RU2242784C2 - System for distribution of inhibitor of hydro-forming among cluster wells - Google Patents
System for distribution of inhibitor of hydro-forming among cluster wells Download PDFInfo
- Publication number
- RU2242784C2 RU2242784C2 RU2002131655/28A RU2002131655A RU2242784C2 RU 2242784 C2 RU2242784 C2 RU 2242784C2 RU 2002131655/28 A RU2002131655/28 A RU 2002131655/28A RU 2002131655 A RU2002131655 A RU 2002131655A RU 2242784 C2 RU2242784 C2 RU 2242784C2
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- inhibitor
- well
- bush
- gas
- wells
- Prior art date
Links
Abstract
Description
Изобретение относится к технике управления и регулирования технологическими процессами и может быть использовано на газовых и газоконденсатных промыслах для предупреждения гидратообразования при добыче газа и подготовке его к транспортировке за счет введения ингибиторов.The invention relates to techniques for control and regulation of technological processes and can be used in gas and gas condensate fields to prevent hydrate formation during gas production and prepare it for transportation due to the introduction of inhibitors.
На газовых и газоконденсатных промыслах для предупреждения гидратообразования широко применяют метод ввода ингибиторов гидратообразования. В качестве ингибиторов применяют метиловый спирт, диэтиленгликоль, раствор хлористого кальция и др. Ингибитор вводится в поток газа до места возможного образования гидратов (в скважину, в шлейф, сепаратор, теплообменник и др.). В каждом конкретном случае место ввода ингибитора определяется из равновесных условий гидратообразования.In gas and gas condensate fields, the method of introducing hydrate formation inhibitors is widely used to prevent hydrate formation. Methyl alcohol, diethylene glycol, a solution of calcium chloride, etc. are used as inhibitors. The inhibitor is introduced into the gas stream to the place of possible hydrate formation (into the well, into the loop, separator, heat exchanger, etc.). In each case, the site of entry of the inhibitor is determined from the equilibrium hydrate formation conditions.
Известна насосная система индивидуальной подачи ингибитора гидратообразования, когда ингибитор в каждую точку подается индивидуальным дозировочным насосом (Тараненко Б.Ф., Герман В.Т. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. - М.: Недра, 1976, с.47-49).A well-known pumping system for the individual supply of an inhibitor of hydrate formation, when the inhibitor is supplied to each point by an individual dosing pump (Taranenko B.F., German V.T., Automatic control of gas production facilities. - M.: Nedra, 1976, p. 47-49).
Насосная схема индивидуальной подачи ингибитора громоздка. Использование большого числа насосов требует значительных эксплуатационных расходов. Опыт эксплуатации показывает, что надежность насосов и запорной арматуры недостаточно высокая, сальниковые устройства, предохранительные клапаны, вентили и т.д. часто выходят из строя.An individual inhibitor pump circuit is cumbersome. The use of a large number of pumps requires significant operational costs. Operational experience shows that the reliability of pumps and valves is not high enough, stuffing box devices, safety valves, valves, etc. often fail.
Известна также система централизованной групповой подачи и распределения ингибитора гидратообразования (Тараненко Б.Ф., Герман В.Т. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. - М.: Недра, 1976, с.49-50, 76-78). Ингибитор гидратообразования из расходной емкости через фильтр поступает к насосу. Насос подает ингибитор в общий коллектор. Далее при помощи специальных автоматических устройств (регуляторов расхода) ингибитор распределяется по точкам ввода. Система позволяет вводить ингибитор в различные точки нескольких технологических установок промысла. При вводе ингибитора в шлейфы от кустов газовых скважин расход ингибитора по каждой линии подачи поддерживается в соответствии с расходом газа в соответствующем шлейфе от куста газовых скважин.There is also a system of centralized group supply and distribution of a hydrate inhibitor (Taranenko BF, German VT Automatic control of gas production facilities. - M .: Nedra, 1976, p. 49-50, 76-78). The hydrate inhibitor from the supply tank through the filter enters the pump. The pump feeds the inhibitor into a common reservoir. Then, using special automatic devices (flow regulators), the inhibitor is distributed at the input points. The system allows you to enter the inhibitor at various points of several technological installations of the field. When an inhibitor is introduced into plumes from gas well clusters, the inhibitor flow rate for each supply line is maintained in accordance with the gas flow in the corresponding loop from gas well clusters.
