У точной инклинометрии есть свое имя – Stockholm Precision Tools AB.
Tекущий выпуск
№1 Январь 2012
Содержание АрхивOil & Gas
№ 10 (октября 2006)
Транспортировка многофазного потока на большие расстояния
Statoil и другие компании уже давно прогнозируют, что Северное море в дальнейше станет нефтегазовой провинцией поздней стадии разработки, и что большинство вновь открываемых месторождений будет слишком маленькими, чтобы разрабатывать каждое их них в отдельности
Свен Клемп, Пер Фукс, Энтони Буллер
Добавить закладку!
Если так случится, это будет означать, что разработка залежей Северного моря будет рентабельной только в том случае, если они будут подключены к расширяющимся инфраструктурам основных эксплуатируемых месторождений. В случае открытия значительных залежей в районах, где отсутствует инфраструктура, возможно, их придется подключать непосредственно к наземным установкам; а основные открытия, скорее всего, произойдут в отдаленных глубоководных участках где-то на Норвежском шельфе.
Общим для всех этих предположений является вывод о возможности транспортировки не подвергшейся обработке продукции скважин на значительные расстояния. Поэтому компания Statoil вкладывала значительные средства в научно-исследовательские работы по многофазным потокам – инициативное решение, которое оказалось совершенно оправданным, так как указанные прогнозы в большинстве своем подтвердились:
• многочисленные небольшие (сателлитные) месторождения действительно были подключены к существующим морским инфраструктурам добычи и промысловым центрам;
• углеводороды доставляются от подводного устья скважин (на морском дне) на плавучие промысловые установки по протяженным подводным трубопроводам и стоякам;
• многофазные потоки продукции скважин доставляются с газовых и газоконденсатных месторождений на наземные установки для подготовки и экспорта продукции.
История научно-исследовательских работ
Начало участия компании Statoil в научно-исследовательских работах по обеспечению бесперебойности потока относится к 1980 году, когда Институт энергетических технологий (IFE) предложил провести совместные работы по разработке новой компьютерной модели неустановившегося двухфазного потока для прогнозирования и моделирования одновременного движения нефти и газа по трубопроводам. Немного позднее, SINTEF, при поддержке нефтяных компаний (включая Statoil), начал работы в крупномасштабной лаборатории потоков в Тиллере, недалеко от Трондхейма, оснащенной современным оборудованием, позволяющим получать данные для компьютерного моделирования.
Затем, в 1993 году, компания Statoil ускорила работы по расчету многофазного потока, начав реализацию пятилетней «Программы Statoil по разработке многофазных потоков» в сотрудничестве с IFE, SINTEF и несколькими компаниями-поставщиками, включая Scandpower. В период осуществления этой программы тремя норвежскими нефтяными компаниями Statoil, Saga и Norsk Hydro было также создано совместное предприятие SSH. Его целью было совместное улучшение понимания всего спектра проблем, связанных с технологией транспортировки многофазных потоков.
Позднее, вследствие инициативы руководителей «Норвежской глубоководной программы» (NDP), компания Shell объединила свои усилия с компанией Statoil для разработки программ моделирования потока при глубоководной эксплуатации. После присоединения компании Norsk Hydro, основными участниками предприятия SSH стали компании Statoil, Shell и Norsk Hydro.
В рамках этих различных структур, значительная часть работы была выполнена в Исследовательском центре компании Statoil в Трондхейме, преимущественно путем проведения новейших лабораторных экспериментов и полевых измерений. И сейчас, примерно 20 лет спустя, компания Statoil считается одним из мировых лидеров в области обеспечения бесперебойности потоков.
Технический анализ
Основой для расчета эффективной транспортировки многофазного потока являются высококачественная характеристика скважинных флюидов, современные теории механики флюидов, средства моделирования потока, и последний, но не менее важный фактор – глубокое понимание поведения флюидов.
