автореферат диссертации по разработке полезных ископаемых, 05.15.06, диссертация на тему:Обеспечение условий безопасной эксплуатации газопромысловых систем с заглубленными коммуникациями на месторождениях Крайнего Севера

На правах рукописи

"В ОД

„ г РЕШЕТНИКОВ ЛЕВ НИКОЛАЕВИЧ

о г'1'-;

о 1Г.-1 -

ОБЕСПЕЧЕНИЕ УСЛОВИЙ БЕЗОПАСНОЙ ЭКСПЛУАТАЦИИ ГАЗОПРОМЫСЛОВЫХ СИСТЕМ С ЗАГЛУБЛЕННЫМИ КОММУНИКАЦИЯМИ НА МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА

СПЕЦИАЛЬНОСТЬ 05.15.06 - Разработка и эксплуатация нефтяных и газовых

месторождений

АВТОРЕФЕРАТ ДИССЕРТАЦИИ НА СОИСКАНИЕ УЧЕНОЙ СТЕПЕНИ КАНДИДАТА ТЕХНИЧЕСКИХ НАУК

УФА 1998

Работа выполнена в Научно - технологическом центре предприятия "Надымгазпром" Российского акционерного общества "Газпром"

НАУЧНЫЙ РУКОВОДИТЕЛЬ -доктор технических наук, профессор

О.М. ЕРМИЛОВ

ОФИЦИАЛЬНЫЕ ОППОНЕНТЫ доктор технических наук, профессор

З.А. ХАБИБУЛЛИН

кандидат технических наук, старший научный сотрудник

О.И. БУТОРИН

ВЕДУЩЕЕ ПРЕДПРИЯТИЕ - ПРЕДПРИЯТИЕ "УРЕНГОИГАЗПРОМ"

Защита состоится "У " X 1998 г. в /О часов

на заседании диссертационного совета Д 063.09.02 при Уфимском государственном нефтяном техническом университете по адресу: 450062, Республика Башкортостан, г. Уфа-62, ул. Космонавтов, 1

С диссертацией можно ознакомиться в технической библиотеке УГНТУ

Автореферат разослан' августа 1998 г.

УЧЕНЫЙ СЕКРЕТАРЬ диссертационного совета, доктор физико-математических наук, профессор

Р.Н.БАХТИЗИН

ОБЩАЯ ХАРАКТЕРИСТИКА РАБОТЫ. Разработка и эксплуатация ме-орождений углеводородного сырья, расположенных в зоне распространения тоголетнемерзлых пород (ММП), доказала необходимость всестороннего ана-13а работы промысловых систем в осложненных геотехнических и климатиче-:их условиях.

В этой связи, результаты опыта обустройства и эксплуатации промысло-IX объектов газодобычи на Медвежьем газовом месторождении, обобщение и гстематизация негативных явлений, возникающих в работе газопромыслового юрудовашы, прогнозирование теплового взаимодействия подземных газо-юмысловых коммуникаций с многолетнемерзлыми породами способствуют ологически безопасному освоению газовых и газоконденсатных месторожде-ш Крайнего Севера, в том числе полуострова Ямал.

АКТУАЛЬНОСТЬ. Существующая практика освоения месторождений леводородного сырья не всегда предусматривает оптимизацию проекта обу-ройства в части размещения и взаимодействия объектов газодобычи и внут-шромысловых подземных газовых коммуникаций с ММП.

В зоне повсеместного распространения ММП устойчивость работы газо->бывагощего комплекса зависит от условий эксплуатации ответственных руктурных элементов газодобычи. Безопасность эксплуатации газопромысло-к систем определяется степенью их техногенного воздействия на мерзлые унты, определяющейся, в свою очередь, характером взаимодействия с ММП [утрипромысловых подземных газовых коммуникаций - шлейфов.

До 90% добычи газа сосредоточено в районах' криолитозоны. Большинст-промысловых объектов эксплуатируется с требованием сохранения много-тнемерзлых пород. На практике это условие не всегда выполняется. В связи с м, актуальным является создание безопасных условий эксплуатации при про-тировании и в процессе разработки газовых месторождений путем прогнози-вания техногенного воздействия на ММП.

11ЕЛЪ РАБОТЫ. Прогнозирование и предупреждение отрицательных по-едствий взаимодействия заглубленных коммуникаций и структурных элемен-в промысловых систем с учетом их техногенного воздействия на ММП в

процессе разработки газовых месторождений.

ОСНОВНЫЕ ЗАДАЧИ ИССЛЕДОВАНИЯ. Поставленная цель достигается решением следующих задач:

1. Обобщить опыт контроля технического состояния основных структурных элементов газодобычи и сформулировать требования к геотехническому мониторингу на стадиях проектирования, обустройства и эксплуатации газовых месторождений.

2. Исследовать влияние теплового воздействия подземных коммуникаций на техническое состояние объектов газодобычи.

3. Оценить влияние глубины заложения и режимных параметров работы газового коллектора на степень взаимодействия с ММП.

4. Разработать алгоритм расчета процесса растепления ММП вблизи заглубленных газовых коммуникаций с уточнением условий на дневной поверхности.

НАУЧНАЯ НОВИЗНА

1. Разработаны номограммы для оценки ореола протаивания мерзлых пород вокруг подземных коммуникаций с учетом глубины их заложения и нестационарного теплообмена.

