127018, Москва, ул. Двинцев, 12, к.1, стр. "С"
Мы используем cookie. Во время посещения сайта вы соглашаетесь с тем, что мы обрабатываем ваши персональные данные с использованием метрических программ.
Современные методы оптимизации расхода ингибитора гидратообразования на основе эмпирико-аналитических алгоритмов и онлайн-анализа оперативных промысловых данных в системе поддержки принятия решений «цифровое газовое месторождение»
Авторы:
Д.М. Беляцкий, П.В. Кушманов, А.А. Мосесян (ООО "БурСервис").
Источник: Журнал "Газовая Промышленность" № 8 | 869 | 2024 г.
Д.М. Беляцкий, П.В. Кушманов, А.А. Мосесян (ООО "БурСервис").
Источник: Журнал "Газовая Промышленность" № 8 | 869 | 2024 г.
Газовые гидраты – твердые кристаллические соединения, образующиеся в результате соединения с водой компонентов природного газа при низких температурах и высоких давлениях. Чем больше воды находится в продукции, что обычно характерно для месторождений на поздней стадии эксплуатации, а таких в России абсолютное большинство, тем интенсивнее идет процесс. В отсутствие ингибирования за сравнительно короткое время гидраты могут полностью закупорить проходное сечение, и для ликвидации осложнения придется потратить немало времени и средств.
В газовой отрасли наиболее применяемым ингибитором является метанол. Его распространенность обусловлена относительно низкой стоимостью при высокой антигидратной эффективности, простотой технологических решений по его регенерации, низкой температурой замерзания и некоррозионностью.
В отечественной практике в большинстве случаев на газовых месторождениях планирование мероприятий по предупреждению гидратообразования основано на графическом методе: для определенных наиболее критических условий промысла по экспериментальным номограммам подбирается целевая концентрация ингибитора в продукции скважин.
Далее так же через ряд экспериментальных номограмм (например, для растворимости метанола в газе, конденсате и воде) под эту целевую концентрацию следует определить абсолютное количество ингибитора, который нужно закачать в скважину или трубопровод. Учитывая ряд неопределенностей данной методики, отраслевые руководящие документы предписывают рассчитанные таким образом значения увеличивать на 20–25 % в целях гарантированного недопущения гидратообразования.
Очевидно, что в условиях, когда для определения требуемой подачи ингибитора необходимо постоянно сверяться с номограммами, задача поиска оптимальной концентрации (подачи) ингибитора для текущих условий промысла выполнима с трудом. Влияние человеческого фактора в данном случае является критичным, а цена ошибки – существенной.
Система поддержки принятия решений (СППР) «Цифровое газовое месторождение» устраняет эту проблему: при управлении промыслом мы ежеминутно получаем массу новых данных, которые человеческий мозг при всем желании не в состоянии обработать и проанализировать; для этого можно и нужно привлекать умные алгоритмы, которые сопоставят плановые и реальные показатели и сфокусируют внимание инженеров и операторов на том, что действительно требует их внимания. При правильной организации работы и достаточном уровне автоматизации передачи данных со скважин, газосборных сетей (ГСС) и объектов подготовки можно актуализировать планы работ несколько раз за день, оперативно реагируя на возникающие осложнения и отклонения.
В отечественной практике в большинстве случаев на газовых месторождениях планирование мероприятий по предупреждению гидратообразования основано на графическом методе: для определенных наиболее критических условий промысла по экспериментальным номограммам подбирается целевая концентрация ингибитора в продукции скважин.
Далее так же через ряд экспериментальных номограмм (например, для растворимости метанола в газе, конденсате и воде) под эту целевую концентрацию следует определить абсолютное количество ингибитора, который нужно закачать в скважину или трубопровод. Учитывая ряд неопределенностей данной методики, отраслевые руководящие документы предписывают рассчитанные таким образом значения увеличивать на 20–25 % в целях гарантированного недопущения гидратообразования.
