Патенты автора Дьяконов Александр Александрович (RU)
Изобретение относится к способу разработки газового месторождения на завершающей стадии. Способ включает применение модульных компрессорных установок с их подключением к кустам, группам газовых скважин и трубопроводам внутрипромысловой системы сбора газа и регулированием объемов отбираемого газа. Подача газа производится от одних существующих газовых промыслов на другие существующие газовые промысла с частичной или полной ликвидацией на первых газовых промыслах существующего оборудования подготовки и компримирования газа. Производится математическое моделирование разработки газового месторождения с определением необходимых уровней отбираемого газа, срока и периода остановки по каждому кусту, группе газовых скважин. По результатам моделирования разработки газового месторождения устанавливаются определенные уровни отбираемого газа, срок и периоды остановки по кустам, группам газовых скважин с поддержанием необходимого уровня отбора газа с помощью модульных компрессорных установок и подачей газа от одних существующих газовых промыслов на другие существующие газовые промыслы. Технический результат заключается в увеличении срока и повышении стабильности эксплуатации газовых скважин, системы сбора газа, оборудования компримирования и подготовки газа с повышением коэффициента извлечения газа месторождения. 2 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа. Техническим результатом является обеспечение стабильной эксплуатации газопроводов системы сбора газа со снижением потерь давления по трассе газопровода при одновременном уменьшении нагрузки на системы подготовки газа к магистральному транспорту и регенерации метанола. Заявлен способ транспортировки продукции газовых скважин, включающий подачу продукции эксплуатационных газовых скважин в сепаратор модульной компрессорной установки (МКУ), направление отсепарированного от жидкости газового потока в винтовой маслозаполненный компрессор МКУ. При этом отсепарированную в сепараторе МКУ жидкость направляют на утилизацию или на вход в газопровод внутрипромысловой системы сбора газа, компримированный газовый поток, содержащий масло, направляется для его отделения в маслоотделитель МКУ. Осуществляют охлаждение очищенного газа в аппарате воздушного охлаждения (АВО) или теплообменника МКУ, его подачу в фильтр-коалесцер МКУ для доулавливания масла. Транспортировку компримированного, очищенного и охлажденного газового потока осуществляют по газопроводу внутрипромысловой системы сбора газа во входной сепаратор установки подготовки газа. После чего отсепарированный газовый поток подвергается компримированию и/или подготовке к магистральному транспорту на оборудовании установки подготовки газа. При этом в газовые скважины и/или на вход газопровода системы сбора газа осуществляют подачу метанола. Отсепарированная во входном сепараторе установки подготовки газа жидкость подвергается регенерации на установке регенерации метанола или утилизации в зависимости от содержания в ней метанола. На входе в газопровод внутрипромысловой системы сбора устанавливают трехходовой кран, обеспечивающий запуск очистного поршня, а на его выходе трехходовой кран, обеспечивающий прием очистного поршня. Производится установление через изменение режима работы АВО или теплообменника МКУ такой температуры газа во входном сепараторе установки подготовки газа, которая одновременно исключает замерзание водометанольного раствора (BMP), находящегося в газопроводе системы сбора и входном сепараторе установки подготовки газа, снижает нагрузку на системы подготовки газа к магистральному транспорту, регенерации метанола и сокращает безвозвратные потери метанола с компримированным и подготовленным к магистральному транспорту газом. Подача метанола в газовые скважины и/или на вход газопровода системы сбора газа осуществляется в количестве, исключающем замерзание BMP, находящегося в газопроводе системы сбора и входном сепараторе установки подготовки газа. При этом достигаемая через подачу метанола необходимая концентрация BMP определяется в соответствии с фактически