2. Выявлена область технологических параметров работы заглубленных шлейфов и коллекторов на всех стадиях разработки месторождения, в которой радиус ореола протаивания мерзлых пород не зависит от коэффициента теплоотдачи с единицы поверхности теплоисточника.

3. Установлено, что при нестационарном теплообмене пренебрежение условиями на дневной поверхности приводит к завышенной на (15 - 20 %) оценке ореола протаивания ММП вокруг заглубленных коммуникаций.

МЕТОДЫ ИССЛЕДОВАНИИ. Поставленные задачи решались методами математической статистики, численного моделирования и путем промысло-во-экспериментальных исследований, а также обработки полученных данных.

ДОСТОВЕРНОСТЬ ПОЛУЧЕННЫХ РЕЗУЛЬТАТОВ. Для решения поставленных задач использованы промысловые данные, оперативно-диспетчерская информация, материалы инженерных изысканий. В работе ис-

пользованы данные многолетнего контроля за состоянием основных объектов добычи и подготовки газа, материалы промыслово-экспериментальных исследований на газовых промыслах месторождения Медвежье. Результаты работ подтверждены фактическими данными контроля обеспечения надежности объектов газодобычи Надым - Пур - Тазовского региона, обоснованным подходом к проектным решениям для вновь вводимых объектов Юбилейного, Ямсовей-ского, а также для объектов реконструкции Медвежьего месторождений.

ПРАКТИЧЕСКАЯ ЗНАЧИМОСТЬ

1. Предложена система проведения геотехнического мониторинга, включающая подсистемы: "контроль", "анализ", "прогноз" и "принятие решения" для определения технического состояния объектов добычи газа на стадиях проектирования, обустройства и эксплуатации месторождений углеводородного сырья Надым - Пур - Тазовского региона.

2. Предложенные автором величины допустимых перемещений элементов систем добычи газа установок подготовки и компримирования газа прошли апробацию на месторождении Медвежье и рекомендуются к внедрению на газовых месторождениях Ямало - Ненецкого автономного округа.

3. Обобщение результатов геотехнического мониторинга, оценки ореолов протаивания ММП вокруг газовых коммуникаций и величины безопасных зон размещения промыслового оборудования могут быть использованы при реконструкции и проектировании обустройства месторождений углеводородного сырья в криолитозоне.

АПРОБАЦИЯ РАБОТЫ. Основные результаты работа обсуждались на 3, 9, 15 научно-технических конференциях ученых и специалистов (Тюмень, Киев, Москва, 1976-1978 ), на научно-практической конференции "Диагностика в газовой промышленности" ( Москва, 1995 ), на Всероссийском семинаре, посвященном 25-летию ДП "Надымгазпром" ( Надым, 1996 ), на рабочем совещании специалистов РАО "Газпром" и фирмы АМОКО ( Амстердам, Голландия, 1992).

ПУБЛИКАЦИИ. Результаты исследований автора опубликованы в 16 печатных работах, в том числе двух научно-технических обзорах, 4 работы опуб-

линованы без соавторов.

ОБЪЕМ И СТРУКТУРА РАБОТЫ. Диссертационная работа состоит из введения, пяти глав и выводов. Диссертация содержит 220 страниц машинописного текста, включая 48 рисунков, 19 таблиц, одно приложение и список литературы 143 наименования.

Автор выражает искреннюю признательность А.П. Попову, Н. В. Михайлову, В. В. Ремизову, В. А. Туголукову, С. С. Фесенко, JI. С. Чугунову, а также руководству и сотрудникам НТЦ предприятия "Надымгазпром", профессорско-преподавательскому составу кафедры разработки и эксплуатации газовых и га-зоконденсатных месторождений УГНТУ за помощь в организации и обсуждении результатов исследований.

ВО ВВЕДЕНИИ содержится общая характеристика работы, обоснована ее актуальность, поставлены цели и задачи исследования.

В ПЕРВОЙ ГЛАВЕ проведен обзор литературных источников по вопросам организации мониторинга объектов газодобычи и моделирования нестационарного теплообмена подземных газовых коммуникаций с ММП. Анализ опубликованных работ (Ю.Ф. Захаров, В.Л. Невечеря, С.А. Санников) показал необходимость пересмотра подхода к системе контроля и наблюдений за газопромысловыми объектами и оценке состояния геотехнических систем в зависимости от техногенного воздействия на ММП еще на предпроектной стадии разработки месторождения.

По материалам, опубликованным в открытой печати, известен достаточно широкий круг авторов, область научных и практических интересов которых связана с решением проблем, обусловленных тепловым взаимодействием трубчатой коммуникации с внешней средой. Среди них: В.Г. Шухов, И.А. Чарный, С.С. Кутателадзе, В.А. Кудрявцев, А.Ф. Ершов, Л.Н. Хрусталев, Г.Н. Фельдман, P.M. Каменский, А.Л. Чеховский, З.Т. Галлиулин, В.В. Баулин, А.Д. Двойрис, Б.Л. Кривошеин, В.Н. Агапкин, В.И. Аксенов, О.М. Иванцов, B.C. Водолага, Г.И. Дубиков, Б.В. Дегтярев, B.C. Смирнов, П.И. Тугунов, В.Ф. Новоселов, H.A. Гаррис.