Очевидно, что в условиях, когда для определения требуемой подачи ингибитора необходимо постоянно сверяться с номограммами, задача поиска оптимальной концентрации (подачи) ингибитора для текущих условий промысла выполнима с трудом. Влияние человеческого фактора в данном случае является критичным, а цена ошибки – существенной.
Система поддержки принятия решений (СППР) «Цифровое газовое месторождение» устраняет эту проблему: при управлении промыслом мы ежеминутно получаем массу новых данных, которые человеческий мозг при всем желании не в состоянии обработать и проанализировать; для этого можно и нужно привлекать умные алгоритмы, которые сопоставят плановые и реальные показатели и сфокусируют внимание инженеров и операторов на том, что действительно требует их внимания. При правильной организации работы и достаточном уровне автоматизации передачи данных со скважин, газосборных сетей (ГСС) и объектов подготовки можно актуализировать планы работ несколько раз за день, оперативно реагируя на возникающие осложнения и отклонения.
Система «Цифровое газовое месторождение» представляет собой удобный инструмент управления производственными процессами газодобывающего предприятия, охватывающий задачи:
- планирования работы промысла (оценка дебитов, расчет профилей добычи, технологических режимов работы скважин);
- мониторинга работы промысла (получение, верификация, хранение, визуализация и анализ данных телеметрических систем на скважинах и ГСС);
- обратного распределения добычи и формирования отчетности (месячный эксплуатационный рапорт, отчет по потерям и др.);
- планирования и контроля исполнения исследований на скважинах (технология кривой восстановления давления, газоконденсатные исследования (ГКИ), промыслово-геофизические исследования скважин и др.);
- виртуальной расходометрии (требуются результаты ГКИ и PVT исследований);
- прогнозирования наиболее характерных осложнений и подбора способов реагирования. Встроенный в систему модуль «Контроль осложнений» содержит инструментарий для оценки требуемой концентрации метанола в водометанольной жидкости как для скважины, так и для элементов ГСС (рис. 1).
Рис. 1. Фрагмент экрана системы поддержки принятия решений «Цифровое газовое месторождение», модуль «Контроль осложнений»
На представленном рисунке видно, что термобарическая характеристика скважины частично находится левее кривой гидратообразования, что свидетельствует о том, что при текущих условиях в скважине вероятно образование гидратов.
Модуль «Контроль осложнений» сигнализирует об этом, подсвечивая положительный результат анализа, а также сразу предлагает варианты действий, направленных на то, чтобы не допустить образование гидратов: изменение температуры в скважине либо доведение концентрации ингибитора (метанола) до необходимого значения. Для данной концентрации сразу же рассчитывается требуемая подача (расход) метанола.
В газовой отрасли наиболее применяемым ингибитором является метанол. Его распространенность обусловлена относительно низкой стоимостью при высокой антигидратной эффективности, простотой технологических решений по его регенерации, низкой температурой замерзания и некоррозионностью.
В отсутствие подобного инструмента обычно режим подачи метанола устанавливается на длительный период. В течение этого времени условия могут меняться, но подача метанола остается постоянной. Поэтому подача обычно устанавливается с большим запасом. Актуализировать расчеты по метанолу чаще вручную довольно сложно.
Несмотря на относительно низкую стоимость метанола (по сравнению с другими ингибиторами гидратообразования), затраты на его закупку, транспортировку, хранение и безопасное использование весьма существенны. И существуют примеры, когда летом эти расходы даже возрастают, а не снижаются. На ряде промыслов проектным решением является охлаждение газа перед сепарацией за счет дросселирования потока от скважин. Такое мероприятие обеспечивает охлаждение газа ниже точки росы, чтобы обеспечить осушку газа до товарных условий магистрального транспорта. При этом очень часто по ряду причин на трубопроводах ГСС отсутствует теплоизоляция, что в зимний период способствует усиленному промерзанию, а летом, наоборот, прогреву трубопровода и проходящей по нему скважинной продукции. В связи с этим в летний период точка дросселирования потока переносится с устья (рис. 2а) на площадку укрытий входных ниток установки подготовки (рис. 2б), чтобы максимально сократить расстояние от точки охлаждения до сепаратора установки подготовки. Но даже несмотря на это, летом на дросселе приходится поддерживать более низкую температуру, чем зимой.
