubic Plus Association Equation of State for Flow Assurance Projects / Leticia Cotia dos Santos, Samir Silva Abunahman, Frederico Wanderley Tavares, Victor Rolando Ruiz Ahon, Georgios M. Kontogeorgis // Industrial & Engineering Chemistry Research. - 2015. - №54. - P. 6812-6824.

40. Кудияров, Г.С. Осушка газа и извлечение метанола в абсорберах УКПГ сеноманской залежи Ямбургского месторождения / Г.С. Кудияров, В.А. Истомин, А.В. Прокопов, Р.Н. Зиазов, Е.В. Куркин // НИС НефтеГазоХимия. - 2020. - №2. - С. 42-46.

41. Кубанов А.Н. Опыт эксплуатации технологии ПНТА и перспективы внедрения новых способов извлечения жидких углеводородов / А.Н. Кубанов, Е.Н. Туревский, С.А. Шевелев // Оценка эффективности научно-технических решений, реализованных на нефтегазодобывающих объектах ОАО «Газпром»: м-лы науч.-тех. совета ОАО «Газпром». -М.: ИРЦ Газпром, 1999. - С. 134-143.

42. Патент П 2687721 Российская Федерация. Способ и устройство устранения жидкостных пробок в газосборных коллекторах / Д.П. Голяков, Г.С. Кудияров, Л.Ф. Абубакиров, А.Н. Ефимов, Д.А. Яхонтов, Т.Ф. Кадыров, В.А. Истомин; патентообладатель ООО «Газпром добыча Ямбург». - П 2018114199; заявл. 17.04.2018. - Зарегистрировано в Гос. реестре изобретений РФ 15.05.2019.

43. Изюмченко, Д.В. Автономный комплекс управления кустом газовых скважин с утилизацией выносимой жидкости / Д.В. Изюмченко, А.М. Деревягин,

A.Н. Косолапов // Сборник докладов V международной конференции «Современные технические инновационные решения, направленные на повышение эффективности реконструкции и технического перевооружения объектов добычи углеводородного сырья». - 2016. - С. 141-151.

44. Рычков, Д.А. Определение путей повышения эффективности подготовки добываемого газа на Ямбургском нефтегазоконденсатном месторождении в условиях имеющихся технологических ограничений / Д.А. Рычков,

B.В. Прытков, А.Н. Ефимов, Д.А. Яхонтов, Т.Ф. Кадыров // Территория Нефтегаз. - 2017. - №3. - С. 68-73.

45. Kontogeorgis, G.M. Multicomponent Phase Equilibrium Calculations For Water-Methanol-Alkane Mixtures / G.M. Kontogeorgis, I.V. Yakoumis, H. Heijer, E. Hendriks, T. Moorwood // Fluid Phase Equilib. - 1999. - №«158-160. - P. 201-209.

46. Hajizadeh, A Optimization and Energy Efficiency Investigation of an Industrial Gas Condensate Separation Plant / A Hajizadeh, F Mirghaderi, R Azin, H Rajaei // 16th International Conference on Clean Energy. - 2018.

47. Патент П 2017941 Российская Федерация. Способ удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов / Р.М. Минигулов, В.И. Шадрин; патентообладатель Минигулов Рафаил Минигулович. - П 4882642/03; заявл. 19.11.1990. -Зарегистрировано в Гос. реестре изобретений РФ 15.08.1994.

48. Винокур А.Е. Разработка комбинированного процесса осушки и извлечения газоконденсата из природного газа // Автореферат диссертации на соискание ученой степени кандидата технических наук. - М., 1982. - 24 с.

49. Партилов, М.М. Технические и технологические решения применения низкотемпературной абсорбции при промысловой подготовке углеводородного сырья газоконденсатных залежей в условиях падающей добычи / М.М. Партилов,

A.Л. Агеев, Д.А. Яхонтов, Г.С. Кудияров, В.В. Кутуков // Газовая промышленность. - 2021. - №3. - С. 20-29.

50. Касьяненко, А.А. Развитие применения технологии низкотемпературной абсорбции при подготовке газа и газового конденсата валанжинской залежи Ямбургского месторождения к магистральному транспорту / А.А. Касьяненко,

B.В. Моисеев, Д.А. Яхонтов, М.Н. Макшаев, В.В. Кутуков, Г.С. Кудияров // Газовая промышленность. - 2023. - №11. - С. 68-77.

51. Патент П 2775929 Российская Федерация. Способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования или льдообразования в системах добычи, сбора и подготовки газовых и газоконденсатных промыслов / С.П. Дегтярев, А.Л. Агеев, М.М. Партилов, Д.А. Яхонтов, А.А. Дьяконов, Д.П. Голяков, Ю.С. Ахметшин, Г.С. Кудияров,

C.И. Гункин, О.Л. Деревянных, Д.Б. Иванов, Р.А. Шурлов, А.М. Тимирбаев;

патентообладатель ООО «Газпром добыча Ямбург». - П 2021116075; заявл. 02.06.2021. - Зарегистрировано в Гос. реестре изобретений РФ 12.07.2022.

52. Дикамов, Д.В. Оптимизация режима эксплуатации дожимных компрессорных станций сеноманской залежи месторождений Большого Уренгоя в период падающей добычи / Д.В. Дикамов, Р.Н. Исмагилов, М.А. Сорокин, Н.А. Бурмистров, А.А. Головко // Газовая промышленность. - 2019. - №9. - С. 104-107.

53. Исмагилов, Р.Н. Разработка схем совместной эксплуатации УКПГ-13 и УКПГ-15 / Р.Н. Исмагилов, А.А. Фролов, А.А. Типугин, Н.А. Бурмистров, С.А. Серебрянский // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2019. - №5. - С. 52-55.

54. Корякин, А.Ю. Обеспечение устойчивой эксплуатации дожимного комплекса на УКПГ месторождений Большого Уренгоя / А.Ю. Корякин, С.В. Мазанов, В.В. Семенов, А.А. Типугин // Газовая промышленность. - 2015. -Спецвыпуск №1. - С. 27-31.

55. Ланчаков, Г.А. Оптимизация подготовки газа на УКПГ валанжинских залежей Уренгойского НГКМ / Г.А. Ланчаков, В.А. Ставицкий, О.П. Кабанов, Н.А. Цветков, Р.В. Абдуллаев, А.А. Типугин // Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса. - М.: Недра-Бизнесцентр, 2008. -С. 195-200.

56. Мазанов, С.В. Инновационные технические решения по совместной эксплуатации сеноманских и валанжинских промыслов месторождений Большого Уренгоя / С.В. Мазанов, А.Ю. Корякин, Р.В. Абдуллаев, А.А. Типугин // Материалы XXII Международного конгресса «Новые технологии газовой, нефтяной промышленности, энергетики и связи» т.23. - М.: Экономика, 2015. -С. 104-109.

57. Кобычев, В.Ф. Эксплуатация УКПГ-11В Уренгойского месторождения в условиях задержки ввода дожимной компрессорной станции / В.Ф. Кобычев, Р.Н. Исмагилов, М.А. Сорокин, И.Р. Ханов, Е.В. Немыкин // Газовая промышленность. - 2019. - №11. - С. 46-49.

58. Красовский, А.В. Анализ эффективности летних остановок промыслов на сеноманской залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения для оптимизации разработки на заключительной стадии / А.В. Красовский, А.В. Меркулов, Т.В. Сопнев, Р.Л. Кожухарь, А.О. Лысов, А.О. Бялик // Газовая промышленность. - 2017. - №12. - С. 58-61.

59. Отчет о НИР «Дополнение к технологическому проекту разработки сеноманской газовой залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения», утв. Протоколом ЦКР Роснедр по УВС от 01.12.2017 №7069 // ООО «ТюменНИИгипрогаз». - Тюмень, 2017. - 1184 с.

60. Патент П 2790334 Российская Федерация. Способ разработки газового месторождения на завершающей стадии / В.В. Моисеев, С.П. Дегтярёв, А.Л. Агеев, М.М. Партилов, Д.А. Яхонтов, Т.Ф. Кадыров, А.А. Дьяконов,

A.В. Ощепков, Ю.С. Ахметшин, Г.С. Кудияров; патентообладатель ООО «Газпром добыча Ямбург». - П 2022106781; заявл. 15.03.2022. -Зарегистрировано в Гос. реестре изобретений РФ 16.02.2023.

61. Патент П 2789865 Российская Федерация. Способ транспортировки продукции газовых скважин по газосборным коллекторам на завершающей стадии разработки месторождения / В.В. Моисеев, С.П. Дегтярёв, А.Л. Агеев, Д.А. Яхонтов, М.М. Партилов, Т.Ф. Кадыров, А.А. Дьяконов, Э.Ф. Гизулин, Ю.С. Ахметшин, Г.С. Кудияров, В.А. Истомин; патентообладатель ООО «Газпром добыча Ямбург». - П 2022118141; заявл. 01.07.2022. -Зарегистрировано в Гос. реестре изобретений РФ 14.02.2023.

62. Патент П 2816915 Российская Федерация. Устройство десорбции метанола / А.Л. Агеев, Р.И. Бакиев, Т.Ф. Кадыров, А.А. Касьяненко, Г.С. Кудияров,

B.В. Моисеев, М.М. Партилов, Д.А. Яхонтов, М.Н. Ахлямов, Р.Н. Ахлямов, Р.Р. Нигматов, К.Х. Ахмадеев; патентообладатель ООО «Газпром добыча Ямбург». - П 2023115563; заявл. 13.06.2023. - Зарегистрировано в Гос. реестре изобретений РФ 08.04.2024.

63. Барановский, А.А. Комплексный алгоритм оптимизации расхода ингибитора гидратообразования (метанола) в низкотемпературных процессах

подготовки газа на примере УКПГ-1В Ямбургского месторождения /

A.А. Барановский, С.П. Дегтярев, Э.Ф. Гизулин, В.А. Истомин, Т.Ф. Кадыров, Г.С. Кудияров, М.Н. Макшаев, В.В. Моисеев, Д.А. Яхонтов // Газовая промышленность. - 2024. - №9. - С. 86-95.

