Тюменниигипрогаз

Секция 5

Для иллюстрации были выполнены традиционно два расчета. Первый расчет показывает ситуацию (рис. 3), которая сложится вокруг трубопровода при отсутствии каких-либо мероприятий. Полученные в результате расчета зависимости абсолютной и максимальных значений относительной осадок за 30 лет представлены на рис. 4. Верхняя часть графика показывает динамику формирования осадки с шагом 1,5 месяца, нижняя часть графика показывает степень неоднородности осадки, (т. е. максимальную относительную осадку грунта на соседних участках трубопровода за весь период эксплуатации), а также уровень ее предельно допустимого значения, при котором отсутствуют критические напряжения в трубе.

Рис. 3. Геологический профиль моделируемого участка трассы трубопровода

Рис. 4. Зависимость абсолютной и максимального значения относительной осадок от протяженности трубопровода за 30 лет эксплуатации без мероприятий

230

Обустройство месторождений

Проведенный расчет позволяет выявить участки, потенциально опасные для трубопровода с точки зрения неоднородности осадок оттаявшего в процессе эксплуатации грунта. Второй расчет определяет мероприятия по обеспечению надежной работы трубопровода и направлен на выравнивание скоростей осадки на соседних участках (рис. 5).

Рис. 5. Зависимость абсолютной и максимального значения относительной осадок от протяженности трубопровода за 30 лет эксплуатации с применением теплоизоляции

По результатам расчета видно, что на участках с непросадочными грунтами теплоизоляция не требуется. Напротив, на участке, где непросадочные грунты граничат с сильнопросадочными, вследствие чего возникает сильная неравномерная осадка грунта, требуется дополнительная теплоизоляция.

Список литературы:

1.Айнбиндер А. Б. Расчет магистральных и промысловых трубопроводов на прочность и устойчивость: справ. пособие. М.: Недра, 1991. 287 с.

2.Примаков С. С., Жолобов И. А. О необходимости лабораторных измерений теплофизических свойств многолетнемерзлых грунтов // Нефтяное хозяйство. 2013. № 2. С. 82–84.

3.Кутателадзе С. С. Основы теории теплообмена. М.: Атомиздат, 1979. 416 с.

4.Порхаев Г. В. Тепловое взаимодействие зданий и сооружений с вечномерзлыми грунтами. М.: Наука, 1970. 208 с.

5.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. № 10. С. 122–125.

6.Программная система СТАРТ. Расчет прочности и жесткости трубопроводов. Руководство пользователя. Версия 4.66. М., 2011. 174 с.

231

Секция 5

Принципы построения систем автономного электроснабжения маломощных потребителей удаленных и труднодоступных объектов газовой промышленности

Захарова О. В. (ООО «ТюменНИИгипрогаз»)

На объектах газовой промышленности используется большое количество потребителей малой мощности (от 0,1 до 30 кВт), расположенных в труднодоступных районах, распределенных вдоль трасс магистральных газопроводов и удаленных от центров электроснабжения: системы автоматики и телемеханики, электрохимической защиты, технологической связи, учета энергоресурсов и т.п.

Характерной особенностью этих потребителей является наличие электроприемников первой и второй категории, включая особую группу первой категории [1, с. 9–26].

Централизованное электроснабжение таких потребителей с учетом их категорийности от существующих энергосистем с использованием вдольтрассовых линий электропередачи (ЛЭП) напряжением 35 кВ или 10(6) кВ связано с большими затратами на строительство

иэксплуатацию ЛЭП при низкой эффективности их использования.

Всвязи с этим практический интерес представляет организация децентрализованного электроснабжения рассматриваемых потребителей на основе гибридных систем автономного электроснабжения (ГСАЭ).

Анализ требований, предъявляемых потребителями объектов газовой промышленности к электроснабжению, и современного уровня разработки источников электроэнергии показывает, что методология построения ГСАЭ должна быть основана на следующих принципах:

–– Для обеспечения требуемого уровня надежности электроснабжения потребителей в состав системы должны входить как минимум два независимых источника питания – основной и резервный; –– Основной источник питания для производства электроэнер-

гии должен использовать природный газ; –– В качестве резервного источника должны использоваться ги-

бридные энергетические установки на основе возобновляемых источников энергии; –– Система должна иметь блочно-комплектное исполнение полной

заводской готовности к применению, обеспечивающее ее транспортировку к месту эксплуатации различными видами транспорта;

232

Обустройство месторождений

–– Система должна бесперебойно функционировать в заданных климатических условиях без участия обслуживающего персонала на регламентированном межремонтном интервале.

