Способ управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений крайнего севера


 


Владельцы патента RU 2560028:

Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" (RU)

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 и, в частности, к предупреждению процесса гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа в условиях Крайнего Севера.

Известен способ предупреждения гидратообразования и разрушения гидратов путем подачи ингибитора на кусты скважин по отдельному ингибиторопроводу (см., например, В.А. Истомин, В.Г. Квон. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2004). Способ заключается в том, что определяют момент начала процесса гидратообразования в газосборном шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ) из газосборного шлейфа. При понижении температуры газа на входе УКПГ до уровня, сигнализирующего о возможном начале процесса гидратообразования в газосборном шлейфе, подают ингибитор в шлейф. В качестве ингибитора используют метанол.

Существенным недостатком указанного способа является низкая точность определения момента начала процесса гидратообразования и, как следствие, значительный перерасход метанола на УКПГ.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является «Способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера» (Патент РФ №2329371, С1, 26.10.2006).

Способ заключается в том, что определяют момент начала процесса гидратообразования в газосборном шлейфе путем измерения температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ) из газосборного шлейфа, и сравнения динамики ее поведения с динамикой расчетного значения этой же температуры.

Существенным недостатком указанного способа является то, что он только фиксирует начало процесса гидратообразования в газосборном шлейфе, но не предлагает возможные сценарии принятия решений, адекватных возникшей ситуации. Как следствие, все это ведет к перерасходу ингибитора на УКПГ.

Действительно, зимой, в условиях Крайнего Севера при сильном ветре и температуре окружающей среды минус 40°C, а может быть и ниже, вероятность гидратообразования в газосборных шлейфах чрезвычайно велика. Каждый раз известный способ фиксирует начало процесса гидратообразования в газосборном шлейфе. И каждый раз АСУ ТП при доминирующем участии оператора УКПГ принимают решение по подаче ингибитора в шлейф согласно требованиям инструкции (например, см. Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром» - ВРД 39-1.13-010-2000).

Известно, что УКПГ как объект управления представляет собой достаточно крупное и сложное сооружение, в котором только количество газосборных шлейфов, как правило, превышает два десятка. При нехватке времени (например, при форс-мажорных обстоятельствах, которые характерны для условий Крайнего Севера), часто, как показал опыт эксплуатации, оператор УКПГ может принять не адекватное возникающим ситуациям решение по управлению режимами работы газосборных шлейфов. Соответственно, это ведет к значительному перерасходу ингибитора и нарушению оптимального режима эксплуатации газового промысла, ведущим к потере извлекаемых объемов сырья из месторождения и к значительному увеличению себестоимости добываемого и подготавливаемого к транспорту газа на УКПГ.

На практике существуют ситуации, когда предупредить гидратообразование в газосборном шлейфе можно не только подачей ингибитора в шлейф, но и иными путями.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является возможность принятия решений по предупреждению и ликвидации гидратообразования в газосборном шлейфе, адекватных фактической ситуации.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является снижение расхода ингибитора для предупреждения и ликвидации гидратообразования в газопромысловых шлейфах, эффективное управление режимами работы газового промысла, позволяющие снизить себестоимость добываемого и подготавливаемого к транспорту газа, а также повышение качества эксплуатации газового промысла.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера включает определение начала процесса гидратообразования в шлейфе по способу (см. патент РФ №2329371). Начало процесса выявляется путем измерения температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ) из шлейфа, и сравнения динамики ее поведения с динамикой расчетного значения этой температуры.

Автоматическая система управления технологическим процессом УКПГ - АСУ ТП УКПГ при обнаружении начала процесса гидратообразования в газосборном шлейфе снижает давление газа на выходе шлейфа в рамках технологических ограничений, одновременно измеряя температуру газа на выходе газосборного шлейфа. И если температура газа продолжает снижаться, то в упомянутый шлейф подают ингибитор гидратообразования. Если и после этого продолжается снижение температуры газа, то газосборный шлейф продувают. При стабилизации или повышении температуры на выходе газосборного шлейфа ингибитор гидратообразования в этот шлейф не подают.

Способ осуществляют следующим образом. Для выявления начала процесса гидратообразования производят непрерывные или с заданным шагом квантования измерения базовых параметров работы скважины, используя телеметрию в соответствии со способом (патент РФ №2329371).

АСУ ТП УКПГ при обнаружении начала процесса гидратообразования в газосборном шлейфе снижает давление газа на выходе шлейфа в рамках технологических ограничений, одновременно измеряя температуру газа на выходе газосборного шлейфа. В случае если продолжается снижение температуры газа, в упомянутый шлейф подают ингибитор гидратообразования. Если и после этого продолжается снижение температуры газа, газосборный шлейф продувают. При стабилизации или повышении температуры газа на выходе газосборного шлейфа ингибитор гидратообразования в этот шлейф не подают.

Применение заявляемого способа позволяет существенно снизить расход метанола для предупреждения гидратообразования в газопромысловых шлейфах и снизить нагрузку на оператора УКПГ, тем самым повысить эффективность принимаемых управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала на УКПГ.