Во всех литературных источниках рассматриваются вопросы теплового

взаимодействия с ММП магистральных трубопроводов, приводящих к нарушению температурного режима их эксплуатации, просадке и всплытию тела трубы, нарушению обваловки и т.д.

Вопросы оценки степени влияния ореолов протаивания ММП на рядом расположенные газопромысловые объекты, обоснования допустимых пределов ореолов протаивания не освещены в литературных источниках. Эта проблема представляет большой практический интерес при эксплуатации газовых месторождений в зонах распространения ММП.

Таким образом, выявлена необходимость долгосрочного прогнозирования теплового взаимодействия заглубленных промысловых газовых коммуникаций с ММП для обеспечения безопасных условий эксплуатации установок подготовки, компримирования газа на всех стадиях разработки газового месторождения.

ВО ВТОРОЙ ГЛАВЕ рассмотрен многолетний опыт эксплуатации одного из первых гигантских газовых месторождений севера Западной Сибири Медвежьего, обобщены материалы по организации контроля за техническим состоянием объектов газодобычи, которые представляют большой практический интерес.

В процессе обустройства месторождений, создания инфраструктуры газодобывающего комплекса в хозяйственный оборот вовлекаются огромные территории, что приводит к постоянному нарушению природных комплексов и экологического равновесия в природной среде [7].

Как показал опыт освоения месторождения Медвежье, изменения, вызванные общим освоением, не вышли за пределы фоновых значений. Эти изменения не вызвали интенсивного и тем более катастрофического проявления мерзлотных процессов, то есть инженерно-геологические условия этого месторождения оказались относительно устойчивыми к воздействию освоения [5].

В то же время существенно изменились инженерно-геокриологические условия вблизи и непосредственно на промысловых объектах (скважины, шлейфы, коллекторы, установки комплексной подготовки газа (УКПГ), дожим-ные компрессорные станции (ДКС).

Автором проведены исследования по выявлению основных причин и типов нарушений, возникающих на объектах газодобычи за время длительной эксплуатации месторождения, начиная со скважин, кончая газопромысловым оборудованием УКПГ и ДКС [1-5,7, 9].

Обобщение данных об отказах и авариях, приведенные в работах отечественных авторов, и их анализ за двадцатилетний период эксплуатации месторождения Медвежье показали следующее. Из общего числа отказов, в результате которых происходит потеря добычи газа, доля отказов по причине техногенного воздействия на ММП составляет 41%, при этом 36% отказов приходится на газопромысловое оборудование УКПГ и ДКС, а остальные 5% - на скважины, шлейфы, МПК.

В 1984 - 1986 г г. на месторождении Медвежье сложилась сложная ситуация, вызванная аварийными остановками газопромыслового оборудования. Эксперты различных научно-исследовательских и проектных организаций совместно со специалистами предприятия "Надымгазпром" и при непосредственном участии автора пытались установить причины внезапно возникающих и не всегда объясшшых нарушений в работе газопромыслового оборудования. В сложившейся ситуации возникла необходимость организации системы постоянного наблюдения и контроля за техническим состоянием газопромысловых объектов и инженерно - геологической обстановкой осваиваемой территории.

Работы, начатые в 1986 г., привели к созданию специальной службы инженерно - геологического мониторинга (ИГМ), впервые организованной автором и действующей в настоящее время в рамках производственного газодобывающего предприятия на Крайнем Севере в зоне распространения ММП [6, 8].

. Многолетний цикл наблюдений в рамках ИГМ позволил автору выявить общую тенденцию возрастания критических ситуаций на 5 - 8 годы эксплуатации и неуклонный их рост по числу и масштабам проявления на внутрипромы-словых коммуникациях УКПГ и ДКС [15].

Анализ и обобщение результатов режимных наблюдений привели автора к выводу о необходимости пересмотра подходов к вопросу оценки состояния геотехнических систем газового промысла. В результате чего были разработа-

ны основные положения и требования к геотехническому мониторингу, который должен реализовываться на всех стадиях проектирования, строительства и эксплуатации газопромысловых объектов.

Под геотехническим мониторингом следует понимать систему научно-исследовательских и производственных работ, проводимых в три основных этапа: этап предварительных исследований при проектировании; этап режимных наблюдений перед началом и в период строительства объекта и этап постоянного наблюдения за эксплуатируемыми газопромысловыми объектами. На каждом этапе осуществляется цикл технологических операций, включающих: "контроль", "анализ", "прогноз", "техническое решение".

По окончанию возведения объектов газового комплекса должны фиксироваться: напряженно - деформированное состояние оборудования и газопромысловых коммуникаций, данные о пространственном положении газовых коммуникаций и ответстве1шых структурных элементов технологической схемы подготовки, компримирования газа, данные инженерно-геокриологических условий грунтов оснований. Все полученные характеристики должны заноситься в геотехнический паспорт объекта, который должен быть неотъемлемой частью исполнительной докумептащш.

Предложетше требования к геотехническому мониторингу апробированы нами на месторождении Медвежье и внедряются па вновь введенных в эксплуатацию месторождениях углеводородного сырья Надым - Пур - Тазовского региона (Юбилейном, Ямсовейском).

