Содержание к диссертации
Введение
ГЛАВА I Обзор и анализ предшествующих исследований. посвященных управлению процессом добычи газа и регулированию разработки залежей углеводородов 10
Выводы по главе 1 25
ГЛАВА 2 Анализ осложнений при эксплуатации ГГС сеноманской залежи месторождения межвежье на завершающей стадии её разработки 26
2.1. Общая характеристика газопромысловых объектов 26
2.2. Проблемы эксплуатации скважин в условиях пескопроявлений и повышенных отборов воды 29
2.3. Осложнения при эксплуатации ГСС 42
2.4. Осложнения при эксплуатации УКПГ, ДКС, АВО 44
Выводы по главе 2 50
ГЛАВА 3 Разработка методики управления системой добычи газа на завершающей стадии разработки месторождения 51
3.1 Разработка математической модели геолого-технологической системы Медвежьего месторождения 51
3.1.1 Общая характеристика модели 51
3.1.2 Общие положения об адаптации модели 60
3.1.3 Адаптация модели скважины 61
3.1.4 Адаптация модели устьевого штуцера 63
3.1.5 Адаптация модели газосборного коллектора 64
3.1.6 Адаптация модели компрессора 70
3.2 Обоснование критерия оптимизации системы 71
3.3 Постановка вычислительных экспериментов 75
Выводы по главе 3 86
ГЛАВА 4. Оптимизация системы сбора газа с использованием комплексной модели медвежьего месторождения 87
4.1 Общие положения 87
4.2. Разработка методики определения оптимального диаметра газосборного коллектора 88
4.3 Способ предотвращения пробкообразования в ГСС путем использования двухтрубной системы сбора газа 94
4.4 Последовательность реконструкции промысловых объектов в условиях активного прогрессирования обводнения скважин 101
4.5 Экономическая оценка разработанных мероприятий 103
4.5.1 Экономическая оценка реализации методики управления системой добычи газа 103
4.5.2 Экономическая оценка строительства двухтрубной ГСС 105
Выводы по главе 4 109
Заключение 110
Список литературы 111
- Проблемы эксплуатации скважин в условиях пескопроявлений и повышенных отборов воды
- Осложнения при эксплуатации УКПГ, ДКС, АВО
- Адаптация модели газосборного коллектора
- Способ предотвращения пробкообразования в ГСС путем использования двухтрубной системы сбора газа
Введение к работе
Актуальность работы.
Эффективность эксплуатации залежей углеводородов во многом определяется надежностью прогнозирования технико-экономических показателей их разработки. Большинство уникальных по запасам газовых месторождений севера Западной Сибири значительно истощены и находятся на завершающей стадии разработки, характеризующейся увеличением непроизводительных потерь пластовой энергии во всех элементах системы добычи газа. Они связаны с образованием песчано-глинистых и жидкостных пробок на забоях скважин, гидратно-ледяных и жидкостных пробок в газосборных коллекторах, ограничением скоростей газового потока на устьях скважин штуцирующими устройствами и другими факторами.
В ОАО «Газпром» реализуется балансовый метод планирования объемов добычи газа, что позволяет инвестировать в добычу и транспортировку средства для выполнения уже подписанных контрактов с учетом потребностей рынка природного газа.
Отсутствие утвержденной методики для распределения отборов газа между скважинами и газовыми промыслами препятствует созданию условий для наиболее эффективного дренирования залежей по площади и разрезу.
В настоящее время не уделено должного внимания вопросу взаимовлияния элементов сложной геолого-технологической системы «пласт -скважины - газосборная сеть (ГСС) - дожимная компрессорная станция (ДКС) - установка комплексной подготовки газа (УКПГ) - межпромысловый коллектор (МПК) - головная компрессорная станция (ГКС)». Следствием этого является нерациональное проведение реконструкции промысловых систем в условиях активного обводнения скважин. В большинстве случаев обустройство ряда крупных залежей не предусматривает оснащение скважин средствами телеметрии и телемеханики, что значительно затрудняет контроль и управление процессом добычи газа.