64. Патент П 2829279 Российская Федерация. Способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования в системах подготовки газа и газового конденсата / А.В. Аванькин, Э.Ф. Гизулин, С.П. Дегтярёв, Т.Ф. Кадыров, Г.С. Кудияров, В.В. Кутуков, М.Н. Макшаев,

B.В. Моисеев, М.М. Партилов, Р.А. Шурлов, Д.А. Яхонтов; патентообладатель ООО «Газпром добыча Ямбург». - П 2024113875; заявл. 22.05.2024. -Зарегистрировано в Гос. реестре изобретений РФ 30.10.2024.

65. Холод, В.В. Роль выбора уравнения состояния в среде hysys при определении требуемой концентрации метанола в углеводородном газе для подавления гидратообразования в низкотемпературных процессах / В.В. Холод, Ю.П. Ясьян, А.А. Живаев // Оборудование и технологии для нефтегазового комплекса. - 2020. - №3. - С. 87-94.

66. Дикамов, Д.В. Влияние технических мероприятий по борьбе с накоплением жидкости в газосборных сетях на режимы эксплуатации скважин / Д.В. Дикамов, А.А. Ротов, Д.В. Изюмченко, В.А. Истомин, А.В. Елистратов, Т.В. Чельцова // Вести газовой науки. - 2016. - №2. - С. 78-83.

67. Цветков, Н.А. Мониторинг термобарических параметров работы газосборной системы УКПГ сеноманской залежи в период падающей добычи / Н.А. Цветков, А.И. Ларюхин, Р.А. Митницкий, Р.Н. Исмагилов, В.А. Истомин // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений: Прил. К журн. «Наука и техники в газовой промышленности». -Спецсборник №3. - 2006. - С. 52-60.

68. Решетников, Л.Н. Анализ температурных режимов работы выкидных линий месторождения Медвежье / Л.Н. Решетников, Ю.М. Жильцов,

C.А. Аршинов // Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных месторождений. - М.: ВНИИЭгазпром, 1981. - №10. - С. 13-19.

69. Добыча, подготовка и транспорт природного газа и конденсата. Справочное руководство в 2 т. Т. 2 // Под ред. Ю.П. Коротаева, Р.Д. Маргулова. М.: Недра, 1984. С. 156-157.

70. Киченко, Б.В. Проблемы коррозии и результаты коррозионного контроля в линии регенерации диэтиленгликоля на установке осушки газа УКПГ-2 Ямбургского ГКМ / Б.В. Киченко, П.Н. Пинчук, В.В. Демушкин и др. // НТИС. Защита от коррозии и охрана окружающей среды. - М.: ВНИИОЭНГ, 1992. - № 3. - С. 1-5.

71. Елистратов В.И. Основные технические решения для проекта реконструкции и модернизации объектов Ямбургского ГКМ / В.И. Елистратов // Проблемы повышения качества осушки газа: матер. НТС ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2000. - С. 59-78.

72. Салихов З.С. Работа установки регенерации ДЭГа в условиях падающего давления на УКПГ ЯГКМ / З.С. Салихов, Р.Х. Сулейманов, С.Д. Шиняев и др. // Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей: матер. НТС ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2001. - Т. II. - С. 16-22.

73. Салихов З.С. Основные проблемы промысловой подготовки газа и пути их решения в ООО «Ямбурггаздобыча» / З.С. Салихов, С.Д. Шиняев, А.А. Ершов и др. // Актуальные вопросы и научно-технические решения по технике и технологии добычи, извлечения и подготовке углеводородного на газоконденсатных месторождениях: матер. НТС ОАО «Газпром». - М.: ИРЦ Газпром, 2006. - С. 94-108.

74. Дегтярёв, С.П. Восстановление физико-химических показателей растворов гликолей, применяемых при осушке природного газа / С.П. Дегтярёв, Г.С. Кудияров, Л.М. Миронюк, В.В. Моисеев, Р.А. Сафин, И.В. Тормышев // Наука и техника в газовой промышленности. - 2024. - №4. - С. 28-33.

75. Ярмизин, А.Г. Итоги обследования технологического оборудования основных промысловых объектов Ямбургского ГКМ // А.Г. Ярмизин, Г.К. Зиберт, В.А. Толстов, М.П. Игнатьев. - М.: ИРЦ Газпром, 2000. - 31 с.

76. Истомин, В.А. Низкотемпературные процессы промысловой обработки природных газов // В.А. Истомин - М.: ИРЦ Газпром, 1999. - 74 с.

77. Истомин, В.А. Технологии циркуляции, рециркуляции и отдувки летучих ингибиторов гидратообразования в системах добычи газа / В.А. Истомин, Г.А. Ланчаков, А.В. Беспрозванный и др. // Вопросы эксплуатации северных газовых и газоконденсатных месторождений. Сборник научных трудов. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 2001. - С. 16-38.

78. Корякин А.Ю. Разработка ресурсосберегающих технологий подготовки и межпромыслового транспорта скважинной продукции ачимовских промыслов Уренгойского месторождения: автореферат дисс. ... канд. тех. наук / А.Ю. Корякин - М.: РГУ нефти и газа (НИУ) имени И.М. Губкина, 2021. - 24 с.

79. Прокопов, А.В. Степень извлечения и остаточное содержание углеводородов С5+в в газе сепарации газоконденсатных месторождений / А.В. Прокопов, В.А. Истомин, Д.М. Федулов // Нефтегазохимия. - 2016. - №2. -С. 64-70.

80. Современное состояние и пути совершенствования оборудования и технологий промысловой подготовки углеводородного сырья на месторождениях ОАО «Газпром»: Материалы заседания секции «Добыча и промысловая подготовка газа и газового конденсата» Научно-технического совета ОАО «Газпром» (г. Тюмень, 2-6 июня 2008 г.). - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2008. - 176 с.

81. Кубанов А.Н. Интенсификация промысловой низкотемпературной обработки природных газов на северных месторождениях: автореферат дисс. ... канд. тех. наук / А.Н. Кубанов. - М.: ВНИИГаз РАО «Газпром», 1998. - 23 с.

82. Кабанов О.П. Комплексный мониторинг процессов промысловой подготовки и переработки углеводородного сырья крупных газоконденсатных месторождений: автореферат дисс. ... канд. тех. наук / О.П. Кабанов. - Уфа: УГНТУ, 2007. - 24 с.

83. Проблемы освоения месторождений Уренгойского комплекса: Сборник научных трудов // ООО «Газпром добыча Уренгой». - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2008. - 366 с.

84. Якупов З.Г. Исследование и совершенствование технологий промысловой обработки газоконденсатных смесей в условиях месторождений Западной Сибири: автореферат дисс. ... канд. тех. наук / З.Г. Якупов. - Москва: ООО «ВНИИГАЗ», 2004. - 28 с.

85. Касперович А.Г. О расчетах растворимости метанола в газовых конденсатах / А.Г. Касперович, Д.В. Моторин, О.А. Омельченко и др. // Вести газовой науки. - 2018. - № 5. - С. 38-45.

86. Муратова Э.Ж. Ингибитор гидратообразования на основе смесей моноэтиленгликоля и метанола / Э.Ж. Муратова, В.Б. Крапивин, В.А. Истомин и др. // Вести газовой науки. - 2023. - № 4. - С. 145-154.

87. Скоробогач М.А. Проблемы эксплуатации системы сбора газа на месторождении Медвежье / М.А. Скоробогач // Технологии нефти и газа. - 2011. - № 6. - а 42-47.

88. Минликаев В.З. Анализ состояния газопромысловых объектов ВГП и мероприятий, направленных на повышение надежности и эффективности оборудования трубопроводов на поздней стадии разработки / В.З. Минликаев // Проблемы добычи и обустройства газовых и газоконденсатных месторождений на поздней стадии разработки: материалы НТС. - М.: ИРЦ Газпром, 1997. - С. 69-78.

89. Корякин А.Ю. Актуальные вопросы завершающей стадии разработки основных базовых месторождений ООО «Газпром добыча Уренгой». Переход к ликвидационным работам и порядок их проведения / А.Ю. Корякин, О.А. Николаев, В.Ф. Гузов и др. // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. - М.: Недра, 2013. - С. 58-62.

90. Бугрий О.Е. Проблемы и перспективы добычи низконапорного газа на месторождениях Западной Сибири / О.Е. Бугрий, Е.М. Нанивский, А.Н. Кульков

и др. // Приоритетные направления развития Уренгойского комплекса: сб. науч. тр. - М.: Недра, 2013. - С. 389-396.

91. Будзуляк Б.В. Энергосберегающие технологии при добыче, транспорте и использовании газа в России / Б.В. Будзуляк, К.Ю. Чириков, Л.В. Жилина и др.; под ред. чл.-корр. РАН А.И. Гриценко. - М.: Газпром ВНИИГАЗ, 1997. - 298 с.

Приложение А - Анализ технических решений, обеспечивающих вынос жидкости из газосборных трубопроводов

В литературе представлен ряд технических решений, направленных на предотвращение и устранение жидкостных пробок в газопроводах системы сбора и последствий, связанных с их появлением, в том числе возникновение ледяных и/или гидратных отложений [13, 87-91]. Все мероприятия, направленные на решение данной проблемы, нами разделены на две группы (рисунок А1).:

- технические решения, связанные с реконструкцией трубопроводов (однократного применения с долговременным эффектом);

- технические решения прямого влияния на транспортируемый поток (как правило, их необходимо применять с определенной периодичностью на поздней стадии разработки месторождения).

Рисунок А1 - Технические решения по предотвращению и устранению скоплений жидкости (отложений льда и гидратов) в промысловых

трубопроводах

Рассмотрим преимущества и недостатки каждых из применяемых методов и технологий, направленных на борьбу с жидкостными пробками.

Технические решения, связанные с реконструкцией трубопроводов (левый столбец рисунка А1), направлены на увеличение скорости потока газа и состоят в изменении конфигурации самих промысловых газопроводов. Они имеют длительный, но ограниченный срок эффективности. Ограниченный срок действия полезного эффекта от таких мероприятий связан с постепенно изменяющимися параметрами самих газожидкостных потоков, т.к. расходы газа постепенно снижаются. Чтобы при дальнейшей эксплуатации обеспечить необходимую скорость выноса жидкости, приходится проводить дополнительную реконструкцию промысловых коммуникаций или применять другие методы и решения. Например, на Уренгойском месторождении опыт эксплуатации реконструированных шлейфов с меньшим диаметром и объединением потоков, проходящих по одному коридору, показал, что применение данных решений позволяет обеспечить вынос жидкости из шлейфов на срок от 2 до 6 лет [14].

