ГЛАВНЫЕ НОВОСТИ

Статья в свободном доступе

Вторник, 08.04.14
Особенности начального заполнения морского трубопровода многофазного флюида

Никита Бузников
Владимир Сулейманов

Статья посвящена исследованию процесса начального заполнения морского трубопровода, транспортирующего многофазный флюид (газ, конденсат и водный раствор ингибитора гидратообразования). Результаты проведенного моделирования показали, что при малом расходе газа выход на стационарный режим эксплуатации трубопровода существенно растянут по времени и при его заполнении необходимо предусматривать большой запас ингибитора для исключения гидратообразования в трубопроводе. 

Транспортировка многофазного флюида по подводным трубопроводам широко применяется при разработке газоконденсатных месторождений в шельфовых акваториях. В настоящей работе рассматривается многофазный флюид, состоящий из газа, конденсата и водной фракции (водного раствора ингибитора гидратообразования). При реализации такой схемы транспортировки газ и конденсат совместно с пластовой и конденсационной водой по внутрипромысловым трубопроводам подаются от скважин подводных добычных комплексов на сборный манифольд, а от манифольда многофазный флюид без какой-либо подготовки транспортируется по подводному трубопроводу на береговые установки подготовки газа и конденсата. Выбор такого варианта транспортировки флюида определяется экономической целесообразностью, позволяет избежать строительства морских платформ и перевести все операции по подготовке газа на береговые сооружения. 
   В ходе предпроектных исследований возможность реализации схемы транспортировки флюида в многофазном состоянии должна быть тщательно проанализирована на основе моделирования режимов эксплуатации подводного трубопровода. В частности, необходимо предусмотреть использование ингибиторов для защиты трубопровода от коррозии и гидратообразования. Кроме того, должны быть исследованы условия обеспечения бесперебойности многофазного потока, связанные с возможностью образования жидкостных пробок, которые могут привести к осложнениям в работе трубопровода и береговых установок подготовки газа и конденсата. При этом особое внимание должно быть уделено переходным режимам эксплуатации трубопровода в условиях изменяющихся термобарических и расходных параметров.
   Одним из таких режимов является исследованный в настоящей работе процесс начального заполнения морского трубопровода. Моделирование начального его заполнения осуществлялось с использованием программного комплекса OLGA, который позволяет проводить исследования как стационарных, так и переходных режимов транспортировки многофазного флюида.

Параметры модельного трубопровода
Моделирование начального заполнения проводилось для морского трубопровода внутренним диаметром 468 мм, соединяющего манифольд, расположенный на глубине 75 м, и береговые сооружения. Протяженность трубопровода составляла 36 км (длина подводного участка — 25 км, сухопутного — 11 км), а проектная суточная производительность принималась равной 12 млн м3 газа. Профиль трассы трубопровода является плавным, суммарная высота подъемных участков составляет 211 м, а на подводной части трассы все подъемные участки имеют крутизну, не превышающую значение 0,25°.
   Гидравлические расчеты проводились с использованием программного комплекса OLGA (версия 6.1). Содержание конденсата в транспортируемом флюиде принималось равным 100 г/м3, а содержание воды — 5,6 г/м3. В качестве ингибитора гидратообразования использовался моноэтиленгликоль (МЭГ). Расчеты показали, что концентрация МЭГ, составляющая 70% масс. водной фракции, полностью предотвратит образование гидратов во всем интервале рабочих давлений при температуре флюида в трубопроводе выше минус 15°C. Для моделирования термодинамических и теплофизических свойств транспортируемого флюида использовалась программа PVTSim (версия 18.0.0). В качестве уравнения состояния было выбрано соотношение Соаве–Редлиха–Квонга с объемным сдвигом (SRK Peneloux) [1,2].
   Температура придонных слоев морской воды принималась равной минус 1,8°C, а температура грунта на сухопутном участке — минус 0,5°C. Полный коэффициент теплообмена труб на морском участке трубопровода полагался равным 8 Вт/м2•К, а для сухопутного участка — 2,3 Вт/м2 •К. Давление на выходе морского трубопровода поддерживалось постоянным и равно 9 МПа. Шероховатость внутренней поверхности стенок труб принималась равной 30 мкм.

