Способ предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе. Для осуществления способа предупреждения льдообразования первоначально продувают газосборный трубопровод газом со стороны скважин без выпуска в атмосферу. Измеряют в конце газосборного трубопровода удельное содержание жидкости в газе. Газ сепарируют в течение временного периода продувки до снижения удельного содержания жидкости до значения, определяемого заранее. Фиксируют время периода продувки, измеряют плотность и общий объем отсепарированной жидкости, после чего переводят газосборный трубопровод на текущий эксплуатационный режим, при котором измеряют расход газа в трубопроводе, удельное содержание жидкости в газе в начале газосборного трубопровода, температуру газа по Цельсию в точках ввода ингибитора и в первой точке по ходу движения газа от скважин, в которой температура газа по Цельсию имеет отрицательное значение. Подают ингибитор льдообразования и через время, рассчитанное по приведенному математическому выражению, прекращают подачу ингибитора и снова продувают газосборный трубопровод газом со стороны скважин без выпуска в атмосферу в течение зафиксированного при первоначальной продувке периода времени продувки. Переводят газосборный трубопровод на текущий эксплуатационный режим. Достигается технический результат – повышение надежности эксплуатации промысловых трубопроводов, а также уменьшение расхода ингибитора льдообразования. 4 з.п. ф-лы, 3 ил.

 

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе.

В настоящее время многие газовые месторождения Западной Сибири находятся на поздней стадии эксплуатации. Скважины работают с выносом пластовой воды. Кроме того, вследствие снижения пластового давления увеличивается удельное количество воды в природном газе и в паровой фазе (отнесенное к 1000 м³ газа, приведенного к стандартным условиям). Из-за уменьшения дебитов скважин и, тем самым снижения скорости движения газа, система сбора газа работает в режиме накопления жидкости в промысловых трубопроводах. Под системой сбора газа понимаются газосборные трубопроводы или промысловые трубопроводы (шлейфы и коллекторы), соединяющие кусты скважин или отдельные скважины с установками подготовки газа к магистральному транспорту. На поздней стадии разработки месторождений при снижении производительности скважин меняется гидравлический режим течения в газосборном трубопроводе: скорости движения жидкой и газовой фазы начинают существенно различаться (средняя скорость движения жидкой фазы в 10-100 и более раз ниже скорости газа). Это приводит к тому, что в зависимости от гидравлического режима и длины промыслового трубопровода на пониженных участках трассы могут накапливаться десятки тонн жидкости (пластовой и конденсационной воды вместе с ингибитором льдо- и гидратообразования). Наличие жидкостных пробок приводит к увеличению перепада давления по длине газосборного трубопровода на 2-5% от величины общего давления. При этом резко увеличиваются риски образования ледяных пробок из-за снижения температуры по длине газосборного трубопровода в зимнее время года, особенно для промысловых трубопроводов наземной прокладки.

Таким образом, в зимнее время года температура газожидкостного потока в трубопроводах может опускаться ниже нуля градусов Цельсия, следовательно, часть промыслового газосборного трубопровода может оказаться в режиме льдообразования в полости трубопровода. Часть газосборных трубопроводов (на ряде северных месторождений России до 15-20% от общего числа) в зимнее время года работает в режиме льдообразования.

Для защиты газосборных трубопроводов от льдообразования в зимнее время года применяется способ их эксплуатации, включающий подачу по трубопроводам малого диаметра (метанолопроводам) на начальный участок газосборного трубопровода (в устьевую обвязку скважины) расчетного количества концентрированного метанола под давлением, превышающим давление транспортируемого газа. Это обеспечивает режим работы промыслового трубопровода без льдообразования (см. Истомин В.А., Квон В.Г., Тройникова А.А., Нефедов П.А. Особенности предупреждения льдо- и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождений Западной Сибири. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, № 2, 2016). Однако необходимый для этого удельный расход метанола оказывается достаточно высоким (до 3-4 кг/1000 м газа) из-за большого количества выносимой пластовой воды со скважин, а также воды, конденсирующейся из газовой фазы. Для сравнения, на начальном этапе эксплуатации сеноманских залежей Западной Сибири средний удельный расход метанола для предупреждения гидратообразования в газосборном трубопроводе составлял всего 50 г/1000 м³ газа (см. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С.Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – М.: ОАО Издательство «Недра», 1999. - стр. 295), т.е. удельный расход метанола возрос в 30-40 раз.

