Актуальность На завершающей стадии эксплуатации нефтегазоконденсатных месторождений возникают проблемы оттока газа и снижения массового расхода, уменьшения температуры транспортируемого газа и увеличения обводненности скважин, что, в свою очередь, способствует скоплению жидкости в трубопроводах и шлейфах. Комплексное действие всех перечисленных факторов вызывает резкое образование ледяных пробок в сезон заморозков, что нарушает нормальную работу всего промысла. Для предотвращения уменьшения пропускной способности трубопровода необходимо оперативно устранять скопившуюся жидкость. Оптимальным вариантом является вынос воды потоком самого транспортируемого газа. Для этого скорость газового потока должна быть не меньше некоторой критической скорости, значение которой зависит от многих параметров, в частности, от диаметра трубопровода, угла наклона его восходящего участка, плотностей газа и жидкостного скопления в пониженном участке, вязкости и объема жидкостного скопления. Цель исследования Повышение эффективности работы автоматической системы управления удалением скопленой воды в газотрасбортной сети и получить модель, связывающая параметры, по которой можно рассчитать в режиме реального времени перепад давления между кустом газовых скважин и зданием переключающей аппаратуры, обеспечивающий критическую скорость газового потока. Методы исследования Использование математической модели, описывающей динамику выноса водных скоплений в процессе транспортировки газа, для определения критической скорости газового потока и исследование границы ее применимости для разных шлейфов; определение диаметров шлейфов, для которых целесообразно использовать вынос жидкостных скоплений из шлейфов потоком газа. Результаты Очистка шлейфов от жидкостных скоплений является эффективным способом восстановления работоспособности скважин. Результаты исследований показывают, что при поддержании необходимой скорости потока поток природного газа может эффективно удалять накопленную воду из газосборной сети. Каждый шлейф имеет свое собственное значение, которое зависит от множества факторов, таких как диаметр трубопровода, угол наклона восходящего участка, объем скопления жидкости, плотность газа и жидкости в нисходящем участке и другие переменные. В результате исследований выявлено, что эффективнее всего проводить очистку при малых диаметрах трубопровода (до 200 мм) - в этом случае выносятся любые объемы жидкостного скопления в пониженных участках. С увеличением диаметров и объемов вынос жидкости затрудняется и при определенных условиях становится невозможен. Для создания требуемой скорости необходимо обеспечить определенный перепад давления между шлейфом и входом переключающей аппаратуры. Одним из возможных решений является установка дополнительного компрессора малой мощности на входе в дожимную компрессорную станцию, чтобы ускорить расчет необходимого перепада давления.
Актуальность Одной из основных проблем эксплуатации газовых месторождений в завершающей стадии является высокая обводненность добываемого газа. Это приводит к появлению водных скоплений в пониженных участках шлейфов газосборной сети, осложняющих их работу из-за образования ледяных и гидратных пробок. Особенно остро эта проблема стоит в зимний период из-за экстремально низких температур Крайнего Севера, где расположено большинство месторождений. Это обстоятельство приводит к необходимости каким-либо образом удалять скопления жидкости. Несмотря на то, что эта проблема является общей для всех промыслов, на сегодняшний день отсутствует единая утвержденная методика, поэтому используются различные методы. Наибольшее распространение получил метод периодической продувки скважин, приводящий к загрязнению атмосферы и потере товарного продукта. Наиболее целесообразно осуществлять вынос жидкости потоком самого газа, однако для этого он должен иметь скорость не ниже некоторого определенного значения. Цель исследования Исследование факторов, влияющих на скорость газа в шлейфе, и получение математической модели для определения её критического значения, обеспечивающего вынос из шлейфа газовым потоком. Методы исследования Для получения модели использована π-теорема, а исследование модели проведено в программе COMSOL Multiphysics на основе экспериментальных данных, полученных на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении. Результаты Несмотря на большое число методов выноса воды из шлейфов газосборной сети ни один из них не лишен недостатков. С точки зрения обеспечения максимальной энергоэффективности эксплуатации газового промысла наиболее целесообразным является вынос жидкости самим потоком газа. Для этого необходимо обеспечить его определенную скорость, так называемую критическую. Поскольку жидкостные скопления чаще всего образуются в пониженных участках шлейфа, в качестве параметров, влияющих на значение критической скорости, были выбраны диаметр трубопровода, угол наклона пониженного участка трубопровода, плотности жидкости и газа, вязкость жидкости, объем жидкостного скопления. В результате проведенных исследований получено критериальное уравнение для определения критической скорости потока газа, которая способна обеспечить вынос воды из U-образного колена. Моделирование процесса выноса жидкостного скопления потоком газа проведено в программе COMSOL Multiphysics. Верификация полученной модели выполнена на экспериментальных данных, полученных на Уренгойском нефтегазоконденсатном месторождении. Практическая значимость полученных результатов заключается в возможности построения на основе данной модели автоматической системы управления кустом газовых скважин.