Содержание жидкости в трубопроводе
Одно из технологических ограничений при эксплуатации трубопроводов, по которым транспортируется многофазный флюид, связано с возможностью образования жидкостных пробок. Пробковая структура течения потока интенсивнее всего формируется на восходящих участках трассы трубопровода при его малой производительности. Для определения оптимальных эксплуатационных режимов необходимо провести оценку минимально допустимой производительности трубопровода, при которой его можно эксплуатировать в течение продолжительного времени без риска накопления больших объемов жидкой фазы.
   Результаты расчетов зависимостей содержания жидкости и перепада давления в трубопроводе от расхода газа показаны на рисунке 1. Объем жидкой фазы возрастает с уменьшением производительности трубопровода и при малом расходе газа оказывается очень большим. Это обстоятельство связано тем, что при снижении производительности трубопровода падает скорость газовой фазы, что снижает эффективность выноса жидкости из трубопровода. Зависимость перепада давления от расхода газа характеризуется несимметричной U‑образной формой. При производительности трубопровода ниже значения, соответствующего минимуму перепада давления, вклад гидростатической составляющей градиента давления становится доминирующим. Результаты стационарного моделирования транспортировки флюида показали, что резкое увеличение объема жидкой фазы происходит при расходе газа менее 4,5 млн м3/сут. При этом расходе перепад давления в трубопроводе имеет минимальное значение (рис.1), и суточный расход газа 4,5 млн м3 соответствует минимально допустимой производительности трубопровода.

Рисунок 1
Общее содержание жидкости и перепад давления в трубопроводе в зависимости от расхода газа


   Показанные на рисунке 1 зависимости были получены при помощи моделирования транспортировки многофазной смеси в стационарных условиях. Следует отметить, что при малых расходах газа использование стационарных уравнений позволяет получить только усредненные значения объема жидкой фазы в трубопроводе. В области пробкового режима течения потока параметры транспортировки характеризуются существенной нестационарностью, а расход газа на выходе трубопровода и скорость выноса жидкой фазы испытывают существенные колебания [3].
  На рисунке 2 представлены результаты стационарного моделирования объемов конденсата и водной фракции в зависимости от расхода газа. При проектной производительности трубопровода 12 млн м3/сут в общем объеме жидкой фазы доминирует конденсат: его содержание составляет 91% от общего объема жидкости в трубопроводе. При уменьшении производительности трубопровода объем конденсата изменяется незначительно, а содержание водной фракции существенно возрастает. При минимально допустимой производительности трубопровода 4,5 млн м3/сут содержание водной фракции составляет 36% от объема всей жидкой фазы. При дальнейшем снижении расхода газа содержание конденсата начинает уменьшаться, а объем водной фракции резко возрастает и при суточной производительности трубопровода 1,5 млн м3 газа достигает 88% от общего объема жидкости в трубопроводе. Таким образом, при уменьшении расхода газа происходит перераспределение содержания конденсата и водной фракции: при высоких скоростях газа в общем объеме жидкой фазы доминирует конденсат, а при малых скоростях — водная фракция.

Рисунок 2 
Общее содержание жидкости (1), объемы конденсата (2) и водной фракции (3) в зависимости от расхода газа