достигаемой температурой потока на входе во входные сепараторы установки подготовки газа. 2 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к обеспечению автоматического управления дозированной подачей ингибитора гидратообразования или льдообразования. Способ включает дозированную подачу ингибитора по точкам в системе «скважина - система сбора - установка подготовки газа - коллектор подготовленного газа и/или газового конденсата», разделенной на технологические участки, где возможно образование гидратов или льда, начало и/или конец которых оснащены датчиками контроля давления, температуры и расхода газа и/или газового конденсата. Автоматизированная система управления технологическими процессами АСУ ТП опрашивает с заданной дискретностью датчики контроля давления, температуры и расхода газа в начале и/или конце технологических участков, датчики концентрации водного раствора подаваемого ингибитора, записывает полученную информацию в свою базу данных, далее АСУ ТП определяет расчетным путем значения необходимых расходов водного раствора ингибитора по точкам подачи технологических участков, используя записанную в базу данных информацию, математические модели соответствующих объектов добычи, сбора и/или подготовки, расчетные зависимости содержания ингибитора и воды в фазах газожидкостных потоков и условно-постоянные значения поступающих на определенный технологический участок или образующихся на его протяжении количеств жидкой воды, газового конденсата, которые периодически вводятся в базу данных АСУ ТП, после чего АСУ ТП передает полученные значения расходов в качестве уставки соответствующим пропорционально-интегрально-дифференцирующим регуляторам, которые направляют управляющий сигнал клапанам-регуляторам расхода ингибитора. Повышается точность определения расхода ингибитора в режиме реального времени, предотвращается его перерасход, снижаются безвозвратные потери, исключаются аварийные ситуации. 3 з.п. ф-лы.
СПОСОБ ПОДГОТОВКИ ПРИРОДНОГО ГАЗА НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ ГАЗОКОНДЕНСАТНОГО МЕСТОРОЖДЕНИЯ // 2775239
Настоящее изобретение относится к способу подготовки природного газа газоконденсатных залежей, включающий трехступенчатую низкотемпературную сепарацию газа от эксплуатационных скважин, компримирование и охлаждение газа в турбодетандерном агрегате, охлаждение газа в аппарате воздушного охлаждения, теплообменниках «газ-газ» и «газ-жидкость», дросселе, эжекторе, разделение отсепарированной и абсорбированной жидкости по фазам с получением водометанольного раствора (BMP), газового углеводородного конденсата и газов дегазации, эжектирование образующихся газов дегазации, подачу углеводородного конденсата с разделителя жидкости, отсепарированной на первой ступени сепарации, в массообменную часть низкотемпературного абсорбера через теплообменник «жидкость-жидкость», контактирование охлажденных газа и углеводородного конденсата в массообменной части низкотемпературного абсорбера. При этом газ после первой ступени сепарации подвергается компримированию и охлаждению на дожимной компрессорной станции, подача газового углеводородного конденсата в низкотемпературный абсорбер осуществляется с помощью насосов. В случае выпадения тугоплавких парафинов в низкотемпературном абсорбере и нарушения нормального протекания массообменного процесса осуществляется временная подача в массообменную часть низкотемпературного абсорбера мимо теплообменника «жидкость-жидкость» газового углеводородного конденсата из разделителя первой ступени, поступающего из сепаратора первой ступени, или насосом из буферной емкости, в которую газовый углеводородный конденсат поступает из разделителя первой ступени. Технический результат - стабильная работа эксплуатационных скважин и трубопроводов внутрипромысловой системы сбора газа, обеспечение высокого извлечения компонентов газового конденсата из подготавливаемого газа. 1 ил.
Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ОС-20, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия при следующем соотношении компонентов, масс.%: ОС-20 80-85, лаурилсульфат натрия 15-20. 1 табл.