В таких условиях становится необходимой разработка комплекса моделей и алгоритмов оптимизации управления элементами системы добычи газа на крупных месторождениях природного газа применительно к условиям завершающей стадии разработки.
Цель работы. Повышение эффективности управления системой добычи газа на основе рационального использования пластовой энергии на завершающей стадии разработки крупных месторождений природного газа.
Основные задачи исследований.
-
Анализ причин возникновения осложнений при работе системы добычи газа месторождения Медвежье.
-
Анализ условий и причин возникновения непроизводительных потерь пластовой энергии.
-
Обоснование применения критерия оптимальности режимов работы системы добычи газа, заключающегося в минимизации потерь пластовой энергии от пласта до входа ДКС на завершающей стадии разработки газового месторождения.
-
Разработка комплекса моделей и алгоритмов оптимизации управления элементами системы добычи газа на завершающей стадии разработки крупного месторождения на основе комплексного моделирования процессов в геолого-технологической цепочке «продуктивный пласт - ГКС».
-
Разработка мероприятий, направленных на повышение эффективности работы газопромысловых систем.
Методы исследования.
При выполнении работы автором использованы методы системного анализа, теория гидродинамики газожидкостных смесей в трубопроводах, методы математического моделирования, теория разработки газовых залежей, методы оптимизации и их программная реализация, статистическая обработка данных эксплуатации газопромысловых объектов.
Научная новизна.
-
На основе комплексного моделирования процессов в геолого-технологической цепочке «продуктивный пласт - скважина - устьевой штуцер - ГСС - ДКС - УКПГ - МПК - ГКС» разработан комплекс моделей и алгоритмов оптимизации управления элементами системы добычи газа, реализация которого позволяет сократить потери пластовой энергии за счет их снижения в устьевых штуцерах и увеличения давления на приеме промысловых ДКС.
-
На основе анализа фактической геолого-промысловой информации и моделирования системы добычи газа разработана методика выбора рационального диаметра газосборного коллектора, предусматривающая расчет параметров системы «продуктивный пласт - скважина - устьевой штуцер - ГСС - ДКС» с учетом требований к выносу жидкости из трубопровода.
3. Разработан способ предотвращения пробкообразования в ГСС, предусматривающий строительство и эксплуатацию двух параллельных трубопроводов от скважины (куста скважин) к УКПГ. Защищаемые положения.
-
Комплекс моделей и алгоритмов оптимизации управления элементами системы добычи газа, заключающиеся в адресном сокращении потерь пластовой энергии в устьевых штуцерах и увеличении давления на приеме промысловых ДКС.
-
Методика выбора рационального диаметра газосборного коллектора, позволяющая на основе анализа фактической геолого-промысловой информации и моделирования системы «продуктивный пласт - скважина -устьевой штуцер - ГСС - ДКС» вычислить оптимальный диаметр газопровода с точки реализации максимально-допустимого дебита газа и отсутствия образования жидкостных пробок в полости трубопровода.
-
Способ предотвращения пробкообразования в ГСС, заключающийся в строительстве и эксплуатации двух параллельных трубопроводов от скважины (куста скважин) к УКПГ, позволяющий сократить затраты пластовой энергии и безвозвратные потери газа.
Практическая ценность полученных результатов и реализация работы.
Результаты, полученные в ходе выполнения диссертационной работы, используются в производстве при обосновании технологического режима работы скважин месторождений Медвежье, Юбилейное, Ямсовейское и реконструкции газосборных сетей месторождения Медвежье, адресной замене угловых штуцеров в фонтанной арматуре скважин месторождения Медвежье для снижения потерь давления в газопромысловых системах. Разработанная модель системы добычи газа использована ООО «ТюменНИИгипрогаз» для прогноза показателей разработки сеноманской залежи месторождения Медвежье на 2011-2030 гг.
Методика выбора рационального диаметра газосборного коллектора применима при проектировании обустройства других газовых и газоконденсатных залежей. Предложенный способ предотвращения пробкообразования в ГСС может быть применен при реализации реконструкции существующих систем сбора газа, а также строительстве внутрипромысловых газопроводов на вновь вводимых месторождениях природного газа. Предлагаемые методики адаптации моделей компонентов
системы добычи газа могут быть использованы для уточнения моделей других месторождений, скважины которых не оборудованы средствами телеметрии.