   Отмеченное изменение соотношения между объемами «легкого» конденсата и «тяжелой» водной фракции имеет следующее физическое объяснение. При небольших производительностях трубопровода режимы течения многофазных флюидов определяются в основном движущей силой давления, сдвиговыми силами напряжений на границах раздела фаз и между стенкой трубы и флюидом, гравитационной и инерционной силами. Для исследованных диапазонов расходных и термобарических параметров расчеты с использованием OLGA показывают, что практически по всей длине трубопровода доминирует расслоено-волновой режим течения флюида, когда газовая фаза занимает основную часть сечения трубопровода, а жидкость движется вдоль нижней образующей трубы с малой скоростью. Такая структура движения газожидкостных флюидов с рассмотренными в настоящей работе приведенными скоростями движения фаз (для газовой фазы не более 2,4 м/с, для жидкой — не более 0,05 м/с) подтверждается имеющимися экспериментальными [4] и теоретическими [5] исследованиями. При этом сама жидкая фаза расслаивается на два слоя с практически гладкой поверхностью раздела из-за малой разности относительной скорости слоев: верхний — конденсат с меньшей плотностью и нижний — водная фракция с бóльшей плотностью.
  При уменьшении расхода газа возрастает вклад гравитационной силы, и водная фракция, имеющая бóльшую плотность по сравнению с конденсатом, начинает интенсивно накапливаться в нижней части сечения. Конденсат вытесняется к границе раздела фаз газ–жидкость, где он «подхватывается» газовым потоком, что приводит к ускорению слоя конденсата и уменьшению его толщины в суммарном потоке жидкой фазы.

Начальное заполнение
При моделировании процесса заполнения трубопровода предполагалось, что в начальный момент времени в трубопровод, заполненный газом, начинает подаваться многофазный флюид с постоянным расходом. Результаты расчетов изменения объемов конденсата и водной фракции в трубопроводе со временем для расхода газа 5 млн м3/сут показаны на рисунке 3. На начальной стадии процесса заполнения происходит резкое возрастание общего объема жидкой фазы в трубопроводе. При этом основную часть накопленной жидкости составляет конденсат, содержание которого в транспортируемом флюиде существенно больше содержания водной фракции. Примерно через 10 часов после начала заполнения скорость накопления жидкой фазы в трубопроводе уменьшается (рис. 3).

Рисунок 3
Динамика изменения общего содержания жидкости (1), объемов конденсата (2) и водной фракции (3) при начальном заполнении трубопровода

   Дальнейшее заполнение трубопровода сопровождается перераспределением соотношения между объемами конденсата и водной фракции: объем конденсата уменьшается, а содержание водной фракции в трубопроводе продолжает возрастать. Равновесные содержания конденсата и водной фракции в трубопроводе устанавливаются примерно через 65 часов после начала заполнения. Отметим, что полученные при расчетах равновесные объемы конденсата и водной фракции в трубопроводе совпадают с результатами стационарного моделирования с точностью 5%, что свидетельствует о хорошей сходимости математических алгоритмов, используемых в программном комплексе OLGA.
   Особенности изменения со временем объемов водной фракции и конденсата связаны с неравномерным выносом жидкой фазы из трубопровода. Зависимости от времени расхода газа на выходе трубопровода и объемных скоростей выноса конденсата и водной фракции из трубопровода при заполнении приведены на рисунке 4. Конденсат начинает выноситься из трубопровода через 10 часов после начала заполнения. Более тяжелая водная фракция скапливается вдоль трассы трубопровода, и ее вынос начинается только через 50 часов после начала заполнения.

Рисунок 4
Изменения расхода газа на выходе трубопровода (1) и объемных скоростей выноса конденсата (2) и водной фракции (3) из трубопровода

   Как отмечалось выше, следует по возможности избегать длительной эксплуатации морского трубопровода при его малых производительностях из-за возникновения пробкового режима течения потока и существенной неравномерности поступления газа на береговые сооружения. Однако в начале разработки месторождения, когда не все подводные добычные объекты введены в эксплуатацию, может возникнуть необходимость эксплуатации трубопровода при пониженном расходе газа в течение продолжительного времени.
   Результаты моделирования изменения объемов конденсата и водной фракции для начального заполнения трубопровода при расходе газа 1,5 млн м3/сут, существенно меньшем минимально допустимой производительности, показаны на рисунке 5. Скорость накопления жидкой фазы в трубопроводе резко уменьшается примерно через 138 часов после начала процесса заполнения. Из рисунка 5 видно, что при начальном заполнении трубопровода при малом расходе газа дальнейшее перераспределение соотношения между объемами конденсата и водной фракции оказывается существенно растянутым по времени. Равновесные содержания конденсата и водной фракции в трубопроводе устанавливаются только через 106 суток после начала заполнения, то есть заполнение трубопровода происходит значительно медленнее, чем при суточной производительности 5 млн м3.