Это позволило обосновать: оптимальные решения при проведении работ по стабилизации оснований ABO газа на ДКС-9; промораживание грунтов ABO газа ДКС-7 Медвежьего месторождения; пересмотр места расположения ДКС Юбилейного месторождения в связи с непригодностью первоначальной площадки с позиции инженерно-геокриологических условий; положения регламента проведения работ по ИГМ газопромысловых объектов Ямсовейского и Юбилейного месторождений.

В ТРЕТЬЕЙ ГЛАВЕ проведено обобщение данных, характеризующих техническое состояние основных газопромысловых объектов установок подго-

товки и компримирования газа, получены технические и технологические параметры работы подземных внутрипромысловых газовых коммуникаций на различных стадиях разработки месторождения Медвежье.

Выявлены основные виды газопромыслового оборудования, испытывающего нарушения в работе в результате техногенного воздействия на ММП. К ним относятся в первую очередь узлы входа шлейфов (УВШ), пункты сепарации пластового газа (ПСПГ), коммуникации наружной газовой обвязки газоперекачивающих агрегатов (ГПА), аппараты воздушного охлаждения (ABO) газа.

Режимные наблюдения, проводящиеся на месторождении регулярно с 1988 года, показали, что около 22% наблюдаемых элементов системы подготовки и компримирования газа испытывают перемещения, различные по характеру и величине. При этом установлено, что по 12% из них перемещения превышают предельно допустимые значения, что является причиной возникновения аварийных ситуаций. Величины сезонных и многолетних перемещений изменяются в широком диапазоне и достигают 200 мм. В ряде случаев на протяжении одной линии ДКС (например, по линии турбина - нагнетатель - наружная газовая обвязка газоперекачивающих агрегатов - всасывающая газовая коммуникация) наблюдаются разнонаправленные перемещения, что неизбежно вызывает возникновение напряженно - деформированного состояния газовых коммуникаций, вибрацию и износ турбоагрегатов.

На сегодняшний день не разработано научно обоснованных, единых, принятых для типовых объектов газового комплекса, критериев допустимых перемещений. С этой целью, на основании имеющейся нормативной документации [5] и в зависимости от видов газопромыслового оборудования, а также исходя из многолетнего опыта эксплуатации, промысловых данных ремонтно-восстановительных работ автором были определены предельно допустимые перемещения для оснований газопромысловых объектов относительно первоначального состояния, которые представлены в табл. 1. На основе анализа динамики перемещений структурных элементов системы подготовки и компримирования газа, исходя из технического состояния объекта, сроков предполагав-

мой эксплуатации, автором была предложена пообъектная очередность ремонта и реконструкции "нулевых" циклов газопромыслового оборудования УКПГ и ДКС Медвежьего месторождения.

Таблица 1

Допустимые перемещения оснований газопромысловых объектов

Элемент системы подготовки и Предельно допустимые верти-

компримирования газа кальные перемещения, мм

Здания технологических цехов

Колонны каркаса, 100

стены, полы

Технологические трубопроводы

Первая линия наружной 15

газовой обвязки

Вторая лшгая наружной 30

газовой обвязки, ABO газа

Турбоагрегаты 10

Технологическое оборудование

БТ-501, УВШ, УЗГ 25

Сепараторы, фильтры, адсорберы 15

Емкости теплообмена 30

Печи Борн 20

Подогреватели гликоля 50

Анализ технологических схем газовой обвязки УКПГ и ДКС Медвежьего месторождения, эксплуатирующихся по 1 принципу, позволил выявить технические и технологические характеристики подземных участков газовых коммуникаций, которые значительно отличаются на период начала эксплуатации, компрессорный период и на период падающей добычи (настоящее время).

При рассмотрении взаимного расположения участков подземных коммуникаций и газопромысловых объектов выявлены дислоцированные "опасные" тепловые зоны [12 ,13], протяженность которых достигает ~ 250 м на УКПГ и ДКС. Эти зоны образуют входные шлейфы и межцеховые коллекторы, технологические нитки блоков БТ-501, газовые коммуникации в районе расположения ABO газа и пунктов сепарации пластового газа, всасывающие коллекторы

наружной газовой обвязки газоперекачивающих агрегатов ДКС.

Для оценки степени влияния ореолов протаивания мерзлых пород вокруг подземных внутрипромысловых коммуникаций на газопромысловые объекты, оптимального размещения газопромысловых систем с учетом техногенного воздействия необходимо прогнозировать развитие и конфигурацию ореолов протаивания вокруг подземных коммуникаций на всех стадиях разработки газового месторождения [11].

Прогноз должен осуществляться с привлечением всех данных, в том числе и дашшх анализа динамики взаимодействия технологического оборудования сММП.

В ЧЕТВЕРТОЙ ГЛАВЕ приведены результаты моделирования теплового влияния подземных внутриплощадочных коммуникаций на вмещающие грунты с учетом истории разработки газового месторождения [12]. При этом, в качестве объектов моделирования были выбраны подземные нетеплоизолированные газовые коммуникации-шлейфы диаметром 273 - 1020 мм.

В общей постановке задача нестационарного теплообмена подземной технологической коммуникации с многолетнемерзлыми грунтами достаточно сложна и требует привлечения современных математических методов решения.