Многочисленные осложнения могут возникать при образовании скоплений жидкости и транспортировке вынесенного песка; кроме того, при одновременном присутствии таких физико-химических осложняющих движение потока физико-химический явлений, как образование парафинов, газогидратов, отложение твердых осадков, асфальтены и эмульсии. Пластовые газы – углекислота (CO2) и сероводород (H2S) создают также агрессивные химические смеси, способные вызвать значительную коррозию оборудования. Необходимо хорошо понимать все эти факторы, если планируется дать надежные прогнозы в отношении их воздействия и найти оптимальные пути их предотвращения и борьбы с ними. Необходимость совершенствования насосно-компрессорного оборудования, расходомеров и других устройств еще больше усложняет разработку технологии обеспечения бесперебойного потока.
Системы транспортировки многофазных потоков так же разнообразны, как и пласты, из которых поступают потоки: состав флюидов, диаметр и протяженность трубопроводов, маршруты и топография морского дна различны в каждом случае. Однако даже при этом их можно разделить на две основные группы. Основную сложность для систем транспортировки нефти представляет точный прогноз участков падения давления вдоль трубопроводов, с учетом свойств флюида (реологии) (например, режим течения водонефтяного потока, эмульсификация, вязкость). Эти параметры жизненно необходимы для выбора оптимального диаметра трубопровода, проектирования соответствующего термоизолирующего покрытия, а также правильного определения размеров входных сепараторов с учетом приема скопления. Для систем транспортировки газоконденсатного потока важен прогноз того, какие объемы конденсата и воды будут накапливаться в трубопроводе (учет накапливающихся объемов жидкости), а также критичность приема скоплений, возникающих при увеличении скорости потока и/или очистке трубопровода скребками. Такие прогнозы особенно важны для проектирования сепараторов жидких фракций (которые представляют собой устройства высокого давления для приема и хранения жидкости, обычно размещаемые на суше), а также для оценки воздействия притоков жидкости на работу расположенных далее перерабатывающих установок.
Программы для моделирования многофазного потока
Большой объем накопленных знаний, опыта и экспериментальной информации был синтезирован в форме цифрового инструментария широкого диапазона от простых эмпирических корреляций до чрезвычайно сложных точных математических моделей и компьютерных программ. Программы для моделирования многофазного потока в настоящее время основаны на одномерных «механистических» моделях потока (т.е. поток описывается математическими уравнениями сохранения массы, момента и энергии во времени и пространстве и пытающимися учесть физические механизмы, определяющие движение различных фаз). Однако для решения этих уравнений необходимо в значительной степени полагаться на эмпирические корреляции – отношения замыкания, – основанные на соответствующих экспериментальных данных. Отношения замыкания распространяются в основном на взаимодействия между фазами, смешивание фаз и межфазный обмен кинетическими моментами. Очевидно, что экспериментальные схемы не могут точно воспроизвести полевые условия, независимо от того, насколько они совершенны. Поэтому модели потока должны быть тщательно проверены по надежным и представительным полевым данным. С этой целью компанией Statoil был собран значительный объем информации с принадлежащих ей месторождений.
На протяжении прошлых лет, программы моделирования подверглись значительному усовершенствованию. Так, Statoil и другие компании постоянно проводили усовершенствование программного комплекса OLGA – современного промышленного эталона. Последняя версия (OLGA2000), которая была внедрена компанией Scandpower в 1999 году, разработана для моделирования установившихся и переходных многофазных потоков в скважинах и трубопроводах. Она может работать с любым сочетанием многокомпонентных углеводородов и пластовой воды, а также с однофазным потоком. Точнее, программный комплекс OLGA используется для эффективного и точного моделирования, анализа и оптимизации значительного набора операций по транспортировке скважинной продукции и связанных с ней явлений, то есть применим для широкого ряда операций системы. Он выполняет также функциональные требования по особо сложным случаям применения, относящимся к глубоководным разработкам, сетям для многофазного потока, многоствольным (разветвленным) скважинам и чрезвычайно протяженным трубопроводам для транспортировки многофазного потока. Будет справедливым отметить, что в настоящее время программный комплекс OLGA2000 монополизировал рынок моделирования динамического многофазного потока.
