Анализ влияния многофазного потока на механические колебания нефтегазосборного трубопровода Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения

На многих месторождениях, вводимых в эксплуатацию в последние годы, широко внедряются технологии, направленные на повышение эффективности проекта на всем его жизненном цикле. Одним из таких месторождений является Новопортовское нефтегазоконденсатное месторождение (НГКМ), где широко применяются технологии интегрированного проектирования [1, 2] и реализуются современные технологические решения. Нередко применение новых проектных решений приводит к появлению новых задач, выполнение которых необходимо для достижения поставленных целей. В частности, на Новопортовском НГКМ быстрый рост газового фактора добывающих скважин вызвал необходимость транспортирования по трубопроводу продукции с большим содержанием газа в условиях, соответствующих образованию пробкового режима потока. Неравномерность потока при пробковом режиме, высокая скорость движения газа и соответственно пробок жидкости в трубопроводе стали причиной значительного влияния многофазного потока на вибрацию и колебания трубопровода в зоне
П-образных компенсаторов. При определенных условиях многофазный поток способен вызвать подвижки и смещения трубопровода относительно скользящих опор, что повышало риски нарушения механической целостности трубопровода. В статье описана работа по анализу влияния многофазного потока на колебания и подвижки трубопровода и даны рекомендации по снижению негативного влияния потока на механическую устойчивость трубопровода.


Объект исследования

 Рассмотрена работа многофазного нефтегазосборного трубопровода УЗА-11 – ЦПС (УЗА – узел запорной аппаратуры; ЦПС – центральный пункт сбора) Новопортовского НГКМ. Трубопровод предназначен для многофазной транспортировки продукции скважин. Диаметр трубопровода – 820 мм, толщина стенки – 10 мм, протяженность исследуемого участка – 8 км, марка используемой стали труб– 13ХФА. Поскольку месторождение находится на Крайнем Севере в зоне многолетнемерзлых пород, исполнение трубопровода надземное, на свайных основаниях с наличием П-образных (90°) компенсаторов, предназначенных для сглаживания продольных смещений, вызванных температурным расширением трубопровода. Трубопровод оборудован электрообогревом со скин-эффектом для предупреждения замерзания жидкости в холодный период. Исследуемый участок характеризуется наличием 35 П-образных компенсаторов, а также изменением высоты профиля до 5,8 м от горизонтальной плоскости с наклоном 3°, 6°, 10° на отдельных участках.

В ходе эксплуатации трубопровода в 2016 г. были достигнуты показатели работы с расходами жидкости более 20 тыс. м3/сут и газа более 3 млн. м3/сут в стандартных условиях. При этом были зафиксированы самопроизвольные подвижки (смещения) трубопровода на опорах около П-образных компенсаторов. Смещения происходят в течение нескольких секунд как в одном, так и в другом направлениях относительно движения потока жидкости в трубопроводе и сопровождаются значительной вибрацией трубопровода. При определенных условиях амплитуда колебаний трубопровода достигала нескольких сантиметров, что могло привести к смещению трубопровода за пределы направляющих уголков и потенциально аварийной ситуации. Наиболее активные смещения наблюдались на компенсаторе в районе ЦПС, на котором был организован ежедневный визуальный мониторинг смещений трубопровода. Результаты визуальных наблюдений с января 2017 г. показали, что режим работы трубопровода (объем продукции и соотношение объемов жидкости и газа) заметно влияет на подвижки трубопровода (рис. 1). Было зафиксировано от 0до 12 колебаний в час. При расходе газа более 11 млн м3/сут в стандартных условиях подвижек не выявлено.

1.png

Рис. 1. Динамика расхода газа Qг , жидкости Qж и числа колебаний трубопровода n в 2017 г.