При замене участка трубопровода системы сбора на трубопровод меньшего диаметра повышается скорость потока. Однако существенным недостатком такого технического решения является относительно высокая по сравнению с другими решениями стоимость реализации, заключающаяся в проведении работ по демонтажу старого трубопровода и монтажу нового трубопровода меньшего диаметра. Тогда как объединение потоков, идущих по трубопроводам сбора газа от скважин, находящихся в одном коридоре на определенном участке до момента их входа в УКПГ, является наименее капиталоемким и простым в реализации. Но возможности его применения ограничены, т.к. не все трубопроводы системы сбора газа могут располагаться в одном коридоре.

Технология «труба в трубе» [13] предполагает монтаж внутри существующего трубопровода сталеполимерной или стеклопластиковой трубы меньшего диаметра, что обеспечивает повышение скорости потока. По сравнению с полной заменой трубопровода данное решение менее капиталоемкое. Однако до настоящего времени отсутствует опыт применения

данного способа на промысловых объектах. Надо отметить, что наличие на трубопроводе температурных компенсаторов, поворотов и отводов и, прежде всего, крановых узлов существенно осложняет проведение монтажа внутренней трубы и дальнейшую эксплуатацию трубопровода.

Технические решения прямого влияния на транспортируемый поток (правый столбец рисунка А1), которые необходимо применять с определенной периодичностью, позволяют оперативно снизить количество выпавшей в трубопроводах системы сбора жидкости в любой момент эксплуатации. Решения, влияющие на газожидкостной поток, состоят в следующем:

- увеличение скорости газожидкостного потока посредством проведения продувок;

- предварительная сепарация продукции на кустах эксплуатационных скважин;

- вынос накопившейся в трубопроводе жидкости поршнями;

- значительное повышение подвижности выпавшей жидкости посредством использования ПАВ и перевода тем самым режима течения в пенный.

Так, проведение продувок шлейфов на ГФУ в пределах куста газовых скважин или УКПГ увеличивает расход газа по трубопроводу и скорость газожидкостного потока за счет увеличения перепада давлений. Этот способ удаления жидкостных пробок является наиболее распространенным и достаточно эффективным. Его проведение осуществимо на любом участке газосборной сети, имеющем возможность подключения к ГФУ. Недостаток данного способа - дополнительные потери газа на выпуск в атмосферу. Кроме того, продувки шлейфов в сторону кустов газовых скважин требует решения проблемы утилизации удаленной из трубопровода жидкости. При продувке шлейфов в сторону УКПГ уменьшающим эффективность фактором является естественное снижение продуктивности эксплуатационных скважин, что снижает максимально-возможный расход газа при продувке. Описанный в главе 1 метод «продувки газопроводов прямотоком» отличается от продувки на ГФУ тем, что отсутствуют потери газа, однако достигаемый перепад давления

небольшой и непродолжительный (тогда как в случае продувки на ГФУ давление в конце шлейфа снижается практически до атмосферного, т.е. достигается максимально возможный перепад давления).

Другим методом удаления жидкостных пробок является применение очистных поршней различной конструкции. Его реализация осуществляется через подключение к началу и концу участка газопровода камер запуска и приема поршней или трехходовых кранов с камерой приема/запуска, необходимых для установки поршня внутрь трубопровода и его дальнейшего приема, извлечения из газопровода (см. рисунки А2, А3). В окончании очищаемого участка газопровода подключается к сепарационному оборудованию, которое обеспечивает прием выносимой жидкости и отделение от нее газа.

Рисунок А2 - Очистной поршень до его подачи в газопровод и его запасовка в

трехходовой кран

Рисунок А3 - Очистной поршень после его пропуска через газопровод и его

прием в трехходовой кран Основным преимуществом применения поршней является достаточно

полное удаление всей выпавшей жидкости из шлейфа. Также удаляются твердые

отложения, выпавшие в шлейфе и повышающие перепад давления при движении

газового потока, а именно механические примеси, возникшие при строительстве трубопровода или выносимые эксплуатационными скважинами в результате разрушения призабойной зоны пласта. Данный метод отличается отсутствием потерь газа и проблем с утилизацией выносимой жидкости (в случае приема поршней на УКПГ). Следует отметить имеющийся положительный опыт применения поршня на одном из шлейфов ЯНГКМ. Причем, после пуска газового промысла (по завершении плановых предупредительных работ) достаточно разового использования поршня в осенний период на весь период вплоть до начала летнего периода. Однако следует подчеркнуть, что на кусте газовых скважин, к которому подключен данный шлейф, не наблюдается значительного выноса пластовой жидкости, а расходы газа еще находятся в диапазонах, исключающих значительное накопление жидкости по трассе газопровода.

Главным недостатком применения поршней является невозможность их работы в шлейфах с имеющимися твердыми отложениями (ледяными, песчаными), которые приводят к его остановке (застреванию). Кроме того, обеспечение проходимости очистных поршней через трубопроводы возможно только при соблюдении требований к геометрическим характеристикам соединительных деталей и к радиусу изгиба отводов газопроводов. Также процесс пуска поршня требует монтажа специальных камер по приему и запуску (трехходовых кранов), дополнительных буферных емкостей и сепараторов, что требует капитальных вложений [36].

Методом предотвращения жидкостных пробок прямого воздействия является сепарация продукции скважин от жидкости на кусте газовых скважин перед его транспортировкой по газопроводу системы сбора. Техническое решение может быть реализовано посредством сепарации продукции скважин, непосредственно на кусте газовых скважин. Данное техническое решение позволяет снизить количество жидкости, находящейся в шлейфе, независимо от расхода газа через шлейф. Жидкость, выпавшая в шлейфе, состоит из пластовой воды, которая выносится скважинами, и конденсационной воды, которая

выпадает из газовой фазы потока в жидкость при изменении термобарических параметров потока. Сепарация газа на кусте газовых скважин исключает попадание пластовой воды в газопровод-шлейф. Осложняющим фактором рассматриваемой технологии является необходимость предотвращения замерзания и утилизации сепарируемой жидкости в условиях куста газовых скважин. Однако при недостаточной для выноса жидкости скорости газа в шлейфе постепенно будет накапливаться конденсационная вода (из-за конденсации паров воды из газового потока при снижении его температуры), т.е. как и в случае отсутствия устьевой сепарации потока.

Реализацией технологии сепарации продукции газовых скважин с решением проблемы замерзания и утилизации сепарируемой жидкости является комплексное решение, предложенное НПО «Вымпел», принятое к испытаниям на сеноманской залежи ЯНГКМ (рисунок А4) [43]. Представленный на этом рисунке комплекс оборудования скважин, эксплуатирующих участки газовых месторождений низкого давления, направлен на обеспечение стабильной эксплуатации скважин и трубопроводов системы сбора газа. Эксплуатационные скважины оснащаются концентрическими лифтовыми колоннами, что обеспечивает вынос выпавшей на забое скважин жидкости [15]. Регулирование расхода газа через центральную лифтовую колонну и межколонное пространство выполняется в автоматическом режиме. В состав оборудования входит отбойник-отсекатель жидкости. После сепарации жидкости она направляется в выпариватель на утилизацию. Обвязка отбойника жидкости подогревается через циркуляцию теплоносителя, который нагревается выхлопными газами выпаривателя. Данное оборудование обеспечивается автоматизированными системами дистанционного управления, автономными системами электро- и газоснабжения. Предусмотрено дистанционное управление подачей метанола в обвязку скважин и отжигом скважин на ГФУ.

В целях подтверждения возможности стабильной эксплуатации указанного комплекса оборудования целесообразно проведение испытаний, в ходе которых необходимо опробовать, прежде всего, сжигание выносимой

скважинами минерализованной воды в выпаривателе. Наличие солей временной жесткости в подогреваемой воде может негативно повлиять на работоспособность выпаривателя из-за появления твердых отложений.

Рисунок А4 - Перспективный комплекс оборудования газовых скважин,

добывающих низконапорный газ

Другим методом удаления выпавшей в газопроводах системы сбора газа воды является подача поверхностно-активных веществ (ПАВ) в скважины. При смешивании ПАВ с водой образуется пена, которая легко выносится на УКПГ потоком газа. На сеноманской залежи ЯНГКМ испытаны и применяются как твердые, так и жидкие ПАВ с их подачей в эксплуатационные скважины. ПАВ доставляется на забой скважин через установленный на буфере фонтанной арматуры лубрикатор (в случае использования твердых ПАВ) и через дозированную подачу в затрубное пространство скважины при применении жидких ПАВ. Недостатками твердых ПАВ, выявленными в ходе промысловых испытаний, является неполное растворение твердых ПАВ, что снижает эффективность процесса. Кроме того, при попадании во входные сепараторы, нерастворенные ПАВ могут забивать контактные элементы. Применение жидких ПАВ на эксплуатационных скважинах ЯНГКМ показало большую эффективность по сравнению с твердыми ПАВ, поэтому было принято решение

о масштабном внедрении пневматических дозировочных насосов, необходимых для их подачи в затрубное пространство скважин (см. рисунок А5).

Рисунок А5 - Пневматический дозировочный насос для автономной подачи

ЖПАВ

Общим недостатком применения твердых и жидких ПАВ является возможность попадания ПАВ в систему абсорбции газа на УКПГ. Вспенивание диэтиленгликоля, используемого в качестве абсорбента, приводит к ухудшению показателей работы абсорбера и невозможности достижения требуемой точки росы газа по воде. Поэтому необходимо подбирать такие составы ПАВ, пена которых будет устойчива только до входных сепараторов УКПГ, где она и должна распадаться. При выполнении данного условия исключается превышение уносов жидкости с газом на выходе входных сепараторов.

