Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение отличается многопластовой структурой и сложными геологическими условиями. Основными продуктивными отложениями являются сеноман–аптские. Основной проблемой, усложняющей разработку месторождения, являются суровые климатические условия. Также наблюдается снижение пластового давления, что оказывает негативное влияние на работу систем сбора, компримирования и подготовки газа. Особенно это касается поддержания требуемых температур на входе в магистральный газопровод и условий работы оборудования для низкотемпературной сепарации. В таких условиях необходимо модернизировать существующие технические решения, чтобы поддерживать целевые параметры температуры, давления и степень извлечения конденсата. В статье предложены методы оптимизации работы дожимных компрессорных станций в условиях снижения пластового давления, включая развитие ДКС–2 и возможность ввода ДКС–3.

Ключевые слова: Заполярное месторождение, газ, компримирование, гидратообразование, теплоизоляция, пластовое давление, УКПГ, ДКС, газоперекачивающие агрегаты, трубопровод, температурный режим, модернизация.

Заполярное нефтегазоконденсатное месторождение (ЗНГКМ) характеризуется сложными климатическими и гидротопографическими условиями, а также наличием многолетнемерзлых грунтов, что предъявляет повышенные требования к проектированию и эксплуатации инфраструктуры. В этих условиях целесообразным является применение лучевой системы сбора продукции, обеспечивающей надёжность и устойчивость функционирования добывающего комплекса.

Сбор продукции сеноман–аптских горизонтов осуществляется на двух технологических комплексах: УКПГ–1 и УКПГ–2, включающих два модуля. Для транспортировки газа используется лучевая схема, при которой шлейфы кустов скважин выполнены с применением труб диаметром 426 и 530 мм. Трубопроводы прокладываются надземным способом, размещаются на опорах, оснащены теплоизоляцией, гидроизоляционным полимерным покрытием и металлическим защитным кожухом.

При выполнении гидравлических расчётов трубопроводных систем в качестве значения внутренней шероховатости поверхности принято 3×10 ^–5 м. Для газосборных сетей, обслуживаемых УКПГ–1 и УКПГ–2, параметры гидравлической эффективности определены на основании анализа эксплуатационных данных за 2021–2022 годы.

Анализ режимов функционирования газотранспортной инфраструктуры в указанный период позволил установить среднее значение коэффициента теплопередачи между транспортируемой продукцией и окружающей средой, составляющее 0,59 Вт/(м ² ·К). Особенности климата региона заключаются в наличии крайне низких температур: в наиболее холодные пятидневки средняя температура достигает — 45 °C. Учитывая прогнозируемое снижение как пластовых, так и устьевых давлений, необходимо обеспечить регулярный контроль параметров при проведении испытаний трубопроводов обвязки скважин и газосборных коллекторов.

Анализ температурных условий функционирования газосборных сетей показал, что в зимний период при понижении температуры воздуха до –45 °C протяжённость трубопроводов способствует формированию условий для гидратообразования. Это связано с тем, что охлаждение транспортируемого газа ниже температуры образования гидратов, особенно при наличии высокого давления и свободной воды, значительно повышает риск их возникновения. Для предотвращения подобных ситуаций рекомендуется предусматривать оснащение шлейфов узлами подачи ингибитора гидратообразования, что позволит обеспечить надёжность и стабильность транспортировки газа в условиях сурового климата.

Дополнительно выявлена тенденция к накоплению жидкости в шлейфах газосборных сетей на поздних этапах эксплуатации месторождения. Согласно прогнозу, начиная с 2037 года в отдельных участках шлейфов УКПГ–1 начнёт формироваться среда, благоприятная для скопления жидкости. К 2059 году это явление станет массовым в пределах всей системы данной установки. В отношении сетей УКПГ–2 аналогичные процессы будут запускаться с 2060 года, а к 2065 году накопление жидкости станет распространённой проблемой для большинства шлейфов. Эти изменения необходимо учитывать при проектировании и эксплуатации газосборных сетей, чтобы своевременно реализовать меры по предупреждению образования застойных зон и обеспечить надёжную работу системы на длительную перспективу.

Накопление жидкости в трубопроводах газоснабжающих систем приводит к увеличению потерь давления, что отрицательно влияет на общую эффективность их работы. В некоторых случаях это может вызывать резкие выбросы значительных объёмов жидкости на площадки установки комплексной подготовки газа, что создаёт дополнительные риски и нагрузку на инфраструктуру. На заключительном этапе разработки месторождения необходимо принять меры по оптимизации функционирования трубопроводной системы с целью снижения потерь давления и повышения производительности.