С учетом изложенных принципов в зависимости от конкретного размещения и особенностей технологического назначения в качестве основного источника питания в ГСАЭ могут использоваться газопоршневые, микротурбинные, турбодетандерные электроагрегаты, термоэлектрические генераторы, теплоэнергетические установки типа «ОРМАТ» и электрохимические генераторы на основе топливных элементов [2, с. 182–195].

Среди возобновляемых источников энергии наибольшее развитие и применение получили солнечные и ветроэнергетические установки. Практика применения таких источников для электроснабжения потребителей в районах, где сеть централизованного электроснабжения отсутствует, удалена, ненадежна или стоимость ее прокладки высока, показывает, что наиболее эффективным и экономически обоснованным является комплексное их использование в составе гибридных систем электроснабжения [3, с. 1].

Список литературы:

1.СТО Газпром 2-6.2-149-2007. Категорийность электроприемников промышленных объектов ОАО «ГАЗПРОМ». Введ. 31.01.2008.

2.Голубев С. В., Комягин А. Ф. Автономное электроснабжение вдольтрассовых потребителей на магистральных газопроводах // Сборник научных трудов ООО

«ВНИИГАЗ». М.: ВНИИГАЗ, 2006. С. 182–195.

3.Каргиев В. М. Методы построения гибридных автономных и резервных систем электроснабжения URL: http://www.solarhome.ru (дата обращения 15.01.2014).

233

Секция 5

Промысловый анализ качества топливного газа

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

Подготовка продукции скважин нефтяных и газовых месторождений неотъемлемо связана с процессами сепарации газожидкостных сред.

Одним из главных критериев подбора сепарационного оборудования при проектировании новых объектов обустройства, а также оценки эффективности работы действующего оборудования, является четкость разделения фаз, характеризуемая величиной уноса с газом капельной жидкости (нефти и воды).

Необходимость промысловой оценки эксплуатационных характеристик оборудования (показателей качества подготовки газа) связана с тем, что в ряде случаев заводские значения не достигаются.

Вданной работе приведены основные результаты обследования работы сепарационного оборудования установок подготовки топливного газа газотурбинных (ГТЭС) и газопоршневых (ГПЭС) электростанций. В данном случае требуется глубокая очистка газа до остаточного содержания капельной жидкости и механических примесей 5–10 мг/м3.

В2012–2013 гг. были проведены промысловые исследования блоков подготовки топливного газа (БПТГ) для питания ГТЭС и ГПЭС, расположенных на одном и том же центральном пункте сбора нефти. При этом набор оборудования блоков был различным.

На рисунке представлены характерные значения содержания капельной жидкости в газе, поступающем на БПТГ, в зависимости от температуры газа. Увеличение содержания капельной жидкости

вгазе с повышением температуры можно объяснить следующими причинами:

–– уменьшением вязкости и плотности жидкости, что увеличивает вторичный унос капель жидкости с межфазной поверхности «газ-жидкость»; –– увеличением фактического расхода газовой фазы и скоро-

сти ее движения по трубопроводам и оборудованию. При этом снижается гравитационная составляющая скорости оседания капель жидкости; –– увеличением содержания влаги в газовой фазе.

Содержание капельной жидкости на выходе БПТГ в период об-

234

Обустройство месторождений

следования составило:

––для БПТГ ГТЭС – 6,5–10,6 мг/м3;

––для БПТГ ГПЭС – 77,4–90,5 мг/м3 .

Зависимость изменения содержания капельной жидкости в газе, поступающем на БПТГ, от температуры газа

Высокое содержание капельной жидкости после БПТГ ГПЭС связано с неэффективной работой фильтра-коалесцера, в котором мелкодисперсная капельная жидкость укрупняется (что доказано проведенными исследованиями), но не удаляется из аппарата в полном объеме.

Таким образом, исследования показали, что для эффективной подготовки топливного газа на ГПЭС необходимо усовершенствовать конструкцию фильтра-коалесцера.

235

Секция 5

Оптимизация системы технического обслуживания и ремонта оборудования УКПГ ГП-2 Бованенковского НГКМ

Исмаилов Т. А. (Ямальское газопромысловое управление

ООО «Газпром добыча Надым»)

Система технического обслуживания и ремонта (ТОиР) оборудования – это совокупность взаимосвязанных технических средств, документации, исполнителей, необходимых для поддержания и восстановления качества оборудования. На газодобывающих производствах она проявляется в следующем:

1)срок начала планового ремонта оборудования, не имеющего резерва, совмещается со сроками плановых остановов объектов на регламентные и ремонтные работы;

2)при текущем ремонте необходимо в первую очередь предусматривать обслуживание тех конструкций, узлов и оборудования, от которых зависит нормальный ход технологического процесса;

3)при составлении графиков ремонта основного технологического оборудования должно быть предусмотрено время на ремонт и наладку средств измерений и автоматизации, а также комплексное опробование оборудования;

4)планирование объемов всех видов ремонта технологического оборудования производится на основании данных о трудоемкости ремонтных операций, которая зависит от категории сложности ремонта.

