Способ предупреждения гидратообразования в промысловых системах сбора газа

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к области предупреждения гидратообразования в системах промыслового сбора газа преимущественно в условиях Крайнего Севера. Технический результат - оптимизация расхода ингибитора гидратообразования и повышение надежности эксплуатации промысловых систем сбора газа. По способу в шлейф подают ингибитор гидратообразования. Для определения начала процесса гидратообразования измеряют температуру газа на устье скважины, фактическую температуру газа на выходе из шлейфа и температуру окружающей среды. Вычисляют по детерминированной модели некоторое расчетное значение температуры газа. Принимают его за базовое значение и в режиме реального времени сравнивают фактическое значение температуры на выходе из шлейфа с базовым значением. Дополнительно в режиме реального времени измеряют давление на устье скважины и на выходе из шлейфа. За базовое значение температуры принимают теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования. При уменьшении фактической температуры на выходе из шлейфа до значений ниже базового значения сравнивают текущее значение давления на выходе из шлейфа со значением, полученным в предыдущем измерительном цикле, и текущее значение давления на устье скважины со значением, полученным в предыдущем измерительном цикле. Если это давление на устье возросло на некоторую величину, а давление на выходе из шлейфа одновременно уменьшилось на некоторую величину, конкретные значения которых определяют по когнитивной модели для данного шлейфа, и эта динамика сохраняется в течение времени, также определяемого по когнитивной модели, то диагностируют начало процесса гидратообразования. Вначале увеличивают подачу ингибитора в шлейф. Если значения давления на устье скважины и выходе шлейфа не выходят за установленные когнитивной моделью пределы изменения, то корректируют теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования по когнитивной модели. При этом теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования определяют по детерминированной модели, задаваемой аналитическим выражением. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

 

Изобретение относится к области добычи природного газа, а именно к области предупреждения гидратообразования в системах промыслового сбора газа посредством подачи в них ингибитора гидратообразования преимущественно в условиях Крайнего Севера.

Известен способ предупреждения гидратообразования путем подачи ингибитора, в качестве которого используют метанол, на кусты скважин по отдельному метанолопроводу. Метанол подают с установки комплексной подготовки газа (УКПГ) в начало шлейфа на устье скважины [Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. - М.: Недра, 1985. - 232 с.].

Основным недостатком данного способа является неоправданно высокий расход метанола. Для характерных термобарических условий эксплуатации шлейфов на северных месторождениях теоретический расход метанола может изменяться в довольно широких пределах (от 0 до 300 г на 1000 м3 газа). На практике же необходим дополнительный запас в 20-25% по расходу метанола при ингибировании шлейфов с целью устранения опасности появления гидратов в коллекторе [Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром». Ведомственный руководящий документ ВРД 39-1.13-010-2000. - Москва, 2000]. Кроме того, в присутствии разбавленных водных растворов метанола для предупреждения гидратов недостаточной концентрации возникает противоположный эффект ускоренного роста кристаллогидратов. Поэтому на большинстве месторождений при дозировании метанола исходят из того, что экономный расход может стать причиной серьезной аварии, ликвидация которой обойдется значительно дороже, чем затраты на расход метанола с «запасом».

Известен также способ предупреждения и разрушения гидратов путем подачи метанола на кусты скважин по метанолопроводу, в соответствии с которым начало процесса гидратообразования в шлейфе определяют по температуре газа на входе УКПГ: при снижении этой температуры до значения, при котором в шлейфе возможно начало образования гидратов, в него подают метанол [Истомин В.А., Квон В.Т. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - М.: ООО «ИРЦ Газпром», 2004].