В рамках таких мероприятий рассматривается внедрение различных технических решений, включая прокладку обходных линий (лупингов), установку пробкоуловителей, снижение диаметра трубопроводов, использование трёхходовых кранов для проведения поршней, применение технологии «труба в трубе» для увеличения скорости газового потока, перераспределение объёмов транспортируемого газа между линиями, а также монтаж устьевых компрессоров. Однако реализация указанных подходов потребует значительных капитальных затрат, и целесообразность их применения должна определяться в зависимости от текущего уровня разработки месторождения и динамики его эксплуатации.

При выборе оптимального варианта необходимо учитывать возможное внедрение новых технологических решений и соблюдение актуальных нормативных требований, регулирующих эксплуатацию трубопроводных систем. По этой причине формирование конкретного плана действий должно осуществляться на последующих стадиях проектирования с учётом актуальной информации о состоянии месторождения и доступных технических возможностей.

Для минимизации теплового воздействия промысловых газопроводов на мерзлотные грунты предусмотрена их надземная прокладка на низких свайных основаниях рамного типа. Такой способ укладки позволяет предотвратить термическое нарушение структуры вечномерзлых пород и обеспечить долговечность опорной конструкции.

С учётом экстремально низких температур в зимний период проектом предусмотрено использование труб с теплоизоляцией из пенополиуретана толщиной 60 мм. Этот материал обладает низким коэффициентом теплопроводности — порядка 0,03 Вт/(м·К), что позволяет эффективно сохранять температурный режим транспортируемого газа. Для защиты теплоизоляционного слоя от внешнего воздействия предусмотрено применение алюминиевых кожухов.

При разработке трассировки шлейфов от кустовых площадок до объектов подготовки газа учитывались возможности интеграции с уже существующей инфраструктурой, а также топографические, гидрографические и геокриологические характеристики местности. Такой подход обеспечивает оптимальное размещение объектов в условиях сложного природного рельефа и снижает затраты на строительство.

Выбор диаметров труб промысловых трубопроводов осуществлялся на основе оптимизационных расчётов, результаты которых подтвердили целесообразность баланса между скоростью транспортировки и гидравлическими потерями. Применение труб с уменьшенным диаметром приводит к превышению допустимого значения скорости потока, установленного на уровне 20 м/с, что сопровождается существенным ростом потерь давления за счёт трения. В то же время, использование труб с увеличенным диаметром ухудшает условия выноса жидкости из трубопровода и не оказывает значимого влияния на снижение необходимой мощности компрессорного оборудования.

Существенное влияние на режим работы установок подготовки газа оказывает температурный фон окружающей среды, особенно в условиях ограниченной степени расширения газа в турбодетандере. Повышенная температура воздуха в тёплое время года оказывает прямое влияние на пропускную способность установок ГП–1 и ГП–Х.

Практика эксплуатации УКПГ–Х ЗНГКМ показала, что в тёплый период действующее оборудование не всегда обеспечивает требуемую температуру газа на входе в магистральный газопровод (−2 °C) и температуру в системе низкотемпературной сепарации на уровне −25…−30 °C. Это приводит к вынужденному снижению объёмов добычи за счёт отключения отдельных технологических линий. В таких условиях происходит увеличение удельной поверхности теплообменников воздушного охлаждения (АВО) на установке ДКС–1, размещённых на коллекторе, что сопровождается ростом интенсивности охлаждения газа в системе АВО.

В текущих условиях требуется обеспечить температуру газа на выходе с установки комплексной подготовки газа на уровне −2 °C. Для достижения данного параметра необходимо обеспечить более низкое отношение давлений в турбодетандере, находящееся в диапазоне 2,0–2,1. Одновременно с этим, давление газа после дожимной компрессорной станции ДКС–1 на входе в магистральный газопровод снижено с проектного уровня 11,8 МПа до примерно 10,8 МПа, что даёт возможность снизить и давление на участке низкотемпературной сепарации.

На рисунке 1 представлена схема двухступенчатого компримирования газа, реализованная для адаптации технологического процесса к изменяющимся условиям эксплуатации. В рамках данного подхода в зимний период давление нагнетания на выходе из ДКС–2 снижено до 10,0 МПа, а в летний период — до 10,5 МПа. Однако с учётом продолжающегося падения пластового давления по мере выработки запасов месторождения, возникает необходимость пересмотра существующей технологической схемы.