Изобретение относится к области добычи газа, а именно к химическим реагентам для удаления жидкости из скважин газовых месторождений, в продукции которых содержится конденсационная жидкость с примесью пластовой. Технический результат - обеспечение эффективного удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин технологией использования поверхностно-активного вещества (ПАВ). Реагент для удаления конденсационной жидкости с примесью пластовой из газовых скважин, содержащий неионогенное поверхностно-активное вещество - препарат ПЭГ-4000, дополнительно содержит анионоактивное поверхностно-активное вещество лаурилсульфат натрия и склеивающее вещество - Камцелл-700 при следующем соотношении компонентов, мас.%: ПЭГ-4000 65÷85, лаурилсульфат натрия 7÷22, Камцелл-700 5÷13. 1 табл.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения правильности выбора режима работ ГСШ с общим коллектором в реальном масштабе времени. Способ включает назначение режимов его эксплуатации в рамках технологических ограничений, которые определяются расчетным методом по результатам газогидродинамических исследований скважин. При этом в процессе эксплуатации месторождения, используя средства телеметрии и АСУ ТП установки комплексной подготовки газа (УКПГ), с заданным шагом квантования измеряют фактические давления газа на коллекторе каждого куста скважин и в конце газосборного шлейфа (ГСШ), а также расход газа каждого куста скважин, и, используя измеренные данные и паспортные характеристики ГСШ в реальном масштабе времени, вычисляют давление газа в точках подкачки и строят синхронизированные во времени графики пар давлений: измеренного на коллекторе куста и рассчитанного для точки подкачки, к которой он подключен, а также измеренного давления в конце ГСШ и рассчитанного для последней точки подкачки перед УКПГ, и, как только будет выявлено, что разность одной из пар давлений стала меньше заданного порога, значение которого назначают по результатам последних газогидродинамических испытаний скважин и заданному режиму работы УКПГ, оператору УКПГ выдается сообщение о выявлении проблем в работе ГСШ и (или) соответствующего куста газовых скважин, а также рекомендуемый перечень индивидуальной последовательности операций по парированию возникшей ситуации на проблемном участке, и, используя этот перечень, оператор установки принимает окончательное управляющее решение по устранению проблемы. 2 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени. Техническим результатом является повышение точности определения коэффициента гидравлического сопротивления λф в стволе газовых скважин и контроль его динамики в реальном масштабе времени. Способ включает измерение во время газогидродинамических исследований скважины глубинными манометрами и термометрами и/или глубинными измерительными комплексами давления Рз.гис и температуры газа TL на забое скважины глубиной L, а также расхода газа (дебит) скважины Qгис, давления Ру.гис и температуры газа Гу.гис на устье скважины с последующим определением коэффициента гидравлического сопротивления по полученным экспериментальным данным аналитическим путем. После окончания газогидродинамических исследований скважины и ввода ее в эксплуатацию, используя телеметрию кустов газовых скважин, производят с заданным шагом дискретизации во времени измерения на устье скважины давления Ру, температуры Ту и расхода газа Q скважины и передают эти значения в автоматизированную систему управления технологическими процессами установки комплексной/предварительной подготовки газа, которая, используя эти значения, определяет текущее значение коэффициента гидравлического сопротивления λф ствола газовой скважины по математической формуле. 1 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированной системе управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ включает измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ). Использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП. Сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. Фактические параметры газа измеряют на устье каждой скважины, подключенной к газосборному шлейфу (ГСШ) по схеме с путевой подкачкой газа, и по этим параметрам производят расчет давления в конце ГСШ на входе УКПГ, которое используют в качестве оперативной модели для контроля функционирования шлейфа, при непрерывном контроле фактического давления и температуры в конце ГСШ. При появлении разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического АСУ ТП начинает анализировать динамику поведения давления на устьях всех скважин и выбирает ближайшую к УКПГ из всех, у которых выявлен подъем давления на устье скважины. После чего, в рамках технологических ограничений, регулирует работу этой скважины. 