Существенным недостатком этого способа также является значительный перерасход метанола на УКПГ. Это вызвано тем, что наибольшие затруднения при нормировании расхода метанола связаны с условиями ингибирования системы «скважина - шлейф (коллектор) - входной сепаратор УКПГ». Это обусловлено, в первую очередь, тем обстоятельством, что режимы работы скважин, шлейфов и коллекторов могут существенно различаться между собой. Вследствие этого расходные показатели по метанолу для них также могут заметно отличаться. К числу факторов, способствующих такому различию, относятся производительность скважин, длина шлейфов и их загрузка, что обуславливает температурный режим их работы; количество выносимой из скважины воды и ее минерализация; количество углеводородной жидкости и др. Однако из-за отсутствия индивидуальных систем дозировки и метанолопроводов к каждой скважине, а также контроля за распределением метанола по индивидуальным отводам от общего метанолопровода метанол подается в максимально требуемом количестве.

Кроме того, причиной понижения температуры на входе УКПГ может быть понижение температуры окружающей среды вдоль шлейфа, протяженность которого может достигать 10 км, изменение направления и скорости ветра, толщины снежного покрова и т.п. причины, не требующие увеличения расхода метанола.

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера [патент RU №2 329 371]. Данный способ включает определение начала процесса гидратообразования в шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход УКПГ из шлейфа, и подачу ингибитора на кусты скважин по отдельному трубопроводу, при этом измеряют фактическую температуру tи газа на выходе его из шлейфа, температуру газа на устье скважины tн и температуру окружающей среды t0, по значениям tн и t0 вычисляют расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа tp и сравнивают динамику ее изменения во времени с динамикой изменения фактической температуры газа tи и по результату сравнения судят о начале процесса гидратообразования и необходимости подачи в шлейф ингибитора гидратообразования. При этом расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа tp определяют из соотношения

,

где Δt - поправка, учитывающая влияние факторов (скорость и направление ветра, занесение шлейфа снегом и качество изоляции шлейфа), которое невозможно оценить в рамках детерминированной модели, a tk - расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа, определяемое из детерминированной модели

,

где ,

- длина газопровода, KT - коэффициент теплопередачи в окружающую среду, D - диаметр газопровода, Ср - теплоемкость газа при постоянном давлении, ρ - плотность газа, Q - объемный расход газа в нормальных условиях.

Недостатком данного способа является отсутствие контроля изменения давления на устье скважины и на входе УКПГ, что снижает достоверность определения момента начала гидратообразования, так как снижение температуры не обязательно бывает однозначно связано с процессом гидратообразования. Ошибка в определении момента начала гидратообразования приводит либо к необоснованному началу подачи метанола, либо к его избыточному расходу.

Задачей предлагаемого технического решения является создание способа предупреждения гидратообразования в промысловых системах сбора газа, позволяющего оптимизировать расход ингибитора гидратообразования.

Технический результат достигается путем диагностирования начала процесса гидратообразования по динамике изменения во времени двух параметров газового потока на устье скважины и выходе из шлейфа - температуры и давления, при этом в качестве критериев безгидратного режима используют теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования, вычисленное по детерминированной модели и уточненное при необходимости по когнитивной модели, и допустимые колебания давления, определяемые также по когнитивной модели для данного шлейфа.

Цель заявляемого изобретения - оптимизация расхода ингибитора гидратообразования за счет повышения достоверности определения начала этого процесса.