Математическое исследование проводилось с помощью пакета прикладных программ, разработанных на геологическом факультете МГУ (проф. Л.Н. Хрусталев) и реализующих решение двумерного уравнения теплопроводности в постановке Стефана в анизотропной среде при наличии внешних и внутренних нестационарных источников тепла (холода).

Для описания подземной газовой коммуникации, как теплового источника, в общем случае необходимо задавать граничные условия III рода. С этой целью автором проведен анализ промысловой информации по технологическому режиму эксплуатации заглубленных промысловых коммуникаций установок подготовки и компримирования газа газовых промыслов Медвежьего месторождения.

На первоначальном этапе был проведен расчет теплообмена между газом и породой в зависимости от диаметра и технологического режима эксплуатации

заглубленной коммуникации, из которого следует, что для условий эксплуатации подземных внутриплощадочных коммуникаций Медвежьего месторождения величины коэффициента теплообмена коммуникации с окружающими мерзлыми породами изменяются от 300 до 1500 Вт/м20С.

Далее исследовалось влияние па величину ореолов протаивания технологических параметров эксплуатации и физических свойств прокачиваемого флюида. При этом проводилось многократное решение нестационарного уравнения теплопроводности (постановка Стефана) в цилиндрических координатах в однородной среде с теплофизическими характеристиками песков отсыпки промплощадок Медвежьего месторождения.

Расчетная область представляла собой фрагмент геотехнической системы "труба в бесконечной однородной среде". Размер расчетной области составлял 50 м. Па левой ее границе задана внешняя стенка коммуникации - теплоисточника диаметром 273,325, 720,1020 мм. На остальных - задан нулевой теплопо-ток. В граничных блоках, описывающих тепловой источник, задавались условия Ш рода. Коэффициент теплоотдачи рассчитывался по известным формулам в зависимости от расхода газа, его реологических и тепло физических свойств. Результаты свидетельствуют о том, что независимо от времени эксплуатации для коэффициентов теплоотдачи выше 40 Вт/м2 °С изменчивость величины радиусов протаивания от коэффициента теплоотдачи находится в пределах ±0,1 м. Такой коэффициент теплоотдачи обеспечивается при расходах газа от я 30 до 750 тыс.м3/сут. соответственно для внутрипромысловых газовых коммуникаций диаметром 273 и 1020 мм. Реальные расходы газа для всех действующих газовых внутриплощадочных подземных коммуникаций УКПГ и ДКС Медвежьего месторождения на порядок и более превышают указанные величины [10]. Результаты моделирования показали, что для нетеплоизолиро-ванных подземных газовых коммуникаций установок подготовки, компримиро-вания газа месторождения для конкретного диаметра коммуникаций величины радиусов протаивания практически не зависят от коэффициента теплоотдачи с единицы поверхности шлейфа, а определяются лишь температурой теплового источника.

Далее анализировались известные расчетные формулы по оценке величины ореола протаивания вокруг подземной коммуникации. В результате установлено, что по формулам, применяемым при проектировании (Вслли Ю.Я.), можно оценить стационарное тепловое поле для трубопровода, заложенного на определенной глубине в однородной среде. В известных формулах, учитывающих нестационарное тепловое взаимодействие трубопровода и однородного массива ММП (Чарный И. А., Галиуллин З.Т., Баясан P.M.), не учитывается влияние теплообмена на поверхности земли. Таким образом, отсутствуют оценочные зависимости по расчету радиуса протаивания ММП вокруг газовой коммуникации, заложенной вблизи поверхности земли, в случае нестационарного теплообмена последнего с многолетнемерзлыми породами.

Для получения оценочной зависимости автором были проведены математические эксперименты с помощью упомянутой выше программной среды. Расчетная область представляла собой фрагмент сечения геотехнической системы "трубопровод - ММП" плоскостью, перпендикулярной оси заложения коммуникации, и имела размер 50x50 м. В связи с симметрией температурного поля относительно оси заложения коммуникация описана в виде полуокружности. В граничных блоках, описывающих образующую коммуникацию, заданы граничные условия I рода, со стороны поверхности земли заданы граничные условия Ш рода. На остальных границах заданы условия II рода с нулевым теп-лопотоком.

Многократно решалась задача для различных глубин заложения оси коммуникаций, их диаметра и температуры газа. В результате последовательной обработки полученных результатов с помощью методов математической статистики автором предложены номограммы для расчета величины ореола протаи-вапия (R) под подземной нетеплоизолированной газовой коммуникацией, в зависимости от безразмерных величин времени тепловоздействия (число Фурье Fo), температуры газа (число Косовича Ко) и глубины заложения ее оси (h*). На рис. 1 приведена одна из номограмм для температуры 15 °С (Ко=364). Полученные номограммы и традиционные формулы, описывающие нестационарный теплообмен, были использованы для оценки величин ореолов протаивания во-

круг подземных внутрипромысловых коммуникаций установок подготовки и компримирования газа Медвежьего месторождешм. Сравнение результатов по-

Критерий Фурье (Ко)

Рис. 1. Номограмма для определения радиуса протаивания под осыо заглубленной газовой коммуникации

казало хорошее соответствие фактических и рассчитанных по номограммам значений. В то же время неучет теплообмена на поверхности земли в традиционных формулах приводит к завышению значений величин ореолов протаива-

ния на 20 %.