Для рассматриваемого случая поздней стадии эксплуатации газовых месторождений выявился существенный недостаток указанного выше способа эксплуатации газосборных трубопроводов. Имеет место значительная инерционность процесса ингибирования льда вследствие длительного времени движения водного раствора метанола от начала газосборного трубопровода к защищаемому ото льда участку, что обусловлено наличием значительных по объему жидкостных скоплений в пониженных участках трубопровода, резко уменьшающих скорость движения фронта ингибитора по длине газосборного трубопровода. Низкая скорость продвижения метанола в жидкой водной фазе приводит к тому, что, например, при уменьшении по технологическим причинам расхода газа температура вдоль газосборного трубопровода уменьшается и, соответственно, требуется подача большего удельного количества метанола. В силу инерционности процесса ингибирования и наличия значительных объемов жидкости в пониженных участках газосборных трубопроводов возникают риски образования ледяной пробки (вплоть до полного перекрытия сечения трубопровода). Поэтому для обеспечения надежности ингибирования приходится задавать существенный перерасход ингибитора (по сравнению с теоретически минимально-необходимым).

Наиболее близким техническим решением (прототипом) к предлагаемому способу является способ автоматической подачи ингибитора гидратообразования в шлейфы газового промысла (патент РФ № 2637245, опубл. 01.12.2017). Названный способ реализуется с помощью системы автоматической подачи ингибитора гидратообразования в шлейфы газового промысла и заключается в том, что в режиме реального времени проводят диагностирование образования льдогидратной пробки и подают ингибитор непосредственно на тот участок, в котором начинается образование льдогидратной пробки.

Однако этот способ сохраняет принципиальный недостаток, характерный для традиционного способа ингибирования. В случае поступления воды с предыдущего участка шлейфа в защищаемом ото льда участке создаются условия образования гидратов или образования пробки вследствие снижения концентрации подаваемого метанола из-за разбавления его выносимыми водными скоплениями. Как следствие, остается необходимость увеличения подачи метанола в защищаемой точке шлейфа для компенсации значительной его части, расходуемой на насыщение водных скоплений. Повышение расхода газа, сопровождающееся увеличением поступления значительных объемов жидкости в защищаемую точку, потребует соответствующего увеличения подачи метанола. При постоянной (расчетной) подаче метанола возникают риски образования ледяных пробок (вплоть до полного перекрытия сечения трубопровода).

Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание способа предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе.

Техническим результатом, на достижение которого направлено изобретение, является повышение надежности эксплуатации промысловых трубопроводов. Техническим результатом является также уменьшение расхода ингибитора льдообразования.

Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе, в газосборный трубопровод подают ингибитор льдообразования. При этом первоначально продувают газосборный трубопровод газом со стороны скважин без выпуска в атмосферу, а в конце газосборного трубопровода с помощью каплеуловителя измеряют удельное содержание жидкости (α_t) в газе. Газ сепарируют и подают на вход установки комплексной подготовки газа в течение временного периода продувки до снижения удельного содержания жидкости (α_t) до значения α_t=α_min, которое определяют заранее, и фиксируют время периода продувки. Одновременно измеряют плотность (ρ_ж) и общий объем (V_пр) отсепарированной жидкости. По окончании времени периода продувки переводят газосборный трубопровод на текущий эксплуатационный режим, при котором измеряют расход газа в трубопроводе (q_г), удельное содержание жидкости (β₀) в газе в начале газосборного трубопровода и температуру газа по Цельсию в точках ввода ингибитора. В первой точке по ходу движения газа от скважин, в которой температура газа по Цельсию имеет отрицательное значение, подают ингибитор льдообразования. Затем через время τ=(V_пр×ρ_ж)/(β₀×q_г) прекращают подачу ингибитора и снова продувают газосборный трубопровод газом со стороны скважин без выпуска в атмосферу в течение зафиксированного при первоначальной продувке периода времени продувки. По окончании времени периода продувки переводят газосборный трубопровод на текущий эксплуатационный режим.

В изложенном выше способе в качестве ингибитора льдообразования используют метанол.

В изложенном выше способе в качестве ингибитора льдообразования используют гликоли.

В изложенном выше способе в качестве ингибитора льдообразования используют концентрированные растворы электролитов.

В изложенном выше способе в качестве ингибитора льдообразования используют смеси метанола, гликолей и концентрированных растворов электролитов.