Личный вклад автора состоит в анализе фактической геолого-промысловой информации, выявлении осложнений при эксплуатации скважин и газосборных сетей, построении и адаптации модели системы добычи газа месторождения Медвежье, постановке и проведении вычислительных экспериментов, обобщении результатов исследований, разработке комплекса моделей и алгоритмов оптимизации управления элементами системы добычи газа, методики выбора рационального диаметра газосборного коллектора и способа предотвращения пробкообразования в ГСС.
Апробация работы.
Основные результаты диссертационной работы докладывались на следующих научно-практических конференциях:
-
II научно-практическая конференция, посвященная 45-летию ОАО «СевКавНИПИгаз» «Газовой отрасли - энергию молодых ученых», октябрь 2007 года, г. Ставрополь;
-
XV Всероссийская конференция по проблемам газовой промышленности «Новые технологии в газовой промышленности», РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, сентябрь 2007 года, г. Москва;
-
IV научно-практическая конференция молодых специалистов газовой промышленности «Творческая и инновационная активность молодых специалистов - важный ресурс развития газовой промышленности», ЗАО «Ямалгазинвест», апрель 2008 года, г. Москва;
-
XV конференция молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», ООО «ТюменНИИгипрогаз», май 2008 года, г. Тюмень;
-
Конференция молодых ученых и специалистов «Поиск и внедрение новых технологий по решению проблем добычи и переработки газа и нефти на заключительной стадии разработки месторождений», ООО «Газпром добыча Оренбург», сентябрь 2008 года, г. Оренбург;
-
V научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов ООО «Газпром добыча Надым», март 2009 года, г. Надым;
-
XVI конференция молодых ученых и специалистов «Проблемы развития газовой промышленности Западной Сибири», ООО «ТюменНИИгипрогаз», май 2010 года, г. Тюмень;
-
VI научно-практическая конференция молодых ученых и специалистов ООО «Газпром добыча Надым», апрель 2011 года, г. Надым;
9. IX Всероссийская конференция молодых ученых, специалистов и студентов по проблемам газовой промышленности России, РГУ нефти и газа имени И.М. Губкина, октябрь 2011 года, г. Москва.
Публикации. По теме диссертационной работы опубликованы 6 печатных работ, в том числе 3 работы в изданиях, рекомендованных ВАК для публикации результатов диссертаций на соискание ученых степеней.
Структура и объем работы. Диссертационная работа состоит из введения, четырех глав, заключения и списка литературы из 83 наименований. Общий объем работы составляет 119 печатных страниц. Текст работы содержит 40 рисунков и 20 таблиц.
Автор выражает особую благодарность научному руководителю д.т.н. профессору А.И. Ермолаеву за выбор направления исследований, ценные советы и предложения в ходе работы. Искренняя признательность и благодарность д.т.н. профессору Н.Н. Андреевой, к.т.н. Ю.А. Архипову, д.г.-м.н. С.А. Варягову, В.Ю. Глазунову, д.т.н. К.М. Давлетову, к.т.н. К.Л. Каприелову, С.С. Кильдиярову, д.г.-м.н. А.И. Лапердину, Н.А. Лукояновой, д.т.н. В.Н. Маслову, д.х.н. профессору В.Б. Мельникову, к.э.н. СИ. Меньшикову, к.т.н. И.С. Морозову, д.г.-м.н. Г.И. Облекову, к.т.н. Г.К. Смолову, к.т.н. доценту А.И. Тимашеву, к.ф.-м.н. А.И. Харитонову и своим коллегам по коллективу службы разработки месторождений и геолого-разведочных работ Инженерно-технического центра ООО «Газпром добыча Надым» за оказанную помощь при выполнении работы, а также сотрудникам ИПНГ РАН за ценные замечания, высказанные при рассмотрении работы.
