«ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» оптимизировал температурный режим эксплуатации нефтесборной сети Пякяхинского месторождения

Новый Уренгой, ЯНАО. ЛУКОЙЛ оптимизировал температурный режим эксплуатации нефтесборной сети Пякяхинского месторождения. Специалистам ООО «ЛУКОЙЛ-Инжиниринг» и ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» удалось обосновать свое открытие с помощью расчетов на интегрированной модели.

По результатам исследования определена оптимальная температура нагрева стенок нефтесборных трубопроводов – 10-15⁰ С, обеспечивающая минимальный расход электроэнергии при сохранении безопасных условий эксплуатации. Проведенные мероприятия помогли добиться снижения энергопотребления и получить экономию денежных средств предприятия.

Три нефтяных коллектора на Пякяхинском месторождении обогреваются при помощи «скин-системы» – электрообогрева, поддерживающего температуру транспортируемой жидкости выше температуры кристаллизации парафинов. В 2019 году специалистами ЛУКОЙЛ-Инжиниринга с использованием интегрированной модели подготовлены предложения по повышению энергоэффективности эксплуатации скин-системы.

Параметры нагрева стенок нефтесборных трубопроводов обоснованы при помощи программного обеспечения GAP компании PETEX. На основании выполненных расчётов определены оптимальные температурные условия безопасной эксплуатации нефтесборных трубопроводов. При расчетах использовалась модель теплового баланса, учитывающая тепловые потери на основе общего коэффициента теплопередачи, разницы температур транспортируемой жидкости и окружающей средой, а также средней теплоемкости скважинной продукции.

В 2020 году специалисты структурного подразделения ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» ТПП «Ямалнефтегаз» провели промысловые испытания по изменению температуры нагрева стенок нефтесборных трубопроводов. Мероприятия проводились в летний и зимний периоды, температура нагрева снижалась поэтапно до достижения оптимальных значений, позволивших снизить энергопотребление на Пякяхинском месторождении за период испытаний на 2165 МВт. 

Пякяхинское месторождение является вторым месторождением группы, введенным в эксплуатацию в Большехетской впадине. Примечательно, что здесь добывают одновременно нефть, попутный и природный газ, газовый конденсат. Среднесуточный дебит одной газовой скважины на месторождении составляет более 300 тыс. куб. м, нефтяной – более 50 тонн, что практически в два раза превышает средний дебит новых скважин. Пякяхинское месторождение имеет сложное геологическое строение, обусловленное наличием газовых шапок и нефтяных оторочек, поэтому разработка основных объектов месторождения ведется с использованием горизонтальных, в том числе многозабойных, скважин. Реализованный способ разработки нефтяной залежи многозабойными добывающими и горизонтальными нагнетательными скважинами уникален для месторождений в России и защищен патентом. В 2019 году на месторождении введены в промышленную эксплуатацию интегрированные модели (отдельно для нефтяной и газовой частей) в рамках концепции интеллектуального месторождения.

Также лукойловцы сумели обустроить территорию Арктики и создали надежную инфраструктуру: мини-заводы, трубопроводы, жилые комплексы. Особое внимание на Пякяхинском месторождении уделено промышленной безопасности. Все объекты оснащены системами противопожарного водоснабжения, пенного и газового тушения, контроля загазованности и технологического видеонаблюдения.

Помимо этого, ООО «ЛУКОЙЛ-Западная Сибирь» предприняло все меры по экологической безопасности объекта. Утилизация попутного нефтяного газа на промысле близка к 100%, построен полигон с уникальной установкой для переработки нефтесодержащих отходов. Чтобы не допустить растепления вечномерзлотных грунтов и сохранить экологию в первозданном виде, практически вся система нефтегазосборных трубопроводов и водоводов установлена на эстакадах и оборудована электрообогревом и теплоизоляцией.