Рисунок 5
Динамика изменения общего содержания жидкости (1), объемов конденсата (2) и водной фракции (3) при начальном заполнении трубопровода

   Результаты проведенного моделирования показали, что вследствие малой скорости газа при малой производительности трубопровода жидкая фаза не выносится из него в течение продолжительного времени. При суточном расходе газа 1,5 млн м3 конденсат начинает выноситься из трубопровода через 47 часов, а водная фракция — только через 101 час после начала заполнения.

Оценка продолжительности начального заполнения
Время начального заполнения трубопровода можно оценить при помощи следующей балансовой модели. Выход трубопровода на стационарный режим эксплуатации происходит, когда содержание водной фракции достигает равновесного значения. Объем водной фракции Vw можно определить по результатам стационарного моделирования процесса транспортировки флюида (рис. 2). Масса скопившейся в трубопроводе водной фракции Mw = ρwVw определяется ее плотностью ρ​w, которая зависит от термобарических условий. Для оценки плотности водной фракции в первом приближении можно использовать значения давления и температуры флюида на выходе трубопровода: 9 МПа и минус 3,5°C соответственно. При этих значениях давления и температуры имеем: ρ​w = 1084 кг/м3.
   Массовую скорость поступления водной фракции в трубопровод Gw можно определить из следующего соотношения: 

Здесь νw — массовая доля водной фракции в транспортируемом флюиде;
ρ=0,89 кг/м3 — плотность флюида;
Qg — расход газа.
Для оценки массовой доли водной фракции можно использовать термобарические условия на выходе трубопровода, при которых νw = 2,05×10-2.
Для времени начального заполнения трубопровода t0 получаем:

На рисунке 6 приведена зависимость времени заполнения трубопровода от его производительности, рассчитанная в рамках балансовой модели. Сравнение с результатами динамического моделирования при помощи программного комплекса OLGA, проведенного для трех значений расхода газа, показывает, что использование выражения (2) позволяет с высокой точностью оценить время начального заполнения трубопровода.

Рисунок 6
Время заполнения трубопровода в зависимости от расхода газа

   Медленный вынос жидкости из трубопровода при малом расходе газа приводит к накоплению ингибитора гидратообразования в трубопроводе на стадии его заполнения. В результате заполнение трубопровода при малом расходе газа потребует большого количества МЭГ. Для производительности трубопровода 1,5 млн м3/сут необходимый суточный расход МЭГ при стационарном режиме эксплуатации составляет 19,4 т. Выход на постоянное содержание водной фракции, когда скорости поступления в трубопровод и выноса МЭГ становятся равны, происходит через 106 суток после начала заполнения. Таким образом, при заполнении трубопровода с суточным расходом газа 1,5 млн м3 необходимо предусмотреть запас МЭГ порядка 2100 т, что несоизмеримо с его суточной потребностью.
   Как было показано выше, при возрастании производительности трубопровода время его заполнения резко уменьшается. Соответственно, уменьшается и количество МЭГ, необходимое для проведения операции начального заполнения трубопровода. Оценки показали, что при расходе газа 5 млн м3/сут необходимая масса МЭГ для проведения начального заполнения составляет примерно 175 т.

Выводы
При малой производительности морского трубопровода, транспортирующего многофазный флюид, при установившемся режиме эксплуатации в общем объеме жидкости в трубопроводе доминирует водная фракция (вода с ингибитором гидратообразования), даже при малом ее содержании в транспортируемом флюиде. Это обстоятельство связано с тем, что имеющая бóльшую плотность водная фракция осаждается вдоль трассы трубопровода, и ее вынос из трубопровода потоком газа затруднен.
   При малой скорости газа выход на стационарный режим эксплуатации при начальном заполнении трубопровода оказывается существенно растянут по времени. Для начального заполнения трубопровода при малом расходе газа необходимо предусматривать большой запас ингибитора гидратообразования, который может превышать номинальную суточную потребность в сотню раз.

