Способ управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях крайнего севера



Способ управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях крайнего севера
Способ управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях крайнего севера

 


Владельцы патента RU 2573654:

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

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 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 начало 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 установки, сигнализирующем о возможном начале процесса гидратообразования в газосборном шлейфе, подают ингибитор в шлейф. В качестве ингибитора применяется метанол.

Существенным недостатком указанного способа является невозможность определения участка гидратообразования в газосборном шлейфе, работающего на единый коллектор, и, как следствие, значительный перерасход метанола на установке.

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 контроля 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, но не позволяет определить в системе «шлейфы - газосборный коллектор» конкретный участок гидратообразования и оптимальную точку подачи ингибитора гидратообразования, что приводит к существенному перерасходу ингибитора на УКПГ.

На Крайнем Севере, как правило, используется схема сбора газа в виде системы «шлейфы - газосборный коллектор», когда газосборные шлейфы работают на общей коллектор, приведена на фиг. 1.

На фиг. 1 использованы следующие обозначения:

1; 2; 3; 4 - кусты скважин №№1, 2, 3, 4 соответственно;

5 - газовые скважины;

6; 7; 8; 9; 10 - возможные места образования гидратов;

11 - вход УКПГ;

12 - газосборный коллектор;

13 - ингибиторопровод;

14 - газосборный шлейф;

15 - направление движения газа;

16 - направление подачи ингибитора.

При этом существующая схема обвязки скважин и кустов скважин на месторождениях Крайнего Севера предусматривает подачу ингибитора гидратообразования непосредственно в каждую скважину и в общий коллектор с каждого куста скважин.

Допустим, АСУ ТП зафиксировала начало образования гидратов в системе «шлейфы - газосборный коллектор». Расход метанола для ликвидации гидратообразования во многом будет зависеть от того, где начинается образование гидратов и куда будет подан ингибитор. Допустим, начинается образование гидратов в точке 10 газосборного коллектора системы «шлейфы - газосборный коллектор». Естественно, если для предупреждения гидратообразования подать ингибитор на куст скважин 2, то это приведет к значительному перерасходу игибитора. Чтобы свести к минимуму расход ингибитора в УКПГ, при обнаружении гидратообразования следует подавать ингибитор в ближайшую к месту образования гидратов точку ввода ингибитора на скважине (кусте скважин).

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является минимизация расхода ингибитора в УКПГ для предупреждения гидратообразования в системе «шлейфы - газосборный коллектор» и снижение затрат времени на ликвидацию гидратообразования.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является снижение расхода ингибитора для предупреждения и ликвидации гидратообразования в системе «шлейфы - газосборный коллектор», снижение затрат времени на ликвидацию гидратообразования. Все это в конечном итоге приводит к снижению себестоимости добываемого и подготавливаемого к транспорту газа.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ выявления участка гидратообразования в системе «шлейфы - газосборный коллектор» на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера включает:

выявление средствами АСУ ТП УКПГ начала процесса гидратообразования в системе «шлейфы - газосборный коллектор». Выявив начало процесса гидратообразования, АСУ ТП УКПГ переходит в режим анализа изменения давления на устье каждой из скважин и выявляет, на какой из скважин давление повышается и приближается к своему максимально возможному значению на устье - руст.м. Максимально возможное значение давления на устье каждой скважины регулярно вводится в базу данных АСУ ТП УКПГ по результатам газодинамических испытаний скважин. Выявив скважину, у которой давление приближается к своему максимально возможному значению на устье, АСУ ТП УКПГ определяет, на каком участке системы «шлейфы - газосборный коллектор» происходит образование гидратов. После выявления этого участка АСУ ТП УКПГ подает ингибитор на ту скважину, которая расположена непосредственно перед участком, в котором начался процесс гидратообразования.

Способ осуществляют следующим образом. Используя телеметрию, производят с заданным шагом квантования измерение базовых параметров работы скважин, кустов скважин, их шлейфов и газосборного коллектора. Для каждой i-ой скважины контролируемые значения давления газа на ее устье руст.к строят в виде графика временной функции (см. фиг. 2).

На фиг. 2 использованы следующие обозначения:

1 - максимальное возможное значение давления на устье (руст.м);

2 - динамика изменения давления на устье скважины (руст.к).

При этом для каждой скважины в базе данных АСУ ТП хранится значение максимально возможного для нее давления, которое выдается геологами и определяется при газогидродинамических исследованиях скважин.

В случае обнаружения начала процесса гидратообразования АСУ ТП переходит в режим анализа изменения давления на устье каждой из скважин. В результате этого анализа выявляется, на какой скважине давление повышается и приближается к своему максимально возможному значению на устье. В результате этого выбора АСУ ТП делает вывод - на каком участке системы «шлейфы - газосборный коллектор» происходит образование гидратов, и подает ингибитор на ту скважину, которая расположена непосредственно перед этим участком.

