tumnigИзвестия высших учебных заведений. Нефть и газOil and Gas Studies0445-01083033-8174Industrial University of Tyumen10.31660/0445-0108-2026-4-148-165MPPPTZtumnig-1496Research ArticleПРОЕКТИРОВАНИЕ, СООРУЖЕНИЕ И ЭКСПЛУАТАЦИЯ СИСТЕМ ТРУБОПРОВОДНОГО ТРАНСПОРТАDESIGNING, CONSTRUCTION AND OPERATION OF PIPELINE TRANSPORT SYSTEMОптимизация работы системы сбора газоконденсатного промысла на основе узлового анализаOptimization of the gas condensate field gathering system using nodal analysishttps://orcid.org/0009-0008-5703-9981ПадинЕ. А.PadinE. A.

Падин Егор Александрович, эксперт, Управление повышения эффективности добычи газа

Тюмень

Egor A. Padin, Expert, RN-GIR Base Department

Tyumen

EA_Padin2@rn-gir.rosneft.ruhttps://orcid.org/0000-0002-5374-8704ШабаровА. Б.ShabarovA. B.

Шабаров Александр Борисович, доктор технических наук, профессор кафедры механики многофазных систем

Тюмень

Aleksandr B. Shabarov, Doctor of Engineering Sciences, Professor at the Department of Multiphase System Mechanics

Tyumen

a.b.shabarov@utmn.ruООО «РН-Геология Исследования Разработка»РоссияLL «RN-Geology Research Development»Russian FederationТюменский государственный университетРоссияUniversity of TyumenRussian Federation20262608202604148165Copyright © Падин Е.А., Шабаров А.Б., 20262026Падин Е.А., Шабаров А.Б.Padin E.A., Shabarov A.B.Данная работа распространяется под лицензией Creative Commons Attribution 4.0.This work is licensed under a Creative Commons Attribution 4.0 License.https://tumnig.tyuiu.ru/jour/article/view/1496

Промысловые газосборные сети представляют собой сложный динамический объект исследования. В ходе разработки газоконденсатных месторождений изменяются условия как на входе ГСС (давления, температуры, расходы), так и на выходе (режимы работы комплекса подготовки, ввод дожимных компрессорных станций). Поэтому актуальной задачей является оптимизация режимов или характеристик существующей ГСС для увеличения ее пропускной способности. В настоящей работе представлен подход оптимизации работы ГСС газоконденсатного промысла, основанный на концепции узлового анализа. Подход позволяет обнаружить узкие места промысла, а также наиболее эффективные мероприятия по запуску скважин или строительству дополнительных трубопроводов. Посредством этого подхода может быть найдено решение задачи потокораспределения системы добычи углеводородов с учетом существующих технологических ограничений, а также наличием большого количества целочисленных переменных (строительство лупингов, запуск скважин, переключение скважин/трубопроводов между установками и др.). Выполнена апробация подхода на участке ГСС газоконденсатного месторождения. Найдена конфигурация наиболее эффективных мероприятий, позволяющих значительно увеличить суточную добычу газа и конденсата (75 % от максимально возможного уровня при реализации всевозможных мероприятий), при этом строительство лупингов потребуется только на 40 % протяженности всех участков и половина дополнительного фонда будет запущена.

Gas gathering systems are complex and dynamic production networks. As a gas condensate field develops, operating conditions change continuously. Factors such as pressure, temperature, and flow rate vary at the inlet of the gathering system, while modifications in gas processing facilities and the commissioning of booster compressor stations affect outlet conditions. Therefore, an urgent task is to optimize the modes or characteristics of the gathering system to increase its throughput. This work presents a nodal analysis approach for optimizing the operation of a gas condensate field gathering system. This approach identifies system bottlenecks and selects the most effective measures for starting wells and additional pipeline sections. By applying this approach, the authors suggest solving the flow allocation problem for a hydrocarbon production system by considering operational constraints and a large amount of integer variables (pipeline looping, well start-up, and switching wells or pipelines among processing facilities). The authors validate the approach on a section of a gas condensate field gathering system. The study determines the configuration of the most effective operations to significantly increase both daily gas and condensate production. This methodology achieves 75 % of the maximum production potential available through full implementation of all development options. Notably, it required pipeline looping along only 40 % of the candidate pipeline sections and brought only half of the available additional wells into production. The project requires looping just 40 % of the candidate pipeline sections and brought only half of the available additional wells into production.