Способ управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающий определение начала процесса гидратообразования в шлейфе путем измерения температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа - УКПГ из шлейфа, и сравнения динамики ее поведения с динамикой расчетного значения этой температуры, отличающийся тем, что с помощью автоматической системы управления технологическим процессом УКПГ - АСУ ТП УКПГ обнаруживают начало процесса гидратообразования в газосборном шлейфе и снижают давление газа на выходе шлейфа в рамках технологических ограничений, одновременно измеряют температуру газа на выходе газосборного шлейфа и при снижении этой температуры в упомянутый шлейф подают ингибитор гидратообразования, и, если при этом продолжается снижение температуры газа - газосборный шлейф продувают, а при стабилизации или повышении температуры газа на выходе газосборного шлейфа ингибитор гидратообразования в этот шлейф не подают.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к трубопроводному транспорту. Испытательный полигон содержит соединенные между собой насосную станцию, замерно-регулировочный пункт, технологические трубопроводы с запорной аппаратурой, узел приема/пуска/пропуска средств очистки и диагностики трубопроводов, первый, второй и третий кольцевой трубопроводы разного диаметра, резервуар для хранения рабочей жидкости, вспомогательные электронасосные агрегаты, дренажные и вспомогательные трубопроводы.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту. Трубопровод испытательного полигона содержит узел приема/пуска/пропуска средств очистки и диагностики (далее СОД), который является самостоятельной единицей, включенной в кольцевой испытательный трубопровод и составляющий в сумме с ним его длину.

Изобретение относится к области нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано при эксплуатации компрессорных станций. .

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и может быть использовано для проведения коррозионного мониторинга магистрального трубопровода (МТ). .

Изобретение относится к трубопроводному транспорту, а именно к устройствам запуска и приема поточных средств в трубопровод. .

Изобретение относится к трубопроводному транспорту. .

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, а именно к системам заводнения пластов и поддержания пластового давления при разработке нефтяных месторождений.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к обеспечению оптимального ведения комплекса технологических процессов сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа в условиях Крайнего Севера.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к области эксплуатации и ремонта скважин и изоляции притока пластовых вод в горизонтальные скважины.

Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использована на газовом промысле для автоматического управления и регулирования технологическими процессами сбора и подготовки газа к дальнему транспорту.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может найти применение при эксплуатации горизонтальной скважины. Технический результат - повышение эффективности способа за счет обеспечения полной выработки запасов нефти из продуктивного пласта независимо от величины депрессии на продуктивный пласт.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам автоматического управления технологическими процессами при эксплуатации скважин нефтегазового месторождения.

Способ относится к системам автоматического контроля работы нефтегазового оборудования и позволяет своевременно обнаруживать предаварийные ситуации, связанные с отложением гидратов в газовом оборудовании.

Изобретение относится к механизированной добыче жидкости из нефтяных скважин и может быть использовано для оптимизации технологии периодической эксплуатации скважин, дебит которых меньше минимальной допустимой подачи электроцентробежного насоса.

Изобретение относится к области геофизики и может быть использовано для определения характеристик буровой скважины для проведения операции бурения. Заявлены способы и системы для сбора, получения и отображения индекса азимутальной хрупкости буровой скважины.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано в добывающих скважинах для снижения давления сепарированного попутного газа в затрубном пространстве и повышения притока нефти из пласта.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и, в частности, к вторичным и третичным методам увеличения нефтеотдачи пластов с пониженной нефтенасыщенностью, предусматривающим применение оборудования для выработки газообразного азота с высоким давлением и температурой.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использовано, в частности, для продления безводного режима эксплуатации нефтяных скважин.

Способ относится к области газодобывающей промышленности и может быть использован при разработке трудноизвлекаемых запасов газа из подземных залежей. Технический результат - повышение эффективности разработки трудноизвлекаемых запасов газа на месторождениях, залежи которых представлены неконсолидированными, заглинизированными коллекторами с высокой остаточной водонасыщенностью и низкими фильтрационно-емкостными свойствами. По способу осуществляют бурение наклонно-направленной скважины с восходящим окончанием ствола. Спускают эксплуатационную колонну либо хвостовик. Осуществляют оборудование восходящего участка эксплуатационной колонны фильтром. Изолируют «глухую» часть обсадной колонны от фильтровой пакерующим устройством с муфтой ступенчатого цементирования. При этом в газовой скважине вскрытие участков продуктивных пластов производят с заданным зенитным углом - сначала по нисходящей, а затем по восходящей траектории. Этим достигают максимальную протяженность вскрытия продуктивного горизонта и скорость газового потока. Применяют буровой раствор на основе эмульсии смеси газойлей и воды. Ствол скважины обсаживают эксплуатационной колонной, оборудованной фильтром, в нисходящем и восходящем участке ствола скважины. Формируют в нижней части ствола скважины зону аккумуляции пластовой жидкости, в которую спускают лифтовую колонну насосно-компрессорных труб и осуществляют совместную эксплуатацию продуктивных горизонтов. Вынос жидкости обеспечивают за счет скорости газового потока, поступающего из продуктивных пластов. 1 пр., 1 ил.
Наверх