Search

Проаналізовано наявний стан двох міжпромислових газопроводів: одного від установки попереднього підготовляння газу (УППГ) Наріжнянського нафтогазоконденсатного родовища (НГКР) до установки комплексного підготовляння газу-2 (УКПГ-2) Юліївського НГКР та другого – від УКПГ-1 Скворцівського НГКР до УКПГ-2 Юліївського НГКР. У різні періоди року визначено гідравлічну ефективність міжпромислових газопроводів, яка перебуває в широкому діапазоні: від 75 % до 98 % на одному і від 69 % до 96 % на другому. Досліджено режими роботи міжпромислових газопроводів. Визначено об’єм забруднень на промислах за допомогою розрахунків. Проведено промислові дослідження з вимірювання об’єму забруднень, які транспортують разом із газом, на вимірювальних лініях УКПГ-2 у сепараторах та розділювачах. Встановлено, що об’єм забруднень, визначений за результатами проведених експериментальних досліджень, є більший за розрахункове значення. Сформульовано основні чинники, що негативно впливають на гідравлічну ефективність газопроводу. Контролювання наведених основних чинників дасть змогу не допустити зниження коефіцієнта гідравлічної ефективності та зменшення об’єму транспортованого газу, а також забезпечити досягнення планових показників з видобутку. Встановлено основні причини зниження гідравлічної ефективності міжпромислових газопроводів у зв’язку із накопиченням рідинних забруднень у внутрішній порожнині та гідратоутворенням. Запропоновано шляхи розв’язання цих проблем, які впровадили, а також застосовують на виробництві у теперішній час. Зокрема, закачують розчин ПАР за допомогою пересувного насосного агрегату, створюють швидкісний газовий потік для винесення накопиченої рідини із внутрішньої порожнини міжпромислових газопроводів на УКПГ-2 Юліївського НГКР та подають метанол за допомогою наявних насосів із УППГ Наріжнянського НГКР та УКПГ-1 Скворцівського НГКР. Автори запропонували низку заходів для запобігання аваріям та відмовам, які забезпечать надійну експлуатацію міжпромислових газопроводів. Системність проведених досліджень дасть змогу оцінити можливість виникнення ускладнень через накопичення рідини та відкладання гідратів., The current state of two gathering gas pipelines was analyzed in the article: the first – from the gas gathering station (GGS) of the Narizhnianske oil and gas condensate field (OGCF) to the complex gas treatment unit-2 (CGTU-2) of the Yuliivske OGCF; the second – from the CGTU-1 of the Skvortsivske OGCF to the CGTU-2 of the Yuliivske OGCF. At different times of the year the hydraulic efficiency of gathering gas pipelines was determined, which was in a wide range from 75 % to 98 % on the first, and from 69 % to 96 % on the second gathering gas pipeline respectively. The operating modes of gathering gas pipelines were studied. The volume of contamination in the fields was determined using calculations. The industrial research to measure the volume of contamination, transported together with gas on the CGTU-2 measuring lines, was performed in separators and segregators. It was established that the volume of contamination, determined based on the results of experimental investigations, was higher than the calculated value. The main factors that negatively influence the hydraulic efficiency of gas pipelines were defined. The monitoring of these main factors will prevent the reduction of the hydraulic efficiency coefficient and decrease in the volume of transported gas, it will also help to achieve the planned production figures. The authors determined the main reasons for the reduction in the hydraulic efficiency of gathering gas pipelines resulting from the accumulation of liquid contaminants in the inner cavity and hydrates formation. The proposed solutions to these problems were introduced and are still used in production. In particular, a surfactant solution is fed using a mobile pumping unit, a high-speed gas stream is created to remove the accumulated liquid from the internal cavity of field gas pipelines operating with the CGTU-2 of the Yuliivske OGCF and methanol is supplied using the available pumps from the GGS of the Narizhnianske OGCF and CGTU-1 of the Skvortsivske OGCF. The authors proposed a series of measures to prevent the emergencies and failures and ensure the reliable operation of gathering gas pipelines. The consistency of performed investigations will help to estimate the occurrence probability of complications caused by the accumulation of liquid and hydrates formation., Проанализировано существующее состояние двоих межпромысловых газопроводов: одного от установки предварительной подготовки газа (УППГ) Нарижнянского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) до установки комплексной подготовки газа-2 (УКПГ-2) Юльевского НГКМ и другого – от УКПГ-1 Скворцовского НГКМ до УКПГ-2 Юльевского НГКМ. В разное время года определена гидравлическая эффективность межпромысловых газопроводов, которая