ПЯТАЯ ГЛАВА посвящена исследованиям нестационарного теплообмена в системах "заглубленные внутриплощадочные коммуникации - многолетне-мерзлые породы" Медвежьего месторождения.

В первом разделе главы автором рассмотрены результаты проведенных промысловых исследований на установках комплексной подготовки и компри-мирования газа газовых промыслов (ГП) 4, 5, 6, 9 Медвежьего месторождения. Проведение промыслового эксперимента было продиктовано необходимостью определения фактических размеров зон протаивания и их конфигурации под подземными газовыми коммуникациями. На участках расположения подземных коммуникаций были пробурены и оборудованы термометрические наблюдательные скважины, в которых периодически проводился замер температуры.

Для детализации конфигурации ореолов протаивания автором были выполнены исследования с помощью метода геолокациоиного профилирования. Результаты проведенных промысловых исследований (табл. 2) свидетельствуют о достаточно хорошей корреляции замеренных и расчетных данных. Расхождение, по мнению автора, связано с недоучетом, при получении номограмм, осо-бешгостей геологического строения, условий теплообмена на конкретном участке прокладки коммуникации и изменяющейся во времени температуры прокачиваемого флюида.

Таблица 2

Сравнительная оценка расчетных и экспериментальных данных

Объект Величина ореола протаивания, м

Эксперимент Расчетная оценка

термометрия геолокация нестацнар-ная модель номограммам формула

Всасывающая коммуникация ГПА >8 10,2 9,19 7,4-й 0,7

Коммуникации ПСПГ >11 - 11,85 9,0-^-12,9

Во второй части главы автором определено влияние теплофизических параметров грунтов Медвежьего месторождения на величину ореола протаивания ММП и выявлено, что для фактических теплофизических параметров грунтов

инженерно-геологического разреза, даже на одной газоносной структуре (территории) существует значительный диапазон значений радиусов протаивания при прочих равных условиях.

Решение ряда технических задач потребовало прогноза динамики теплового взаимодействия газовых коммуникаций, шлейфов и вмещающей среды. Это связано с моделированием процессов теплообмена газовых коммуникаций со средой, изменяющей свои' физико-механические свойства с переходом из области отрицательных температур в область положительных и наоборот.

На основании анализа имеющихся литературных источников по данному вопросу (глава 1) установлено, что при постановке задачи нестационарного теплообмена различных геотехнических систем на результаты численного решения существенным образом влияет размер расчетной области. В качестве обоснования размеров расчетной области была использована формула, полученная Б.В .Дегтяревым. Кроме того, необходимо корректно задавать граничные условия на поверхности земли, а также теплофизические характеристики расчетной области, поскольку фактические условия снегонакопления для конкретного объекта моделирования могут существенно отличаться от среднетерриториаль-ных значений, полученных из метеоданных [14].

В этой связи, до моделирования нестационарного теплообмена автор провел анализ влияния на результаты расчетов сезонио-климатических и инженерно-геокриологических условий территории Медвежьего месторождения для конкретных геотехнических систем с целью внесения поправок в граничные условия 1П рода со стороны дневной поверхности.

Для геокриологических условий месторождений Надым - Пур - Тазовско-го региона, где температурный градиент по мощности ММП практически равен нулю, при описании теплообмена на нижней границе использование нулевого теплопотока лучше отвечает фактической картине теплообмена.

С учетом вышеизложенного автором проведено математическое моделирование теплового поля на участках расположения одиночных, двух параллельных (равного и различного диаметров) и двенадцати подземных коммуникаций УКПГ и ДКС ГП - 7 Медвежьего месторождения (табл. 3).

Таблица 3

Зоны безопасного размещения промысловых объектов УКПГ и ДКС ГП-7

Коммуникации/ объекты Протяженность, м Ореол протаива-ния, м Диапазон перемещений, мм Факт, расст. до объекта, м Безопасная зона, м

глубина полуширина факт. допуст.

Шлейфы / УВШ 12x12 10,9 3,0 35-И 80 25 2,0 3,0

Входной и выход ной коллекторы / ПСПГ 20 и 20 12,2 8,3 50+200 25 5,5 8,3

Всасывающий коллектор ГПА / наружная обвязка ГПА 50 10,8 7,1 15-И 60 15+30 0,5+20,0 7,1

Коллекторы от ABO до УКПГ / тех-нол.цсх№1, ABO газа 80 и 80 13,2 8,1 7,2 304-140 30 1,0 8,1

Математическая постановка, конфигурация расчетной области и граничные условия аналогичны задаче, описанной автором в главе 4. Температура прокачиваемого флюида изменялась во времени с определенным трендом, величина которого соответствует реальной динамике температуры за весь период эксплуатации месторождения Медвежье. Теплофизические характеристики внутренних блоков приняты по материалам инженерно - геологических изысканий на участках расположения трубопроводов [16]. Результаты моделирования для всасывающей коммуникации ГПА ДКС-7 представлены на рис. 2.

