Технические решения по подготовке газа к транспорту на газовых и газоконденсатных месторождениях с падающей добычей, страница 11

\

-~

Л

^_________________________________________

4.

4

N

\

__ --'

образо

юния

4.

ч

\ /ibd(

\

\

4.

2000   2002   2004   2006  2008   2010   2012   2011   2016   2018   2020   2022   2024

Годы эксплуатации

---------- температура газа в конце шлейфов

---------- температура гидратообразования газа

Рис. 2. Медвежье месторождение. Тепловой режим работы шлейфов

26


i 1334    1396   1998   2000   2002   2004   2006 2008   2010   2012   ?0U   2016   2018   7070   ?O??

Годы эксплуатации

----- 1------     номер ГП

-------------    температура гидратообразования газа

Рис. 3.  Медвежье месторождение. Динамика температуры газа на входе в ГП по годам эксплуатации

Прогнозные расчета температуры газа на входе УКПГ вы­полненные в 1995 г. ЮжНИИГипрогазом и ее динамика совпадают с реальными фактическими показателями 1994-2000 гг.

27


Анализ результатов тепловых и гидравлических расчетов системы сбора газа показал, что в течение всего периода падающей добычи газопроводы-шлейфы, в основном, будут работать в без-гидратном режиме и постоянная подача ингибитора гидратообразо-вания не требуется.

Но при вводе скважин и шлейфов в эксплуатацию после дли­тельных простоев с низкими дебитами и наличии свободной воды в потоке газа могут возникнуть условия гидрато- и льдообразования.

Как видно из графика на рис. 2, гидратообразование возмож­но в 2001-2004 гг., при устьевом давлении газа 2,8-3,3 МПа, темпе­ратура гидратообразования составит плюс 1-2,5 °С. Опасность льдообразования из-за снижения дебитов скважин, устьевых темпе­ратур и увеличивающегося обводнения залежи возрастает в по­следние годы эксплуатации.

Кроме того, необходима реконструкция обвязки части сква­жин и установка устройств для запуска саморазрушающихся порш­ней с емкостями сбора жидкости на ГП.

Физический износ трубопроводов в результате многолетней эксплуатации требует их замену с 2001 по 2010 гг.

На основании вышеизложенного можно сделать следующие выводы:

гидравлические потери давления не превышают 5-7 % от устьевого давления на ГП-1-8 и 10-12 % на ГП-9;

шлейфы работают в безгидратном режиме;

в основной части шлейфов скорость газа обеспечивает посто­янный вынос жидкости;

снижение отборов газа, а также выбывание из эксплуатации обводняющихся скважин приведет к появлению участков шлейфов со скоростью газа, не обеспечивающей вынос жидкости из газопро­водов;

для предотвращения образования жидкостных пробок целе­сообразна замена шлейфов на трубопроводы меньшего диаметра;

физический износ трубопроводов в результате длительной эксплуатации предполагает замену части шлейфов новыми;

для предотвращения гидрато- и льдообразования в скважинах и шлейфах при выводе их на режим после длительных простоев возможна подача метанола;

28


снижение дебита скважин приводит к снижению его расхода по шлейфам в результате чего может происходить: накопление жидкости и механических примесей; значительное снижение тем­пературы газа из-за разрушения теплогидроизоляции, что в конеч­ном итоге приводит гидратным режимам в некоторых шлейфах; снижение гидравлической эффективности шлейфов-коллекторов из-за накопления жидкости и мехпримесей (существующие методы борьбы - обратная продувка шлейфов и очистка полости с исполь­зованием желатиновых и гелевых саморазрушающихся поршней);