находится в широком диапазоне: от 75 % до 98 % на одном и от 69 % до 96 % на втором. Исследованы режимы работы межпромысловых газопроводов. Определен объем загрязнений на промыслах с помощью расчетов. Проведенны промышленные исследования по измерению объема загрязнений, транспортируемых вместе с газом, на измерительных линиях УКПГ-2 в сепараторах и разделителях. Установлено, что объем загрязнений, определенный по результатам проведенных экспериментальных исследований является больше расчетного значения. Сформулированы основные факторы, негативно влияющие на гидравлическую эффективность газопровода. Контроль приведенных основных факторов позволит не допустить снижения коэффициента гидравлической эффективности и уменьшения объема транспортированного газа, а также обеспечить достижение плановых показателей по добыче. Установлены основные причины снижения гидравлической эффективности межпромысловых газопроводов в связи с накоплением жидкостных загрязнений во внутренней полости и гидратообразованиями. Предложены пути решения этих проблем, которые внедрили, а также применяются на производстве в настоящее время. В частности, закачивают раствор ПАВ с помощью передвижного насосного агрегата, создают скоростной газовый поток для вынесения накопленной жидкости из внутренней полости межпромысловых газопроводов на УКПГ-2 Юльевского НГКМ и подают метанол с помощью имеющихся насосов с УППГ Нарижнянского НГКМ и УКПГ-1 Скворцовского НГКМ. Авторы предложили ряд мер по предотвращению аварий и отказов, обеспечивающие надежную эксплуатацию межпромысловых газопроводов. Системность проводимых исследований позволит оценить возможность возникновения осложнений из-за накопления жидкости и откладывания гидратов.

The phenomenon of prefilming airblast atomization is investigated by means of shadowgraphy. The focus is on the liquid accumulation, which is attached to the trailing edge in the wake region of the prefilmer. The prefilmer is planar to facilitate the measurements, and the trailing edge thickness is 230 µm. The investigated liquid is a kerosene surrogate (Shellsol D70). The operating parameters are varied with a bulk gas velocity ranging from 20 to 100 m/s and a surface volumetric liquid flow rate ranging from 20 to 120 mm2/s. In order to statistically investigate the liquid accumulation, it is virtually split into several atomizing cells. Each cell consists of a single ligament and a surrounding liquid part. Different characteristic lengths of the atomization cells are extracted by a in-house post-process tool. The distribution of these length scales are well described by a gamma function, whose scale parameter $m$ is proportional to a Weber number based on the trailing edge thickness (We_te). However, it is observed that the parameter $m$ also varies with the liquid flow rate, independently of We_te. A two-step mechanism is proposed for the dynamics of the liquid accumulation, leading to the expression of a new length scale, which combines We_te and the liquid flow rate. It is observed that the prediction of this new length scale is in good agreement with the experiment. Hence, this new characteristic length is a good candidate for predicting the length scale of the accumulation in more general configurations.

Розглянуто особливості видобування вуглеводнів на Юліївському НГКР. Для досягнення високого рівня видобутку вуглеводнів на всіх стадіях розробки родовища проводять різні промислові дослідження та впроваджують організаційні заходи. Так, наприклад, введено в експлуатацію низькотемпературний турбодетандерний агрегат, впроваджено технологію низькотемпературної абсорбції, здійснено модернізацію сепараторів та реконструкцію автоматизованої газорозподільчої станції, оптимізовано експлуатацію свердловин і побудовано дотискуючу компресорну станцію. Розглянуто методи боротьби з ускладненнями, що виникають у процесі експлуатації газоконденсат- них свердловин Юліївського НГКР. Для боротьби з гідратоутворенням в газоконденсатних свердловинах здійснюється подача метанолу на устя свердловин інгібіторопроводами, а також періодичні закачування його у свердловини та їх шлейфи за допомогою пересувного насосного агрегату у різний спосіб. Спосіб та періодичність подавання інгібітора гідратоутворення обирають за результатами експериментальних досліджень із врахуванням умов конкретної свердловини. Запропоновано ефективний спосіб боротьби з гідратоутвореннями в шлейфах свердловин за рахунок руху швидкісного газового потоку разом з інгібітором гідратоутворення. Рідину, яка накопичується в свердловинах, видаляють шляхом періодичного закачування розчину ПАР різного складу та концентрації у затрубний простір та шлейфи. Протикорозійний захист підземного обладнання свердловин забезпечують закачуванням розчину інгібітора корозії., Рассмотрены особенности добычи углеводородов на Юльевском НГКМ. C целью достижения высоко- го уровня добычи углеводородов на