Моделирование работы трубопровода

В горизонтальных и слабо наклоненных трубопроводах выделяют расслоенный гладкий (stratified smooth), расслоенный волнистый (stratified wavy), кольцевой (annular), дисперсный (dispersed-bubble) и пробковый (slug) режимы течения многофазного потока [3]. От конструкции трубопровода, термобарических условий, свойств флюидов и соотношения скоростей движения жидкости и газа зависит, какой режим потока будет установлен втрубопроводе при конкретных условиях. Исходя из сложности эксплуатации наибольший интерес вызывает пробковый режим течения жидкости. Процесс образования пробки можно представить следующим образом. При небольших скоростях движения газа гравитационных сил достаточно для разделения тяжелой жидкости и легкого газа. При этом режим течения в трубопроводе будет расслоенным (stratified smooth flow). Легкий газ, как правило, двигается с большей скоростью, чем тяжелая жидкость, но при этом занимает в трубе меньший объем. Истинное содержание газа в трубе будет отличаться от расходного. При увеличении скорости движения газа нали  чие межфазного трения приведет к возникновению возмущений на поверхности раздела фаз – волн (stratified wavy flow). При этом режим будет оставаться расслоенным, если волны не будут препятствовать движению газа. Однако при дальнейшем увеличении скорости движения газа размеры волн начнут расти и в какой-то момент сравняются с размерами трубы. В результате сильно изменится картина движения флюидов, так как газ в таких условиях не сможет двигаться значительно быстрее жидкости. Он будет вынужден толкать перед собой пробку жидкости (slug flow), которая будет перемещаться быстрее, чем жидкость, и даже быстрее, чем газ. Скорость движения пробки можно определить по формуле
  2.png

Такое увеличение скорости движения пробки можно объяснить тем, что передний фронт пробки жидкости будет вовлекать в движение жидкость, которая двигалась впереди. Это вызывает рост пробки, в результате она будет перемещаться быстрее потока газа, который ее толкает до тех пор, пока энергии потока газа достаточно, чтобы толкать пробку. Когда энергии газа будет недостаточно, пробка начнет разрушаться, и газ прорвется через нее. Таким образом, процесс образования и разрушения пробок достаточно сложный, зависит от множества факторов, что затрудняет его прогнозирование и изучение. Силу воздействия потока на поворот трубопровода можно оценить из следующих соображений: при повороте трубы на 90° направление импульса потока также изменяется на 90°. Соответственно проекция вектора скорости потока на ось x становится равной нулю
  3.png
где Fx, Fy – осевые усилия, направленные на смещение трубопровода; l – плотность жидкости в пробке (предполагается, что пробка движется в пустой трубе); Lslug – длина пробки;Δt=Lslug/vslug – время прохождения пробки через колено.
Подставив выражение для Δt в формулу (2), получим
   4.png
При стабильном потоке одной фазы либо при расслоенном режиме многофазной среды силы, действующие на разные коленья компенсатора, уравновешивают друг друга. Компенсатор находится в неподвижном положении. При прохождении пробки через компенсатор возникают периодические усилия, стремящиеся сдвинуть трубопровод, причем в зависимости от размеров пробки и скорости ее прохождения сила, приложенная к трубопроводу, меняет направления по ходу движения пробки жидкости. Максимальное возможное усилие, развиваемое потоком при прохождении пробки,
   5.png
В приведенных выражениях приняты следующие допущения: не учитываются кратковременные динамические силы, действующие на колено при движении жидкости, изменение геометрии потока жидкости при прохождении поворота, вес «пузыря» газа между пробками жидкости равен нулю [4]. При проектировании рекомендуется учитывать динамический фактор DLF= 2, показывающий, что кратковременные динамические усилия могут в 2 раза превышать статические оценки. В связи с этим с учетом веса «пузыря» газа между пробками при проведении расчетов для анализа трубопровода Новопортовского месторождения принято следующее выражение:
  6.png
где К = 2 – коэффициент, учитывающий динамический фактор и возможность увеличения силы за счет прохождения пробкой жидкости двух соседних колен компенсатора; Ρslug, Pfilm – плотность соответственно тела пробки и пленки; Hlslug, Hlfilm – содержание жидкости соответственно в «пробке» и «пузыре». Также для трубопровода Новопортовского НГКМ можно оценить критическое усилие, необходимое для того, чтобы сдвинуть трубопровод относительно опоры
  7.png
где ffr.crit= 0,5 – коэффициент трения подвижного крепления трубопровода об опору; Mp,Mfl– удельная масса соответственно трубопровода вместе с изоляцией (на 1 м длины) и продукции, заполняющей трубопровод (на 1 м длины); L – длина трубопровода, приходящаяся на одну опору; g– ускорение свободного падения. Для оценки влияния потока на механическую устойчивость трубопровода удобно использовать коэффициент механического влияния потока на трубопровод
  8.png
При Кmech < 1 риск подвижки трубопровода минимальны, при Кmech > 1, чем больше коэффициент, тем больше риск подвижки. Численное моделирование позволяет оценить значения параметров, необходимых для расчета механического влияния многофазного потока на работу трубопровода с учетом профиля трубопровода: наличие пробкового режима потока на конкретном участке трубопровода, скорость движения пробок, «вес пробки» по отношению к весу основной части потока. Для проведения расчетов использовался динамический симулятор OLGA с опцией отслеживания пробок жидкости (SLUGTRACKING). Моделирование проводилось для участка трубопровода с одним препятствием в виде «горба» и для полной модели трубопровода. Оба варианта сравнивались с «плоской» моделью трубопровода для оценки степени влияния рельефа на результаты моделирования. Расчет запускался на 1 ч работы трубопровода с постоянными расходами жидкости Qlи газа Qgи заданным давлением на выходе из трубопровода pвых. Использовались физико-химические свойства флюидов, приближенные к свойствам флюидов Новопортовского НГКМ (модель нелетучей нефти). Каждые 5 с в контрольных точках трубопровода (местах расположения компенсаторов) фиксировались параметры потока, на основании которых рассчитывался коэффициент механического влияния потока.
С помощью моделей решались следующие задачи:
1) оценка условия образования больших пробок при различных условиях работы трубопровода;
2) оценка степени влияния пробок на механическую устойчивость трубопровода;
3) оценка влияния рельефа на образование пробок.
Моделирование проводилось в режиме параметрических расчетов, при котором запускалось большое число вариантов с разными значениями исходных данных. Варьировались расходы жидкости, газа и давление в трубопроводе. По результатам расчета определялся Кmech для каждого момента времени при наличии пробкового режима потока. Максимальные зафиксированные значения Кmech использовались для построения карт механического влияния в зависимости от исходных данных (рис. 2). Карта наглядно показывает границу пробкового режима потока в трубе для конкретного участка трубопровода.

