RU138853U1 - Система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования - Google Patents
Система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования Download PDFInfo
- Publication number
- RU138853U1 RU138853U1 RU2013148036/03U RU2013148036U RU138853U1 RU 138853 U1 RU138853 U1 RU 138853U1 RU 2013148036/03 U RU2013148036/03 U RU 2013148036/03U RU 2013148036 U RU2013148036 U RU 2013148036U RU 138853 U1 RU138853 U1 RU 138853U1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- inhibitor
- hydrate
- methanol
- wellbore
- hydrate formation
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
1. Система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования, содержащая блок управления, общую линию подачи ингибитора, блок подачи ингибитора гидратообразования, например метанола, в трубное пространство основного ствола скважины, блок расхода ингибитора гидратообразования в затрубное пространство бокового ствола скважины, установленный на общей линии подачи ингибитора.2. Система по п.1, характеризующаяся тем, что блок подачи ингибитора гидратообразования в трубное пространство основного ствола скважины включает метанольную емкость, дозировочный насос и расходомерный узел.
Description
Полезная модель относится к области газодобывающей отрасли и предназначена для управления расходом подаваемого ингибитора гидратообразования в двухзабойные скважины с системой двойного заканчивания.
Известно устройство управления подачей ингибитора
гидратообразования в газопроводы (А.С. СССР №1393907), содержащее насосную подачу ингибитора, например, метанола, напорный коллектор, линии подачи ингибитора из коллектора к точкам подключения в газопроводы. На каждой линии подачи ингибитора установлен двухпозиционный клапан, соединенный с системой управления.
Известна комплексная автоматизированная система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования (патент РФ №2376457), содержащая насосную подачи ингибитора с электро-насосными агрегатами, оснащенными автоматическим регулятором частотного преобразователя, напорный коллектор, трубопроводы с исполнительными двухпозиционными клапанами для отбора ингибитора из напорного коллектора к точкам подключения в газопроводы, контур стабилизации давления в напорном коллекторе и контур стабилизации давления между напорным коллектором и исполнительными клапанами.
Известна также система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования (полезная модель №127809), содержащая насосную ингибитора, напорный коллектор, блоки распределения и дозирования ингибитора, блок управления.
Прямых аналогов заявляемой полезной модели не выявлено. Известные системы распределения и дозирования ингибитора гидратообразования могут быть применимы только к скважинам с одним стволом, имеющим трубное и затрубное пространство.
В связи с тем, что проницаемость туронских коллекторов гораздо ниже большинства разрабатываемых газовых залежей, для повышения эффективности разработки предполагается использование двухзабойных скважин с системой двойного заканчивания. В такие скважины производят одновременный спуск лифтовых колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) в основной и боковой стволы до нижнего интервала установленных фильтров.
Задачей, на решение которой направлена полезная модель, является возможность автоматизированной подачи ингибитора гидратообразования метанола в вдвухзабойную скважину с системой двойного заканчивания, как в затрубное пространство бокового ствола, так и подачу метанола в трубное пространство основного ствола в колонну насосно-компрессорных труб.
Техническим результатом является повышение эффективности разработки низкопроницательных коллекторов газовых залежей за счет возможности подачи ингибитора гидратообразования отдельно в каждый ствол скважины в зависимости от условий гидратообразования.
Технический результат достигается тем, что система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования содержит блок управления, общую линию подачи ингибитора, блок подачи ингибитора гидратообразования, например, метанола, в трубное пространство основного ствола скважины, блок расхода ингибитора гидратообразования в затрубное пространство бокового ствола скважины, установленный на общей линии подачи ингибитора, при этом блок подачи ингибитора гидратообразования в трубное пространство основного ствола скважины включает метанольную емкость, дозированный насос и расходомерный узел.
Полезная модель иллюстрируется чертежом, на котором представлена схема предлагаемой системы.
Предлагаемая система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования используется на скважине, которая является газовой скважиной с двумя стволами на пласты T1 и T2.
С целью эффективной контролируемой добычи газа и исключения перетоков между пластами T1 и T2 на данной скважине использована система двойного заканчивания. В скважину произведен одновременный спуск лифтовых колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) в основной 1 и боковой ствол 2 до нижнего интервала установленных фильтров. При этом колонна НКТ основного ствола 1 дополнительно оборудована пакером с дефлектором (не показан), который установлен в интервале кровли пласта T2, надежно разделяет пласты T1 и T2 и исключает гидродинамическую связь между пластом и верхней частью трубного пространства основного ствола скважины 1, что исключает возможность подачи ингибитора гидратообразования в призабойную зону основного ствола через затрубное пространство.
Добыча газа из туронской залежи осуществляется в условиях выпадания гидратов, как в стволе скважин, так и непосредственно в призабойной зоне пласта, что значительно усложняет процесс добычи газа. Для предупреждения процесса гидратообразования при добыче газа предлагаемой системой осуществляется подача метанола в трубное пространство основного ствола 1 (в колонну НКТ) и затрубное пространство бокового ствола 2 скважины.
Система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования содержит блок управления (не показан), блок подачи ингибитора гидратооброзавания (метанола) в трубное пространство основного ствола 1 скважины, который включает метанольную емкость 3, дозировочный насос 4, метанолопровод 5, расходомерный узел 6. Блоки расхода метанола 7 в затрубное пространство бокового ствола 2 скважины установлены на общей лини подачи ингибитора 8.