Поставленная цель достигается за счет того, что в способе предупреждения гидратообразования в промысловых системах сбора газа, преимущественно в районах Крайнего Севера, при котором в шлейф подают ингибитор гидратообразования, а для определения начала процесса гидратообразования измеряют температуру газа на устье скважины t1, фактическую температуру газа на выходе из шлейфа t2 и температуру окружающей среды t0, вычисляют по детерминированной модели некоторое расчетное значение температуры газа, принимают его за базовое значение и в режиме реального времени сравнивают фактическое значение температуры на выходе из шлейфа с базовым значением, дополнительно в режиме реального времени измеряют давление на устье скважины р1 и на выходе из шлейфа р2, за базовое значение температуры принимают теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования tгт, при уменьшении фактической температуры на выходе из шлейфа t2 до значений ниже базового значения tгт сравнивают текущее значение давления на выходе из шлейфа со значением р2, полученным в предыдущем измерительном цикле, и текущее значение давления на устье скважины со значением р1, полученным в предыдущем измерительном цикле, и, если это давление на устье возросло на некоторую величину Δ1, а давление на выходе из шлейфа одновременно уменьшилось на некоторую величину Δ2, конкретные значения которых определяют по когнитивной модели для данного шлейфа, и эта динамика сохраняется в течение времени τ, также определяемого по когнитивной модели, то диагностируют начало процесса гидратообразования и начинают (увеличивают) подачу ингибитора в шлейф, а если значения давления на устье скважины и выходе шлейфа не выходят за установленные когнитивной моделью пределы изменения, корректируют теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования tгт по когнитивной модели.

При этом теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования определяют по детерминированной модели вида

,

где KT - теоретический расчетный коэффициент теплопередачи шлейфов, Di - коэффициент Джоуля-Томпсона, - длина шлейфа, G - массовый расход газа, Ср - теплоемкость газа.

В когнитивную модель включают диаметр, длину и пространственное расположение шлейфа, электрическое сопротивление его изоляции, направление и скорость ветра, толщину снежного покрова на шлейфе, объемный расход, влагосодержание и состав газа.

Техническая и экономическая целесообразность предлагаемого метода заключается в повышении надежности предотвращения гидратообразования в шлейфах при одновременной экономии ингибитора гидратообразования, в частности метанола, за счет оптимизации его расхода. Сокращение расхода метанола, кроме прямой экономии, позволяет также снизить расходы на очистку и утилизацию отработанного водно-метанольного раствора.

Технический результат предлагаемого изобретения:

- оптимизация расхода ингибитора гидратообразования, в частности метанола;

- повышение надежности эксплуатации газосборной системы. Заявленный технический результат обеспечивается следующим образом.

Оптимизация расхода метанола обеспечивается за счет того, что:

- для диагностирования начала гидратообразования используют, кроме уменьшения температуры на выходе шлейфа, дополнительный признак, а именно анализируют динамику изменения давления на устье скважины и на выходе шлейфа, и начинают подавать ингибитор гидратообразования (или увеличивают его подачу) только при выполнении обоих критериев начала гидратообразования;

- теоретическую температуру гидратообразования, рассчитанную по детерминированной модели, при необходимости уточняют по когнитивной модели конкретного шлейфа.

Повышение надежности эксплуатации газосборной системы достигается тем, что начало процесса гидратообразования в предлагаемом способе диагностируют на более ранней стадии, т.к. изменение давления газового потока происходит более динамично по сравнению с изменением его температуры.

На фиг. 1 приведен алгоритм реализации способа, на фиг. 2 и фиг. 3 показаны тренды изменения давления на устье скважины и на выходе шельфа в режиме реального времени соответственно для случаев отсутствия гидратообразования и его наличия.

Способ реализуют следующим образом (фиг. 1).

В базу данных системы управления подачей ингибитора гидратообразования, например метанола, в раздел нормативной и справочной информации записывают такую информацию, как теоретическое значение коэффициента теплопередачи шлейфов от газа к окружающей среде; длина шлейфа; массовый расход газа; теплоемкость газа; концентрации ингибитора, подаваемого в устье скважин и поступающего из шлейфа; количество пластовой воды, поступающей из скважин; плотность газа и др. В раздел оперативной информации базы данных записывают результаты измерений температуры и давления на устье скважин средствами установленной там телеметрии (например, регистраторов РТП-4 с радиоканалом связи) и температуры и давления на выходе шлейфа, измеряемые средствами измерений, входящими в состав АСУ ТП УКПГ.

