Тюменниигипрогаз

Секция 5

Совместная подготовка нефти, газа и конденсата на Песцовом НГКМ

Алпатов Ю. К. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

В рамках проекта «Обустройство нижнемеловых отложений Песцового НГКМ на период ОПЭ» предусматривается одновременный ввод в эксплуатацию нефтяных и газоконденсатных залежей пластов БУ82-3, БУ91-2, БУ101-2. Подготовка продукции газоконденсатных залежей осуществляется на установке комплексной подготовки газа (УКПГ) методом низкотемпературной сепарации. Подготовка нефти на установке подготовки нефти (УПН) – стандартной двухступенчатой сепарацией, с получением стабильной и деэтанизированной (первые четыре года) нефти. Попутный нефтяной газ от УПН подается на УКПГ для совместной подготовки с пластовым газом до параметров товарного.

Согласно техническим условиям на подключение к системам внешнего транспорта газа требования к параметрам выходных потоков с установок предъявлялись следующие:

––температура осушенного (товарного) газа должна составлять 0 – минус 2 °С;

––давление осушенного газа в летний период – 7,3 МПа, зимний – 6,0 МПа;

––давление нефтеконденсатной смеси (НКС) на входе в магистральный конденсатопровод – до 7,5 МПа;

––температура НКС – не выше температуры грунта.

Исходя из требования на подключение по температуре осушенного газа, были разработаны две технологические схемы его подготовки: зимний вариант с эжектором, и летний – с применением турбодетандерных агрегатов. При этом решаются следующие проблемы:

––Загрузка оборудования технологической линии до номинала в первые четыре года эксплуатации месторождения. Небольшие (0,7–1,4 млн ст. м3/сут) объемы добычи газа осложняют подбор турбодетандерного агрегата и дальнейшее его использование после запуска технологической линии производительностью 3 млн ст. м3/сут.

––Совместный транспорт НКС по трубопроводу в условиях прохождения трассы по высокольдистым и пучинистым грунтам. Из-за угрозы растепления грунта и последующего разрушения трубопровода было принято решение о строительстве

220

Обустройство месторождений

трубопровода транспорта НКС в теплоизоляции. В связи с этим потребовалось охлаждение смеси до температуры, соответствующей техническим условиям на подключение, на УПН.

Для обеспечения соответствия параметров осушенного газа и НКС требованиям на подключение предлагаются следующие ин- женерно-технические решения:

––схема круглогодичной работы с эжектором; необходимое доохлаждение сырого газа в летнем режиме с возвратом части осушенного газа на УКПГ;

––охлаждение НКС осуществляется в рекуперативном теплооб­ меннике частью осушенного газа с его последующим возвратом на УКПГ.

221

Секция 5

Применение современных технологий в проектировании автоматического пожаротушения на объектах газовых месторождений

Бронникова Т. Ю. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Пенное пожаротушение – широко применяемый способ предотвращения пожара на объектах нефтегазодобывающей промышленности.

При проектировании объектов обустройства Яро-Яхинского нефтегазоконденсатного месторождения были применены современные технологии пожаротушения компрессионной пеной. Эта пена, произведенная путем смешивания воды, пенообразователя и воздуха под давлением имеет следующие свойства:

––однородную структуру из маленьких пузырьков;

––повышенную адгезию к поверхностям;

––высокую механическую прочность;

––низкую электропроводимость;

––эффективно поглощает тепло (благодаря высокому соотношению «поверхность – масса»).

На основе руководства по проектированию установки пожа-

ротушения с генерированием пены компрессионным способом (установки ГПКС) ООО «Сталт ЛТД» подобрано оборудование для технологического цеха.

Состав станции пенного пожаротушения:

––бак с пенообразователем;

––пеногенерирующее устройство (ПГУ);

––баллоны со сжатым воздухом;

––оросители ротационные.

С учетом технико-экономических критериев установки пожаротушения технологическое помещение поделено на две зоны пожаротушения.

Принцип действия установки ГПКС заключается в следующем. Подача пенообразователя осуществляется из специального бака. За счет наддува бака происходят вытеснение пенообразователя через сифонную трубку и подача его в ПГУ для формирования пены. Подача сжатого воздуха осуществляется через редукторы, обеспечивающие снижение давления до рабочего уровня. Вода, воздух и пенообразователь поступают в миксер ПГУ и смешиваются в нем, образуя компрессионную пену.

222

Обустройство месторождений

Готовая пена из ПГУ через распределительные устройства по системе трубопроводов поступает в зону возгорания к специальным оросителям. Для равномерного распределения пены между всеми оросителями схема трубопроводов выполнена симметричной.

Тушение пожара происходит в три стадии. Сначала образуется водная пленка или полимерная мембрана, которая создает барьер для предотвращения высвобождения паров топлива. Затем создается пенное покрытие, которое связывает кислород. На третьей стадии водная составляющая смеси пенообразователя создает эффект охлаждения.

