Тюменниигипрогаз

Секция 5

подземные емкости. Особенность этих сооружений в том, что изза большого диаметра и малой длины, они не могут рассчитываться аналогично подземным трубопроводам. Кроме того, в отличие от трубопроводов, емкости заполняются периодически, имеют неполное заполнение и неполную откачку. Также и могут оснащаться подогревом как внутренним, так и внешним, предназначенным для поддержания положительной температуры на приеме насоса. Все эти факторы значительно усложняют расчет теплового влияния подземных емкостей на грунты основания и на сваи фундамента емкости, что зачастую приводит к ошибкам в проектировании и дополнительным мероприятиям при эксплуатации.

В докладе будут рассмотрены некоторые подходы для решения выше перечисленных задач, а также представлены результаты моделирования.

Список литературы:

1.Кондратьев В. Г., Перекупка А. Г., Примаков С. С., Петрова А. С. Мероприятия по изменению режима теплообмена на поверхности земли и их влияние на распределение температуры в грунте. // Нефтяное хозяйство. 2012. № 2. С. 122–125.

2.Примаков С. С., Вершинин В. Е., Жолобов И. А. Теплосиловое взаимодействие горячих подземных трубопроводов с многолетнемерзлыми грунтами // Нефтяное хозяйство. 2013. № 11. С. 128–131.

250

Обустройство месторождений

Оценка применения современных проектных решений в сложных геокриологических условиях п-ова Ямал на примере Бованенковского месторождения

Пульников Е. А., Васильева А. О. (ИТЦ ООО «Газпром добыча Надым»)

Опыт строительства и эксплуатации месторождений углеводородов в зоне распространения многолетнемерзлых грунтов свидетельствует о необходимости разработки современных проектных решений для обеспечения надежности оснований и фундаментов. Это особо важно при освоении новых месторождений, расположенных в северных (арктических) широтах, характеризующихся крайне сложными инженерно-геокриологическими условиями (наличие засоленных грунтов, пластовых льдов и криопэгов, развитие опасных экзогенных процессов и т. п.). Выбор технических решений необходимо осуществлять с учетом современного изменения климата (потепление) и его воздействия на криосферу рассматриваемого региона.

В рамках обустройства Бованенковского месторождения проектировщиком совместно со специалистами инженерно-техническо- го центра был разработан единый подход и реализован комплекс современных технических управляющих решений, направленных на обеспечение устойчивости оснований и фундаментов на весь срок эксплуатации объектов в сложных геокриологических условиях при негативном техногенном и климатическом воздействии. Впервые в строительной практике в российской Арктике применены комплексные решения по обеспечению эксплуатационной надежности газопромысловых объектов:

––устройство высоких охлаждающих насыпей;

––внедрение фундаментов из металлоконструкций с развитой горизонтальной поверхностью (винтовые сваи, сваи с уширенной «пятой»);

––применение длиннопролетных ростверков в приустьевой зоне газовых скважин;

––использование различных модификаций систем термостабилизации мерзлых грунтов, в том числе теплоизолированных лифтовых труб в комбинации с вертикальными естественно действующими трубчатыми системами в приустьевой зоне газовых скважин.

251

Секция 5

Результаты геотехнических наблюдений за состоянием грунтов оснований и надфундаментных конструкций после первого года эксплуатации месторождения позволяют провести оценку эффективности реализованных решений, выявить их преимущества и недостатки.

Результаты данной работы могут быть использованы для корректировки типовых и принятия новых проектных решений в части оснований и фундаментов при освоении новых месторождений углеводородов п-ова Ямал.

252

Обустройство месторождений

Оптимизация процесса аэрации на станциях обезжелезивания в системе подготовки вод артезианских скважин на примере ГП-1 Уренгойского месторождения

Сулейманов Р. А. (ООО «Газпром добыча Уренгой»)

Одним из наиболее распространенных загрязнений, присутствующих в природной воде в больших количествах (особенно в воде подземных источников), является железо. Поскольку железо относится к токсичным тяжелым металлам, то согласно СанПиН 2.1.4.1074-01 его содержание в воде не должно превышать 0,3 мг/л. Поэтому удаление железа из природной воды является важной и наиболее распространенной операцией водоподготовки.