Предположим, система обнаружила начало образования гидратов в газосборном коллекторе 12 (фиг. 1). Если на всех скважинах начинается одновременное повышение давления, тогда однозначно можно утвердить, что гидрат образуется в газосборном коллекторе 12 в районе, где расположена точка 10 (фиг. 1). Поэтому следует подать ингибитор либо на куст скважин 3, либо 4 (фиг. 1) в зависимости от того, где будет меньше расстояние до УКПГ.

Допустим, при обнаружении начала гидратообразования в газосборном коллекторе, давление газа начинает повышаться на кусте скважин 2 (фиг. 1). Тогда однозначно можно утверждать, что гидрат образуется в районе точки 6. Поэтому необходимо подавать метанол на куст скважин 2.

Автоматизация этого процесса значительно облегчает работу оператора на УКПГ.

Применение данного метода 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, подключенных к общему коллектору на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера, включающий 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, отличающийся тем, что 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.



 

Похожие патенты:
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.

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 геофизики и может быть использовано для интерпретации сейсмических данных. Согласно заявленному предложению вычисляют сейсмические характеристики, выбирают признаки, относящиеся к классическим элементам углеводородной системы, а именно к коллектору, литологическому экрану, ловушке, источнику, созреванию и миграции.

Изобретение относится к области добычи нефти и газа, но может также быть использовано и в других областях, где важным показателем является движение жидких систем в пористой среде.

Изобретение относится к области нефтегазовой промышленности и может быть использовано для обоснования технологических режимов газовых промыслов, включающих системы добычи и подготовки газа к транспорту.

Изобретение относится к газонефтедобыче и может быть использовано на стадии эксплуатации скважин газовых и газоконденсатных месторождений для определения природы воды, поступающей в продукцию скважин.

Изобретение относится к добыче нефти и может быть применено для разработки нефтяных месторождений с обустройством нефтяных промыслов. Нефтедобывающий комплекс включает, по меньшей мере, одну добывающую и одну нагнетательную скважины, снабженные блоками телемеханической системы регулирования и учета потоков добываемой и закачиваемой жидкости с регулируемыми клапанами и датчиками контрольно-измерительных приборов (КИП), межскважинную перекачивающую станцию (МПС).

Изобретение относится к оборудованию для интеллектуальной газовой и газоконденсатной скважины, используемому в районах Крайнего Севера. Техническим результатом является повышение эксплуатационных качеств, увеличение надежности эксплуатации за счет обеспечения возможности постоянного мониторинга температуры и давления внутри 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 скважинной откачивающей системе для откачивания жидкости и способу откачки. Технический результат - упрощение устройства и способа без использования бурильных труб или колонн гибких труб.

Изобретение относится к нефтедобыче, а именно к устройству, используемому при свабировании в насосно-компрессорной трубе, в частности в насосно-компрессорной трубе диаметром 2 дюйма.

Группа изобретений относится к нефтедобывающей промышленности и может быть применена для эксплуатации скважин. Способ включает добычу скважинного продукта электроцентробежным насосом (ЭЦН) и выполнение ремонтно-восстановительных работ с проведением спускоподъемных операций, промывки и шаблонирования скважины, декольматацию и ввод скважины в эксплуатацию.
Изобретение относится к горному делу и может быть использовано для добычи магматической лавы из магматических озер, расположенных в кратерах действующих вулканов, или в полостях спящих вулканов, или вблизи от них, как имеющих выход на поверхность земли, так и находящихся на глубине. Технический результат - повышение эффективности способа за счет увеличения глубины подъема магматической лавы, обеспечения безопасности, бесперебойности и управляемости процесса подъема. Способ характеризуется тем, что используют рабочую трубу для подъема лавы и трубу меньшего диаметра для нагнетания негорючего газа, соединенную с рабочей трубой на заданной глубине диспергатором. Диспергатор применяют протяженностью от 5 до 75% от длины рабочей трубы со множеством отверстий различного диаметра. При подъеме лавы осуществляют следующие шаги: а) рабочую трубу спускают в источник лавы таким образом, что ее верхняя часть на 1-2 м превышает уровень лавы; б) в диспергатор нагнетают газ до насыщения им лавы внутри рабочей трубы; в) рабочую трубу опускают в источник лавы с переливом лавы в источник лавы и так выдерживают до равномерного насыщения газом лавы внутри рабочей трубы; г) приемы а) - в) повторяют до запуска устойчивого процесса движения лавы внутри всей рабочей трубы; д) по мере стабилизации скорости потока излияния насыщенной газом лавы из рабочей трубы переходят на стационарный режим подъема лавы. Для этого рабочую трубу устанавливают на заданной глубине, предварительно герметично обвязав ее с приемной системой на поверхности земли и системой улавливания фумарольных газов. Эти газы используют в составе негорючего газа для нагнетания в диспергатор. 4 з.п. ф-лы, 1 пр.
Наверх