RU2560028C1

RU2560028C1 - Method to control hydrate formation process in gas-gathering flow lines of far north gas and gas condensate deposits

Info

Publication number: RU2560028C1
Application number: RU2014132397/03A
Authority: RU
Inventors: Олег Петрович Андреев; Анатолий Кузьмич Арабский; Баязетдин Саяхетдинович Ахметшин; Геннадий Евгеньевич Вить; Сергей Иванович Гункин; Александр Александрович Дьяконов; Этибар Гурбанали оглы Талыбов
Original assignee: Общество с ограниченной ответственностью ООО "Газпром добыча Ямбург"
Priority date: 2014-08-05
Filing date: 2014-08-05
Publication date: 2015-08-20

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: according to the method commencement of hydrate formation process in the flow line is determined by measuring temperature of gas coming to input of the gas processing plant (GPP) from the flow line. Gas temperature dynamics is compared to dynamics for design value of this temperature. At that commencement of hydrate formation process in the gas-gathering flow line is determined by automatic process control system of the GPP (GPP APCS). By means of the same system gas pressure is reduced at the flow line output within framework of process limitations. Gas temperature is measured simultaneously at output of gas-gathering flow line. When the above temperature is decreased hydrate inhibitor is supplied to the above flow line. If temperature decrease continues then gas-gathering flow line is purged. When gas temperature is stable or increased at the flow line output then hydrate inhibitor is not supplied to this flow line.

EFFECT: improved quality of gas field operation due to reduced consumption of hydrate inhibitor and reduced own costs of extracted and pre-treated gas before transportation.

Description

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.The invention relates to the field of natural gas production and, in particular, to the prevention of hydrate formation and the destruction of hydrates in gas collection systems in the Far North.

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 момент начала 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 УКПГ до уровня, сигнализирующего о возможном начале процесса гидратообразования в газосборном шлейфе, подают ингибитор в шлейф. В качестве ингибитора используют метанол.A known method of preventing hydrate formation and destruction of hydrates by supplying an inhibitor to the wellbore through a separate inhibitor line (see, for example, V. A. Istomin, V. G. Kvon. Prevention and elimination of gas hydrates in gas production systems. - Moscow, IRC LLC Gazprom ”, 2004). The method consists in determining the start of the hydrate formation process in the gas collection loop by monitoring the temperature of the gas entering the complex gas treatment unit (UKPG) input from the gas collection loop. When the gas temperature at the inlet of the gas treatment facility drops to a level that signals a possible start of the hydrate formation process in the gas collection loop, the inhibitor is fed into the loop. Methanol is used as an inhibitor.

Существенным недостатком указанного способа является низкая точность определения момента начала процесса гидратообразования и, как следствие, значительный перерасход метанола на УКПГ.A significant disadvantage of this method is the low accuracy of determining the moment of the beginning of the hydrate formation process and, as a result, a significant overspending of methanol at the gas treatment unit.

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).Closest to the technical nature of the claimed invention is the "Method of controlling the process of preventing hydrate formation in the infield loops of gas and gas condensate fields of the Far North" (RF Patent No. 2229371, C1, 10.26.2006).

Способ заключается в том, что определяют момент начала процесса гидратообразования в газосборном шлейфе путем измерения 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.The method consists in determining the moment of the beginning of the hydrate formation process in the gas collection loop by measuring the temperature of the gas entering the complex gas treatment unit (UKPG) input from the gas collection loop and comparing the dynamics of its behavior with the dynamics of the calculated value of the same temperature.

Существенным недостатком указанного способа является то, что он только фиксирует начало процесса гидратообразования в газосборном шлейфе, но не предлагает возможные сценарии принятия решений, адекватных возникшей ситуации. Как следствие, все это ведет к перерасходу ингибитора на УКПГ.A significant drawback of this method is that it only fixes the beginning of the hydrate formation process in the gas collection loop, but does not offer possible scenarios for making decisions adequate to the situation that has arisen. As a result, all this leads to an overexpenditure of the inhibitor on GPP.