узловой анализгазоконденсатный промыселоптимизацияцелочисленные и непрерывные переменныетехнологические ограниченияnodal analysisgas condensate fieldoptimizationinteger and continuous variablestechnological constraintsReferencesКостюченко С. В., Кудряшов С. В., Воробьев П. В. Интегрированные модели для проектирования согласованных систем добычи и сбора нефти. Нефтяное хозяйство. 2003;(11):100–103.Kostyuchenko S. V., Kudryashov S. V., Vorobiev P. V. Integrated models to design coordinated oil production and gathering systems. Oil Industry, 2003;(11):100–103. (In Russ.).Okafor C. C., Breaking the Frontiers for effective Flow Assurance using Integrated Asset Models (IAM). In SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition (pp. SPE-149537)Okafor C. C., Breaking the Frontiers for effective Flow Assurance using Integrated Asset Models (IAM). In SPE Arctic and Extreme Environments Technical Conference and Exhibition (pp. SPE-149537)Холкина Ю. Д., Кузив К. Б., Лознюк О. А., Архипов Ю. А. Оптимизация наземной инфраструктуры крупного газового промысла с помощью интегрированного моделирования. Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2021;7(4-28):147–162. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2021-7-4-147-162. EDN: GXWNTU.Kholkina Yu. D., Kuziv K. B., Loznuk O. A., Arkhipov Yu. A. Optimizing onshore infrastructure for large gas field using integrated modeling. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy. 2021;7(4-28):147–162. (In Russ.). https://doi.org/10.21684/2411-7978-2021-7-4-147-162Bikbulatov S., Smirnov A., Buleiko V., Mukminov I., Romashkin S. Optimization of operation of the system reservoir-well-pipeline-GTU based on the integrated modeling. In SPE Russian Petroleum Technology Conference. (2014, October). (pp. SPE-171220). https://doi.org/10.2118/171220-MSBikbulatov S., Smirnov A., Buleiko V., Mukminov I., Romashkin S. Optimization of operation of the system reservoir-well-pipeline-GTU based on the integrated modeling. In SPE Russian Petroleum Technology Conference. (2014, October). (pp. SPE-171220). https://doi.org/10.2118/171220-MSКармазин М. С., Юшков А. Ю., Бучинский С. В. Оптимизация до-бычи газа на морских месторождениях на основе интегрированной модели. Научно-технический вестник ОАО «НК «РОСНЕФТЬ». 2015;3(40):50–52.Karmazin M. S., Yushkov A. Yu., Buchinskiy S. V. Gas production optimization for two fields based on integrated model. Scientific and Technical Bulletin of OJSC “NK “Rosneft”, 2015;3(40):50–52. (In Russ.).Вершинин В. Е., Коваленко А. П., Женыспаев Д. С., Ковалькова А. С., Выдренков А. Д. Оптимизация отборов газа добывающих скважин для повышения эффективности добычи конденсата. Вестник Тюменского государственного университета. Физико-математическое моделирование. Нефть, газ, энергетика. 2023;9. (4):128–142. https://doi.org/10.21684/2411-7978-2023-9-4-128-142Vershinin V. E., Kovalenko A. P., Zhenyspaev D. S., Kovalkova A. S., Vydrenkov A. D. Optimization of gas extraction of producing wells to increase the efficiency of condensate production. Tyumen State University Herald. Physical and Mathematical Modeling. Oil, Gas, Energy. 2023;9(4):128–142. (In Russ.). https://doi.org/10.21684/2411-7978-2023-9-4-128-142Харитонов А. Н., Падин Е. А., Земзюлин Е. В. Результаты проверки методик оптимизации режимов газоконденсатных скважин для увеличения добычи конденсата. Естественные и технические науки. 2024;(12):342–352.Kharitonov A. N., Padin E. A., Zemzyulin E. V. The results of the verification of methods for optimizing the modes of gas condensate wells to increase condensate production. Natural and technical sciences. 2024;(12):342–352. (In Russ.).Рязанцев А. Э., Торопецкий К. В., Платонов Ю. Г., Вершинин В. Е., Григорьев А. В., Черемисин А. Н. [и др.]. Моделирование технологических режимов работы газоконденсатных скважин. Вестник ЦКР Роснедра. 2015;(2):20–27.Ryazantsev A. E., Toropetsky K. V., Platonov Yu. G., Vershinin V. E., Grigoryev A. V., Cheremisin A. N. [et al]. Modeling of technological regimes of gascondensate wells. Vestnik TSKR Rosnedra, 2015;(2):20–27. (In Russ.).Поушев А. В., Нероденко Д. Г., Кудрин П. А., Язьков А. В. Интегрированный подход к определению оптимальной мощности и конфигурации дожимной компрессорной станции на разных этапах освоения газовых и газоконденсатных месторождений. Газовая промышленность. 2017;8(756):62–71. EDN: ZEMTVXPoushev A. V., Nerodenko D. G., Kudrin P. A., Yaz’kov A.V. Integrated approach to the development of oil and gas condensate deposits with an oil leg in the presence of bottom water with the use of multifunctional wells. Gas Industry. 2017; 8(756):62–71. EDN: ZEMTVX . (In Russ.).Горланов А. А., Воронцов Д. Ю., Краснов И. С., Самороков С. В., Кадочников С. Д., Воробьев И. В. [и др.]