Содержание железа в исходной воде артезианских скважин газовых промыслов в зависимости от времени года варьирует от 10 мг/л до 25 мг/л, что в 30–80 раз превышает допустимую концентрацию.

Выпавший в осадок гидроксид железа Fe(OH)3 как продукт окисления бикарбоната железа Fe(HCO3)2 образует илистые отложения в системе водоснабжения промысла, а именно на стенках трубопроводов промыслового водовода, системах разбора холодной/горячей воды, теплообменниках. Он оседает ржавой взвесью на дне резервуара вертикального стального (РВС), приводит к быстрому износу Nа-катионитной загрузки в фильтрах котельной.

Во избежание негативных последствий на промыслах предусмотрена классическая схема упрощенной аэрации природной воды артезианских скважин в аэраторах с последующим фильтрованием на фильтрах-осветлителях.

Предложено усовершенствовать процесс аэрации путем внедрения струйного смесителя (водовоздушного эжектора) перед аэратором.

Данное предложение позволило:

––повысить эффективность окисления двухвалентного железа до трехвалентного, что значительно уменьшает содержание железа в готовой обработанной воде;

––уменьшить отложения окислов железа в РВС, теплообменниках, промысловом водоводе и водоприемных устройствах;

––продлить срок службы Na-катионита фильтров станции химической водоочистки котельной;

––уменьшить расход воды на ежегодную промывку системы водоснабжения промысла;

––упростить процесс обслуживания станции обезжелезивания.

253

Секция 5

Выбор типов стационарных нефтегазодобывающих платформ для освоения месторождений Обской и Тазовской губ

Финагенов О. М., Караев И. П. (ООО «Газпром ВНИИГАЗ»)

Акватория Обской и Тазовской губ является одной из наиболее изученных на наличие углеводородов акваторий континентального шельфа России. В то же время освоение запасов углеводородов в регионе осложнено суровыми природно-климатическими и геологическими условиями. Для обустройства нефтегазовых месторождений Обской и Тазовской губ наиболее важным является выбор типа платформы для круглогодичного функционирования, а также выбор наиболее рационального варианта освоения месторождений по части объема работ по компрессии углеводородов в открытом море и количества людей на промысле. Для этого необходимо создание и проработка концепций обустройства с использованием платформ на гравитационном и свайном основаниях, а также подводных добычных комплексов.

Разработаны различные концепции решений обустройства месторождений Обской и Тазовской губ (таблица).

Все концепции подразумевают применение стационарных сооружений, но принципиально отличаются друг от друга в вопросах объема работ по компрессии газа на платформе.

Концепции решений обустройства

	№	Концепция
	П/П

1Буровая платформа + компрессорное оборудование. Отдельно платформа с жилым модулем. Все в начале срока эксплуатации месторождения

2Буровая платформа + жилой блок + компрессорное оборудование в начале срока эксплуатации месторождения

3Буровая платформа + жилой блок в начале срока эксплуатации месторождения. В дальнейшем пристраивается платформа для компрессорного оборудования

4Буровая платформа, жилой блок, компрессорное и технологическое оборудование устанавливаются в начале срока эксплуатации месторождения

5Установка подводного добычного комплекса + платформа для компрессорного оборудования

254

Обустройство месторождений

Для каждой из концепций были проведены оценки следующих критериев:

––технологический процесс, выполняемый на платформе (состав верхнего строения);

––конструкция опорного основания;

––транспортировка и установка сооружения;

––влияние сооружения на окружающую среду;

––охрана труда, возможность проведения эвакуационных работ;

––сроки строительства.

Анализ критериев показал, что наиболее удачной концепцией для условий Обской и Тазовской губ является концепция 3 (таблица). Неоспоримыми плюсами данной концепции являются простота технологического процесса, выполняемого на платформе, а, следовательно, малый вес верхнего строения и габариты опорных оснований, что в свою очередь облегчает транспортировку и установку на точке бурения. Также разбивка строительства на этапы значительно облегчит строительные работы.