Проблемы эксплуатации скважин в условиях пескопроявлений и повышенных отборов воды
В настоящее время на Медвежьем месторождении эксплуатируется девять промыслов, различных по количеству скважин, производительности и технологическим параметрам. Частично реализовано кустовое размещение скважин. Большая доля добычи приходится на промыслы, введенные в эксплуатацию позже остальных и имеющие больший фонд скважин - ГП-8 и ГП-9 и дренирующие купольные зоны Медвежьей (ГП-1, ГП-4) и Ныдинской (ГП-9) площадей. Распределение добычи газа на месторождении между промыслами показано на рисунке 2.1.
Скважины дренируют области залежи с различными коллекторскими свойствами, следствием чего является отличное от распределения валовой добычи газа по промыслам распределение средней производительности скважины, приведенное на рисунке 2.2. Указанная величина рассчитана путем деления валовой добычи промысла на количество действующих добывающих скважин. Действующий фонд скважин по состоянию на 1 августа 2011 г. составляет 317 единиц, из них 39 единиц (12 %) - наклонно-направленные.
Скважины оборудованы НКТ различного диаметра. Распределение действующего фонда скважин по диаметру НКТ показано на рисунке 2.3. Устье каждой скважины снабжено штудирующим устройством - регулируемым штуцером или ограничительной диафрагмой (скважины, оборудованные ФА тройникового типа). Изменением степени открытия штуцера производится регулировка давления и дебита скважин. Указанный способ управления работой скважин приводит к возникновению дополнительных сопротивлений и Газосборная сеть месторождения Медвежье имеет сложную древообразную структуру подключения скважин к газопроводам - по трассе многих шлейфов имеются узлы «прихода газа». 11% скважин подключаются к УКПГ отдельными шлейфами. Максимальная протяженность шлейфа достигает 11 км. Вследствие особенностей рельефа местности, нисходящие участки газосборных коллекторов переходят в восходящие, разница высотных отметок зачастую превышает 30 метров на 1 км длины. На МН1 КМ применена подземная прокладка газопроводов. Схема расположения скважин и ГСС одного из промыслов месторождения Медвежье приведена на рисунке 2.5.
Подготовка продукции скважин каждого промысла осуществляется на УКПГ, включающих пункт сепарации пластового газа, цеха сепарации и осушки. На УКПГ-2, 7, 8, 9 применяется абсорбционная осушка газа диэтиленгликолем, на УКПГ-1, 3-6 - адсорбционная, в качестве адсорбента используется силикагель.
На каждом промысле введены ДКС. На каждой станции имеется три ГПА (1 в работе, 2 в резерве), оснащенные центробежными нагнетателями с газотурбинными двигателями. Все промыслы подключены к МІЖ, представляющему собой три нитки параллельных трубопроводов диаметром 1020-1420 мм, соединенных перемычками. По этим коллекторам газ транспортируется на ЦДКС. Обустройством объектов добычи не предусмотрено наличие средств телеметрии и телемеханики на скважинах, что чрезвычайно усложняет процесс контроля и управления системой.
Осложнения при эксплуатации УКПГ, ДКС, АВО
В качестве осложнений работы УКПГ необходимо отметить снижение эффективности работы сепараторов, системы осушки газа при низких рабочих давлениях и повышенных объемах добываемой жидкости, а также зависимость процесса регенерации адсорбента (УКПГ-І, 3-6) от рабочих давлений на приеме и выходе ДКС. Поскольку движущей силой процесса регенерации силикагеля является разность давлений на выходе и входе УКПГ, увеличение давления на приеме ДКС (а, следовательно, и на входе в УКПГ) может негативно сказаться на параметрах процесса регенерации - возможно создание условий, при которых расход газа регенерации будет недостаточен для обеспечения необходимого качества адсорбента в конце цикла регенерации. Сепарационное оборудование ПСПГ спроектировано на существенно меньшие объемы попутно добываемой жидкости. Средний объем воды, поступающей на УКПГ, составляет от 5,8 м3/сут на ГП-5 до 18 м3/сут на ГП-1. Вынос жидкостных пробок из стволов скважин и ГСС при колебаниях давления в МПК приводит к залповому поступлению воды во входные сепараторы, которые не в состоянии ее отделить.