Методики индикаторных изотопов, используемые для измерения накопления жидкости в трубопроводах для перекачки многофазных газоконденсатных потоков
При проведении исследований пласта, для точного отслеживания движения флюидов к добывающим скважинам в закачиваемую воду иногда добавляются небольшие количества безвредных радиоактивных материалов или химреагентов. Statoil и IFE пошли дальше, адаптировав методики индикаторных изотопов к измерению накопления жидкости в трубопроводах по перекачке многофазных потоков. Это очень важно, так как объемы жидких фаз (воды и конденсата) могут иметь критическое значение для проектирования и эксплуатации трубопроводов и принимающих систем для многофазных потоков, а также для калибровки цифровых моделей, таких как OLGA, разработанных для моделирования и прогнозирования воздействия физических механизмов на движущийся по трубопроводу поток и для отслеживания отдельных скоплений жидкости. Конечной задачей является улучшение управления выходящими потоками для оптимизации работ и стабилизации производственных процессов. Такие исследования раньше выполнялись довольно грубо и громоздко с использованием скребков; однако это должно измениться при введении новой методики, элегантной в своей простоте. Как основа методики, к конденсату и попутной воде на входе в трубопровод сначала подмешиваются различные индикаторы (радиоактивные или химические). Затем на выходе берутся образцы флюидов с определенной периодичностью, чтобы определить время, которое потребовалось индикаторам для прохождения по трубопроводу, и их концентрации. Результаты затем преобразовываются в длительности пребывания и объемы жидкости. Успешные опыты проведены на трубопроводах Хулдра-Хеймдал (Huldra-Heimdal), Мидгард-Эсгард (Midgard-Бsgard) и Тролль-Колснес (Troll-Kollsnes). Они показали, что объемы скоплений конденсата и воды можно достаточно точно измерять по отдельности, не нарушая процесса добычи. Для защиты этой инновации компания Statoil подала заявку на патент и работает над разработкой непрерывного оперативного мониторинга при использовании химических индикаторов с целью его дальнейшего внедрения.
Применение – протяженные трубопроводы для транспортировки многофазных газоконденсатных потоков
В газоконденсатном трубопроводе объем накапливающейся жидкости в значительной степени зависит от рабочих условий. Так, например, если скорость движения потока поддерживается примерно на уровне, на который рассчитан трубопровод (расчетной скорости потока), транспортировка жидкости осуществляется эффективным образом; часть жидкости даже будет транспортироваться в виде капель в газовой фазе. Конденсат и вода будут также хорошо смешиваться и двигаться с одинаковой скоростью. В таких условиях содержание жидкости в трубопроводе будет умеренным.
Однако при снижении темпа добычи газа трение между газом и жидкостью становится менее эффективным, и содержание жидкости начинает увеличиваться. Первоначально это увеличение незначительно, но на определенном этапе транспортировка капелек прекращается, и содержание жидкости начинает значительно возрастать. При дальнейшем снижении темпа добычи газа, конденсат и вода перестают смешиваться. Когда это происходит, взаимодействие между двумя жидкостями осуществляется слабо, и содержание воды, как и общее содержание жидкости, резко возрастает. (Это обычно происходит при снижении темпа добычи газа примерно до 50% от проектных значений) Кроме того, критическая доля жидкости обычно тем выше, чем больше протяженность трубопровода, потому что диаметр трубопроводов большой протяженности обычно больше по сравнению с диаметром коротких трубопроводов, что делается для предотвращения перепадов давления. Если скорость потока затем повышается, избыточные скопления жидкости должны быть удалены. Поэтому газоконденсатные трубопроводы большой протяженности обычно оснащаются большими сепараторами жидких фракций.
Хорошим примером управления скоплениями жидкости являются два параллельных трубопровода протяженностью 65 км и номинальным диаметром 36 дюймов, соединяющие платформу Тролль А (Troll A) с приемными береговыми установками в Колснесе (Kollsnes), на западном побережье Норвегии. Каждый трубопровод рассчитан на прокачку около 50 млн н. м3 газа в сутки, и оба трубопровода оснащены общим сепаратором жидких фракций вместимостью до 2 400 м3 жидкости. Однако рабочие испытания показали, что содержание воды в трубопроводе будет превышать вместимость сепаратора по водной фракции, если один из трубопроводов транспортирует установившийся поток объемом 35 млн н. м3 в сутки. В связи с этим накапливаемые объемы жидкости регулируются периодическим повышением темпа добычи для вытеснения жидкости из трубопровода.