255

Секция 6

Экономика и управление в газовой промышленности

Секция 6

Оптимизация парка буровых мощностей как способ повышения эффективности выполнения производственной программы

Галкина Н. А. (филиал «Уренгой бурение» ООО «Газпром бурение»)

Одним из важнейших инструментов повышения эффективности выполнения нефтесервисным предприятием производственной программы является оптимизация парка буровых мощностей.

Производственная программа филиала «Уренгой бурение» на календарный год неоднократно корректировалась ввиду затяжных работ на скважине или сокращения/увеличения объемов работ в результате проводимых тендеров. Это не позволяет максимально использовать производственные мощности, приводит к нерациональному перемещению незадействованных буровых установок, а также не дает возможности минимизировать инвестиционные затраты.

Оптимизации парка буровых мощностей можно достичь путем оптимизации загрузки. Для этого необходимо разработать гибкий логистический алгоритм, который будет прогнозировать движение каждой буровой установки, включая их перемещение между месторождениями.

Для создания оптимизационного алгоритма в филиале «Уренгой бурение» необходимо:

––определить применяемый метод планирования потребностей в буровых установках;

––выявить факторы, влияющие на формирование парка буровых мощностей;

––экспертным путем сформировать критерии оценки эффективности выполнения производственной программы.

Оценить экономическую эффективность от внедрения алго-

ритма возможно через следующие показатели:

––коэффициент эффективности совершенствования управления;

––годовой экономический эффект;

––коэффициент общей эффективности.

Таким образом, разработка и внедрение алгоритма обеспечит значительный экономический эффект в годовой и долгосрочной перспективе, а также сокращение операционных затрат, связанных с обслуживанием и перемещением буровых установок. На сегодняшний день в филиале «Уренгой бурение» ведется работа по внедрению логистического алгоритма.

258

Экономика и управление в газовой промышленности

Проблемы и пути решения задачи утилизации попутного нефтяного газа

Евсеева М. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

Сжигание попутного нефтяного газа (ПНГ) на факельных установках, а также объемы его потерь при разработке месторождения являются актуальными проблемами топливно-энергетическо- го комплекса России. Согласно расчетам на основе спутниковых данных, полученных организацией Глобального партнерства по сокращению объемов сжигания ПНГ под эгидой Всемирного банка (Global Gas Flaring Reduction), объем сжигаемого ПНГ в России в 2011 г. достиг 37,4 млрд м3, при этом потери легких жидких углеводородов оценочно составили до 2 млн т. Эти цифры согласуются с данными Министерства энергетики РФ, в которых говорится о динамике роста объемов добычи ПНГ в России, что объясняется перспективным освоением и соответствующим ростом добычи нефти на месторождениях Западной и Восточной Сибири.

Косновным причинам сжигания ПНГ относятся:

1)отсутствие недорогих массовых технологий утилизации на низких ступенях сепарации;

2)отсутствие экономической заинтересованности;

3)удаленность потребителей ПНГ от мест нефтедобычи;

4)ограниченный доступ компаний к системам газопроводов. Нерациональное сжигание на факеле ПНГ приводит к уничтожению, с одной стороны, ценных невозобновляемых ресурсов, с другой стороны, наносит значительный экологический, а также финансовый ущерб.

Принято два постановления Правительства РФ: «О мерах по

стимулированию сокращения загрязнения атмосферного воздуха продуктами сжигания ПНГ на факельных установках» (2009) и «Об особенностях исчисления платы за выбросы загрязняющих веществ, образующихся при сжигании на факельных установках и (или) рассеивания попутного нефтяного газа» (2012). Согласно им все нефтегазодобывающие предприятия должны обеспечивать коэффициент утилизации ПНГ на уровне не ниже 95 %, при этом предусматривая снижение удельных потерь на месторождениях до 2,5 %.

Несмотря на положительные результаты по ряду компаний показатель рационального использования ПНГ сохраняется в пределах 75 %.

Для решения проблемы необходим комплексный подход, вклю-

259