Изобретение поясняется фигурами, где схематично изображены:

на фиг. 1 - вариант ингибирования газосборного трубопровода в начало трубы без продувок (традиционный способ);

на фиг. 2 - вариант ингибирования газосборного трубопровода без продувок с возможностью подачи ингибитора выборочно в несколько точек ввода;

на фиг. 3 - вариант ингибирования газосборного трубопровода с продувкой (с возможностью подачи ингибитора выборочно в одну точку ввода).

На фиг. 1, 2 и 3 показан газосборный трубопровод 1, соединяющий добывающие скважины или кусты скважин с установкой комплексной подготовки газа (УКПГ, которая на схемах не показана). Кроме того, для реализации на практике заявленного способа необходимо устройство подачи ингибитора, оконечным элементом которого является ингибиторопровод 2, проложенный вдоль газосборного трубопровода 1. Позицией 3 показано накопление жидкости в газосборном трубопроводе 1, а позицией 4 - опасное сечение газосборного трубопровода 1, находящееся перед началом участка газосборного трубопровода с отрицательной по Цельсию температурой газа.

Следует отметить, что реализация на практике заявленного способа возможна при помощи технической системы, которая состоит из типовых элементов, узлов и агрегатов, которыми могут быть оснащены предприятия нефтегазовой промышленности. В частности, система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе включает наряду с устройством подачи ингибитора расходомер и управляющую станцию, на которую поступает информация от датчиков измерения температуры газа в точках ввода ингибитора. Ингибитор может подаваться в одну из предусмотренных точек ввода ингибитора, выбираемую согласно термическому режиму газосборного трубопровода. Конкретно точка ввода ингибитора задается управляющей станцией перед началом участка газосборного трубопровода с отрицательной по Цельсию температурой газа. В систему входит устройство (подсистема) продувки газосборного трубопровода, двухфазный сепаратор и расходомер сепарируемой жидкости (счетчик жидкости). Кроме того, система снабжена каплеуловителями.

Способ осуществляют следующим образом.

В зимнее время года перед началом подачи ингибитора выполняют продувку газосборного трубопровода путем переключения потока газа с накопленной жидкостью на продувочную линию с целью удаления практически всей накопившейся жидкости из газосборного трубопровода. Продувают газосборный трубопровод со стороны скважин за счет снижения давления в продувочной линии вплоть до атмосферного. При этом создают скорость газа, превышающую в 1,5-2,5 раза (но не более 20 м/с) критическую скорость, обеспечивающую вынос жидкости в газосборном трубопроводе.

Продувку осуществляют без выпуска газа в атмосферу с поступлением водной фазы в двухфазный сепаратор. При этом продувочный газ возвращают в технологический цикл подготовки газа, например, с помощью компрессора с высокой степенью сжатия. В процессе выполнения продувки замеряют общий объем вынесенной в сепаратор жидкости V_пр (м³) по показаниям расходомера сепарируемой жидкости. Плотность ρ_ж (кг/м³) отсепарированной жидкости определяют по известным методикам в лаборатории. Газ сепарируют и подают на вход установки комплексной подготовки газа в течение временного периода до снижения удельного содержания жидкости α_t (кг/м³) в газе (Истомин В.А., Типугин А.В., Митницкий Р.А., Исмагилов Р.Н., Контроль содержания жидкости в продукции газовых скважин // Газовая промышленность / спецвыпуск 633, 2009, стр. 34-39) до значения, равного заранее определенному значению α_min (кг/м³), соответствующего максимально возможно очищенному от скоплений жидкости трубопроводу, и фиксируют продолжительность продувки по времени t (час). Далее газосборный трубопровод 1 переводят на текущий эксплуатационный режим его работы и возобновляют подачу метанола по ингибиторопроводу 2 непосредственно перед участком газосборного трубопровода, где возможно образование льда.

Для регулирования расхода ингибитора в автоматическом режиме и выбора конкретной точки ввода ингибитора в составе системы имеется управляющая станция, на которую подают информацию от датчиков измерения температуры газа в точках ввода ингибитора. Ингибитор подают в одну из предусмотренных точек ввода ингибитора, выбираемую согласно термическому режиму газосборного трубопровода. Конкретно точка ввода ингибитора задается управляющей станцией перед началом участка газосборного трубопровода с отрицательной по Цельсию температурой газа. По команде с управляющей станции ингибитор подается непосредственно перед участком газосборного трубопровода, где возможно образование льда.