1 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Способ оперативного контроля включает измерение расхода, давления и температуры газа на устье скважины с параллельным контролем в реальном масштабе времени фактического давления и температуры газа в конце шлейфа-газопровода, по которому газ поступает на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ); использование текущих значений контролируемых параметров для вычисления расчетного значения давления газа в конце шлейфа-газопровода в реальном масштабе времени средствами АСУ ТП; сравнение динамики его изменения во времени с динамикой изменения фактического давления газа в конце шлейфа-газопровода. Начало процесса выноса песка и воды из скважины определяют по появлению разности в динамике поведения давлений расчетного и фактического. В АСУ ТП дополнительно вводят базу знаний (БЗ), в которую регулярно вносят результаты очередных газодинамических испытаний скважин для каждого контура «скважина-газосборный шлейф (ГСШ)», данные о специфических особенностях каждой скважины и каждого ГСШ, а также алгоритмы управления на базе продукционных моделей представления знаний операторов и диагностики работы контура. При выявлении выноса воды и песка с добываемым продуктом, поступающим из какой-либо скважины, АСУ ТП выбирает соответствующие данные о контуре этой скважины и автоматически формирует управляющие решения для ликвидации возникающих нештатных ситуаций в контуре «скважина-ГСШ» с одновременной выдачей соответствующего сообщения на пульт оператора. Технический результат заключается в эффективном управлении режимом работы контура «скважина–ГСШ» и в том числе всем газовым промыслом в целом.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению процесса гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа в условиях Крайнего Севера. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения возможности подачи ингибитора гидратообразования в необходимое место газосборного шлейфа. В способе управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера, включающем определение начала процесса гидратообразования в шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа - УКПГ из шлейфа, и сравнения динамики ее поведения с динамикой расчетного значения этой температуры, а также подачу ингибитора на кусты скважин по отдельному трубопроводу, согласно изобретению в базу данных АСУ технологического процесса - АСУ ТП УКПГ регулярно вводят значения максимального возможного давления на устье каждой скважины, которое определяют по результатам газогидродинамических исследований скважин, а с использованием телеметрии производят непрерывное или с заданным шагом квантования измерение базовых параметров кустов скважин, их шлейфов и газосборного коллектора и для каждой скважины строят график временной функции по результатам контроля значений давления газа на их устье и, как только с помощью АСУ ТП УКПГ обнаруживают начало процесса гидратообразования в газосборном шлейфе, сопровождаемом повышением давления на всех скважинах, подают ингибитор либо на куст скважин, либо в точку подачи ингибитора с меньшим расстоянием от УКПГ, а если давление повышается на отдельных скважинах, с помощью АСУ ТП переходят в режим анализа изменения давления на устье каждой из скважин и выявляют, на какой из них давление повышается и приближается к своему максимально возможному значению на устье, и по этому параметру определяют, на каком участке системы «шлейф - газосборный коллектор» происходит образование гидратов, после чего подают ингибитор на ту скважину, которая расположена непосредственно перед участком, в котором начался процесс гидратообразования. 2 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газосборного шлейфа. Автоматизированная система управления технологическими процессами газового промысла в реальном масштабе времени контролирует значение коэффициента эффективности эксплуатации газопромыслового шлейфа Е по паспортным параметрам шлейфа, данным по его эксплуатации и контролируемым технологическим параметрам. Если значение коэффициента Е вышло за допустимые границы, то констатируют: нормальный режим работы скважин и шлейфа нарушены (в шлейфе кроме газа присутствует выше допустимой нормы иной фактор: газовый гидрат, пластовая вода, механические примеси). Способ позволяет оперативно выявлять потенциальную возможность отказа газосборного шлейфа.
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа - газосборных шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера. Технический результат - повышение качества эксплуатации газового промысла за счет снижения расхода ингибитора гидратообразования и снижения себестоимости добываемого и подготавливаемого к транспорту газа. По способу определяют начало процесса гидратообразования в шлейфе путем измерения температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа - УКПГ из шлейфа. Сравнивают динамику поведения температуры газа с динамикой расчетного значения этой температуры. При этом начало процесса гидратообразования в газосборном шлейфе определяют с помощью автоматической системы управления технологическим процессом УКПГ - АСУ ТП УКПГ. С помощью этой же системы снижают давление газа на выходе шлейфа в рамках технологических ограничений. Одновременно измеряют температуру газа на выходе газосборного шлейфа. При снижении этой температуры в упомянутый шлейф подают ингибитор гидратообразования. Если при этом продолжается снижение температуры газа, то газосборный шлейф продувают. При стабилизации или повышении температуры газа на выходе газосборного шлейфа ингибитор гидратообразования в этот шлейф не подают.