9.png
Рис. 2. Карта механического влияния

Из рис. 2 видно, что механическое влияние растет при увеличении расхода газа. При повышении расхода газа «вес пробки» снижается, но при этом ее скорость увеличивается. Поскольку сила, действующая на компенсатор, пропорциональна квадрату скорости (7), рост скорости происходит интенсивнее снижения «веса пробки». Для приведенного примера (см. рис. 2), Кmech >> 1, следовательно, существуют условия для подвижки трубопровода.

Мониторинг колебаний трубопровода

Для сопоставления результатов расчетов с использованием динамической модели на трубопроводе были проведены замеры вибрации в различных точках с помощью электронного акселерометра BMI 160, встроенного в смартфон Xiaomi 4X, с использованием специализированного программного обеспечения для записи показаний акселерометра, которое разработано специально для данного эксперимента. Акселерометр позволял записывать до 200 замеров ускорения по трем осям за время 1 с. Для анализа были использованы данные с частотой 10 Гц, полученные в результате усреднения замеров.
Замеры проводились с использованием 10 приборов, что позволило получить данные в нескольких точках одновременно. На рис. 3 приведены типичные результаты замеров на трех компенсаторах для одного и того же интервала времени. Из него видно, что подобный метод проведения замеров позволяет четко выделить моменты времени прохождения пробок жидкости через компенсатор, соответствующие всплескам вибрации. Кроме того сопоставление вибрации в различных точках позволяет оценить скорость прохождения пробок жидкости по задержке их прохождения через различные участки. Как следует из рис. 3, большинство пробок жидкости проходит через точки замера с небольшой задержкой, при этом параметры пробок (длительность и амплитуда вибрации) различны, а некоторые пробки при прохождении по трубопроводу могут и «исчезать».