Удельный расход ингибитора задают из учета удельного количества конденсационной воды β₀ (кг/м³ газа), выпадающей между точкой подачи ингибитора и концом газосборного трубопровода, измеряемого в газе в начале газосборного трубопровода 1. Это количество воды значительно меньше, чем количество всей воды, поступающей в газосборный трубопровод с куста скважин. По измеренным датчиками измерения температуры газа термическим параметрам газосборного трубопровода определяют ту часть газосборного трубопровода, которая работает в режиме льдообразования. По термическому режиму выбирают необходимую точку ввода ингибитора.

Требуемый удельный расход ингибитора рассчитывают по стандартным методикам (см. Истомин В.А., Квон В.Г., Тройникова А.А., Нефедов П.А. Особенности предупреждения льдо- и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождений Западной Сибири. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, № 2, 2016).

При этом удельный расход ингибитора оказывается существенно сниженным, поскольку ингибитор не разбавляется пластовой водой, поступающей со скважины (т.к. вода накапливается на пониженных участках газосборного трубопровода до точки ввода ингибитора). Фактически расход ингибитора задают только из учета воды, конденсирующейся из газовой фазы. Тем самым удельный расход ингибитора уменьшается кратно.

При дальнейшей работе опорожненного от жидкой водной фазы газосборного трубопровода происходит постепенное накопление в нем жидкости на пониженных начальных участках газосборного трубопровода. Таким образом, начальные участки газосборного трубопровода (где по термическим режимам его работы реализуется режим работы без образования льда) функционируют определенное время в режиме накопления жидкости с температурой, выше нуля градусов по Цельсию.

При накоплении жидкости на начальном участке газосборного трубопровода появляется риск попадания воды уже на ингибируемый ото льда участок трубопровода. С появлением этого риска необходимо провести следующий цикл продувки газосборного трубопровода с переходом на стандартный режим его эксплуатации.

Следующий цикл выполнения продувки и последующего ингибирования газосборного трубопровода производят через время:

τ=(V_пр×ρ_ж)/(β₀×q_г), (час),

где V_пр - замеренный общий объем отсепарированной жидкости (м³);

ρ_ж - плотность отсепарированной жидкости (кг/м³);

β₀ - удельное содержание жидкости в газе в конце газосборного трубопровода, полностью очищенного от скоплений жидкости (кг/м³);

q_г - расход газа на текущем режиме (м³/час).

Реализация предлагаемого изобретения обеспечивает надежную эксплуатацию промысловых трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений в сложных условиях (накопление жидкости в пониженных участках трассы рельефного трубопровода и понижение температуры газа ниже нуля градусов Цельсия с возможностью образования льда в полости трубопровода). Кроме того, обеспечивается сбережение (экономия) ингибитора льдообразования.

1. Способ предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе, заключающийся в том, что в газосборный трубопровод подают ингибитор льдообразования, отличающийся тем, что первоначально продувают газосборный трубопровод газом со стороны скважин без выпуска в атмосферу, при этом измеряют в конце газосборного трубопровода удельное содержание жидкости α_t в газе, а газ сепарируют в течение временного периода продувки до снижения удельного содержания жидкости α_t до значения α_t=α_min, которое определяют заранее, и фиксируют время периода продувки, измеряют плотность ρ_ж и общий объем V_пр отсепарированной жидкости, после чего переводят газосборный трубопровод на текущий эксплуатационный режим, при котором измеряют расход газа в трубопроводе q_г, удельное содержание жидкости β₀ в газе в начале газосборного трубопровода, температуру газа по Цельсию в точках ввода ингибитора и в первой точке по ходу движения газа от скважин, в которой температура газа по Цельсию имеет отрицательное значение, подают ингибитор льдообразования, при этом через время τ=(V_пр×ρ_ж)/(β₀×q_г) прекращают подачу ингибитора и снова продувают газосборный трубопровод газом со стороны скважин без выпуска в атмосферу в течение зафиксированного при первоначальной продувке периода времени продувки, после чего переводят газосборный трубопровод на текущий эксплуатационный режим.

2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора льдообразования используют метанол.

3. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора льдообразования используют гликоли.

4. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора льдообразования используют концентрированные растворы электролитов.

5. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве ингибитора льдообразования используют смеси метанола, гликолей и концентрированных растворов электролитов.