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к ведению процесса осушки газа с использованием автоматизированных систем управления технологическими процессами (АСУ ТП) установок комплексной подготовки газа (УКПГ) газоконденсатных месторождений Крайнего Севера (газодобывающих комплексов). Осуществляют контроль средствами АСУ ТП расхода газа по каждой i-й технологической нитке газодобывающего комплекса, его сравнение с предельно допустимыми значениями и автоматическое поддержание расхода с соблюдением условия
. Оценивают гидравлические сопротивления абсорберов каждой технологической линии подготовки газа, и те абсорберы, которые только что прошли ревизию, и их работоспособность восстановлена в полном объеме, эксплуатируют в режиме максимальной производительности, а те абсорберы, которые находятся в эксплуатации достаточно длительное время, эксплуатируют в щадящем режиме, для чего АСУ ТП определяет значение поправки на производительность каждого абсорбера AQ; с учетом параметров, которые невозможно и/или нецелесообразно измерять, и использует эту поправку для задания и поддержания производительности i-го абсорбера на уровне, вычисляемом по формуле Qрезул. i=Qi-ΔQi, где Qi - расчетное значение необходимой производительности i-й технологической нитки, при этом АСУ ТП следит за выполнением условия, чтобы общая производительность газодобывающего комплекса
была равна заданной центральной диспетчерской службой для газодобывающего комплекса. Способ обеспечивает заданную степень осушки газа при минимальных энергетических и материальных затратах и соблюдении всех ограничений на технологические параметры процесса с помощью АСУ ТП и ведет к снижению численности персонала, занятого в обслуживании газодобывающего комплекса. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента теплопередачи газа в газосборном шлейфе в окружающую среду в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) установок комплексной подготовки газа (УКПГ) газоконденсатных месторождений Крайнего Севера
Изобретение относится к оперативному контролю выноса воды и песка из скважины в автоматизированных системах управления технологическими процессами (АСУ ТП) нефтегазоконденсатных месторождений Крайнего Севера
Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к обеспечению оптимального ведения комплекса технологических процессов сбора и подготовки газа к дальнему транспорту с использованием автоматизированной системы управления технологическими процессами (АСУ ТП)
СЕПАРАТОР ДЛЯ ОЧИСТКИ ГАЗА // 2438757
Изобретение относится к области очистки газа от примесей, преимущественно от различного рода жидких сред, и может быть использовано для подготовки газа в газовой, газодобывающей, нефтяной, химической и других отраслях промышленности
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности к составам для селективной изоляции подошвенных вод в газовых скважинах, и может быть использовано при проведении водоизоляционных работ в газовых скважинах при разработке газовых и газоконденсатных залежей
Изобретение относится к области добычи природного газа, и в частности к обеспечению оптимального ведения комплекса технологических процессов сбора и подготовки газа к дальнему транспорту с использованием АСУ ТП
СОСТАВ ДЛЯ ВОДОИЗОЛЯЦИИ В ГАЗОВОМ ПЛАСТЕ // 2383576
Изобретение относится к газодобывающей промышленности, в частности, к составам для водоизоляции подошвенных вод в газовых скважинах и борьбы с выносом песка при разработке газовых и газоконденсатных залежей с использованием химических реагентов
Изобретение относится к аппаратам для проведения массообменных процессов в системах газ (пар) - жидкость, в частности к абсорбционным и ректификационным колоннам, и может быть использовано в газовой, химической и нефтеперерабатывающей промышленности