К методу снижения объемов выпавшей жидкости в шлейфах относится и установка мобильных компрессорных установок (МКУ) на площадках кустов газовых скважин в случае утилизации отсепарированной жидкости перед компримированием газа на кусте газовых скважин (эффект аналогичен применению описанной выше технологии устьевой сепарации). Принцип работы МКУ заключается в создании разряжения на устьях газовых скважин, подключенных к компрессору. Это приводит к устранению песчано-жидкостных пробок, повышает добычу газа на отдельно взятом кусте газовых скважин в условиях низких устьевых давлений, а также позволяет сохранять на постоянном

уровне давление на входе в ДКС УКПГ, что снижает степень нахождения агрегатов ДКС в зоне помпажа [17]. Положительным влиянием на предотвращение ледяных отложений является поддержание высокой температуры (до 40-60 °С) на выходе из компрессора (входе в шлейф), что приводит и к повышению температуры газа на входе в УКПГ, что для коротких шлейфов и/или при больших расходах газа по шлейфу полностью устраняет возможность образования ледяных пробок.

Таким образом, проанализированы возможные технические решения, направленные на обеспечение стабильной работы газосборных сетей. Применение рассмотренных известных технических решений на трубопроводах ГСС ЯНГКМ не приводит к однозначному решению проблемы образования жидкостных и ледяных пробок. В ряде случае соотношение затраченных на реализацию средств к полученному эффекту оказывается неоправданно высоким по причине временного характера получаемого эффекта, ограниченности его применения и наличия дополнительных негативных факторов.

Важно ещё отметить, что при проектировании реконструкции газосборных систем целесообразно учитывать как особенности каждого шлейфа (конструкция и трасса залегания, расходы газа по годам разработки, содержание воды и механических примесей в потоке и пр.), так и его работу совместно со смежными технологическими объектами газового промысла. Такой подход позволяет предлагать и реализовывать наиболее эффективные технические решения по устранению жидкостных и ледяных пробок для каждого проблемного участка ГСС.

Таким образом, применительно к условиям ЯНГКМ целесообразно разработать технические решения, которые обеспечивали бы с одной стороны увеличение полезного эффекта по обеспечению выноса жидкостных пробок, а с другой стороны минимизировали требуемые капитальные и эксплуатационные затраты, сопутствующие негативные факторы в условиях надземной прокладки газопроводов-шлейфов и тем самым значительного влияния температуры окружающей среды для трубопроводов ГСС.

Приложение Б - Технические решения по эксплуатации систем сбора и подготовки газа сеноманских залежей с объединением газовых промыслов

и реализацией МКУ на КГС

На сеноманской залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения, находящейся на завершающей стадии разработки, эксплуатируются газоперекачивающие агрегаты (ГПА) ДКС с частичной подачей части газа с коллектора нагнетания в коллектор всасывания с его повторным компримированием. Это связано с необходимостью обеспечения минимальной загрузки агрегатов ДКС. В дальнейшем при снижении добычи газа объем повторно компримируемого газа будет увеличиваться. Это приведет к дополнительному потреблению топливного газа на агрегатах ДКС и некоторому увеличению давления до ДКС (на входе в УКПГ).

Снижение перепада давления между устьями скважин и входом газопроводов-шлейфов в УКПГ приведет к еще большему падению объемов добываемого газа и снижению стабильности эксплуатации скважин и трубопроводов систем сбора. Меньшие отборы газа приведут к меньшему конечному коэффициенту извлечения газа из продуктивного пласта.

Временным решением падения давления и расхода газа на входе ДКС является работа ДКС с тремя ступенями сжатия газа (в настоящее время ДКС эксплуатируются в две ступени). Для этого агрегаты существующей второй ступени компримирования разбиваются на две группы и соединяются последовательно. При реализации трехступенчатого компримирования произведена замена сменных проточных частей (СПЧ) на менее производительные в ГПА, расположенных на второй из трех ступеней. Это решение позволит сохранить давление на выходе из ДКС на уровне, обеспечивающем эффективность процесса абсорбции и дальнейшей транспортировки осушенного газа после УКПГ до головной компрессорной станции магистрального газопровода. При этом снижается давление на входе в УКПГ, что позволяет увеличить перепады давления по трубопроводам системы сбора газа и эксплуатационным скважинам. При постоянном снижении

устьевого давления скважин это обеспечит возможность больших объемов добычи газа по скважинам с увеличением конечного коэффициента извлечения газа сеноманской залежи.

Несмотря на применение на ДКС трехступенчатого сжатия давление на устьях скважин постепенно снизится вплоть до значений, при которых скважины перестанут работать. Кроме того, вследствие дальнейшего снижения давления газа на входе в ГПА ДКС с центробежным нагнетателем станет невозможным их эксплуатация из-за снижения давления на выходе ДКС ниже граничного значения (не менее 2,8 МПа), требуемого для топливного газа, подаваемого в камеру сгорания двигателей ГПА.

Для исключения перепуска газа потребуется реконструкция оборудования ДКС с заменой текущих СПЧ ГПА на СПЧ с более низкой производительностью.

Отметим, что на газовых промыслах Медвежьего НГКМ (МНГКМ) и Уренгойского НГКМ (УНГКМ) для обеспечения минимально необходимой загрузки ГПА ДКС, эксплуатируемых на сеноманской залежи, частично или полностью реализованы решения по подаче газа от газосборных сетей одних газовых промыслов на другие газовые промысла. Также была выполнена реконструкция ГПА ДКС [52-57]. Реализованные на этих промыслах технические решения показали свою эффективность.

В отличие от Медвежьего НГКМ и Уренгойского НГКМ текущее состояние сеноманской залежи ЯНГКМ отличается значительной депрессионной воронкой в купольной части залежи. Эксплуатационные скважины в купольной части отличаются более низкими устьевыми параметрами (давлением и расходом газа). Поэтому при реализации подхода к объединению газовых промыслов по аналогии с МНГКМ и УНГКМ в определенный момент разработки залежи ЯНГКМ эксплуатация указанных газовых промыслов станет невозможной из-за отсутствия необходимого перепада давления в системе скважина - система сбора - УКПГ в купольной части залежи. Настанет это гораздо раньше (при исключении необходимого перепада давлений между устьем скважин и входом в УКПГ), чем при эксплуатации МНГКМ и УНГКМ,

поскольку уже сейчас на ЯНГКМ применяются длительные остановы газовых промыслов, находящихся на куполе сеноманской залежи, в целях восстановления пластового давления в результате перетоков газа от контурных участков залежи [58].

У эксплуатационных скважин МНГКМ в среднем выше значения устьевых давлений и температур, чем у скважин ЯНГКМ, что приводит к более стабильной работе систем сбора газа. Средняя устьевая температура скважин МНГКМ составляет 10 оС, тогда как для ЯНГКМ - ниже 5 оС. Меньшие диаметры газопроводов-шлейфов - Ду 200, Ду 300 на МНГКМ приводят к большим скоростям потоков, а значит и большим температурам транспортируемого газа, тогда как на ЯНГКМ - Ду 500. Аналогичная ситуация наблюдается на входе газопроводов-шлейфов в УКПГ: по МНГКМ минимальная температура до минус 5 оС, а по ЯНГКМ - до минус 35 оС, несмотря на меньшие в 3 раза расходы газа. Основная причина такой существенной разницы в том, что на МНГКМ газопроводы-шлейфы расположены подземно, а на ЯНГКМ надземно.

По сеноманской залежи ЯНГКМ подача метанола предусмотрена на каждый КГС, а температура газа на 75 % газопроводов-шлейфов в зимний период отрицательная. Решение о полной ликвидации оборудования трех УКПГ на МНГКМ и превращение их в сборные пункты связано и с незначительным количеством выносимой жидкости. По ЯНГКМ количество выносимой жидкости в 5 раз больше.

Таким образом, для обеспечения стабильной эксплуатации дожимного комплекса ЯНГКМ целесообразна подача газа от одних промыслов на другие. При этом способы межпромыслового сбора газа, решения по реконструкции дожимного комплекса, должны разрабатываться индивидуально с учетом экономической эффективности, исходя из ожидаемых объемов добычи и устьевых давлений скважин.

Купольная часть основной Ямбургской площади отличается значительной депрессионной воронкой, рабочие давления газа на входе трубопроводов системы сбора в УКПГ имеют низкие значения 0,3 ^ 0,6 МПа. С учетом данного

основного фактора экономически целесообразным оказалась реализация распределенного компримирования с установкой на КГС модульных компрессорных установок (МКУ) и объединения газовых промыслов с подачей газа от зон дренирования одних газовых промыслов на другие газовые промысла, выбранные в качестве центральных, с целью обеспечения большей загрузки эксплуатируемых ДКС.

В соответствии с действующим проектным документом, на основе которого ведётся разработка сеноманской залежи ЯНГКМ «Дополнением к технологическому проекту разработки сеноманской газовой залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения» [59] (ДТПР) для решения проблем завершающей стадии разработки предусмотрена подача сырого газа от эксплуатационного фонда УКПГ-2,3,5,7 на УКПГ-1,6 по участкам существующих подземных МПК. При этом УКПГ-2,3,5,7 будут переведены на работу в качестве УППГ, включающей сепарацию газового потока от жидкости и охлаждение до температур транспортировки по МПК (минус 6 0 оС) с ликвидацией газоперекачивающих агрегатов ДКС, оборудования абсорбционной осушки и регенерации ДЭГ. Проектным документом установлены следующие сроки: объединение УКПГ-5 с УКПГ-6 в 2023г., УКПГ-3 с УКПГ-2 в 2026 г., подача газа для подготовки с УКПГ-3 и УКПГ-2 на УКПГ-1 в 2032 г., с УКПГ-7 и УКПГ-5 на УКПГ-6 в 2028 г. (рисунок 1) На УКПГ-1,4,6 ожидается сокращение количества рабочих технологических линий сепарации и подготовки газа с ликвидацией (консервацией) неиспользуемого оборудования (см. рисунок Б1).