Литература
1. Soave G. Equilibrium constants from a modified Redlich–Kwong equation of state//Chemical Engineering Science, 1972, Vol. 27, N 6, P. 1197–1203.
2. Peneloux A., Rauzy E., Freze R. A consistent correlation for Redlich–Kwong–Soave volumes//Fluid Phase Equilibria, 1982, Vol. 8, N 1, P. 7–23.
3. Бузников Н., Сулейманов В. Моделирование динамического поршневания протяженного морского трубопровода, транспортирующего газ с малым содержанием конденсата//Offshore Russia, 2013, № 2 (2), С. 80–84.
4. Acikgoz M., Franca F., Lahey Jr R. T. An experimental study of three-phase flow regimes//International Journal of Multiphase Flow, 1992, Vol. 18, N 3, P. 327–336.
5. Taitel Y., Barnea D., Brill J. P. Stratified three phase flow in pipes//International Journal of Multiphase Flow, 1995, Vol. 21, N 1, P. 53–60.

Основные индексы:
Brent 46,28 -0,4200 (-0,90%)
Dow Jones 21 310,66 -98,89 (-0,46%)
Курсы валют:
USD 59,5415 0,6572 (1,12%)
EUR 67,6868 1,7305 (2,62%)
CNY 87,5739 1,1090 (1,28%)
JPY 53,1763 0,3889 (0,74%)
Акции нефтегазовых компаний:
Micex Oil & Gas 4753,34 50,93 (1,08%)
Rosneft 331,2 3,9000 (1,19%)
Lukoil 2865 65,0000 (2,32%)
Gazprom 119,51 0,1600 (0,13%)
Gazprom Neft 184 -0,8500 (-0,46%)
Surgutneftegaz 26,095 0,3350 (1,30%)
Tatneft 379,2 6,9500 (1,87%)
Bashneft 2477 -10,0000 (-0,40%)
Источник – Финмаркет
Tools
Длина, расстояние
000,00
Площадь
000,00
Объем
000,00
Вес
000,00
Скорость
000,00
Температура
000,00
Плотность
000,00
Давление
000,00
Сила
000,00
Объемная
скорость
000,00
Объем/Вес нефти
000,00
Плотность нефти
000,00
Объем/вес/энергия
природного газа
000,00
Объемный расход
газа
000,00
Rad
Gra
x!
(
)
С
AC
Inv
sin
ln
7
8
9
/
Pi
cos
log
4
5
6
*
e
tan
sqrt
1
2
3
-
Ans
exp
x^y
0
.
=
+

"Бурение и освоение нефтяных и газовых скважин. Терминологический словарь-справочник", Булатов А.И., Просёлков Ю.М., М.: Недра, 2007

Примеры терминов:

  • Закачивание в пласт горячей воды

    (hot water injection) метод теплового воздействия на пласт, применяемый в случае тяжёлых вязких нефтей с большим содержанием парафинов и температурой в пласте, всего на несколько градусов превышающей температуру кристаллизации парафина.

    (hot water injection) метод теплового воздействия на пласт, применяемый в случае тяжёлых вязких нефтей с большим содержанием парафинов и температурой в пласте, всего на несколько градусов превышающей температуру кристаллизации парафина.

  • Производительность скважины

    (well capacity) суммарная суточная добыча пластовых флюидов; добыча нефти, конденсата и воды, измеряют в тоннах, газа - в кубических метрах.

    (well capacity) суммарная суточная добыча пластовых флюидов; добыча нефти, конденсата и воды, измеряют в тоннах, газа - в кубических метрах.
  • Кайнозойская эра

    (Cenozoic) новая эра существования Земли, начавшаяся после мезозоя и продолжающаяся в настоящее время. К.э. делят на два периода: третичный (более древний), который подразделяют на неоген и палеоген, и четвертичный (более молодой);

    (Cenozoic) новая эра существования Земли, начавшаяся после мезозоя и продолжающаяся в настоящее время. К.э. делят на два периода: третичный (более древний), который подразделяют на неоген и палеоген, и четвертичный (более молодой); для К.э. характерна альпийская эпоха складчатости, во время которой были образованы крупнейшие горные цепи: Памир, Кавказ, Альпы, прибрежные Кордильеры и др.; к третичным отложениям кайнозоя относятся крупные месторождения нефти в России (Кавказ), Румынии, Северной Америке.