Недостатком системы является ее низкая надежность, обусловленная тем, что при вводе ингибитора гидратообразования на устье газовых скважин куста система не обеспечивает регулирование расхода ингибитора по каждой скважине куста в зависимости от расхода газа по каждой скважине куста.The disadvantage of the system is its low reliability, due to the fact that when a hydrate inhibitor is introduced at the mouth of gas wells in a well, the system does not provide control of the inhibitor flow rate for each well in the well depending on the gas flow for each well in the well.
Задача, достигаемая изобретением, состоит в том, чтобы создать такое техническое решение, при использовании которого обеспечивалась бы надежность работы системы при минимально необходимых затратах ингибитора по каждой скважине куста.The problem achieved by the invention is to create such a technical solution, using which would ensure the reliability of the system at the minimum required cost of an inhibitor for each well of the bush.
Для достижения названного технического результата предлагаемая система распределения ингибитора гидратообразования по скважинам куста содержит куст газовых скважин, подключенных к шлейфу с управляемым регулирующим клапаном на выходе шлейфа, насос централизованной подачи ингибитора, регулятор расхода ингибитора и линию подачи ингибитора.To achieve the technical result, the proposed hydrate inhibitor distribution system for the wells in the cluster contains a gas well cluster connected to a loop with a controllable control valve at the loop outlet, a centralized inhibitor inlet pump, an inhibitor flow regulator, and an inhibitor inlet line.
Отличительными признаками является то, что система дополнительно снабжена автоматическими дозаторами и обратными клапанами, установленными последовательно по ходу ингибитора в линии подачи на устье каждой скважины куста, при этом на каждой скважине куста установлен предохранительный клапан, соединенный через дроссель и обратный клапан с линией подачи ингибитора перед автоматическим дозатором.Distinctive features are that the system is additionally equipped with automatic dispensers and check valves installed sequentially along the inhibitor in the supply line at the mouth of each well of the bush, while at each well of the bush a safety valve is installed, connected through the throttle and check valve to the supply line of the inhibitor before automatic dispenser.
Автоматический дозатор содержит плунжер, соединенный с мембраной, тонкую шайбу (диафрагму), а также упор и пружины, размещенные в корпусе дозатора.Automatic dispenser contains a plunger connected to the membrane, a thin washer (diaphragm), as well as an emphasis and springs located in the dispenser housing.
Благодаря использованию таких существенных признаков появляется возможность повысить надежность работы системы при введении минимально необходимого количества ингибитора в каждую скважину куста в зависимости от расхода газа по этой скважине куста при добыче газа и подготовке его к транспортировкеThanks to the use of such essential features, it becomes possible to increase the reliability of the system when introducing the minimum required amount of inhibitor into each well in the bush, depending on the gas flow through this well in the bush during gas production and preparation for transportation
Предлагаемое изобретение изображено на чертеже, где изображена схема системы распределения ингибитора гидратообразования по скважинам куста, состоящего из двух скважин.The present invention is shown in the drawing, which shows a diagram of the distribution system of a hydrate inhibitor in the wells of a cluster, consisting of two wells.