Далее автором осуществлен прогноз теплового взаимодействия с ММП подземного газового шлейфа, "построенного" на Бованенковском газоконден-сатном месторождении и "задействованного" в процессе подготовки сеноман-ского газа. Несущая способность грунтов территории Бованенковского газо-конденсатного месторождения намного ниже, чем для Медвежьего (повсеместное присутствие в инженерно-геологическом разрезе БГКМ ледогрунтов, пластовых и жильных льдов), поэтому при разработке проектов обустройства для месторождений полуострова Ямал приоритет должен быть отдан проект-

Время теплового воздействия, годы

Рис. 2. Величина ореола протаивания для подземной всасывающей коммуникации ДКС - 7 Медвежьего месторождения (протаиванис 11 лет, промерзание 25 лет)

ным решениям и способам строительства, обеспечивающим минимальную тепловую нагрузку на инженерно - геокриологическую среду.

Результаты моделирования показали, что величины ореолов протаива-ния ММП вокруг заглубленных коммуникаций уже на пятый год эксплуатации достигают значительных размеров по глубине, ширине простирания и выходят за пределы расстояний до близлежащих промысловых объектов (см. табл. 3).

На 20 - 25 годы эксплуатации ореолы протаивания достигают значений 10-13 м по глубине и от 3 до 8 м но полуширине для различных видов коммуникаций, что значительно превышает расстояние до промысловых объектов и приводит к перемещениям их структурных элементов (рис. 3).

Рис. 3. Схема техногенного влияния на устойчивость структурных элементов ПСПГ ДКС 7 Медвежьего месторождения

Результаты исследований, проведенных автором, легли в основу проектов реконструкции института ЮЖНИИГИПРОГАЗ, реализованных на промысловых объектах Медвежьего месторождения. Кроме этого, разработки автора позволили увеличить межремонтный период работы ответственных структурных элементов УКПГ и ДКС, сократить количество аварийных остановок ГПА дожимных компрессорных станций Медвежинского газопромыслового управления. Данные ИГМ и прогнозных расчетов были использованы при выдаче задания на проектирование обустройства ряда объектов Ямсовейского и Юбилейного месторождений.

Результаты исследований внедряются при обустройстве объектов пионерного выхода месторождений полуострова Ямал (Бованенковское, Хараса-вэйское ГКМ).

Данные по величине ореола протаивания дают возможность проектным организациям определять глубину погружения свайных конструкций с целью обеспечения их несущей способности. Размеры по ширине простирания позволяют определить опасные зоны, в пределах которых не должны размещаться ответственные структурные элементы объектов газодобычи установок подготовки и компримирования газа.

ОСНОВНЫЕ РЕЗУЛЬТАТЫ И ВЫВОДЫ

1. В результате многолетнего опыта эксплуатации и контроля за техническим состоянием промысловых объектов выявлено влияние режима работы заглубленных внутрипромысловых коммуникаций на техническое состояние установок подготовки и компримирования газа, эксплуатирующихся в условиях криолитозоны.

2. Предложены номограммы, позволяющие более точно (на 15-20 %) по сравнению со СНиП 2. 02. 04. - 88 производить оценку ореола протаивания многолетнемерзлых пород вокруг подземных газовых коммуникаций с учетом глубины их заложения и нестационарного теплообмена.

3. На основе анализа режимных наблюдений сформулированы требования к геотехническому мониторингу объектов газодобычи, что позволило более обоснованно принимать научно — технические решения, как на предпроект-ной стадии, так и в процессе обустройства и эксплуатации месторождений газа.

4. Уточнены граничные условия для решения задачи растепления ММП вокруг петеплоизолированных газовых коммуникаций месторождения Медвежье с учетом инженерно-геологических и климатических характеристик территории, что позволило повысить точность определения размеров и конфигурации ореолов протаивания мерзлых пород в зоне расположения шлейфов и коллекторов.

5. Разработаны рекомендации по обоснованию проектных решений для вводимых объектов Юбилейного, Ямсовейского, Бованенковского место-

рождений, а также для структурных блоков системы газодобычи, подлежащих капитальному ремонту на Медвежьем месторождении, позволивших снизите техногенную нагрузку на ММП, своевременно выполнить ремонтно - восстановительные работы и сократить затраты газодобывающего предприятия на реконструкцию.

6. Обобщение опыта геотехнического мониторинга и методы определения , местоположения безопасных зон размещения промыслового оборудования относительно подземных газовых коммуникаций могут быть использовань при реконструкции и проектировании обустройства месторождений углеводо родного сырья Крайнего Севера в условиях криолитозоны.

По теме диссертации опубликованы следующие работы: 1. Решетников JI. Н., Жильцов Ю. М., Ильский О. Г. Взаимодействие межпромыслового коллектора с многолетнемерзлыми породами на месторож дении Медвежье. - М., 1980. - С. 8 -10 (Геология, бурение и разработка газовьс месторождений: Экспресс - информ. /ВНИИЭГазпром; Вып. 3).

2. Определение коэффициента теплопередачи газопровода Медвежье Надым /Л. Н. Решетников, Ю. М. Жильцов, А. И. Гутников, В. Е. Карачинский О. Г. Ильский. - М., 1980. - С. 16 - 19 (Транспорт, хранение и использование га за в народном хозяйстве: Экспресс - информ. /ВНИИЭГазпром; Вып. 4).