  • Робот-манипулятор

    (telechirics) привязные подводные суда без экипажа, контролируемые с поверхности с помощью кабеля; данный аппарат, оборудованный манипулятором «человеческая рука», используется для повторного открытия устьевого оборудования скважины - работы, обычно выполняемой водолазами.

    (telechirics) привязные подводные суда без экипажа, контролируемые с поверхности с помощью кабеля; данный аппарат, оборудованный манипулятором «человеческая рука», используется для повторного открытия устьевого оборудования скважины - работы, обычно выполняемой водолазами.
  • Кривая восстановления давления

    (pressure-build-up curve) кривая восстановления в скважине давления от забойного до пластового (наклон ее зависит от дебита скважины, с которым она эксплуатировалась до остановки, гидропроводности и пьезопроводности пласта, величины приведенного радиуса скважины)...

    (pressure-build-up curve) кривая восстановления в скважине давления от забойного до пластового (наклон ее зависит от дебита скважины, с которым она эксплуатировалась до остановки, гидропроводности и пьезопроводности пласта, величины приведенного радиуса скважины), на основании анализа которой можно определять некоторые гидродинамические характеристики скважины и пласта в ее районе (B.H. Васильевский, А.И. Петров, 1973). Или: зависимость в координатах p (забойное давление) или p (депрессия) lg t, построенная по результатам восстановления давления в скважине после ее остановки (В.М. Муравьёв, 1975).

  • Колонный глубинный соединитель

     (casing downhole connector) элемент колонной оснастки для глубинного соединения секций обсадных колонн друг с другом, применяемый при наращивании секций или потайной колонны.

     (casing downhole connector) элемент колонной оснастки для глубинного соединения секций обсадных колонн друг с другом, применяемый при наращивании секций или потайной колонны.
  • Коэффициент продуктивности скважины

    (well productivity [production] factor) отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит. Величина К.п. с. прямо пропорциональна толщине работающего пласта и его проницаемости, обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся в скважину жидкости....

    (well productivity [production] factor) отношение дебита скважины к перепаду давления, при котором получен данный дебит. Величина К.п. с. прямо пропорциональна толщине работающего пласта и его проницаемости, обратно пропорциональна вязкости фильтрующейся в скважину жидкости и в меньшей степени  логарифму отношения радиуса контура питания к радиусу скважины. К.п.с. показывает приращение суточного притока в скважину при увеличении депрессий давления на 1 aт. Величины К.п.с. колеблются от долей тонны до сотен тонн в сутки на атмосферу. Различают: удельный коэффициент продуктивности  К.п.с., отнесенный к единице вскрытой данной скважиной толщины пласта (к 1 м); приведенный коэффициент продуктивности  коэффициент продуктивности данной гидродинамически несовершенной скважины, если бы она была гидродинамически совершенной и работала при том же перепаде давления. Приведенный К.п.с. численно равен отношению коэффициента продуктивности к коэффициенту совершенства скважины.

  • Явление конусообразования

    (coning) явление образования конуса на поверхности приподнявшегося зеркала подошвенных вод под эксплуатирующейся скважиной. Высота поднятия конуса подошвенной воды под забоем эксплуатирующейся скважины находится в прямой зависимости от депрессии пластового давления у забоя скважины, определяемой дебитом скважины.

    (coning) явление образования конуса на поверхности приподнявшегося зеркала подошвенных вод под эксплуатирующейся скважиной. Высота поднятия конуса подошвенной воды под забоем эксплуатирующейся скважины находится в прямой зависимости от депрессии пластового давления у забоя скважины, определяемой дебитом скважины.
Совместно с "Мультитран"
Яндекс.Метрика