В соответствии с действующей технологической схемой объектов добычи, сбора и подготовки к магистральному транспорту сеноманской залежи Ямбургского НГКМ (рисунок Б2) газожидкостная смесь (21), включающая в себя природный газ, пластовую и конденсационную воду, ингибитор льдообразования метанол, от эксплуатационных скважин, объединенных в кусты (17) по трубопроводам систем сбора газа (16), поступает (1) на УКПГ (15). На УКПГ данный поток (1) поступает во входные сепараторы (2), где разделяется

на газ и отсепарированную жидкость (3), представляющую собой водометанольный раствор (ВМР). Газ поступает на ГПА (4) ДКС, где повышается его давление. После он поступает на аппараты воздушного охлаждения (АВО) (5) ДКС для снижения температуры, которая выросла в результате компримирования. ГПА (4) и АВО (5) составляют одну ступень компримирования ДКС. На рассматриваемых УКПГ (15) их две, при это они расположены друг за другом. После ДКС газ поступает в абсорбер (6), где проходит сепарацию от имеющейся в нем жидкости (7) в сепарационной секции, абсорбционную осушку от паров влаги с применением в качестве абсорбента диэтиленгликоля, подаваемого (9) в массообменную часть абсорбера (6). При этом насыщенный влагой диэтиленгликоль отводится (10) из массообменной части абсорбера (6) и направляется на извлечение поглощенной влаги на установке регенерации диэтиленгликоля. После массообменной секции абсорбера (6) газ поступает в его фильтрующую секцию, где очищается от уносимого с массообменной части диэтиленгликоля. Потоки отсепарированной жидкости (3) от входных сепараторов (2) и жидкости (7) от сепарационной секции абсорбера (6) объединяются (8) и направляются на утилизацию или извлечение метанола на установке регенерации метанола.

После абсорбера (6) газ поступает при работе в холодный период года на АВО (12) с целью снижения температуры газа, подаваемого в подземный межпромысловый коллектор (МПК) (14), и исключения растепления окружающего МПК грунта. При работе в теплый период года осуществляется подача газа по следующей схеме: газ после абсорбера (6) поступает в компрессор (11) турбодетандерного агрегата (ТДА), где повышается его давление. После газ охлаждается на АВО (12) и поступает на турбину (13) ТДА, где в результате снижения давления в результате изоэнтропийного расширения газа происходит его охлаждение. В совокупности охлаждение газа на АВО (12) и турбине (13) ТДА в летний период обеспечивает температуру газа на входе в МПК, при котором исключается растепление окружающего его грунта.

Газовый промысел (ГП) состоит из кустов газовых скважин (17), трубопроводов системы сбора (16), которыми кусты газовых скважин подключаются к одной УКПГ (15). Газ от каждого из ГП (УКПГ) №1,2,3,4,5,6,7 поступает (14) в систему МПК, которые подключены на вход головной компрессорной станции магистрального газопровода (18), в целях дальнейшей транспортировки потребителям товарного, осушенного от паров влаги газа.

После реализации объединения промыслов и распределенного компримирования (рисунок Б3) часть УКПГ, а именно УКПГ-2,3,5,7, переводятся на работу в качестве установок предварительной подготовки газа (УППГ) (20). Газожидкостная смесь (1) от трубопроводов системы сбора газа (16) данных ГП-2,3,5,7 поступает во входные сепараторы (2) с отводом отсепарированной жидкости (3) на утилизацию или установку регенерации метанола. Далее отсепарированный газ поступает на АВО (5) для охлаждения газа и дальнейшей транспортировки по подземному МПК с исключением растепления окружающего грунта. После охлаждения газ подается (19) в МПК для его транспортировки на вход в УКПГ (15), выбранных в качестве центральных, для осуществления подготовки газа к транспортировке по магистральному газопроводу, а именно УКПГ-1,6. При этом технологическая схема по ГП-4 не меняется.

Одновременно с этим часть кустов газовых скважин (17) ГП-2,3,5,4,6 оснащаются МКУ (29), что обеспечивает транспортировку газа от зон дренирования газовой залежи по данным кустам газовых скважин (17) по принятой технологической схеме.

Сырой газ Осушенный газ

УППГ-7

УППГ-5

УКПГ-6

Рисунок Б1 - Принципиальная схема сбора и подготовки газа Ямбургской площади сеноманской залежи ЯНГКМ после объединения промыслов с отражением используемых участков МПК для транспорта «сырого» и осушенного газа

Рисунок Б2 - Принципиальная схема сбора и подготовки газа Ямбургской площади сеноманской залежи ЯНГКМ до

объединения промыслов (существующая)

Рисунок Б3 - Принципиальная схема сбора и подготовки газа Ямбургской площади сеноманской залежи ЯНГКМ после

объединения промыслов (проектная)

Подача газа от одних существующих газовых промыслов на другие существующие газовые промысла увеличивает срок возможного и эффективного применения существующего оборудования компримирования и подготовки газа, снижает общее количество эксплуатируемого оборудования, что приводит к снижению эксплуатационных и капитальных затрат. Увеличение загрузки ГПА ДКС за счет подачи газа с других газовых промыслов позволяет останавливать скважины или снижать отборы газа по кустам газовых скважин объединенных газовых промыслов для равномерного дренирования залежи, повышения КИГ с обеспечением работы ГПА ДКС по критерию минимального необходимого объема газа на входе [60].

Для обеспечения необходимого перепада давления от устьев скважин планируемых УППГ до узловых УКПГ и увеличения степени извлечения газа из пласта проводится реализация распределенного компримирования с установкой МКУ на КГС в количестве 52 штук. При применении МКУ значительно снижается устьевое давление, что интенсифицирует вынос имеющейся на забое жидкости и приводит к стабилизации работы скважин в случае их самозадавливания. Перед компримированием пластовой флюид сепарируется от жидкости и механических примесей, далее он попадает в винтовой маслозаполненный компрессор. После сжатия газ проходит охлаждение и сепарацию от масла. В итоге на выходе с МКУ давление газа увеличивается в 1,5-5 раз по сравнению с устьевым и с относительно высокой температурой 15+40 оС.

Применение МКУ осуществляется следующим образом (см. рисунок Б5). На вход МКУ (29) поступает газожидкостная смесь (21) от скважин куста или группы кустов (17), к которым она подключена. Далее она попадает в сепаратор (22), где от газа отделяется жидкость, которая направляется на утилизацию или на вход в трубопровод системы сбора газа (16). После газ направляется в винтовой компрессор (23). При этом обеспечивается подача масла (24) для обеспечения охлаждения и смазки гидравлической части компрессора (23). Скомпримированный газ, содержащий масло, направляется в маслоотделитель (25). Отделившееся масло (26) повторно направляется в винтовой компрессор (24). Газ после маслоотделителя

направляется на АВО (27), где снижается его температура. После этого газ попадает в фильтр-коалесцер (28), где он очищается от остатков масла. Очищенный газ (30) после этого подается в трубопровод системы сбора газа (16).

Преимуществом МКУ является возможность разработки газовой залежи с дополнительным снижением устьевого давления по каждому из кустов газовых скважин, что обеспечивает максимальный отбор газа на завершающей стадии разработки в условиях низких пластовых давлений с учетом критериев технологического режима работы скважин. При разных продуктивных характеристиках скважин, находящихся в составе одного куста, или скважин, подключенных трубопроводами к общему коллектору, отсутствует возможность дополнительного снижения давления на устье данных скважин может привести к работе только скважин с лучшей продуктивной характеристикой. При этом скважины с худшей продуктивной характеристикой не могут эксплуатироваться ввиду отсутствия необходимого перепада давления от их края зоны дренирования до устья. В данном случае при помощи МКУ возможно снизить давление до величины, обеспечивающей работу скважин с разными продуктивными характеристиками.

Эксплуатация МКУ предусматривает возможность регулирования давления на ее входе, что позволяет устанавливать необходимые объемы добычи газа по каждому оснащенному МКУ кусту газовых скважин или группе скважин, подключенных к общему газосборному коллектору. В настоящий момент это возможно реализовывать только по зонам дренирования газовых промыслов в целом с регулированием работы ДКС [58]. В то время как с помощью МКУ это можно делать дифференцированно по каждому КГС, в том числе с целью обеспечения пиковых отборов или увеличения коэффициента извлечения газа залежи, с учетом локальных условий по зоне дренирования, техническому состоянию скважин.

Повышение давления газа на входе в трубопроводы системы сбора газа благодаря компримированию на МКУ позволяет поддерживать давление на входе в ГПА ДКС на необходимом уровне для достижения требуемого давления на выходе ДКС в условиях постоянно снижающегося в течение разработки газовой залежи пластового давления и расхода газа без проведения значительной реконструкции

ДКС. При этом обеспечивается работа ГПА ДКС за счет обеспечения необходимого уровня давления топливного газа, направляемого на ГПА, с выхода ДКС [60].

При компримировании газа на винтовых компрессорах МКУ происходит его нагрев, что является положительным эффектом для исключения образования льда в надземных газопроводах ГСС при охлаждении газа при его дальнейшей транспортировке. Таким образом, обеспечение положительной температуры газожидкостного потока обеспечивают условия для нормальной транспортировки выносимой скважинами пластовой и выпадающей на стенках трубопровода конденсационной воды.

Исключение образования отложений льда в газопроводе системы сбора приводит к снижению гидравлических потерь газового потока, исключению образования сплошных ледяных пробок, которые могут приводить к остановке работы газопровода со снижением объемов добываемого газа и требуют для своего устранения тепловые обработки наружной стенки газопровода, залповую подачу метанола. Повышение температуры транспортируемого потока снижает расход подаваемого метанола или полностью исключает необходимость в нем, в случае стабильных положительных температур потока на выходе газопровода системы сбора. В случае снижения или исключения подачи метанола снижается нагрузка на установку регенерации метанола и потери метанола с подготовленным к магистральному транспорту газом [40].

При эксплуатации газопроводов систем сбора газовых промыслов, кусты скважин которых не оснащаются МКУ, а на газопроводах-шлейфах не предусмотрен запуск очистных поршней, проблема образования жидкостных и ледяных пробок полностью не исключается. Предусмотренное объединение потоков по газопроводам-шлейфам, проходящим в одном коридоре, и локальные уменьшения диаметра газопроводов лишь временно снизят остроту проблемы за счет временного увеличения скорости потока и выноса жидкостных пробок.

Дальнейшая реализация оборудования для запуска очистных поршней позволит производить очистку внутренней полости трубопроводов от жидкости в

случае положительной температуры окружающего воздуха (исключение рисков застревания очистных поршней в случае образования ледяных отложений).

Несмотря на то, что по трубопроводам системы сбора, подключаемым к МКУ, ожидается в целом положительная температура транспортируемого газа, не исключено охлаждение газа с достижением отрицательных по Цельсию температур. Для этого сохраняется существующая технологическая возможность в подаче метанола в трубопроводы. Подогрев на МКУ газа, транспортируемого по ГСС, с его возможным охлаждением до отрицательных температур требует разработки отдельного подхода к подаче метанола в ГСС.