Следствием этого являются осложнения работы дожимного комплекса, который в настоящее время компримирует сырой газ: попадание жидкости, которая содержит примесь подошвенной воды, в центробежные нагнетатели, приводит к ее испарению при нагревании и отложению солей на лопатках компрессора, ухудшая его техническое состояние. Компримирование неосушенного газа приводит к дополнительным затратам энергии по сравнению со сжатием осушенного газа вследствие увеличения массового расхода смеси, поступающей в нагнетатель.
Снижение входного давления на приеме ІІДС ниже проектных значений может привести к необходимости увеличения оборотов нагнетателя и мощности двигателя выше максимально допустимых значений, и, следовательно, невозможности сжатия необходимого количества газа. Повышение давления на приеме нагнетателей за счет сокращения потерь давления в штуцерах регулированием режима работы добывающих скважин, позволит улучшить режим работы компрессоров, но уменьшит КПД газотурбинных двигателей. Увеличение давления выше «критического» при очевидной технологической эффективности этого мероприятия, создаст условия, которые невыполнимы при существующем оснащении ДКС -невозможность работы при мощности привода менее 30% от номинальной, поскольку последний спроектирован на большие объемы перекачиваемого газа. По этой причине на ряде промыслов невозможна параллельная работа двух ГПА при существующих объемах добываемого газа. Решение проблемы несоответствия характеристик компрессора и двигателя возможно путем увеличения количества ГПА на каждом промысле. Кроме того, вследствие несоответствия характеристик компрессора и двигателя, существует ограничение по минимальным оборотам ЦБК [61, 62], актуальное для ДКС, на которых установлены современные СЇЇЧ - ДКС-1, 3, 4, 7, 8. Увеличение давления на приеме указанных ДКС может привести к необходимости работы на оборотах ЦБК ниже 85 % от номинальных. Эксплуатация ГПА при этих оборотах технологически невозможна. На рис. 2.12 представлена газодинамическая характеристика одного из нагнетателей ДКС месторождения Медвежье с ограничениями по мощности ГТУ. При работе с одинаковым КПД уменьшение степени сжатия ДКС с 1,5 (точка 1) до 1,25 (точка 4) приводит к необходимости работы на оборотах на 20 % ниже номинальных, что, как указано выше, технологически невозможно.
Решением проблемы значительного различия объемов добычи газа в течение года в соответствии с динамикой спроса может быть оснащение станций несколькими компрессорами с различной производительностью (для зимы - многорасходные, для лета - малорасходные) или с более широкой зоной оптимальных рабочих режимов.
Согласно работе [75] эффективность работы газотурбинных двигателей в условиях низких температур окружающего воздуха повышается по сравнению с условиями их эксплуатации в средней полосе России. Понижение температуры газа на приеме нагнетателя на 3 С вследствие снижения температуры окружающего воздуха эквивалентно повышению производительности ДКС на 1 %. Таким образом, к множеству факторов, влияющих на параметры эксплуатации ГТС, добавляется еще один - влияние температуры окружающего воздуха.
Работа АВО характеризуется рядом осложнений. При температуре окружающего воздуха ниже 40 С возможно образование гидратно-ледяных отложений в полости трубопроводов АВО. В летний период по очевидным причинам охлаждение газа ниже температуры окружающего воздуха невозможно. АВО является наиболее энергозатратным объектом газового промысла. Большие степени сжатия на ДКС приводят к существенному нагреванию газа - температура газа, поступающего на охлаждение, достигает 80 С. Снижение температуры на выходе ДКС позволит уменьшить эксплуатационные затраты на охлаждение газа.