Эти данные используют для расчета теоретической температуры гидратообразования по детерминированной модели вида

,

где KT - теоретический расчетный коэффициент теплопередачи шлейфов, Di - коэффициент Джоуля-Томпсона, - длина шлейфа, G - массовый расход газа, Ср - теплоемкость газа.

Когнитивную базу знаний формируют путем извлечения информации по опросам экспертов в виде когнитивной модели, устанавливающей закономерности между коэффициентом теплопередачи шлейфа и такими его характеристиками, как диаметр, длина и расположение в пространстве, состоянием изоляции, толщиной снежного покрова, а также направлением и скоростью ветра и т.п. Когнитивную модель в процессе работы периодически уточняют и дополняют.

По результатам измерений температуры и давления и данным, хранящимся в базе данных, производят расчет теоретической температуры гидратообразования tгт по приведенной выше детерминированной модели и определяют соответствующий ей номинальный расход ингибитора qном.

Управление процессом предупреждения гидратообразования в шлейфах осуществляют на основе контроля давления на устье скважины р1, температуры t2 и давления р2 в конце шлейфа. Эти параметры измеряют в реальном масштабе времени с заданной периодичностью и заносят в базу данных.

Диагностирование возможного начала процесса гидратообразования во входных шлейфах УКПГ осуществляют постоянным сравнением теоретической расчетной температурой гидратообразования tгт с измеряемой температурой t2 на выходе шлейфа (на входе УКПГ). Пока выполняется условие t2≥tгт, ингибитор, например метанол, в шлейф не подают (либо подают с номинальным расходом qном). Если измеряемая температура становится ниже значения tгт, то теоретически это может означать начало процесса гидратообразования. Однако это может быть следствием того, что детерминированная модель для расчета tгт не учитывает такие не измеряемые непосредственно факторы, как, например, рельеф местности, по которой проложен шлейф, состояние его изоляции, толщина снежного покрова, влияющие на коэффициент теплопередачи, и т.п.

Поэтому далее производят сравнение значений давления на устье скважины со значением p1, полученным в предыдущем измерительном цикле. Одновременно сравнивают значения давления на выходе шлейфа со значением р2, полученным в предыдущем измерительном цикле.

Если на устье скважины наблюдают положительную динамику изменения давления (оно возросло на некоторую величину, конкретное значение которой устанавливают по когнитивной модели, например, на 10%), а на выходе шлейфа - отрицательную динамику (давление за тот же промежуток времени уменьшилось на некоторую определенную по когнитивной модели величину, например, тоже на 10%), и такое положение сохраняется в течение определенного времени (например, не менее 30 минут, период времени также устанавливают по когнитивной модели), делают однозначный вывод о начале процесса гидратообразования и подают в шлейф метанол (или увеличивают количество подаваемого метанола до значения, соответствующего устранению гидратной пробки и определяемого технологическим регламентом УКПГ).

Если же давление не изменилось или изменение находится в допустимых для данного шлейфа пределах (их определяют из когнитивной модели), осуществляют коррекцию значения теоретической температуры гидратообразования tгт по когнитивной модели.

Пример конкретной реализации способа.

Предложенный способ апробирован на шлейфе установки комплексной подготовки газа УКПГ-5 Ямбургского газоконденсатного месторождения. Длина шлейфа составляет 5 км. Давление на устье скважины в начале шлейфа составляет 2,8 МПа, а на входе УКПГ - 0,9 МПа. Месторождение находится в завершающей стадии эксплуатации, поэтому метанол подают в шлейф постоянно с некоторым номинальным расходом qном.

Расчет теоретической температуры гидратообразования tгт был выполнен по приведенной выше детерминированной модели для исходных данных, приведенных в таблице 1. Значение tгт составило минус 16,6°C, а соответствующая этой температуре концентрация водно-метанольного раствора - 40%.

На скважинах, подключенных к шлейфу, были установлены регистраторы технологических параметров РТП-4, измеряющие значения давления и температуры и передающие их по радиоканалу в АСУ ТП УКПГ.