Действительно, зимой, в условиях Крайнего Севера при сильном ветре и температуре окружающей среды минус 40°C, а может быть и ниже, вероятность гидратообразования в газосборных шлейфах чрезвычайно велика. Каждый раз известный способ фиксирует начало процесса гидратообразования в газосборном шлейфе. И каждый раз АСУ ТП при доминирующем участии оператора УКПГ принимают решение по подаче ингибитора в шлейф согласно требованиям инструкции (например, см. Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром» - ВРД 39-1.13-010-2000).Indeed, in winter, in the conditions of the Far North with strong winds and ambient temperatures minus 40 ° C, and maybe even lower, the probability of hydrate formation in gas gathering plumes is extremely high. Each time, the known method fixes the beginning of the hydrate formation process in the gas collection loop. And each time the automated process control systems, with the dominant participation of the UKPG operator, decide to supply the inhibitor to the loop in accordance with the requirements of the instruction (for example, see the instruction for calculating methanol consumption standards for use in calculating maximum permissible or temporarily agreed methanol discharges for Gazprom facilities - WFD 39-1.13-010-2000).

Известно, что УКПГ как объект управления представляет собой достаточно крупное и сложное сооружение, в котором только количество газосборных шлейфов, как правило, превышает два десятка. При нехватке времени (например, при форс-мажорных обстоятельствах, которые характерны для условий Крайнего Севера), часто, как показал опыт эксплуатации, оператор УКПГ может принять не адекватное возникающим ситуациям решение по управлению режимами работы газосборных шлейфов. Соответственно, это ведет к значительному перерасходу ингибитора и нарушению оптимального режима эксплуатации газового промысла, ведущим к потере извлекаемых объемов сырья из месторождения и к значительному увеличению себестоимости добываемого и подготавливаемого к транспорту газа на УКПГ.It is known that the gas treatment plant as a control object is a rather large and complex structure in which only the number of gas collection plumes, as a rule, exceeds two dozen. With a lack of time (for example, under force majeure circumstances that are typical for the Far North), often, as operating experience has shown, the UKPG operator can make an inadequate decision to manage the operation modes of gas gathering loops. Accordingly, this leads to a significant overspending of the inhibitor and a violation of the optimal operating regime of the gas field, leading to a loss of recoverable volumes of raw materials from the field and to a significant increase in the cost of gas produced and prepared for transportation at the gas treatment facility.

На практике существуют ситуации, когда предупредить гидратообразование в газосборном шлейфе можно не только подачей ингибитора в шлейф, но и иными путями.In practice, there are situations when hydrate formation in a gas collection loop can be prevented not only by supplying an inhibitor to the loop, but also in other ways.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является возможность принятия решений по предупреждению и ликвидации гидратообразования в газосборном шлейфе, адекватных фактической ситуации.The problem to which the present invention is directed, is the ability to make decisions on the prevention and elimination of hydrate formation in the gas collection loop, adequate to the actual situation.

Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является снижение расхода ингибитора для предупреждения и ликвидации гидратообразования в газопромысловых шлейфах, эффективное управление режимами работы газового промысла, позволяющие снизить себестоимость добываемого и подготавливаемого к транспорту газа, а также повышение качества эксплуатации газового промысла.The technical result achieved by the implementation of the invention is to reduce the consumption of an inhibitor for preventing and eliminating hydrate formation in gas production plumes, effectively controlling the operating modes of the gas field, which can reduce the cost of gas produced and prepared for transport, as well as improving the quality of operation of the gas field.

Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ управления процессом предупреждения гидратообразования в газосборных шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера включает определение начала процесса гидратообразования в шлейфе по способу (см. патент РФ №2329371). Начало процесса выявляется путем измерения температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ) из шлейфа, и сравнения динамики ее поведения с динамикой расчетного значения этой температуры.This problem is solved, and the technical result is achieved due to the fact that the method for controlling the process of hydrate formation prevention in gas gathering plumes of gas and gas condensate fields of the Far North includes determining the beginning of the hydrate formation process in the plume by the method (see RF patent No. 2323937). The beginning of the process is detected by measuring the temperature of the gas entering the complex gas treatment unit (UKPG) input from the loop and comparing the dynamics of its behavior with the dynamics of the calculated value of this temperature.