Актуальной задачей с точки зрения принятой схемы по объединению газовых промыслов является обеспечение стабильного транспорта газа от планируемых УППГ на головные УКПГ по участкам подземных МПК.

Порядок эксплуатации УППГ-2,3,5,7 согласно проектных решений следующий (см. рисунок Б4). Газожидкостная смесь от системы сбора поступает во входные сепараторы, где сепарируется от ВМР. Температура газового потока ожидается в среднем в пределах минус 15 ^ 15 оС и зависит от соотношения КГС, оснащенных МКУ, к их общему количеству. Далее сырой газ поступает на охлаждение в АВО, остающиеся в эксплуатации от второй ступени компримирования на ДКС. Охлажденный газ повторно направляется во вторую группу входных сепараторов для отделения сконденсировавшейся влаги. После повторной сепарации газ подается в МПК для финальной подготовки на централизованную УКПГ.

Рисунок Б4 - Принципиальная схема подачи газа от УППГ до УКПГ по участку МПК (нумерация раскрыта в пояснении к рисункам 1.21, 1.22)

При этом работа АВО УППГ должна обеспечить охлаждение газа до

требуемых регламентных для транспортировки по подземным межпромысловым

газопроводам коллекторам (далее - МПК) минус 6 ^ 0 оС за счет более низкой

температуры окружающего воздуха. На период положительных температур

окружающего воздуха предусмотрены остановы газовых промыслов

продолжительностью около 3 месяцев в целях восстановления пластового давления

в зонах дренирования данных промыслов, находящихся на куполе Ямбургской

площади ЯНГКМ (см. таблицу Б1). Указанная зона отличается наибольшим

истощением запасов газа. По причине отсутствия эксплуатации промыслов в период

высоких температур окружающего воздуха, которые могут составлять до 20 ^ 35 оС,

ожидается что необходимая температура на входе в расположенный подземно МПК,

исключающая растепление окружающих грунтов, будет обеспечиваться.

Таблица Б1 - Предполагаемые и фактические сроки летних остановок промыслов, дни

Год УКПГ-1 УКПГ-2 УКПГ-3 УКПГ-4 УКПГ-5 УКПГ-6 УКПГ-7

2023 30 96 94 43 92 92 10

2024 30 96 96 40 90 90 30

c 2025 30 96 96 30 100 100 30

Несмотря на то, что эксплуатация УШ 11-2,3,5,7 ожидается только в холодный период года, не исключены случаи, когда температура «сырого» газа, подаваемого от данных УППГ на узловые УКПГ, будет превышать температуру, которая в итоге будет достигаться газом при его транспортировке по участкам подземных МПК по причине охлаждения от взаимодействия с окружающим грунтом. Это неизбежно будет приводить к конденсации жидкости и ее скоплению в трубопроводах. Предполагается, что движение газожидкостного потока не всегда будет обеспечивать вынос жидкости, содержащейся в потоке, вследствие больших диаметров МПК (Ду 1000, Ду 1400). Это может привести к скоплению жидкости и образовании льда, что особенно критично в случае ее аккумулирования в тупиковых участках, что может привести даже к разгерметизации трубопровода. В связи с указанными обстоятельствами необходимо круглогодично обеспечивать концентрацию конденсирующего из газовой фазы ВМР не ниже концентрации его замерзания.

Представленный анализ проектных решений по объединению газовых промыслов сеноманской залежи ЯНГКМ с реализацией МКУ на части КГС свидетельствует о необходимости разработки дополнительных подходов к обеспечению стабильной эксплуатации трубопроводов ГСС, подключенных к МКУ, а также участков МПК, используемых для транспортировки газа от одних газовых промыслов на другие. Предложенные нами технические решения представлены в разделе 2.5 главы 2.

Приложение В - Расчет потенциального экономического эффекта реализации технических решений по патенту №2687721 «Способ и устройство устранения жидкостных пробок в газосборных коллекторах»

Эффективность научно-технической разработки (НТР) определена в соответствии с [37].

Результат научно-технической разработки - обеспечение периодического выноса жидкости из газосборных шлейфов УКПГ, эксплуатирующих газовую залежь на завершающей стадии разработки. Эффект обусловлен совершенствованием технических решений в области предотвращения гидрато- и льдообразования на шлейфах скважин в условиях их обводнения. Основной эффектообразующий фактор - предотвращение снижения добычи газа за счёт сокращения времени аварийного простоя систем внутрипромыслового сбора газа по причине образования в них ледяных или гидратных пробок. Сопутствующий (но не маловажный) фактор -снижение количества тепловых обработок передвижной паровой установкой участков трубопроводов системы сбора газа в условиях отсутствия образования льдо-, гидратных пробок.

Расчёт выполнен для условий эксплуатации УКПГ, где шлейфы работают в режиме гидрато- и льдообразования, дожимная компрессорная станция (ДКС) в составе УКПГ в результате объединения газовых промыслов ЯНГКМ остается в эксплуатации и большинство кустов газовых скважин не оборудуются модульными компрессорными установками. Общие исходные данные для расчётов приведены в таблице В1.

Среди отечественных производителей существуют компании, способные поставить блок эжекторов и внутритрубного сепаратора. Среди них ООО «АЭРОГАЗ», ООО «ПРОТЭК», имеющие положительный опыт изготовления и пуско-наладки эжекторов, применяемых для утилизации попутного нефтяного газа, включения в технологический процесс газов выветривания УКПГ, эксплуатирующих газоконденсатные залежи и др.

На рисунке 4.2 главы 4 представлено техническо-коммерческое предложение компании ООО «ПРОТЭК», полной заводской готовности в блок-боксе,

включающее внутритрубный сепаратор, два эжектора, запорно-регулирующую арматуру и контрольно-измерительные приборы, стоимостью 24,143 млн руб. по состоянию на 2019 год.

Таблица В1 - Исходные данные для расчёта по УКПГ ЯНГКМ

Параметр Вариант «без проекта» Вариант «с проектом»

Количество фактических остановок шлейфов в год 5 0

Характерное время ликвидации ледяной/гидратной пробки,сутки 5 0

Цена газа, тыс. руб./ тыс. м3 1,56113 1,56113

Снижение времени работы передвижной паровой установки в год, машино-часы 0 600

Себестоимость 1 машино-часа автомобиля ППДУА 1600/100, тыс. руб 1,11773 1,11773

Время необходимое для эжектирования всех требуемых шлейфов УКПГ, ч/сутки 0 2

Налог на прибыль 20% 20%

Норма дисконта 12% 12%

В условиях повышенного выноса пластовой воды характерное число технологических остановок работы шлейфов по причине образования пробок составляет 4-5 для шлейфов газового промысла в течение холодного времени года. Характерное время ликвидации гидрато-ледяной пробки составляет около 5 суток.

Данные по расходам газа по газопроводам-шлейфам представлены в таблице В2. Расчеты проведены на планируемые сроки эксплуатации УКПГ до их ликвидации в соответствии с проектом реконструкции (УКПГ-1 - до 2041 года; УКПГ-4 - до 2033 года; УКПГ-6 - до 2039 года; УКПГ-7 - до 2028 года (до вывода из эксплуатации агрегатов ДКС; в дальнейшем промысел будет эксплуатироваться как УППГ до 2039 года).

Таблица В2 - Средняя фактическая производительность шлейфов в сутки и объемы дополнительно добываемого газа в год в результате реализации разработки

2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041

УКПГ-1 Средняя производительность шлейфов, тыс. м3/сутки 466 414 363 312 267 238 225 205 199 189 198 189 171 150 145 137 124 131 126 111 99 93

Предотвращение снижения годового объёма добычи природного газа, тыс. м3 11642 10345 9081 7798 6679 5940 5616 5134 4979 4719 4958 4719 4282 3757 3633 3425 3094 3279 3148 2771 2484 2336

УКПГ-4 Средняя производительность шлейфов, тыс. м3/сутки 341 349 328 298 279 265 248 233 223 200 184 175 163 169 0 0 0 0 0 0 0 0

Предотвращение снижения годового объёма добычи природного газа, тыс. м3 8532 8719 8212 7460 6984 6631 6199 5831 5587 4996 4592 4372 4072 4237 0 0 0 0 0 0 0 0

УКПГ-6 Средняя производительность шлейфов, тыс. м3/сутки 252 266 261 244 225 207 185 175 155 146 131 119 106 100 89 87 81 82 81 78 0 0

Предотвращение снижения годового объёма добычи природного газа, тыс. м3 6296 6658 6528 6106 5621 5181 4628 4375 3863 3641 3283 2977 2655 2492 2217 2167 2036 2049 2025 1946 0 0

УКПГ-7 Средняя производительность шлейфов, тыс. м3/сутки 408 382 351 322 293 267 244 225 210 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Предотвращение снижения годового объёма добычи природного газа, тыс. м3 10207 9547 8772 8053 7314 6687 6097 5616 5238 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0 0

Таблица В3 - Параметры для определения перерасхода топливного газа

УКПГ-1 УКПГ-4 УКПГ-6 УКПГ-7

Удельный расход топливного газа на агрегатах ДКС, м3/тыс.м3 компримируемого газа 37,55 39,39 37,55 34,57

Время работы УКПГ (с учетом плановых остановов), сут/год 334 до 2032 г. 334 334 до 2022 г. 334 до 2027 г.

256,5 с 2033 г. 256,5 с 2023 г. 256,5 с 2028 г.

Время, затрачиваемое на эжектирование, сут/год 27,83 до 2032 г. 27,83 27,83 до 2022 г. 27,83 до 2027 г.

21,38 с 2033 г. 21,38 с 2023 г. 21,38 с 2028 г.

Приведем пример расчета по 2021 году по УКПГ-1. Средняя производительность шлейфов по отдельности ожидается равной 414 тыс. м3/сутки. Снижение годового объёма переработки природного газа УКПГ-1 (объёмов добычи газа) по причине образования пробок оценивается в 10 345 тыс. м3 (5 остановок х5 суток х1 шлейф х414 тыс. м3/сутки). Снижение времени работы передвижной паровой установки составит 600 машино-часов (5 остановок х5 суток х24 часа). В случае применения эжекторов появляется поток рециркуляции активного газа, который повторно проходит компримирование на ДКС. В результате этого расходуется больше топливного газа на агрегатах ДКС. Удельный расход топливного газа на агрегатах ДКС УКПГ-1,4,6,7 представлен в таблице В3.