На фиг. 2 показан фрагмент данных регистрации значений давления на устье скважины (верхний график) и на выходе шлейфа (нижний график), полученный 10.02.2016. Как видно из графиков, примерно в 12 часов давление начинает изменяться, температура на выходе шлейфа в этот момент времени составила минус 17,8°C. Анализ результатов замеров давления на устье скважины и на выходе шлейфа примерно через 30 минут (таблица 2) показывает, что давление на устье возросло на 1.8% (ΔP1), а давление на выходе шлейфа уменьшилось на 16.7% (ΔР2). Таким образом, так как давление на выходе шлейфа уменьшилось более чем на 10%, то в соответствии с алгоритмом (см. фиг. 1) через 30 минут должен быть проведен повторный анализ динамики изменения давления. Анализ значений давления, соответствующих отметке времени 12.58, показывает, что давление на устье возросло на 4.3% (ΔP1), после чего стабилизировалось, а давление на выходе шлейфа уменьшилось на 27.8% (ΔР2) и также стабилизировалось. Следовательно, согласно алгоритму (см. фиг. 1), условие возникновения гидратообразования не выполняется и требуется корректировка теоретической температуры гидратообразования по когнитивной модели до минус 18.3°C.

На фиг. 3 показаны графики изменения давления, снятые 14.02.2016. Давление начинает изменяться примерно в 21.51, температура на выходе шлейфа в этот момент времени составила минус 18,6°C. Анализ результатов замеров давления на устье скважины и на выходе шлейфа в 22.21 показывает, что давление на устье возросло на 10.5% (ΔP1), а давление на входе в УКПГ уменьшилось на 49.2% (ΔР2). Таким образом, так как оба значения давления на устье скважины и на входе в УКПГ изменились более чем на 10%, то в соответствии с алгоритмом (см. фиг. 1) через 30 минут должен быть проведен повторный анализ динамики изменения давления. Замер, проведенный в 22.51, показывает, давление на устье возросло на 13.3% (ΔP1), а давление на выходе шлейфа уменьшилось на 52% (ΔР2). Следовательно, согласно алгоритму (см. фиг. 1) выполняется условие возникновения гидратообразования и необходимо увеличить подачу метанола.

Таким образом, предложенный способ обеспечивает следующие положительные результаты:

- повышение достоверности определения момента начала гидратообразования за счет ввода дополнительных критериев и их проверки и корректировки в режиме реального времени;

- уменьшение расхода ингибитора гидратообразования за счет того, что подача начинается только в случае реального возникновения условий гидратообразования;

- повышение оперативности подачи ингибитора гидратообразования за счет раннего обнаружения условий возникновения гидратной пробки;

- повышение точности определения температуры начала гидратообразования за счет использования когнитивной модели.

1. Способ предупреждения гидратообразования в промысловых системах сбора газа, преимущественно в районах Крайнего Севера, при котором в шлейф подают ингибитор гидратообразования, а для определения начала процесса гидратообразования измеряют температуру газа на устье скважины t1, фактическую температуру газа на выходе из шлейфа t2 и температуру окружающей среды t0, вычисляют по детерминированной модели некоторое расчетное значение температуры газа, принимают его за базовое значение и в режиме реального времени сравнивают фактическое значение температуры на выходе из шлейфа с базовым значением, отличающийся тем, что дополнительно в режиме реального времени измеряют давление на устье скважины р1 и на выходе из шлейфа р2, за базовое значение температуры принимают теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования tгт, при уменьшении фактической температуры на выходе из шлейфа t2 до значений ниже базового значения tгт сравнивают текущее значение давления на выходе из шлейфа р2' со значением р2, полученным в предыдущем измерительном цикле, и текущее значение давления на устье скважины p1' со значением р1, полученным в предыдущем измерительном цикле, и если это давление на устье возросло на некоторую величину Δ1, а давление на выходе из шлейфа одновременно уменьшилось на некоторую величину Δ2, конкретные значения которых определяют по когнитивной модели для данного шлейфа, и эта динамика сохраняется в течение времени τ, также определяемого по когнитивной модели, то диагностируют начало процесса гидратообразования и начинают (увеличивают) подачу ингибитора в шлейф, а если значения давления на устье скважины и выходе шлейфа не выходят за установленные когнитивной моделью пределы изменения, корректируют теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования tгт по когнитивной модели.