Проводившиеся ранее испытания показывают, что продолжительность тушения пожара компрессионной пеной в два-три раза меньше, чем при тушении традиционными способами. При этом воды и пенообразователя расходуется в три-пять раз меньше. Таким образом, применение технологии пожаротушения генерированием компрессионной пены является высокоэффективным способом предотвращения пожара.

223

Секция 5

Инновационные технологии теплозащиты, локализации и тушения пожаров

Горлачук А. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

В процессе разработки комплексных проектов обустройства месторождений создано новое эффективное оборудование, позволяющее защищать объекты строительства – теплозащитные экраны «Согда».

Конструкция этих изделий основана на инновационной технологии радикального снижения тепловых потоков. Экраны состоят из металлического каркаса и сетчатых панелей, между которыми форсунками оригинальной конструкции специальным образом распыляется вода. Отличительной особенностью экранов являются геометрия и параметры (размер ячейки и диаметр проволоки сетки), конструкция и расположение форсунок, а также дисперсность капель и расход воды.

Экраны могут использоваться при тушении пожаров на объектах нефтегазовой промышленности как внутри защищаемых объектов, так и снаружи, при тушении резервуарных парков с ЛВЖ и ПЖ и других объектах.

Экраны «Согда» позволяют подойти почти вплотную к очагу возгорания, защищая при этом личный состав подразделений пожарной охраны.

Данная разработка не имеет аналогов в мире и позволяет коренным образом повысить эффективность предотвращения распространения огня, локализации и тушения пожаров.

Согласно рекомендациям ООО «Газпром газобезопасность» и ФГУ ВНИИПО МЧС РФ от 16.12.2010 предусматривается оснащение пожароопасных объектов ОАО «Газпром» теплозащитными экранами типа «Согда».

224

Обустройство месторождений

Обустройство перспективных месторождений моря Лаптевых

Евстафьева Т. А. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Обустройство морских месторождений представляет собой крайне сложный процесс, состоящий из нескольких последовательных этапов, причем одним из наиболее ответственных является этап проектирования системы подготовки скважинной продукции.

Требования к технологии подготовки добываемой продукции к транспорту определяется рядом факторов. Ключевое значение имеют сложные природно-географические и инженерно-геологические условия района морского промысла, наличие необходимой береговой инфраструктуры и удаленность от нее, а также необходимость тщательного учета экологической уязвимости территории.

При разработке основных технических решений по подготовке углеводородов морских месторождений основным критерием является требование к режиму их транспортировки. Поэтому для каждого морского месторождения разрабатывают принципиальную технологическую схему подготовки к транспортированию продукции скважин, предусматривающую максимально возможное сокращение объемов технологических операций на платформах и подводных добычных комплексах.

В зависимости от ряда факторов принимаются решения о трубопроводном транспорте либо отгрузке углеводородов танкерами; полной либо частичной подготовке на платформе; конкретных процессах и оборудовании, применяемых на подводных добычных комплексах и т. д.

Таким образом, становится возможным обосновать рациональное техническое решение по подготовке углеводородов морских месторождений, а также эффективное расположение оборудования для конкретного морского месторождения.

225

Секция 5

Оценка растворимости и компонентного состава попутного нефтяного газа в нефтепромысловой сточной воде

Жиряков В. Ю., Зобнин А. А., Тарасов М. Ю., Иванов С. С. (ОАО «Гипротюменнефтегаз»)

Одним из важных критериев взрывоопасности нефтепромысловых установок, в продукции которых присутствует и может выделяться углеводородный газ, является плотность этого газа. По данному критерию помещения со взрывоопасными зонами и наружные взрывоопасные установки делятся на объекты с легкими горючими газами и объекты с тяжелыми горючими газами. В правилах устройства электроустановок (шестом издании) даны следующие определения:

––легкий газ – газ, который при температуре окружающей среды 20 °С и давлении 100 кПа имеет плотность 0,8 или менее по отношению к плотности воздуха;

––тяжелый газ – газ, который при тех же условиях, имеет плотность более 0,8 по отношению к плотности воздуха.

Всвязи с этим важно знать состав углеводородного газа, растворенного в нефтепромысловой сточной воде, и выделяющегося из нее на установках подготовки воды для закачки в систему ППД.

Вработе рассмотрены методики расчета содержания растворенных углеводородных газов в нефтепромысловой сточной воде

иоценена область их применения. В качестве объектов сравнения были выбраны следующие методики:

––расчет в ПО «HYSYS 2006» (по Peng-Robinson; PR-Twu; Twu- Sim-Tassone (TST) и др.);

––методика № 1. Расчет по А. Ю. Намиоту [1];

––методика № 2. Расчет по СТП 0148463-010 [2];

––методика № 3. Расчет по СТО 51.00.021-84 [3].

Каждая из рассматриваемых методик имеет свои ограничения по области применения.