Для 2021 года по УКПГ-1 время, затрачиваемое на эжектирование составит 27,83 суток/год (334 суток х(2 часа/24 часа)). Количество активного газа в среднем больше в 3 раза объема эжектируемого пассивного газа. Количество топливного газа, перерасходованного на агрегатах ДКС за 2021 год, равняется 1 297 тыс. м3 (414 тыс. м3/сутки х3 раза х37,55 м3/тыс.м3 х27,83 сут/год /1000).

Экономические расчёты по УКПГ-1,4,6,7 приведены в таблицах В4-В7.

Стоимость объема газа, не добытого в 2021 году на УКПГ-1, на внутреннем рынке равна 16 150 тыс. руб. Экономия затрат на работу передвижной паровой установки составит 671 тыс. руб. Затраты в связи с перерасходом топливного газа на агрегатах ДКС равняется 2 025 тыс. руб. Затраты на изготовление опытного образца блока эжекторов и внутритрубного сепаратора, его транспортировку, шеф-монтажные и пуско-наладочные работы составляют 24 143 тыс. руб.

Внедрение научно-технической разработки позволит предотвратить снижение объёмов добычи газа по причине вынужденных остановок работы шлейфов и снизит затраты на работу передвижной паровой установки.

№ п/п Наименование показателей Значение по годам Итого

шаг -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20

Годы 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039 2040 2041

1 Затраты на ОКР, включая затраты на изготовление опытного образца, транспортировку, ШМР и ПНР, тыс.руб 24 143

2 снижение времени работы передвижной паровой установки в год, машино-часы 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600

3 себестоимость 1 машино-часа автомобиля ППДУА 1600/100, тыс. руб 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773

4 Итого экономия затрат на термическую обработку шлейфов, тыс. руб. 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671

5 предотвращение снижения годового объёма добычи природного газа, тыс. м3 10 345 9 081 7 798 6 679 5 940 5 616 5 134 4 979 4 719 4 958 4 719 4 282 3 757 3 633 3 425 3 094 3 279 3 148 2 771 2 484 2 336

6 цена газа, тыс. руб./ тыс. м3 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113

7 Итого экономия в результате предотвращения снижения объёмов добычи газа, тыс. руб. 16 150 14 176 12 174 10 427 9 273 8 767 8 014 7 772 7 366 7 740 7 367 6 684 5 866 5 672 5 346 4 830 5 119 4 915 4 325 3 878 3 646

8 количество топливного газа, перерасходованного на ДКС, тыс. м3 1 297 1 139 978 838 745 704 644 624 592 622 592 537 362 350 330 298 316 303 267 239 225

9 Затраты в связи с перерасходом топливного газа на агрегатах ДКС, тыс. руб. 2 025 1 778 1 527 1 308 1 163 1 100 1 005 975 924 971 924 838 565 546 515 465 493 473 417 374 351

10 Ставка налога на прибыль,% 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

11 Сумма налога на прибыль, тыс.руб. 3 364 2 969 2 569 2 219 1 989 1 888 1 737 1 689 1 607 1 682 1 608 1 471 1 307 1 269 1 203 1 100 1 158 1 117 999 910 863

12 Чистый поток денежных средств -24 143 11 431 10 100 8 749 7 570 6 792 6 451 5 943 5 780 5 506 5 758 5 506 5 046 4 664 4 528 4 299 3 935 4 139 3 995 3 580 3 266 3 102 95 995

13 Накопленный чистый поток денежных средств, тыс.руб. -24 143 -12 713 -2 613 6 136 13 706 20 498 26 949 32 892 38 671 44 177 49 935 55 441 60 487 65 151 69 679 73 977 77 913 82 051 86 046 89 627 92 892 95 995

14 Норма дисконта, % 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

15 Коэффициент дисконтирования 1,12 1,00 0,89 0,80 0,71 0,64 0,57 0,51 0,45 0,40 0,36 0,32 0,29 0,26 0,23 0,20 0,18 0,16 0,15 0,13 0,12 0,10

16 Дисконтированный чистый поток денежных средств, тыс.руб. -27 041 11 431 9 018 6 975 5 388 4 316 3 660 3 011 2 614 2 224 2 076 1 773 1 451 1 197 1 038 880 719 675 582 466 379 322 33 153

17 Накопленный дисконтированный поток денежных средств, тыс.руб. -27 041 -15 610 -6 592 383 5 771 10 087 13 747 16 758 19 373 21 596 23 673 25 445 26 896 28 093 29 131 30 010 30 729 31 404 31 986 32 452 32 831 33 153

№ п/п Наименование показателей Значение по годам Итого

шаг -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12

Годы 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033

1 Затраты на ОКР, включая затраты на изготовление опытного образца, транспортировку, ШМР и ПНР, тыс.руб 24 143

2 снижение времени работы передвижной паровой установки в год, машино-часы 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600

3 себестоимость 1 машино-часа автомобиля ППДУА 1600/100, тыс. руб 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773

4 Итого экономия затрат на термическую обработку шлейфов, тыс. руб. 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671

5 предотвращение снижения годового объёма добычи природного газа, тыс. м3 8 719 8 212 7 460 6 984 6 631 6 199 5 831 5 587 4 996 4 592 4 372 4 072 4 237

6 цена газа, тыс. руб./ тыс. м3 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113

7 Итого экономия в результате предотвращения снижения объёмов добычи газа, тыс. руб. 13 611 12 820 11 646 10 904 10 352 9 677 9 102 8 721 7 800 7 168 6 825 6 357 6 614

8 количество топливного газа, перерасходованного на ДКС, тыс. м3/год 1 147 1 080 981 919 872 816 767 735 657 604 575 536 557

9 Затраты в связи с перерасходом топливного газа на агрегатах ДКС, тыс. руб. 1 791 1 687 1 532 1 435 1 362 1 273 1 198 1 147 1 026 943 898 836 870

10 Ставка налога на прибыль,% 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

11 Сумма налога на прибыль, тыс.руб. 2 856 2 698 2 463 2 315 2 204 2 070 1 955 1 878 1 694 1 568 1 499 1 406 1 457

12 Чистый поток денежных средств -24 143 9 635 9 106 8 321 7 825 7 456 7 005 6 621 6 366 5 750 5 328 5 098 4 786 4 958 64 112

13 Накопленный чистый поток денежных средств, тыс.руб. -24 143 -14 509 -5 403 2 919 10 744 18 200 25 205 31 826 38 192 43 942 49 270 54 369 59 155 64 112

14 Норма дисконта, % 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

15 Коэффициент дисконтирования 1,12 1,00 0,89 0,80 0,71 0,64 0,57 0,51 0,45 0,40 0,36 0,32 0,29 0,26

16 Дисконтированный чистый поток денежных средств, тыс.руб. -27 041 9 635 8 130 6 634 5 570 4 738 3 975 3 354 2 880 2 322 1 921 1 642 1 376 1 273 26 409

17 Накопленный дисконтированный поток денежных средств, тыс.руб. -27 041 -17 406 -9 275 -2 642 2 928 7 666 11 641 14 996 17 876 20 198 22 119 23 761 25 137 26 409

№ п/п Наименование показателей Значение по годам Итого

шаг -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Годы 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039

1 Затраты на ОКР, включая затраты на изготовление опытного образца, транспортировку, ШМР и ПНР, тыс.руб 24 143

2 снижение времени работы передвижной паровой установки в год, машино-часы 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600 600

3 себестоимость 1 машино-часа автомобиля ППДУА 1600/100, тыс. руб 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773

4 Итого экономия затрат на термическую обработку 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671 671

5 предотвращение снижения годового объёма добычи природного газа, тыс. м3 6 658 6 528 6 106 5 621 5 181 4 628 4 375 3 863 3 641 3 283 2 977 2 655 2 492 2 217 2 167 2 036 2 049 2 025 1 946

6 цена газа, тыс. руб./ тыс. м3 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113

7 Итого экономия в результате предотвращения снижения объёмов добычи газа, тыс. руб. 10 394 10 191 9 532 8 775 8 087 7 226 6 829 6 030 5 684 5 125 4 648 4 145 3 891 3 462 3 383 3 178 3 199 3 161 3 037

8 количество топливного газа, перерасходованного на ДКС, тыс. м3/год 835 819 766 705 650 580 549 484 457 412 373 333 313 278 272 255 257 254 244

9 Затраты в связи с перерасходом топливного газа на агрегатах ДКС, тыс. руб. 1 304 1 278 1 195 1 101 1 014 906 857 756 713 643 583 520 488 434 424 399 401 396 381

10 Ставка налога на прибыль,% 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

11 Сумма налога на прибыль, тыс.руб. 2 213 2 172 2 041 1 889 1 752 1 579 1 500 1 340 1 271 1 159 1 064 963 912 826 811 770 774 766 742

12 Чистый поток денежных средств -24 143 7 548 7 411 6 967 6 456 5 992 5 411 5 144 4 604 4 371 3 993 3 672 3 333 3 161 2 872 2 819 2 680 2 694 2 669 2 585 60 239

13 Накопленный чистый поток денежных средств, тыс.руб. -24 143 -16 595 -9 184 -2 218 4 238 10 231 15 641 20 785 25 389 29 760 33 753 37 426 40 758 43 920 46 791 49 610 52 290 54 984 57 653 60 239

14 Норма дисконта, % 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

15 Коэффициент дисконтирования 1,12 1,00 0,89 0,80 0,71 0,64 0,57 0,51 0,45 0,40 0,36 0,32 0,29 0,26 0,23 0,20 0,18 0,16 0,15 0,13

16 Дисконтированный чистый поток денежных средств, тыс.руб. -27 041 7 548 6 617 5 554 4 595 3 808 3 070 2 606 2 083 1 765 1 440 1 182 958 811 658 577 490 440 389 336 17 887