всех стадиях разработки месторождения выполняют различные промышленные исследования и внедряют организационные мероприятия. Так, например, введен в эксплуатацию низкотемпературный турбодетандерний агрегат, внедрена технология низкотемпературной абсорбции, модернизировано сепараторы и реконструирована автоматизированная газораспределительная станция, оптимизирована эксплуатация скважин и сооружена дожимная компрессорная станция. Рассмотрены методы борьбы с осложнениями, возникающими в процессе эксплуатации газоконденсатных скважин Юльевского НГКМ. Для борьбы с гидратообразованием в газоконденсатных скважинах по ингибиторопроводам подают метанол на устье скважин, а также периодически закачивают его в скважины и их шлейфы с помощью передвижного насосного агрегата разными способами. Подбор способа и периодичность подачи ингибитора гидратообразования проводят, исходя из экспериментальных исследований для условий конкретной скважины. Предложен эффективный способ борьбы с гидратообразованиями в шлейфах скважин за счет движения скоростного газового потока вместе с ингибитором гидратообразования. Жидкость, которая накапливается в скважинах, удаляют путем периодических закачек раствора ПАВ различного состава и концентрации в затрубное пространство и шлейфы. Противокоррозионная защита подземного оборудования скважин обеспечивается закачкой раствора ингибитора коррозии., The article deals with the process of hydrocarbons production in Yuliyivskyi oil-gas condensate field (OGCF). To increase the production rate of hydrocarbons at all stages of field development different field tests and organizational measures were taken. For example, the low-temperature turboexpander was put into operation, the technology of low-temperature absorption was introduced, the separators and the automated gas distribution station were modernized, the wells operation was optimized and the booster compressor station was constructed. The methods to control complications during gas-condensate well operation in Yuliyivskyi OGCF were investigated. To prevent the formation of hydrates in gas-condensate wells the methanol is injected at wellhead by inhibitor pipelines, it is periodically injected in different ways into the wells and their flow lines by means of the mobile pump unit. The method and frequency of injecting the hydrate development inhibitor were selected based on the experimental investigations of the conditions in a particular well. The efficient way to prevent the formation of hydrates in flow lines by means of the high-speed gas flow together with the hydrate development inhibitor was proposed. The liquid, accumulated in the wells, can be removed by means of periodically injection of surfactant solutions of different compositions and concentrations into the annulus and flow lines. The anticorrosive protection of the downhole equipment is provided by the corrosion inhibitor injection.

На базі інтерпретації даних макроекспериментів з проникнення вологи побудована спрощена модель проникнення вологи крізь пористі матеріали на елементарному рівні. Отримана залежність включає явні експериментальні дані, що можуть бути одержані в макроекспериментах і передбачає знаходження концентрації рідини в будь-якій точці матеріалу. Дана модель дозволяє прогнозувати стан пористого матеріалу при його змочуванні., На базе интерпретации данных макроэкспериментов по проникновению влаги построена упрощенная модель прохождения влаги через пористые материалы на элементарном уровне. Полученная зависимость включает явные экспериментальные данные, которые могут быть получены в макроэкспериментах и предусматривает нахождение концентрации жидкости в любой точке материала. Данная модель позволяет прогнозировать состояние пористого материала при его смачивании., Based on data interpretation of macroexperiments on the liquid passage, a simplified model of the liquid passage through porous materials at the elementary level was built. On the grounds of regression analysis, the basic parameters characterizing the dynamics of the liquid passage through the porous materials were found. The dependence includes clear experimental data that can be obtained in macroexperiments and involves finding the liquid concentration in any part of the material. This model allows to predict the state of the porous material when it is moistened, determine the time of the liquid passage through the material and time of a total liquid accumulation. The data allow to predict the liquid passage through multilayer materials. The research results allow to define liquid absorption parameters of the material based on macroexperiments, boundary moisture content in the inner layer; time of the liquid passage through the material; determine the passage depth, time of comfortable work. The results allow to determine the hygienic properties of materials that include the ability to regulate the liquid passage.