Адаптация модели газосборного коллектора
Из (3.7) следует, что повышение скорости газа при неизменном количестве жидкости в потоке приводит к увеличению коэффициента Е и, следовательно, росту пропускной способности газопровода. Необходимо вычисление коэффициента дополнительного сопротивления (Кдс), который позволит учесть реальное состояние трубы. Автором настоящей работы разработана методика адаптации модели газосборного коллектора, основанная на вычислении реального коэффициента дополнительного гидравлического сопротивления движению газового потока. Она реализуется по следующему алгоритму: 1) замер давлений в начале и конце шлейфа; 2) расчет по формуле (3.5) теоретического расхода газа, транспортируемого по шлейфу (QTeop); 3) перевод скважины в работу в атмосферу через ДИКТ; 4) регулировка параметров работы скважины угловым штуцером до установки на устье скважины давления равного устьевому при ее работе в ГСС (замер рабочего дебита скважины - ( факт); К - коэффициент дополнительного гидравлического сопротивления; QTeop - теоретический расхода газа, транспортируемого по шлейфу, рассчитанный по формуле (3.5), тыс. м /сут.; (Зфакт - фактический расход газа, измеренный ДИКТом, тыс. м3/сут. По изложенной методике адаптированы модели ряда газосборных коллекторов от одиночных скважин месторождения. Вследствие трудоемкости и необходимости выпуска газа в атмосферу не представляется возможным адаптация моделей всех шлейфов в короткий срок, однако практически адаптация не представляет принципиальных трудностей. Для настройки модели коллектора с подключением шлейфов по трассе и подпиткой его газом необходим одновременный замер расхода газа всех скважин, подключенных к данному коллектору, что также не предполагает принципиальных трудностей. Результаты адаптации некоторых шлейфов представлены в табл. 3.3. Указанные трубопроводы продуваются от 1 до 5 раз в месяц, скважины, подключенные к данным шлейфам, работают с накоплением жидкостных пробок и периодически продуваются. Замер расхода каждой скважины ДИКТом выполнен с периодичностью 1 раз в 3-4 суток до, после продувки ствола и (кроме скв. № 616) в середине периода времени между продувками.
В ПК «Pipesim» существует возможность подстановки полученных эмпирических коэффициентов в стандартные уравнения, заложенные в указанный программный комплекс. Эта процедура позволяет повысить точность расчетов и качество прогнозирования параметров системы. Накопленная статистика по динамике КДГС позволит решить обратную прикладную задачу - расчет реального расхода газа, транспортируемого по шлейфу, что чрезвычайно актуально в связи с отсутствием средств телеметрии. Для шлейфа скважины № 616 при расходе газа 133 тыс. м3/сут. при условии сохранения нормального состояния внутренней поверхности трубопровода потери давления должны были составить 0,06 кгс/см - меньше в 10 раз.
Известны методики расчета термогазодинамических параметров нагнетателей, разработанные О.А. Степановым, М.Н. и СМ. Чекардовскими, А.Б. Шабаровым, Б.П, Поршаковым, СИ. Зарицким [59]. В.А. Шуровским и СИ. Синицыным предложена зависимость удельного расхода топливного газа от коэффициента загрузки агрегата и КЛД газотурбинной установки [71].
Сбор информации для адаптации модели компрессора осуществляется при эксплуатации ДКС. Производится изменение режима работы ГПА изменением расходов, давления на входе и выходе станции. После этого определяется газодинамическая характеристика ЦБК, в том числе вычисляются ограничения по минимальному и максимальному количеству оборотов нагнетателя. Газодинамическая характеристика компрессора представлена на рис. 3.16.
Линии, идущие вдоль красной линии - линии равных оборотов -изодромы (значения указаны в относительных единицах), максимальное количество оборотов для разных ДКС месторождения Медвежье 5560-6300 об./мин. Линии, пересекающие изодромы - линии равных КПД (КПД указан в долях единицы).
Способ предотвращения пробкообразования в ГСС путем использования двухтрубной системы сбора газа
Под оптимальным понимается диаметр коллектора позволяющий: 1) обеспечить вынос воды из полости трубопровода (отсутствует пробкообразование); 2) реализовать МДД скважины при текущем давлении на входе ДКС.