17 Накопленный дисконтированный поток денежных средств, тыс.руб. -27 041 -19 493 -12 876 -7 322 -2 726 1 082 4 152 6 758 8 840 10 606 12 046 13 228 14 186 14 998 15 656 16 233 16 722 17 162 17 550 17 887

№ п/п Наименование показателей Значение по годам Итого

шаг -1 0 1 2 3 4 5 6 7

Годы 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028

1 Затраты на ОКР, включая затраты на изготовление опытного образца, транспортировку, ШМР и ПНР, тыс.руб 24 143

2 снижение времени работы передвижной паровой установки в год, машино-часы 600 600 600 600 600 600 600 600

3 себестоимость 1 машино-часа автомобиля ППДУА 1600/100, 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773 1,11773

4 Итого экономия затрат на термическую обработку шлейфов, тыс. руб. 671 671 671 671 671 671 671 671

5 предотвращение снижения годового объёма добычи природного газа, тыс. м3 9 547 8 772 8 053 7 314 6 687 6 097 5 616 5 238

6 цена газа, тыс. руб./ тыс. м3 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113

7 Итого экономия в результате предотвращения снижения объёмов добычи газа, тыс. руб. 14 903 13 695 12 572 11 418 10 439 9 518 8 767 8 177

количество топливного газа, перерасходованного на ДКС, тыс. м3/год 1 102 1 013 930 844 772 704 648 605

Затраты в связи с перерасходом топливного газа на агрегатах ДКС, тыс. руб. 1 721 1 581 1 452 1 318 1 205 1 099 1 012 944

8 Ставка налога на прибыль,% 20 20 20 20 20 20 20 20

9 Сумма налога на прибыль, тыс.руб. 3 115 2 873 2 649 2 418 2 222 2 038 1 888 1 770

10 Чистый поток денежных средств -24 143 10 738 9 911 9 143 8 352 7 683 7 052 6 538 6 134 41 408

11 Накопленный чистый поток денежных средств, тыс.руб. -24 143 -13 405 -3 494 5 649 14 001 21 684 28 736 35 274 41 408

12 Норма дисконта, % 12 12 12 12 12 12 12 12 12

13 Коэффициент дисконтирования 1,12 1,00 0,89 0,80 0,71 0,64 0,57 0,51 0,45

14 Дисконтированный чистый поток денежных средств, тыс.руб. -27 041 10 738 8 849 7 288 5 945 4 882 4 001 3 312 2 775 20 752

15 Накопленный дисконтированный поток денежных средств, тыс.руб. -27 041 -16 302 -7 453 -164 5 781 10 663 14 665 17 977 20 752

В итоге получены результаты, приведенные в таблице В8.

Таблица В8 - Результаты расчётов экономического эффекта

Показатели эффективности УКПГ-1 УКПГ-4 УКПГ-6 УКПГ-7

Интегральный эффект Эи (ЧДД), тыс. руб 33 153 26 409 17 887 20 752

Индекс эффективности ИЭр 2,23 1,98 1,66 1,77

Как показали расчёты, данная разработка эффективна, так как интегральный эффект Эи (ЧДД) - величина положительная, а индексы эффективности капиталовложений ИЭр больше 1. При этом разработка в меньшей степени экономически эффективна на УКПГ-6, в большей на УКПГ-1.

Определим экономический эффект внедрения аналога представленной научно-технической разработки, а именно - установки трехходовых кранов с запуском очистных поршней на примере УКПГ-6.

Стоимость установки одного отечественного трехходового крана (Ду 500 мм) составляет 13 240 тыс. руб. Стоимость одного очистного поршня Ду 500 мм равна 12 тыс. руб. До полного износа в соответствии с фактическим опытом работы в ООО «Газпром добыча Надым» одного поршня хватает на 2-3 прогона. Учитывая устьевую сепарацию пластовой и конденсационной воды на МКУ, принимаем необходимое количество пуска поршней - раз в месяц. Период летнего планового останова УКПГ-6 до 2022 года составляет 1 месяц, с 2023 года - 3,5 месяца. Количество необходимых поршней на каждую пару трехходовых кранов (один шлейф) в год - до 2022 года: 5 поршней (11 месяцев прогон = 11 раз; 11 раз/2-3 прогона ~ 5 поршней), с 2023 года: 4 поршня (8,5 месяцев х1 прогон ~ 9 раз; 9 раз/2 -3 прогона ~ 4 поршня).

Планируется монтаж 28 трехходовых кранов до 2029 года. Стоит отметить, что установка трехходовых кранов предусматривается только на газопроводы-шлейфы, подключенные к МКУ, во избежание риска застревания очистных поршней при перекрытии проходного сечения ледяными отложениями. Они направлены на очистку полости газопроводов от критических жидкостных пробок, которые при

низких расходах газа создают значительное сопротивление и даже могут привести к остановке шлейфа.

Экономический расчёт запуска очистных поршней по УКПГ-6 приведен в таблице А.8. Даже принимая, что в результате реализации трехходовых кранов будет предотвращаться снижение объёмов добычи газа по причине вынужденных остановок шлейфов аналогичное применению блока эжекторов (в случае работы МКУ остановок шлейфов будет существенно меньше) проект получается убыточным (ЧДД = -295 110 тыс. руб.). Кроме того, 9 из 20 кустов газовых скважин УКПГ-6 не оборудуются МКУ и, следовательно, трехходовыми кранами. В то время как работа одного блока эжекторов направлена сразу на все газопроводы-шлейфы УКПГ.

Таблица В9 - Определение экономического эффекта в результате реализации трехходовых кранов с запуском поршней по УКП1 -6

№ п/п Наименование показателей Значение по годам Итого

шаг -1 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18

Годы 2020 2021 2022 2023 2024 2025 2026 2027 2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034 2035 2036 2037 2038 2039

Количество трехходовых кранов, штук 18 2 2 2 4

Стоимость одного трехходового крана, тыс. руб. 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240 13 240

1 Затраты на трехходовые краны, транспортировку, ШМР и ПНР, тыс.руб 238 320 26 480 26 480 26 480 52 960

2 Количество расходуемых очистных поршней, штук 45 45 50 50 50 55 55 60 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70 70

3 стоимость одного очистного поршня, тыс. руб 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

4 Итого эксплуатационные затраты по запуску поршней, тыс. 540 540 600 600 600 660 660 720 840 840 840 840 840 840 840 840 840 840 840

5 пред отвращение снижения годового объёма добычи природного газа, тыс. м3 6 658 6 528 6 106 5 621 5 181 4 628 4 375 3 863 3 641 3 283 2 977 2 655 2 492 2 217 2 167 2 036 2 049 2 025 1 946

6 цена газа, тыс. руб./ тыс. м3 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113 1,56113

7 Итого экономия в результате предотвращения снижения объёмов добычи газа, тыс. руб. 10 394 10 191 9 532 8 775 8 087 7 226 6 829 6 030 5 684 5 125 4 648 4 145 3 891 3 462 3 383 3 178 3 199 3 161 3 037

8 Ставка налога на прибыль,% 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20 20

9 Сумма налога на прибыль, тыс.руб. 2 187 2 146 2 026 1 875 1 737 1 577 1 498 1 350 1 305 1 193 1 098 997 946 860 845 804 808 800 775

10 Чистый поток денежных средств -238 320 7 667 7 504 -19 574 6 300 5 750 -21 492 4 672 -22 520 -49 421 3 092 2 711 2 308 2 105 1 761 1 698 1 534 1 551 1 520 1 422 -299 731

11 Накопленный чистый поток денежных средств, тыс.руб. -238 320 -230 653 -223 149 -242 723 -236 423 -230 673 -252 164 -247 493 -270 013 -319 433 -316 342 -313 631 -311 323 -309 218 -307 457 -305 759 -304 224 -302 673 -301 153 -299 731

12 Норма дисконта, % 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12 12

13 Коэффициент дисконтирования 1,12 1,00 0,89 0,80 0,71 0,64 0,57 0,51 0,45 0,40 0,36 0,32 0,29 0,26 0,23 0,20 0,18 0,16 0,15 0,13

14 Дисконтированный чистый поток денежных средств, тыс.руб. -266 918 7 667 6 700 -15 604 4 484 3 654 -12 195 2 367 -10 187 -19 960 1 115 873 663 540 404 348 280 253 221 185 -295 110

15 Накопленный дисконтированный поток денежных средств, тыс.руб. -266 918 -259 251 -252 551 -268 155 -263 671 -260 017 -272 212 -269 845 -280 032 -299 992 -298 877 -298 005 -297 341 -296 801 -296 397 -296 050 -295 769 -295 516 -295 295 -295 110

Приложение Г - Разработка и адаптация технолого-математической модели низкотемпературной абсорбции газа газоконденсатных залежей ЯНГКМ по результатам промысловых исследований

Для исследования эффективности работы УКПГ-1В и определения оптимальных диапазонов значений технологических параметров была разработана модель НТА УКПГ-1В с применением программного продукта Aspen HYSYS V.10 (США) и уравнения состояния CPA (Cubic plus Association), которое корректно описывает фазовые равновесия смесей углеводородов, воды и метанола [38, 39, 45, 46, 65, 86]. Уравнение состояния CPA применялось нами и при моделировании абсорбционной осушки газа на УКПГ сеноманской залежи (см. главу 2).

Адаптация модели производилась с использованием фактических параметров работы аппаратов, химического анализа проб газа, нестабильного конденсата по точкам процесса (см. таблицу Г1), фактических расходов газа и конденсата, с учетом наличия в потоках метанола, полученных по данным работы установки и проведенным промысловым экспериментам.

Перечень отобранных на химический анализ проб представлен в таблице

Г1.

Таблица Г1 - Перечень проб для разработки адаптации модели

№ пробы Точка отбора Предмет анализа

Для разработки и адаптации технолого-математической модели

1 перед С-1 ЦСГ-1

2 после С-1 ЦСГ-1

3 после А-1 ЦПГ-1

4 газ после С-3 ЦПГ-1

5 после А-2 ЦПГ-1

6 ГВ после Р-1 ЦПГ-

1 очередь 1 компонентный состав

7 (новый фонд) ГВ после Р-2 газа

1 после С-1 ЦСГ-1

2 после А-1 ЦПГ-1

3 НК после Р-1 ЦПГ-1

4 после С-3 ЦПГ-1

5 после А-2 ЦПГ-1