Для сравнения растворимости смесей газовых компонентов в воде был произведен расчет их растворимости в воде в Методиках № 1, 2, 3, а для ПО «HYSYS 2006» была построена модель, представленная на рисунке.

226

Обустройство месторождений

Модель для определения растворимости смесей газовых компонентов

вводе в ПО «Hysys 2006»

Сцелью сравнения расчетных и экспериментальных данных были отобраны и проанализированы промысловые пробы газа:

–– выделенного из пробы нефтепромысловой сточной воды из аппарата-нефтегазоводоотделителя (НГСВ); –– отобранного из линии «газ_БД» (рисунок). В данном случае

под БД подразумевается аппарат для подготовки воды (на схеме не показан отвод уловленной нефти).

Хроматографический анализ показал существенное различие

вкомпонентном составе газов: растворенный газ оказался более легким по сравнению с газом, отобранным из линии выхода из БД.

В последнем случае в газе обнаружено повышенное содержание

фракций С4+в , что можно объяснить наличием в аппарате пленки уловленной нефти и ее частичным испарением.

Поэтому при выборе методик расчета и определении состава газа на установках подготовки воды следует учитывать наличие в воде и аппаратах остаточного содержания нефтепродуктов.

Список литературы:

1.Намиот А. Ю. Растворимость газов в воде: справ. пособие. М.: Недра, 1991. 167 с.

2.СТП 0148463-010. Методика определения и нормирования технологических потерь нефтяного газа при добыче, сборе, подготовке и транспортировании», СибНИИНП, 1989.

3.СТО 51.00.021-84. Расчет состава и свойств нефти, газа и воды нефтяных месторождений Главтюменнефтегаза. Тюмень, 1984. 44 с.

227

Секция 5

Теплосиловое взаимодействие горячих подземных трубопроводов с многолетнемерзлыми грунтами

Жолобов И. А. (ОАО «Гипротюменнефтегаз»), Примаков С. С. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Обеспечение целостности трубопровода и сохранение его проектного положения являются ключевыми задачами в трубопроводном транспорте [1]. Для оценки надежности горячих подземных трубопроводов, проложенных на мерзлоте, прочностной расчет должен выполняться совместно с тепловым.

Как правило, надежность проектируемого подземного трубопровода определяется с помощью прочностного расчета на его устойчивость с учетом рельефа и свойств подстилающего и насыпного грунта [2]. В случае, когда трубопровод с теплым или горячим продуктом проходит по многолетнемерзлым грунтам (ММГ), ситуация принципиально отличается. При тепловом взаимодействии трубопровода с ММГ происходят оттаивание и осадка, т. е. перемещение этих грунтов. Скорость и степень таких перемещений определяются теплотехническим расчетом, однако их последствия нигде не оцениваются. Так, например, из СП 25.13330.2012 не ясно, какие размеры ореолов или какие величины осадок опасны для тех или иных трубопроводов, работающих в разных условиях.

Кроме того, очевидно, что напряжения в трубе вызывает не сама осадка, а ее неравномерность, которая определяет дополнительные вертикальные изгибы трубопровода.

Из сказанного ясно, что оценка надежности трубопровода может определяться только при совместном решении тепловой и прочностой задач. Прочностная задача решается в квазистационарной постановке и определяет предельные значения неоднородности осадки грунта, не вызывающие критических напряжений в стенке трубопровода. Тепловая задача решается численно (согласно пункту 13.7 СП 25.13330.2012) в нестационарной постановке и определяет ореолы, осадку грунта и степень ее неоднородности по всей длине трубы на всем периоде эксплуатации [3],[4]. Результаты решения первой задачи определяют параметры решения второй. В свою очередь, анализируя решение второй задачи с учетом критерия, полученного в первой, можно определить не только участки, на которых труба будет испытывать предельные деформации, но и моменты времени, когда эти деформации будут возникать. Последнее

228

Обустройство месторождений

связано с тем, что сильнольдистые просадочные грунты могут залегать на разной глубине и оттаивать в разные моменты времени [5].

При определенных условиях и небольшой протяженности просадочного участка труба будет провисать над просевшим грунтом на боковых непросадочных участках при любой величине осадки грунта. Для разных по длине просадочных участков критические осадки принимают различные значения, поэтому было выполнено исследование, позволяющее понять зависимость напряжений в трубопроводе от величины осадки и длины просадочного участка (рис. 1).

Рис. 1. Схематичное изображение модели участка трубопровода (красным цветом выделено место возникновения недопустимых напряжений в трубе). Масштаб осадки 50:1

Оценка прочности может производиться, например, по методике, описанной в работе [6]. Данная методика отвечает требованиям СНиП 2.05.06-85 и реализована в программе «Старт» (ООО «НТП Трубопровод») (рис. 2).

Рис. 2. Максимально допустимые осадки моделируемого трубопровода для разных длин просадочного участка

229