Автоматическая система управления технологическим процессом УКПГ - АСУ ТП УКПГ при обнаружении начала процесса гидратообразования в газосборном шлейфе снижает давление газа на выходе шлейфа в рамках технологических ограничений, одновременно измеряя температуру газа на выходе газосборного шлейфа. И если температура газа продолжает снижаться, то в упомянутый шлейф подают ингибитор гидратообразования. Если и после этого продолжается снижение температуры газа, то газосборный шлейф продувают. При стабилизации или повышении температуры на выходе газосборного шлейфа ингибитор гидратообразования в этот шлейф не подают.The automatic process control system UKPG - ACS TP UKPG, upon detecting the onset of hydrate formation in the gas collection loop, reduces the gas pressure at the outlet of the loop within the framework of technological limitations, while measuring the gas temperature at the outlet of the gas collection loop. And if the gas temperature continues to decrease, then a hydrate inhibitor is supplied to the said loop. If, after this, the gas temperature continues to decrease, then the gas collection loop is purged. When the temperature at the outlet of the gas collection loop is stabilized or increased, the hydrate inhibitor is not supplied to this loop.

Способ осуществляют следующим образом. Для выявления начала процесса гидратообразования производят непрерывные или с заданным шагом квантования измерения базовых параметров работы скважины, используя телеметрию в соответствии со способом (патент РФ №2329371).The method is as follows. To identify the beginning of the hydrate formation process, continuous or with a given quantization step measurement of the basic parameters of the well’s operation is carried out using telemetry in accordance with the method (RF patent No. 2229371).

АСУ ТП УКПГ при обнаружении начала процесса гидратообразования в газосборном шлейфе снижает давление газа на выходе шлейфа в рамках технологических ограничений, одновременно измеряя температуру газа на выходе газосборного шлейфа. В случае если продолжается снижение температуры газа, в упомянутый шлейф подают ингибитор гидратообразования. Если и после этого продолжается снижение температуры газа, газосборный шлейф продувают. При стабилизации или повышении температуры газа на выходе газосборного шлейфа ингибитор гидратообразования в этот шлейф не подают.When detecting the beginning of the hydrate formation process in the gas collection loop, the automated process control system of the gas treatment plant reduces the gas pressure at the outlet of the loop in the framework of technological limitations, while measuring the gas temperature at the outlet of the gas collection loop. If the temperature of the gas continues to decrease, a hydrate inhibitor is supplied to the said loop. If, after this, the temperature of the gas continues to decrease, the gas collection loop is purged. When the gas temperature stabilizes or rises at the outlet of the gas collection plume, a hydrate inhibitor is not supplied to this plume.

Применение заявляемого способа 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.The application of the proposed method can significantly reduce the consumption of methanol to prevent hydrate formation in gas plumes and reduce the load on the operator of the gas treatment plant, thereby increasing the efficiency of management decisions and improve the working conditions of staff at the gas treatment plant.

Claims

A method for controlling the process of hydrate formation prevention in gas gathering plumes of gas and gas condensate fields of the Far North, which includes determining the beginning of the hydrate formation process in the plume by measuring the temperature of the gas supplied to the input of the complex gas treatment unit - UKPG from the plume, and comparing the dynamics of its behavior with the dynamics of the calculated value of this temperature , characterized in that with the help of an automatic process control system UKPG - ACS TP UKPG detect the beginning the hydrate formation process in the gas collection loop and reduce the gas pressure at the outlet of the loop in the framework of technological limitations, at the same time measure the gas temperature at the outlet of the gas collection loop and, when this temperature decreases, a hydration inhibitor is fed to the said loop, and if the gas temperature continues to decrease, the gas collection loop is purged and while stabilizing or increasing the temperature of the gas at the outlet of the gas collection plume, a hydrate inhibitor is not supplied to this plume.