3. Решетников JI. Н., Жильцов Ю. М., Ильский О. Г. Метод предупрежде ния приустьевых перемещений грунта на скважинах. - М., 1980. - С. 8 - 11 (Гео логия, бурение и разработка газовых месторождений: Экспресс-информ /ВНИИЭГазпром; Вып. 2).

4. Решетников Л. Н., Жильцов 10. М., Аршинов С. А. Анализ темпера турных режимов работы выкидных линий месторождения Медвежье. -М. 1981.- С. 13 - 19 (Разработка и эксплуатация газовых и морских нефтяных ме сторождений: Реферат, информ. /ВНИИЭГазпром; Вып. 10).

5. Анализ состояния геотехнических систем за период длительной экс плуатации в криолитозоне, разработка и внедрение управления эксплуатацион ной надежностью газопромысловых сооружений месторождения Медвежы / Ю.М. Жильцов, В.Л. Невечеря, В.В. Ремизов, Л.Н. Решетников - М., 1990.

63 с. (Экономика , организация и управление производством в газовой промышленности: Обзор, информ. / ВНИИЭГазпром).

6. Инженерно-геологический мониторинг объектов компримирования газа месторождений Крайнего Севера / В.В. Ремизов, Л. С. Чугунов, Л. Н. Решетников и др. - М., 1995. - 124 с. (Разработка и эксплуатация газовых и газокон-денсатных месторождений: Обзор, информ. / ИРЦ Газпром).

7. Принципы управления экологической стабильностью газодобывающих регионов / А. И. Березняков, Г. И. Грива, Л.Н. Решетников, Л. С. Чугунов //Труды ВНИИГаз. - М, 1995. - Ч. - 1. - С. 17 -24.

8. Устойчивость фундаментов газопромыслового оборудования установок комплексной подготовки газа и дожимных компрессорных станций месторождения Медвежье /Н. В. Михайлов, Л. Н. Решетников, А. П. Попов, А. Б. Осокин (Результаты инженерно-геологического мониторинга 1985-1995 гг.) // Сб. тр. Первой международной конференции ЭНЕРГОДИАГНОСТИКА. Т. 2. Диагностика и надежность. - М.: ИРЦ Газпром, 1995. - С. 8 -14.

9. Изучение теплового взаимодействия газойых добывающих скважин с многолетнемерзлыми породами /А.И. Березняков, Л.Н. Решетников, А.П. Попов и др.// Строительство нефтяных, газовых скважин на суше и море. - 1996,-№5-6.-С. 18-22.

Ю.Решетников Л. Н., Васильев В. И. Влияние технологического режима эксплуатации на ореол протаивания многолетнемерзлых пород под подземными внутрипромысловыми коллекторами //Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе: Науч. - техн. сб. / ИРЦ Газпром. - 1998. - Вып. 6 .- С. 11 - 17.

11. Решетников Л. Н. Влияние фактора взаимоувязки проектов разработки и обустройства на состояние геотехнических систем за период длительной эксплуатации в криолитозоне (на примере месторождения Медвежье) //Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождешга на суше и на шельфе: Науч. - техн. сб. / ИРЦ Газпром. - 1998. -Вып. 2,- С. 17-20.

12. Решетников Л. Н. Выявление вариантов решений тепловых задач и

"опасных зон" при эксплуатации в зависимости от технической характеристики трубопроводов обвязки УКПГ и ДКС на газовых промыслах месторождения Медвежье // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газокон-денсатных месторождений на суше и на шельфе: Науч. - техн. сб./ ИРЦ Газпром. - 1998. - Вып. 2. - С. 20 - 34.

13. Решетников Л. Н. Дестабилизация в процессе эксплуатации фундаментов газопромысловых сооружений Медвежьего месторождения, обусловленная прокладкой подземным способом теплых технологических коммуникаций// Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсат-ных месторождений на суше и на шельфе: Науч. - техн. сб./ ИРЦ Газпром. -1998. - Вып. 3. - С. 34 - 37.

14. Решетников Л. Н., Васильев В. И. К оценке величин ореола протаи-вания вокруг подземного нетеплоизолированного внутрипромыслового коллектора с учетом влияния теплообмена с поверхностью земли // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе: Науч. - техн. сб./ ИРЦ Газпром. - 1998. - Вып. 6. - С. 6-11.

15. Решетников Л. Н. Результаты многолетних наблюдений за газопромысловыми объектами месторождения Медвежье в сети инженерно-геологического мониторинга // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе: Науч.-техн. сб./ ИРЦ Газпром. - 1998. - Вып. 4 - 5. - С. 3 - 10.

16. Чугунов Л. С., Решетников Л. Н., Попов А. П. К вопросу о тепловом влиянии на миоголетнемерзлые породы подземных газовых коллекторов на месторождении Медвежье // Геология, бурение, разработка и эксплуатация газовых и газоконденсатных месторождений на суше и на шельфе : Науч. - техн. сб./ ИРЦ Газпром. - 1998. - Вып. 4 - 5. - С. 34 - 43.

Соискатель

Л.Н. Решетников

Лицензия ЛР№ 030678 от 22.01.96 Подписано к печати 30.06.98. Формат бумаги 60 * 84 1/16 Бумага ксероксная. Печать по методу шпоп>а<Ьии. Типаж 100 чт г™ <¡4