Рис. 1. Технологическая схема ГП–Х с двумя ДКС

Для обеспечения стабильной работы технологического комплекса на фоне снижающегося входного давления предлагаются два варианта решение: внедрение дополнительной очереди компрессорных мощностей или развития ДКС–2 с применением высоконапорных СПЧ.

Материалы и методы исследования.

В рамках первого технологического решения предусматривается параллельная работа одиннадцати газоперекачивающих агрегатов, каждая с проектной степенью сжатия 1,9. Это позволит компенсировать падение давления на месторождении, поддерживать параметры транспортировки газа и обеспечить выполнение требований по температуре и давлению на выходе УКПГ и перед подачей в магистральный газопровод.

Целесообразность применения рассматриваемой технологической схемы компримирования обусловлена естественным снижением продуктивности месторождения, сопровождающимся сокращением объёмов добычи и снижением давления сырого газа на входе в установку комплексной подготовки газа. По мере выработки запасов наблюдается устойчивое падение пластового давления, что требует адаптации инфраструктуры для сохранения стабильности технологического процесса.

Рассмотрим вариант технологического развития ДКС–2 с применением высоконапорных СПЧ. На примере ДКС–2, входящей в состав площадки ГП–2, в рамках варианта разработки 3а рассмотрен подход к технологическому развитию дожимного комплекса с использованием сменных проточных частей, способных обеспечивать отношение давлений до 4,5 в одном корпусе. Этот вариант основывается на увеличении степени сжатия в одной компрессорной ступени, что позволяет отказаться от строительства новой компрессорной станции ДКС–3. Вместо этого предусматривается расширение ДКС–2 за счёт ввода дополнительных газоперекачивающих агрегатов, работающих в параллельной конфигурации.

При дальнейшем падении входного давления предусмотрен переход к двухступенчатому сжатию за счёт переобвязки агрегатов, работающих параллельно, для их последовательного включения. Повышение степени сжатия сопровождается ростом температур на выходе из компрессоров, в связи с чем возникает необходимость установки дополнительных аппаратов воздушного охлаждения. Это обеспечит снижение температуры газа до проектных значений, соответствующих требованиям к подготовке перед подачей на установку комплексной подготовки газа.

Далее рассмотрим необходимое количество газоперекачивающих агрегатов, установок воздушного охлаждения газа, а также объёма потребления топливного газа для рассматриваемого варианта технологического развития с применением высоконапорных ступеней сжатия. Проведено сопоставление полученных результатов с аналогичными показателями варианта, предусматривающего ввод в эксплуатацию компрессорной станции ДКС–3 и последовательное компримирование газа.

Оценка потребности в АВО газа проводилась для условий эксплуатации в летний период, когда средняя температура атмосферного воздуха составляет 7,4 °C. При этом расчётная температура газа на выходе из АВО принята равной 20 °C. Расчёты выполнены на основе установленных методик с использованием размерного коэффициента, равного 7,4 млн м ³ /сут, который определён по данным аналогичного оборудования и откорректирован с учётом возможного снижения эффективности работы аппаратов в ходе эксплуатации. В качестве ориентира использовались наблюдения за функционированием АВО, установленных на ЗНГКМ в составе ДКС–1.

Сводные характеристики и параметры вариантов развития систем компримирования газа на Заполярном нефтегазоконденсатном месторождении приведены в таблице 1.

Анализ результатов, представленных в таблице 1, показывает, что при использовании сменных проточных частей с отношением давлений до 4,0–4,5 и применении газоперекачивающих агрегатов мощностью 16,0 МВт, общая потребность в компрессорном оборудовании составит 16 единиц, из которых 14 будут задействованы в рабочем режиме, а 2 останутся в резерве. Достижение максимального количества рабочих агрегатов потребуется уже при выходе на отношение давлений 3,5.

Для обеспечения соответствия выходного потока параметрам, предусмотренным проектными требованиями к подготовке газа, потребуется установка шести дополнительных комплектов аппаратов воздушного охлаждения (АВО). Это позволит стабилизировать температурный режим газа на входе в УКПГ в условиях высоких температур после компримирования.