Система содержит газовые скважины 1 куста, подключенные к шлейфу 2 с управляемым регулирующим клапаном 3 на выходе шлейфа, последовательно включенные насос 4 и регулятор расхода ингибитора 5, установленные в линии подачи ингибитора 6 к скважинам куста, а также автоматические дозаторы 7 и обратные клапаны 8, установленные последовательно по ходу потока ингибитора к устью каждой скважины куста. На каждой скважине куста установлен предохранительный клапан 9, соединенный через дроссель 10 и обратный клапан 11 с ингибиторопроводом перед автоматическим дозатором. Автоматический дозатор содержит плунжер 12, соединенный с мембраной 13, тонкую шайбу 14 (диафрагму), упор 15 и пружины 16, размещенные в корпусе 17. Предохранительный клапан содержит плунжер 18, упор 19 и пружину 20, размещенные в корпусе 21.The system contains gas wells 1 of the bush, connected to the loop 2 with a controlled control valve 3 at the loop outlet, sequentially connected pump 4 and inhibitor 5 flow regulator installed in the supply line of the inhibitor 6 to the wells of the bush, as well as automatic dispensers 7 and check valves 8, established sequentially along the flow of the inhibitor to the mouth of each well of the bush. At each well in the bush, a safety valve 9 is installed, connected through an orifice 10 and a check valve 11 with an inhibitor line in front of the automatic dispenser. The automatic dispenser comprises a plunger 12 connected to the membrane 13, a thin washer 14 (diaphragm), a stop 15 and springs 16 located in the housing 17. The safety valve includes a plunger 18, a stop 19 and a spring 20 located in the housing 21.
Система работает следующим образом.The system operates as follows.
Ингибитор насосом 4 подается на регулятор расхода ингибитора 5 и далее по линии подачи ингибитора 6 с расходом, обеспечивающим предотвращение гидратообразования в шлейфе 2 с соответствующим расходом газа, через автоматические дозаторы 7 и обратные клапаны 8 на устье каждой газовой скважины 1 куста. При этом каждый автоматический дозатор 7 упором 15 и пружинами 16 отрегулирован на расход, обеспечивающий безгидратный режим работы данной скважины при соответствующем расходе газа из данной скважины куста.The inhibitor pump 4 is fed to the flow regulator of the inhibitor 5 and then through the supply line of the inhibitor 6 with a flow rate that prevents hydrate formation in the loop 2 with the corresponding gas flow rate, through automatic dispensers 7 and check valves 8 at the mouth of each gas well 1 of the bush. Moreover, each automatic dispenser 7 focusing 15 and the springs 16 is adjusted to the flow rate, providing a non-hydrate mode of operation of this well with the corresponding gas flow from this well of the bush.
При увеличении расхода газа через регулирующий клапан 3 из скважин 1 куста и соответственно расхода ингибитора гидратообразования через регулятор 5 давление газа в шлейфе 2 и на скважинах 1 куста уменьшится, а перепад давления на мембранах 13 автоматических дозаторов 7 увеличится. При этом регулирующие плунжеры 12, перемещаясь вверх, уменьшают сопротивление шайб 14, т.е. увеличивают расходы ингибитора гидратообразования в соответствии с расходами газа из соответствующих скважин 1 куста. Положения плунжеров 12 определяются усилиями пружин 16 и перепадами давления на соответствующих мембранах 13.With an increase in gas flow through the control valve 3 from the wells 1 of the bush and, accordingly, the flow of the hydrate inhibitor through the regulator 5, the gas pressure in the loop 2 and in the wells 1 of the bush will decrease, and the pressure drop across the membranes 13 of the automatic dispensers 7 will increase. Moreover, the regulating plungers 12, moving up, reduce the resistance of the washers 14, i.e. increase the flow rate of the hydrate inhibitor in accordance with the flow rate of gas from the corresponding wells 1 of the bush. The positions of the plungers 12 are determined by the efforts of the springs 16 and the pressure drops on the respective membranes 13.