. Технико-экономическое обоснование модернизации совместной системы добычи газового конденсата и сухого газа с применением интегрированных расчетов. Газовая промышленность. 2021;(4):58–69.Gorlanov A. A., Vorontsov D. Yu., Krasnov I. S., Samorokov S. V., Kadochnikov S. D., Vorobyev I. V. [et al]. Feasibility study for upgrading joint gas condensate and dry gas production system using integrated design. Gas industry. 2021;(4):58–69. (In Russ.).Падин Е. А. Разработка подходов к выполнению расчетов по реконструкции газового промысла с использованием интегрированного моделирования. Инженер-нефтяник. 2024;(4):36–45. EDN: ZXFGCE.Padin E. A. Development of Approaches to Performing Calculations for the Reconstruction of a Gas Field Using Integrated Modeling. Petroleum Engineer. 2024;(4): 36–45. (In Russ.).Гилаев Г. Г., Манасян А. Э., Исмагилов А. Ф., Хамитов И. Г., Мелешко М. С., Смыслов В. А. [и др.]. Оптимизация технологических параметров при обустройстве месторождений. Нефтяное хозяйство. 2015;(11):64–67. EDN: VBEVGV.Gilaev G. G., Manasyan A. E., Ismagilov A. F., Khamitov I. G., Meleshko M. S., Smyslov V. A. [et al.] Optimization of Surface Facilities Parameters. Oil Industry. 2015;(11):64–67. (In Russ.).Hadjipieris P., Bishop S. Nested optimization – A Practical Approach Delivering Increased Production Opportunities. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition SPE-181372. 2016. (p. D021S029R006). https://doi.org/10.2118/181372-MSHadjipieris P., Bishop S. Nested optimization – A Practical Approach Delivering Increased Production Opportunities. In SPE Annual Technical Conference and Exhibition SPE-181372. 2016. (p. D021S029R006). https://doi.org/10.2118/181372-MSSimes M. G., Farret F. A. Analysis of electrical circuits with mesh and nodal analysis. Modeling Power Electronics and Interfacing Energy Conversion Systems, IEEE, 2017, pp. 27–41, https://doi.org/10.1002/9781119058458.ch2Simes M. G., Farret F. A. Analysis of electrical circuits with mesh and nodal analysis. Modeling Power Electronics and Interfacing Energy Conversion Systems, IEEE, 2017, pp. 27–41, https://doi.org/10.1002/9781119058458.ch2Beggs D. H. Production Optimisation using Nodal Analysis. Oil & Gas Consultants International Publications, Tulsa, 2000.Beggs D.H. Production Optimisation using Nodal Analysis. Oil & Gas Consultants International Publications, Tulsa, 2000.Поспелова Т. А., Стрекалов А. В., Харитонов А. Н., Князев С. М. Технология оперативного цифрового управления газовым промыслом на примере планирования технологического режима. Нефтяная провинция. 2020;3(23):124–138. https://doi.org/10.25689/NP.2020.3.124-138Pospelova T. A., Strekalov A. V., Kharitonov A. N., Knyazev S. M. Technology digital control of the gas field for example on planning of technological mode. Neftyanaya Provintsiya. 2020;3(23):124–138. (In Russ.). https://doi.org/10.25689/NP.2020.3.124-138Сенькин И. С., Акмадиева Л. И., Белоногов Е. В. Оптимизация расчетов интегрированных моделей. PROНЕФТЬ. Профессионально о нефти. 2020;(2):67–72. https://doi.org/10.7868/S2587739920020093Senkin I. S., Akmadieva L. I., Belonogov E. V. Optimization of integrated production model calculations. PROneft. Professionally about Oil. 2020;(2):67–72. (In Russ.). https://doi.org/10.7868/S2587739920020093Соловьев И. Г., Говорков Д. А., Ведерникова Ю. А. Термобарическая модель технологии газодобычи для контроля и управления режимами эксплуатации скважин. Автоматизация, телемеханизация и связь в нефтяной промышленности. 2015;(1):37–44.Solovyev I. G., Govorkov D. A., Vedernikova Ju. A. Thermobaric model of gas production technology applied for well operation monitoring and control. Automation, telemechanization and communication in oil industry. 2015; (1): 37–44. (In Russ.).Архипов Ю. А., Русанов А. С., Орехов Е. Н., Садыков Т. И., Меркушин П. В., Кадников А. В. [и др.]. Оперативное прогнозирование показателей разработки газовых залежей на основе интегрированного прокси-моделирования. Нефтяное хозяйство. 2022;(1):74–76. https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-1-74-76Arkhipov Yu. A., Rusanov A. S., Orekhov E. N., Sadykov T. I., Merkushin P. V., Kadnikov A. V. [et al.]. Operational forecasting of gas field development based on integrated proxy modeling. Oil Industry. 2022;(1):74–76. (In Russ.). https://doi.org/10.24887/0028-2448-2022-1-74-76Шабаров А. Б., Коробейников А. В., Есенбаев Т. Е. Интеллектуальное газоконденсатное месторождение. В сб. Теплофизика, теплотехника, гидрогазодинамика. Инновационные технологии. Тюмень; 2016. С. 52–62. EDN: WIXLZP.Shabarov A. B., Korobeynikov A. V., Esenbayev T. E. Intelligent gas condensate field. In: Thermophysics, Thermal Engineering, Hydro-gas Dynamics. Innovative Technologies. Tyumen; 2016. Р. 52–62. (In Russ.).

The authors declare that there are no conflicts of interest present.