Другим примером является трубопровод протяженностью примерно 140 км, который должен направлять скважинную продукцию с месторождения Сновит (Snњhvit) на наземные установки на острове Мелкойя (Melkњya) недалеко от Хаммерфеста (Hammerfest) в северной Норвегии. Номинальный диаметр трубопровода составляет около 28 дюймов, предусмотрен сепаратор жидких фракций вместимостью 800 м3 воды и 1 900 м3 конденсата. С учетом объема жидкости, конденсируемой из газа, общий объем достигает приблизительно 3 000 м3. Но это значительно меньше, чем возможные объемы жидкости, накапливающиеся в трубопроводе при низком постоянном темпе добычи. Трубопровод, подающий продукцию месторождения Сновит (Snњhvit) на завод по сжижению природного газа на острове Мелкойя (Melkњya), будет работать с достаточно высокой постоянной скоростью потока. Для таких случаев необходимо установить нижний предел скорости потока, известный как предел, при котором по трубопроводу необходимо пропускать скребки. При скорости выше этого предела система может функционировать достаточно свободно, однако при этом могут быть некоторые ограничения в отношении того, как быстро может увеличиваться темп добычи. При скорости ниже указанного предела, для регулирования скоплений жидкости потребуется регулярное пропускание скребков. В случае месторождения Сновит (Snњhvit), придется подобрать режим внутрипромысловых трубопроводов без использования скребков, так как они на 100% находятся под водой.
В настоящее время компания Statoil является оператором приблизительно 900 км морских трубопроводов по транспортировке многофазных потоков в Норвегии:
• Трубопроводы диаметром 20 дюймов протяженностью 53 км от Мидгарда (Midgard) до Эсгарда Б (Бsgard B) (1999 год).
• Два трубопровода диаметром 36 дюймов протяженностью 67 км, соединяющие гигантское месторождение Тролль (Troll) с наземной установкой по подготовке газа к транспортировке в Колснесе (Kollsnes) (1996 год).
• Трубопровод диаметром 22 дюйма протяженностью 140 км между платформой Хулдра (Huldra), где проводится минимальная подготовка газа, и газовой платформой Хеймдал (Heimdal) (2001 год).
• Подводный трубопровод диаметром 18/20 дюймов протяженностью 85 км, подключающий Миккель (Mikkel) к подводной трубопроводной системе Мидгард (Midgard) и далее к газовой платформе Эсгард Б (Бsgard B) (2003 год).
• Трубопровод жирного газа диаметром 30 дюймов протяженностью 145 км между платформой Квитебъорн (Kvitebjњrn) и газовой установкой в Колснесе (Kollsnes) (2004 год).
• Трубопровод диаметром 28 дюймов протяженностью 143 км для транспортировки скважинной продукции с подводных систем месторождения Сновит (Snњhvit) на наземный завод по сжижению природного газа на острове Мелкойя (Melkњya) (2007 год).
Компания Statoil отвечает также за проектирование и строительство 100-километровых трубопроводов диаметром 32 дюйма для транспортировки многофазных потоков с морских платформ Южный Парс (South Pars) 6, 7 и 8 в Иране – работы должны начаться в 2007 году.
Опыт, приобретаемый в ходе разработки и строительства всех этих трубопроводов, будет иметь очень большое значение при планировании, проектировании и эксплуатации будущих сверхдлинных газоконденсатных многофазных трубопроводных систем.
Будет справедливо отметить, что компания Statoil внесла значительный вклад в развитие идей по разработке морских месторождений с использованием решений, которые были совершенно неизвестны еще несколько лет назад. Компания Statoil выражает твердое намерение и в дальнейшем сохранять лидирующее положение в области технологий многофазных систем и обеспечения бесперебойных потоков, работая совместно с прежними и новыми союзниками, разделяющими ее взгляды и цели.
Добавить закладку!
Web programming by Iflexion
Copyright © 2008 Eurasia Press (www.eurasiapress.com)