При уменьшении расхода газа через регулирующий клапан 3 из скважин 1 куста и соответственно расхода ингибитора гидратообразования через регулятор 5 давление газа в шлейфе 2 и на скважинах 1 куста увеличится, а перепад давления на мембранах 13 автоматических дозаторов 7 уменьшится. При этом регулирующие плунжеры 12, перемещаясь вниз, увеличивают сопротивление шайб 14, т.е. уменьшают расходы ингибитора гидратообразования в соответствии с расходами газа из соответствующих скважин 1 куста.With a decrease in gas flow through the control valve 3 from the wells 1 of the bush and, accordingly, the flow of the hydrate inhibitor through the regulator 5, the gas pressure in the loop 2 and in the wells 1 of the bush will increase, and the pressure drop across the membranes 13 of the automatic dispensers 7 will decrease. At the same time, the regulating plungers 12, moving downward, increase the resistance of the washers 14, i.e. reduce the flow rate of the hydrate inhibitor in accordance with the flow rate of gas from the corresponding wells 1 of the bush.
Пределы регулирования расхода газа по кусту газовых скважин, как правило, (по геологическим характеристикам) составляют±20% от номинального расхода, т.е. Qmin≈ 0,8Qном, Qmax≈ 1,2Qном. Таким образом, давление газа на устье скважин 1 соответствующее Qmin вполне определенная величина Рmах, выше которой при безгидратном режиме работы давление газа в шлейфе 2 подниматься не может. Если же давление газа в шлейфе 2 от куста скважин 1 увеличивается независимо от расхода газа, то это говорит о том, что в шлейфе 2 образовались гидраты.The limits of regulation of gas flow through a cluster of gas wells, as a rule (according to geological characteristics) are ± 20% of the nominal flow, i.e. Q min ≈ 0.8Q nom , Q max ≈ 1.2Q nom . Thus, the gas pressure at the wellhead 1 corresponding to Q min is a well-defined value P max , above which, in the non-hydrated mode of operation, the gas pressure in the loop 2 cannot rise. If the gas pressure in the loop 2 from the wellbore 1 increases independently of the gas flow rate, then this indicates that hydrates formed in the loop 2.
При увеличении давления газа в шлейфе 2 и на скважинах 1 куста выше Рmaх плунжеры 18 предохранительных клапанов 9 под действием давления газа в скважинах 1, преодолевая усилие пружин 20, соответствующее Рmах, переместятся вверх, открывая проход ингибитору гидратообразования из линии подачи ингибитора 6 в шлейф 2 с максимальным расходом.When the gas pressure in the loop 2 and in the wells 1 of the bush increases above P max, the plungers 18 of the safety valves 9 under the action of gas pressure in the wells 1, overcoming the spring force 20 corresponding to P max , move upward, opening the passage to the hydration inhibitor from the inhibitor supply line 6 to loop 2 with maximum flow.
После ликвидации гидратов давление в шлейфе 2 понизится и плунжеры 18 клапанов 9 под действием усилия пружин 20, преодолевая давление газа в скважинах 1 куста, переместятся вниз и перекроют проход ингибитору гидратообразования из линии подачи ингибитора 6 в шлейф 2.After the hydrates are eliminated, the pressure in the loop 2 will decrease and the plungers 18 of the valves 9 under the action of the force of the springs 20, overcoming the gas pressure in the wells 1 of the bush, will move down and block the passage to the hydrate inhibitor from the supply line of the inhibitor 6 to the loop 2.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002131655/28A RU2242784C2 (en) | 2002-11-25 | 2002-11-25 | System for distribution of inhibitor of hydro-forming among cluster wells |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2002131655/28A RU2242784C2 (en) | 2002-11-25 | 2002-11-25 | System for distribution of inhibitor of hydro-forming among cluster wells |
Publications (2)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2002131655A RU2002131655A (en) | 2004-05-27 |
RU2242784C2 true RU2242784C2 (en) | 2004-12-20 |
Family
ID=34387307