Модуль «Контроль осложнений» сигнализирует об этом, подсвечивая положительный результат анализа, а также сразу предлагает варианты действий, направленных на то, чтобы не допустить образование гидратов: изменение температуры в скважине либо доведение концентрации ингибитора (метанола) до необходимого значения. Для данной концентрации сразу же рассчитывается требуемая подача (расход) метанола.
В газовой отрасли наиболее применяемым ингибитором является метанол. Его распространенность обусловлена относительно низкой стоимостью при высокой антигидратной эффективности, простотой технологических решений по его регенерации, низкой температурой замерзания и некоррозионностью.
В отсутствие подобного инструмента обычно режим подачи метанола устанавливается на длительный период. В течение этого времени условия могут меняться, но подача метанола остается постоянной. Поэтому подача обычно устанавливается с большим запасом. Актуализировать расчеты по метанолу чаще вручную довольно сложно.
Несмотря на относительно низкую стоимость метанола (по сравнению с другими ингибиторами гидратообразования), затраты на его закупку, транспортировку, хранение и безопасное использование весьма существенны. И существуют примеры, когда летом эти расходы даже возрастают, а не снижаются. На ряде промыслов проектным решением является охлаждение газа перед сепарацией за счет дросселирования потока от скважин. Такое мероприятие обеспечивает охлаждение газа ниже точки росы, чтобы обеспечить осушку газа до товарных условий магистрального транспорта. При этом очень часто по ряду причин на трубопроводах ГСС отсутствует теплоизоляция, что в зимний период способствует усиленному промерзанию, а летом, наоборот, прогреву трубопровода и проходящей по нему скважинной продукции. В связи с этим в летний период точка дросселирования потока переносится с устья (рис. 2а) на площадку укрытий входных ниток установки подготовки (рис. 2б), чтобы максимально сократить расстояние от точки охлаждения до сепаратора установки подготовки. Но даже несмотря на это, летом на дросселе приходится поддерживать более низкую температуру, чем зимой.
Рис. 2. Принципиальная схема эксплуатации скважин промысла: а – «зимняя»; б – «летняя», где УКПГ – установка комплексной подготовки газа
При такой схеме подготовки затраты на метанол весьма значительны, так как условия для гидратообразования очень благоприятны и летом, и зимой. Соответственно, снижение затрат на метанольное ингибирование может существенно улучшить экономику проекта.
На одном из промыслов в СППР «Цифровое газовое месторождение» выполнен анализ для подключенных к системе скважин. Показано, что подача метанола может быть сокращена с предусмотренных технологическим режимом 140 до 70–93л/ч (для разных скважин). Соответственно, можно снизить потребление метанола на 33–50 %.
Данные расчеты подтверждены промысловым экспериментом, т.е. алгоритмы, использованные в СППР, валидированы на практике. Если предположить, что в среднем по месторождению можно обеспечить экономию метанола вдвое меньше, чем для скважин, на которых проводился эксперимент, то экономический эффект от данной оптимизации оценивается в 160 млн руб. в первый год и не менее 55 млн руб. в каждый последующий год. Такая экономия была бы существенной для большинства российских газовых проектов.
На одном из промыслов в СППР «Цифровое газовое месторождение» выполнен анализ для подключенных к системе скважин. Показано, что подача метанола может быть сокращена с предусмотренных технологическим режимом 140 до 70–93л/ч (для разных скважин). Соответственно, можно снизить потребление метанола на 33–50 %.
Данные расчеты подтверждены промысловым экспериментом, т.е. алгоритмы, использованные в СППР, валидированы на практике. Если предположить, что в среднем по месторождению можно обеспечить экономию метанола вдвое меньше, чем для скважин, на которых проводился эксперимент, то экономический эффект от данной оптимизации оценивается в 160 млн руб. в первый год и не менее 55 млн руб. в каждый последующий год. Такая экономия была бы существенной для большинства российских газовых проектов.