По-новому взглянуть на вышеизложенные положения заставля-

ют масштабы газового промысла (ГП) № 2 Бованенковского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) и состав его оборудования. Отечественное оборудование здесь используется наряду с импортным, зачастую работает в сложных климатических условиях, выполнено в блочно-модульном исполнении, не имеет резерва ввиду технологических особенностей.

В рамках сервисного обслуживания на ГП-2 Бованенковского НГКМ в 2013 г. с целью оптимизации эксплуатации промысла все технологическое оборудование УКПГ было условно разделено на комплексы, внутри которых оборудование связано технологически, так что они могут выводиться в ремонт вне зависимости от работы УКПГ в целом. В то же время в составе одного комплекса могут находиться объекты с разной нормативной периодичностью обслуживания.

236

Обустройство месторождений

Вданной работе отражена в общих чертах система ТОиР на ГП-2 Бованенковского НГКМ для чего:

–– сопоставлены параметры технологического процесса, периодичности, продолжительности, нормативы трудоемкости ТОиР оборудования технологических комплексов; –– пересмотрены категории сложности и нормы времени на

ремонт и техобслуживание с целью корректирования их в сторону уменьшения организации технологии ремонта оборудования, рационального распределения трудозатрат, уменьшения времени простоя газового промысла при плановом останове на регламентные работы; –– определены структура и этапы планирования и выполнения

работ по ТОиР путем составления план-графика ТОиР комплексов, минимально связанного с планом добычи газа; –– определены стратегии, формы и методы ремонтно-профи-

лактических воздействий на оборудование комплексов, обозначены требования к организационно-техническому обеспечению работ на основании полученных результатов.

Врезультате разработано Положение о системе технического обслуживания и ремонта ГП-2 Бованенковского НГКМ, достигнутый экономический эффект получен за счет оптимизации затрат на проведение ТОиР.

237

Секция 5

Нормирование расхода ингибитора гидратообразования при распределении по газосборным коллекторам системы сбора газоконденсатных промыслов в условиях недостаточного объема исходных данных

Кагарманов А. И. (ООО «Газпром добыча Уренгой»)

Одной из важнейших составляющих себестоимости товарного газа являются затраты на ингибирование гидратообразования. Недооценка необходимого объема ингибитора (метанола) может привести к серьезным негативным последствиям. Актуальной задачей является определение минимально необходимого количества ингибитора, подаваемого в защищаемые точки технологической цепи.

Условно, расчет удельного расхода метанола сводится к определению его количества, полученного из условий материального баланса по воде и ингибитору, достаточного для понижения равновесной температуры гидратообразования. При этом необходимое количество рассчитывается как сумма потерь чистого метанола, который растворится в водной, конденсатной и газовой фазах.

Для расчета необходим ряд изменяющихся во времени технологических параметров, таких как давление и температура на устьях скважин и в здании переключающей арматуры, расходы газа, воды и газового конденсата. При укомплектованности необходимыми контрольно-измерительными приборами – это задача несложная. Система точных датчиков и многофазных расходомеров позволяет не только производить периодический расчет, но и автоматизировать процесс ингибирования гидратообразования с применением компьютерных алгоритмов.

Однако промыслы Уренгойского месторождения, введенные в

промышленную эксплуатацию в 1980-е гг., в недостаточной степени обеспечены подобным оборудованием. В частности, при отсутствии расходомеров на устье скважины невозможно точно определить дебит воды, когда 40 % удельного объема метанола затрачивается именно на унос его с водной фазой. Поэтому задача определения необходимого и достаточного количества метанола для защиты шлейфа от гидратообразования заведомо становится неоднозначной.

В данной работе предлагается оптимизировать расчет распределения объемов метанола по шлейфам введением поправочных коэффициентов.

238

Обустройство месторождений

Статистический анализ результатов газоконденсатных исследований опорных скважин позволил выявить, по совокупности технологических параметров, критерий для скважин со значительным выносом воды. При невозможности определения дебита воды по каждой скважине можно косвенно распределить общий объем воды промысла по «признаку обводненности», характеризуемому поправочными коэффициентами. Применение этих коэффициентов в уравнении материального баланса позволяет перевести задачу распределения метанола в условиях неопределенности в разряд решаемых с приемлемой точностью, особенно для автоматизированных систем.

239