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2002131655/28A RU2242784C2 (en) | 2002-11-25 | 2002-11-25 | System for distribution of inhibitor of hydro-forming among cluster wells |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2242784C2 (en) |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA007551B1 (en) * | 2006-02-01 | 2006-10-27 | Рафаил Минигулович Минигулов | Method and system for injecting inhibitors of hydro-forming during production and preparing hydrocarbon feed to transporting and storing |
RU2573654C1 (en) * | 2014-08-05 | 2016-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" | Method to control hydrate formation process in gas-gathering flow lines connected to common manifold at far north gas and gas condensate deposits |
RU2637245C1 (en) * | 2016-10-10 | 2017-12-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | System for automatic feed of inhibitor of hydrate formation into lines of gas field |
RU2705977C1 (en) * | 2019-05-08 | 2019-11-12 | Николай Дмитриевич Войтех | Method of dispensing liquid chemical reagents into process media and system for its implementation |
-
2002
- 2002-11-25 RU RU2002131655/28A patent/RU2242784C2/en not_active IP Right Cessation
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ТАРАНЕНКО Б.Ф. и др. Автоматическое управление газопромысловыми объектами. - М.: Недра, 1976, с.49-50, 76-78. * |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
EA007551B1 (en) * | 2006-02-01 | 2006-10-27 | Рафаил Минигулович Минигулов | Method and system for injecting inhibitors of hydro-forming during production and preparing hydrocarbon feed to transporting and storing |
RU2573654C1 (en) * | 2014-08-05 | 2016-01-27 | Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург" | Method to control hydrate formation process in gas-gathering flow lines connected to common manifold at far north gas and gas condensate deposits |
RU2637245C1 (en) * | 2016-10-10 | 2017-12-01 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | System for automatic feed of inhibitor of hydrate formation into lines of gas field |
RU2705977C1 (en) * | 2019-05-08 | 2019-11-12 | Николай Дмитриевич Войтех | Method of dispensing liquid chemical reagents into process media and system for its implementation |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2376451C1 (en) | Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage | |
RU2456437C2 (en) | Well flow control method and device | |
US4461245A (en) | Fluid injection system for internal combustion engine | |
US8393875B2 (en) | Pressure-controlled liquid supply system and pump control device for use therein | |
RU2242784C2 (en) | System for distribution of inhibitor of hydro-forming among cluster wells | |
RU2547029C1 (en) | System of water injection into injectors | |
US3526276A (en) | Fluid separator with delayed response liquid level control device | |
NL8103748A (en) | PNEUMATIC TIME DEVICE WITH AUTOMATIC RESET. | |
US4430054A (en) | Oil-water mixing and supplying system | |
US2322102A (en) | Liquid flow regulator | |
US2212374A (en) | Liquid proportioning device | |
RU2398098C1 (en) | Method for even supply of liquid reagent into well | |
RU2317408C2 (en) | Method and system for produced oil gas and reservoir water recovery | |
US3410305A (en) | Chemical injector | |
RU2142076C1 (en) | Method of operation of pump-ejector plant and multi-stage pump-ejector plant for realization of this method | |
US3581714A (en) | Chemical treating system for steam boilers | |
RU2714898C1 (en) | Reservoir pressure maintenance system | |
RU2233994C1 (en) | Hydraulic pumping unit | |
DE4015983A1 (en) | Pressure holding valve for desalination plant - has combined pulsation damping and pressure regulating choke element in simplified appts. | |
US2596822A (en) | Apparatus for treating water | |
KR100451568B1 (en) | lubricating device of air acturator | |
US1063971A (en) | Chemical-feed device. | |
RU2002131655A (en) | HYDRATE FORMATION INHIBITOR DISTRIBUTION SYSTEM | |
RU2131285C1 (en) | Crude oil and water treatment | |
RU2726714C1 (en) | Apparatus for dosed supply of corrosion inhibitor solution to process pipelines of gas condensate wells |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
TH4A | Reissue of patent specification | ||
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20071126 |