Предлагаемая система работает следующим образом.
Ингибирование основного ствола 1 скважины осуществляется подачей в необходимом объеме ингибитора гидратооброзавания - метанола непосредственно в НКТ с остановкой ствола скважины на 1 час. Ингибитор подается из емкости - метанольницы 3 под собственным гидростатическим давлением к дозировочному насосу 4 по метанолопроводу 5. Дозировочным насосом 4 через расходомерный узел 6 ингибитор гидратооброзавания подается в НКТ основного ствола. При этом подача газа из основного ствола 1 в газовый коллектор останавливается. Учет расхода метанола осуществляется на расходомерном узле 6 блока дозирования. Операции по открытию и закрытию задвижек, контролю закачки требуемого объема производятся в автоматическом режиме в соответствии с заданными на главном щите управления параметрами. Ингибирование происходит один раз в сутки. Продолжительность остановки основного ствола 1 установлена, исходя из условий достаточности времени на гравитационное снижение закаченного метанола по стволу до призабойной зоны, и определена на основе опытных данных при выполнении аналогичных работ по сеноманским скважинам.
Ингибирование бокового ствола 2 осуществляется через затрубное пространство скважины также в автоматическом режиме. Закачка метанола происходит через блоки расхода метанола 7 бокового ствола 2 скважины, установленного на общей линии подачи ингибитора 8, в непрерывном циклическом режиме в соответствии с заданной установкой поддержания требуемого расхода подачи метанола без остановки добычи газа боковым стволом. Метанол к блокам расхода метанола подается от метанольной сети. Предлагаемая система позволяет подавать ингибитор гидратообразования отдельно в каждый ствол скважины в зависимости от условий гидратообразования, что повышает эффективность разработки низкопроницаемых коллекторов газовых залежей.
Claims (2)
1. Система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования, содержащая блок управления, общую линию подачи ингибитора, блок подачи ингибитора гидратообразования, например метанола, в трубное пространство основного ствола скважины, блок расхода ингибитора гидратообразования в затрубное пространство бокового ствола скважины, установленный на общей линии подачи ингибитора.
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013148036/03U RU138853U1 (ru) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2013148036/03U RU138853U1 (ru) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU138853U1 true RU138853U1 (ru) | 2014-03-27 |
Family
ID=50343187
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2013148036/03U RU138853U1 (ru) | 2013-10-29 | 2013-10-29 | Система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU138853U1 (ru) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2661500C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического управления подачи ингибитора для предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах газоконденсатных месторождений, расположенных в районах крайнего севера |
RU2709048C1 (ru) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках низкотемпературной сепарации газа, эксплуатируемых на крайнем севере |
-
2013
- 2013-10-29 RU RU2013148036/03U patent/RU138853U1/ru active
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2661500C1 (ru) * | 2017-07-21 | 2018-07-17 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического управления подачи ингибитора для предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах газоконденсатных месторождений, расположенных в районах крайнего севера |
RU2709048C1 (ru) * | 2019-01-09 | 2019-12-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Ямбург" | Способ автоматического управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования на установках низкотемпературной сепарации газа, эксплуатируемых на крайнем севере |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
US20080262736A1 (en) | System and Method for Monitoring Physical Condition of Production Well Equipment and Controlling Well Production | |
RU2531414C1 (ru) | Способ компоновки внутрискважинного и устьевого оборудования для проведения исследований скважины, предусматривающих закачку в пласт агента нагнетания и добычу флюидов из пласта | |
US10119378B2 (en) | Well operations | |
CN104481470A (zh) | 一种油井自适应控水管柱及方法 | |
RU138853U1 (ru) | Система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования | |
CN204511401U (zh) | 一种智能测调分层防砂分层注水管柱 | |
RU2594235C2 (ru) | Способ одновременно-раздельной эксплуатации многопластовой залежи и устройство для реализации способа | |
CN105952431A (zh) | 不动管柱解堵方法 | |
CN104213885A (zh) | 酸化调剖一体化方法 | |
Ulyanov et al. | Implementation of the intellectual gas control system for gas lift optimization at Orenburgskoe oilfield | |
US20150330158A1 (en) | Apparatuses, systems, and methods for injecting fluids into a subterranean formation | |
CN104405346A (zh) | 一种水力喷砂射孔节流管汇 | |
CN203808954U (zh) | 三管地面分层注水装置 | |
RU2317407C1 (ru) | Способ эксплуатации скважины | |
CN103470233B (zh) | 一种稠油油藏天然气吞吐采油工艺系统及采油方法 | |
CN105715245A (zh) | 低渗低压煤层气储层氮气饱和水力压裂工艺 | |
RU2459072C1 (ru) | Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины | |
CN105089567B (zh) | 深井可调低密度流体快速排液试油装置及其作业方法 | |
CN105781506B (zh) | 一种油井分层注水的方法 | |
RU2547860C1 (ru) | Способ разработки нефтяных залежей | |
RU131069U1 (ru) | Насосная установка для перекачки воды в скважине из пласта в пласт | |
RU2512150C2 (ru) | Комплексный способ вытеснения нефти из пласта водогазовым воздействием с применением устьевых эжекторов | |
RU2670814C9 (ru) | Способ управления процессом закачки рабочего агента для поддержания давления среды в многопластовой скважине | |
RU106649U1 (ru) | Технологическая компоновка для освоения скважин | |
CN206439039U (zh) | 自动油井分析优化增产装置 |