Таблица 1

Основные характеристики вариантов технологического развития систем компримирования газа на Заполярном НГКМ. Применение ГПА единичной мощностью 16,0 МВт

Целесообразность реализации концепции применения высоконапорных СПЧ на ЗНГКМ подлежит рассмотрению на этапе разработки проектов обустройства и/или реконструкции дожимного комплекса. При рассмотрении необходимо учесть возможности существующих ЦБК, потребность в АВО, обеспечить гармонизацию с проектными решениями

В ходе исследования было установлено, что в тёплое время года оборудование УКПГ-Х ЗНГКМ не обеспечивает требуемые температурные параметры газа на входе в магистральный газопровод (−2 °С) и по низкотемпературной сепарации (−25…−30 °С). Это вынуждает снижать объёмы добычи за счёт отключения технологических линий. Дополнительно, снижение давления газа после ДКС-1 и падение пластового давления усугубляют проблему, создавая дополнительную нагрузку на оборудование.

Для решения этой проблемы предлагается комплексный подход: обеспечение заданной температуры газа на выходе из УКПГ путём снижения отношения давлений в турбине ТДА до 2,0–2,1, регулирование давления нагнетания ДКС-2 в зависимости от сезона, а также реализация проекта по вводу новой очереди компрессорных цехов с установкой 16 газоперекачивающих агрегатов, работающих параллельно при степени сжатия 1,9.

В ходе работы были рассмотрены варианты технологического развития систем компримирования газа на Заполярном НГКМ с использованием газоперекачивающих агрегатов мощностью 16 МВт. Наиболее эффективным решением для разработки сеноман-аптских залежей признаны добавление ДКС-3 и модернизация ДКС с применением СПЧ. Последний вариант позволит повысить отношение давлений до 4,5 единиц в одном корпусе, отказаться от строительства новой ДКС-3 и расширить действующую ДКС-2, а также перейти на двухступенчатое сжатие.

Однако этот метод оказался недостаточно эффективным в долгосрочной перспективе. В условиях увеличивающейся нагрузки на систему, оптимальным решением является внедрение новых газоперекачивающих агрегатов.

В процессе исследования был выполнен расчет работы НТС и ДКС на УКПГ, а также смоделирована усовершенствованная схема подготовки газа для транспорта газа с применением трехступенчатой системы компримирования газа. Это решение является целесообразным в условиях естественного истощения месторождения и снижения пластового давления на УКПГ.

Анализ показал, что добавление ДКС-3 приведет к положительному эффекту. В частности, входное давление повысилось с 4,45 МПа до 6,72 МПа — на 33,78 %, необходимая мощность сократилась с 23,22 МВт до 17,51 МВт — на 24,59 %.

Это решение обеспечит давление газа на входе в НТС после ДКС-2 на уровне 10,5 МПа, что позволит сохранить стабильную работу НТС. В случае отсутствия улучшений потребовались бы более высокие отношения давлений в турбине ТДА (2,0–2,1 единицы), что приведет к повышению нагрузки на газоперекачивающие агрегаты. Это нежелательно, поскольку номинальная мощность для ПС-90 составляет 18 МВт, что ограничивает возможности.

Литература:

1. Абдуллаев, Р. В. Оптимизация подготовки газа на основе имитационного моделирования процессов абсорбционной осушки и гидратообразования: дис.... канд. техн. наук / Р. В. Абдуллаев. — Уфа, 2014. — 150 с. — Текст: непосредственный.
2. Кичатов, В. В. Оптимизация режимов работы газоперекачивающих агрегатов в системе компримирования компрессорной станции / В. В. Кичатов // Известия высших учебных заведений. Горный журнал. — 2015. — № 7. — С. 55–61. — Текст: непосредственный.
3. Кузьмин, И. К. Интегрированный подход к выбору концепции обустройства уникального нефтегазоконденсатного месторождения / И. К. Кузьмин, М. Ю. Осколкова // Научное обозрение. — 2024. — № 37 (187). — С. 45–52. — Текст: непосредственный.
4. Мухаметова, Н. Д. Технология низкотемпературной сепарации с дефлегмацией для первичной переработки природного газа: дис.... канд. техн. наук / Н. Д. Мухаметова. — Астрахань: Астраханский государственный технический университет, 2018. — 100 с. — Текст: непосредственный.
5. Овечкина, Е. С. Технологии эксплуатации обводняющихся газовых скважин / Е. С. Овечкина // в сборнике: Новые технологии — нефтегазовому региону. Материалы Международной научно-практической конференции студентов, аспирантов и молодых ученых. — 2018. — Текст: непосредственный.