2. Способ предупреждения гидратообразования в промысловых системах сбора газа по п. 1, отличающийся тем, что теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования определяют по детерминированной модели вида

где КТ - теоретический расчетный коэффициент теплопередачи шлейфов, Di - коэффициент Джоуля-Томпсона, l - длина шлейфа, G - массовый расход газа, Ср - теплоемкость газа.

3. Способ предупреждения гидратообразования в промысловых системах сбора газа по любому из пп. 1, 2, отличающийся тем, что в когнитивную модель включают диаметр, длину и пространственное расположение шлейфа, электрическое сопротивление его изоляции, направление и скорость ветра, толщину снежного покрова на шлейфе, объемный расход, влагосодержание и состав газа.



 

Похожие патенты:

Изобретение относится к технике распределения природного газа по трубопроводам, а именно к устройствам редуцирования газа, и может быть использовано для снабжения населенных пунктов, промышленных объектов и отдельных потребителей природным газом от магистральных газопроводов.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности. Устройство содержит выполненный в виде полого цилиндра корпус 1 с, по меньшей мере, одним отверстием 2.

Изобретение относится к способу уменьшения адгезии газовых гидратов к внутренней поверхности тракта и сопутствующего оборудования, транспортирующих или перерабатывающих поток флюида при поисках и добыче нефти и газа, в нефтепереработке и/или нефтехимии, в результате снабжения внутренней поверхности тракта слоем покрытия, характеризующимся статическим краевым углом смачивания для покоящейся капли воды на слое покрытия, в воздухе, большим чем 75°, в условиях окружающего воздуха согласно измерению в соответствии с документом ASTM D7334-08, где упомянутый слой покрытия содержит алмазоподобный углерод (АПУ), содержащий доли одного или нескольких компонентов, выбираемых из группы, состоящей из кремния (Si), кислорода (О) и фтора (F).

Изобретение относится к области газоснабжения и использования сжиженного углеводородного газа, а именно к части безгидратного редуцирования в дросселирующих устройствах, и может найти применение в системах снабжения сжиженным углеводородным газом конечного потребителя.

Изобретение относится к нефтяной и нефтехимической промышленности и может быть использовано в качестве подогревателей трубопроводов, предназначенных для транспортировки высоковязких продуктов, в частности для транспортировки нефти и нефтепродуктов.

Изобретение относится к трубопроводному транспорту и предназначен для снижения высокого переменного давления газа и поддержания выходного давления на заданном уровне.

Изобретение относится к устройствам, предотвращающим замерзание системы отопления здания. .

Изобретение относится к области энергетики, в частности к предотвращению гидратообразования в природном газе перед его редуцированием, например, на входе газораспределительной станции(ГРС).

Способ извлечения нефти, газа, конденсата из скважины преимущественно истощаемых газоконденсатных месторождений может быть использован на предприятиях нефтегазодобывающей промышленности.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к сбору и утилизации попутного нефтяного газа с использованием отводящих факельных газов. Технический результат – повышение эффективности способа за счет уменьшения доли сжигаемого попутного нефтяного газа на факельной установке и использования тепловой энергии факельной установки для повышения давления и температуры попутного нефтяного газа для дальнейшей его транспортировки с остальным добываемым продуктом.

Изобретение относится к нефтепромысловому оборудованию и, в частности, к погружным насосным установкам, содержащим устройства для отделения твердых частиц от пластовой жидкости, которые защищают погружные нефтяные насосы от абразивного износа.