Здійснено аналіз існуючого стану міжпромислового газопроводу, яким газ з УКПГ-1 Скворцівського НГКР транспортується на УКПГ-2 Юліївського НГКР. Встановлено основні причини накопичення рідких забруднень у внутрішній порожнині міжпромислового газопроводу, причини зниження температури газу в газопроводі, що призводить до відкладення гідратів. Визначено гідравлічну ефективність міжпромислового газопроводу для двох режимів його роботи і встановлено, що необхідно очищувати внутрішню порожнину газопроводу. За результатами досліджень встановлено, що найефективнішим способом очищення внутрішньої порожнини міжпромислового газопроводу є очищення високошвидкісним потоком газу. У разі застосування цього способу обсяг забруднень винесених з порожнини міжпромислового газопроводу є максимальним. Розроблено схему очищення міжпромислового газопроводу високошвидкісним потоком газу. Теоретично та експериментально визначено місця відкладення гідратів у внутрішній порожнині газопроводу. Запропоновано ефективні способи усунення гідратоутворень у міжпромислових газопроводах. За результатами розрахунку встановлено, що обсяг забруднень у внутрішній порожнині міжпромислового газопроводу залежить від режиму його роботи. Обгрунтовано необхідність забезпечення автоматичного контролю параметрів роботи міжпромислового газопроводу шляхом встановлення безпровідних давачів тиску та температури на різних ділянках газопроводу, що дасть змогу постійно моніторити та оперативно вживати необхідні заходи для підтримування гідравлічної ефективності міжпромислового газопроводу на високому рівні. Запропоновано ряд інженерних рішень, впровадження яких дасть можливість підтримувати гідравлічну ефективність очищеного міжпромислового газопроводу, яким газ з УКПГ-1 Скворцівського НГКР транспортується на УКПГ-2 Юліївського НГКР, на високому рівні протягом тривалого часу., The analysis of the current state of an intrafield pipeline that is used for gas transportation from the UKPG-1 of the Skvortsivske NHKR (oil-gas condensate field) to the UKPG-2 (gas processing plant) of the Yuliivske NHKR has been conducted. The basic reasons for accumulation of liquid contaminants in the inner cavity of the intrafield pipeline, causes of gas temperature lowering in the gas pipeline that may result in hydrates deposition have been determined. The intrafield gas pipeline hydraulic efficiency for two modes of its operation has been developed and the fact that the inner pipeline cavity should be cleaned has been found out. The study results have shown that the most effective way to clean the inside pipeline cavity is to clean it with a high-speed gas flow. In case of this method application the amount of pollutions taken out from the intrafield pipeline is maximal. The scheme of intrafield gas pipeline cleaning with the help of high-speed gas flow has been developed. The hydrate deposition places in the inner pipeline cavity have been found theoretically and experimentally. Effective ways to eliminate hydrate depositions in the intrafield pipelines have been suggested. The calculations results have revealed the fact that the amount of pollutions in the inner intrafield gas pipeline cavity depends on the mode of operation. The necessity of ensuring automatic control of the intrafield gas pipeline parameters by installing wireless pressure and temperature sensors in different parts of the gas pipeline that will help to continually monitor and promptly take necessary measures to maintain the intrafield gas pipeline hydraulic efficiency at a high level. A number of other engineering solutions, implementation of which will maintain hydraulic efficiency of the cleared intrafield gas pipeline that transports gas from the UKPG-1 of the Skvortsivske NHKR to the UKPG-2 of the Yuliivske NHKR at a high level for a long time.

Розглянуто проблемні питання, які виникають при експлуатації газоконденсатних свердловин на завершальній стадії розробки, зокрема, роботу газоконденсатних свердловин в умовах періодичних відборів газу. Експлуатація таких свердловин характеризується неефективним керуванням, що в подальшому призводить до зменшення видобутку газу. Обґрунтовано необхідність забезпечення автоматичного контролю параметрів роботи свердловин шляхом встановлення давачів тиску та температури на гирлі свердловини та вхідній нитці на УКПГ. Таким чином, забезпечується можливість контролювати параметри роботи свердловин в реальному часі та проглядати архівні дані на персональному комп’ютері. Запропоновано автоматизувати пуск та зупинку роботи свердловин шляхом монтажу системи регулювання на вхідній нитці. Дані впровадження дають змогу здійснювати постійний моніторинг за роботою свердловин, тобто буде можливість контролювати і фіксувати зміну тиску та температури, підібрати оптимальний режим роботи, виключити ручне керування. Оперативніше реагувати у разі виникнення різних ускладнень, наприклад, накопичення рідини, відкладання гідратів, і цим самим збільшити відбір вуглеводнів. Обґрунтовано доцільність роботи газоконденсатних свердловин на менший тиск газозбірного колектора, зокрема на дотискуючу компресорну станцію, що дасть можливість зменшити час простою свердловин., The article deals with the issues occurring due to gas condensate wells operation at the final stage of development particularly gas condensate wells production during periodically gas extraction. The operation of such wells is characterized by the inefficien running that leads to the further decrease of gas production. The necessity is proved to provide the automated control of well operation parameters by setting pressure and temperature sensors at the wellhead and inlet line at the gas treatment plant. Thus, there will be the possibility to control well operation parameters in real time and look through the archived data on the personal computer. Automation of wells starting and shutting down is suggested by setting the regulatory system at the inlet line. These implementations will enable permanently to monitor wells operation, i.e. to control and record pressure and temperature differentiation, to select the optimum operation mode, to eliminate manual control, more efficiently to respond in case of failures occurrence, e.g. at liquid accumulation, carbohydrate sedimentation and thus to increase the recovery of hydrocarbons. The efficiency of gas condensate operation has been proved at lower pressure of the gas gathering line header, in particular the boosting compressor station that will able to reduce downtime.