Как показано выше, основным осложнением при эксплуатации ГСС месторождения Медвежье является скопление жидкостных пробок. В период низких температур возникает опасность замерзания воды в полости газопроводов. Данные обстоятельства вызывают необходимость их продувки, которые приводят к безвозвратным потерям газа и загрязнению окружающей среды. Вследствие особенности местности (наличие ручьев, оврагов, переходов через межпромысловый коллектор и т.д.) по трассе газопроводов зачастую нисходящие участки переходят в восходящие, что создает благоприятные условия для аккумуляции воды в полости шлейфов-коллекторов. Согласно результатам стендовых экспериментов, проведенных в институте «ВНИИГАЗ», интенсивность осаждения сконденсировавшейся жидкости зависит от скорости газового потока и ориентации трубопровода. По итогам опытов установлено увеличение истинного содержания жидкости в потоке при уменьшении скорости газовой фазы. При неизменной скорости газа увеличение угла наклона трубы к горизонту приводит к росту истинного содержания жидкости [10].
Согласно исследованиям Французской газовой ассоциации выделяются два механизма аккумуляции жидкости [78]: 1) специфическое увеличение жидкости к определенным ответвлениям, служащим ловушками, в соответствии с их геометрией и режимом истечения; 2) уменьшение скорости истечения, вызванное распределением расхода в разветвленной части сети.
По данным на ноябрь 2011 года 103 участка ГСС продуваются с различной периодичностью. Среди них шлейфы-коллекторы с внутренним диаметром 250, 300, 400 и 500 мм, рабочее давление в которых варьируется в пределах 8-13 кгс/см . Наибольшее количество проблемных трубопроводов приходится на ГП-9,
Для устранения обозначенных осложнений на месторождении с целью повышения эффективности работы системы сбора на нескольких шлейфах установлены узлы для пуска и приема очистных поршней, заменены участки ГСС на коллекторы с меньшим диаметром проходного сечения. Для определения условий самоочистки горизонтальных газопроводов с малым содержанием жидкости предложены методика Итона, корреляции Чисхолма, критериальные соотношения Клапчука-Елина, Стина-Уолиса. В работе [43] под малым содержанием жидкости понимается значение, не превышающее 56 см /м". Выше показано, что при устьевых условиях МНГКМ водный фактор на порядок ниже указанного значения, но даже при таких его значениях вопрос пробкообразования стоит очень остро. Необходима разработка критерия, на основе которого можно обосновано установить граничные условия для стабильного выноса жидкости из полости шлейфов-коллекторов месторождения Медвежье.
Данные Французской газовой ассоциации свидетельствуют о следующем механизме аккумулирования жидкости [78] - жидкость появляется в виде очень тонкого тумана, который может создавать объединенную массу, двигающуюся более или менее быстро в зависимости от скорости газа: при скорости менее 2 м/с капли быстро собираются на дне газопровода: при скорости от 2 до 5 м/с большая часть жидкости собирается на дне, но появляются туман и волны; при скорости выше 5 м/с туман движется вместе с пленкой жидкости на стенках трубы. В.Г. Селиверстовым рекомендована минимально необходимая скорость газа, обеспечивающая вынос жидкости - 17-20 м/с [51]. В нормах технологического проектирования объектов газодобывающих предприятий и станций подземного хранения газа [29] рекомендуется эксплуатировать промысловые газопроводы в интервале скоростей 5-20 м/с. К.С. Басниевым [3] сделано предположение о начале накопления жидкости при скорости газа менее 15 м/с, В.М. Маслов [20] на основе промысловых экспериментов доказал зависимость интенсивности образования жидкостных пробок от скорости газа, транспортируемого по коллектору, при соответствующих термобарических условиях. Им доказано влияние коллектирования шлейфов на стабильность выноса воды из внутрипромысловых газопроводов.
Согласно работе [35] минимально необходимая скорость газа не зависит от диаметра труб и определяется значениями давления, соотношением плотностей газовой и жидкой фаз, а также величиной поверхностного натяжения жидкой фазы. Минимально необходимый дебит является функцией диаметра - чем больше диаметр трубопровода, тем выше требуется расход газа для самоочистки полости шлейфа-коллектора при неизменных термобарических условиях работы газопровода.