Группа изобретений относится к нефтегазодобывающей промышленности и может быть использована при скважинной добыче нефти, а также при добыче газа из обводненных низконапорных газовых и газоконденсатных скважин.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства нефтяной скважины и закачки его в выкидной коллектор.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к устранению взаимопродавливания скважин, работающих на общий коллектор в реальном масштабе времени.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для отбора газа из затрубного пространства и закачки его в выкидной коллектор скважины. Технический результат - повышение эффективности отбора сепарированного газа из затрубного пространства скважины и его закачки в коллектор.

Группа изобретений относится к области горного дела и, в частности, к устройствам добычи жидких или газообразных сред из скважин, снабженных струйными насосами. Технический результат - повышение уровня ремонтопригодности устройства и повышение надежности эксплуатации добывающих скважин.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к определению коэффициента фактического гидравлического сопротивления газовых скважин в реальном масштабе времени.

Изобретение относится к нефтяной промышленности и может быть использовано для эксплуатации малодебитных и малорентабельных скважин. Технический результат - повышение технологичности эксплуатации скважины.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, в частности к добыче насосом из скважин нефти с высоким содержанием газа. Технический результат - упрощение устройства и обеспечение возможности использования при работе с электропогружными насосами и погружными плунжерными – штанговыми насосами. Устройство содержит лифтовую колонну, насосную установку и устьевую запорную арматуру. Имеется также отводящий продукцию патрубок. Он сообщен с лифтовой колонной. В состав устройства входи и обратный клапан. Этот клапан выполнен с регулируемым открыванием для обеспечения необходимого уровня жидкости в затрубном пространстве и сообщен с лифтовой колонной выше соединения лифтовой колонны с отводящим патрубком. Упомянутый патрубок за пределами устьевой арматуры изготовлен восходящим от устьевой запорной арматуры на высоту не менее внутреннего диаметра отводящего патрубка. Сброс нефтяного газа предусмотрен через лифтовую колонну с использованием соответствующего хода плунжера штангового насоса или остановки и последующего запуска электропогружного насоса. 1 з.п. ф-лы, 3 ил.

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к области предупреждения гидратообразования в системах промыслового сбора газа преимущественно в условиях Крайнего Севера. Технический результат - оптимизация расхода ингибитора гидратообразования и повышение надежности эксплуатации промысловых систем сбора газа. По способу в шлейф подают ингибитор гидратообразования. Для определения начала процесса гидратообразования измеряют температуру газа на устье скважины, фактическую температуру газа на выходе из шлейфа и температуру окружающей среды. Вычисляют по детерминированной модели некоторое расчетное значение температуры газа. Принимают его за базовое значение и в режиме реального времени сравнивают фактическое значение температуры на выходе из шлейфа с базовым значением. Дополнительно в режиме реального времени измеряют давление на устье скважины и на выходе из шлейфа. За базовое значение температуры принимают теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования. При уменьшении фактической температуры на выходе из шлейфа до значений ниже базового значения сравнивают текущее значение давления на выходе из шлейфа со значением, полученным в предыдущем измерительном цикле, и текущее значение давления на устье скважины со значением, полученным в предыдущем измерительном цикле. Если это давление на устье возросло на некоторую величину, а давление на выходе из шлейфа одновременно уменьшилось на некоторую величину, конкретные значения которых определяют по когнитивной модели для данного шлейфа, и эта динамика сохраняется в течение времени, также определяемого по когнитивной модели, то диагностируют начало процесса гидратообразования. Вначале увеличивают подачу ингибитора в шлейф. Если значения давления на устье скважины и выходе шлейфа не выходят за установленные когнитивной моделью пределы изменения, то корректируют теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования по когнитивной модели. При этом теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования определяют по детерминированной модели, задаваемой аналитическим выражением. 2 з.п. ф-лы, 2 табл., 3 ил.

Наверх