10.png
Рис. 3. Результаты промыслового эксперимента по мониторингу подвижек трубопровода при замере на трех компенсаторах

Сравнение измеренных и расчетных скоростей движения пробок жидкости приведено на рис. 4. Из него видно, что погрешность расчета скоростей составляет примерно 25 %, хотя на качественном уровне данные расчетов сопоставимы с замерами.

11.png
Рис. 4. Сравнение расчетных и измеренных скоростей пробок


Причины расхождений могут быть следующими.
– При построении карт механического влияния использованы максимальные скорости движения пробок, которые в некоторых случаях могут превышать средние на 30–50 %.
– При расчетах принята упрощенная модель физико-химических свойств нефти (не учитывалось выделение газа из нефти в ходе прохождения по трубопроводу – для исследуемых диапазонов давления может дать ошибку менее 5 % по скорости газа).
– При построении модели не учитывались особенности конструкции УЗА и технологических элементов трубопровода, которые могли повлиять на поток. Достигнутую точность расчетов можно признать удовлетворительной для получения качественных оценок по влиянию различных параметров потока в трубопроводе.

Выводы

1. При текущем режиме эксплуатации трубопровода значительная его часть находится в области пробкового режима течения, который оказывает значительное механическое влияние на трубопровод в районах П-образных компенсаторов. Полностью устранить влияние пробкового режима в текущих условиях невозможно, хотя можно снизить его негативное влияние.
2. Механическое влияние многофазного потока на трубопровод наиболее чувствительно к изменению следующих характеристик: –сложный рельеф трубопровода; –объемный расход газа; –давление в трубопроводе; –обводненность; –вес трубопровода.
3. Для выявления и уточнения причин образования пробок и их динамики рекомендуется проведение постоянного мониторинга механического воздействия потока на трубопровод, использовать замеры вибрации трубопровода в контрольных точках. Данные по вибрации позволяют оценить скорость прохождения пробок по трубопроводу, их число, динамику процесса образования и разрушения пробок во времени. Для повышения эффективности мониторинга необходимы распределенные замеры по длине трубопровода с частотой не менее 100 Гц.
4. Повышенные вибрационные нагрузки при пробковом и расслоенном режимах многофазного потока при высоких скоростях газа могут негативно влиять на надежность трубопровода, особенно в местах сочленений, отводов и технологических врезок. Это отмечено в многочисленных работах, посвященных изучению влияния многофазного потока на трубопроводы (flow induced vibration), что повышает актуальность задачи мониторинга вибрации и режимов потока.

Список литературы

1. Povyishev K., Vershinin S., Vernikovskaya O. Specifics of Development, Infrastructure Construction and Production of Oil-Gas-Condensate Fields. Integrated Model Application Experience//SPE 187857. –2017.
2. Интегрированный подход к разработке нефтяных оторочек Новопортовского нефтегазоконденсатного месторождения/Д.А. Сугаипов, Д.Ю. Баженов, С.С. Девятьяров [и др.] // Нефтяное хозяйство. – 2016. – № 12. – С. 60–63.
3. Bratland O.Pipe Flow 2. Multiphase flow assurance. –2013. –http://www.drbratland.com/
4. Hou D., Tijsseling A., Borkus Z. Dynamic Force on an Elbow Caused by a Traveling Liquid Slug//ASME Journal of Pressure Vessel Technology. – 2014. – V.136. –No. 3. –P. 031302-1/11.

References

1. Povyishev K., Vershinin S., Vernikovskaya O., Specifics of development, infrastructure construction and production of oil-gas-condensate fields. Integrated model application experience, SPE 187857, 2017.
2. Sugaipov D.A., Bazhenov D.Yu., Devyat'yarov S.S. et al., Integrated approach to oil rim development in terms of Novoportovskoye field (In Russ.), Neftyanoe khozyaystvo = Oil Industry, 2016, no. 12, pp. 60–63.
3. Bratland O., Pipe Flow 2. Multiphase flow assurance, 2013, URL: http://www.drbratland.com/
4. Hou D., Tijsseling A., Borkus Z., Dynamic force on an elbow caused by a traveling liquid slug, ASME Journal of Pressure Vessel Technology, 2014, V. 136, no.3, pp. 031302-1/11.

Возврат к списку