RU2637541C1 - Method for preventing hydrate formation in field systems of gas collection - Google Patents
Method for preventing hydrate formation in field systems of gas collection Download PDFInfo
- Publication number
- RU2637541C1 RU2637541C1 RU2016139838A RU2016139838A RU2637541C1 RU 2637541 C1 RU2637541 C1 RU 2637541C1 RU 2016139838 A RU2016139838 A RU 2016139838A RU 2016139838 A RU2016139838 A RU 2016139838A RU 2637541 C1 RU2637541 C1 RU 2637541C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- value
- loop
- temperature
- hydrate formation
- pressure
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 55
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 39
- 230000001149 cognitive effect Effects 0.000 claims abstract description 27
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 22
- 238000005259 measurement Methods 0.000 claims abstract description 5
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 claims description 8
- 238000012546 transfer Methods 0.000 claims description 7
- 238000009413 insulation Methods 0.000 claims description 4
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 3
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 99
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 51
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 6
- 238000004458 analytical method Methods 0.000 description 4
- 238000009530 blood pressure measurement Methods 0.000 description 4
- 230000008030 elimination Effects 0.000 description 3
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 3
- 230000036571 hydration Effects 0.000 description 3
- 238000006703 hydration reaction Methods 0.000 description 3
- 238000005457 optimization Methods 0.000 description 3
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 3
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 2
- 238000012937 correction Methods 0.000 description 2
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 2
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 238000012544 monitoring process Methods 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000004215 Carbon black (E152) Substances 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000033228 biological regulation Effects 0.000 description 1
- 230000033558 biomineral tissue development Effects 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 238000004891 communication Methods 0.000 description 1
- 238000001514 detection method Methods 0.000 description 1
- 238000003745 diagnosis Methods 0.000 description 1
- 238000009826 distribution Methods 0.000 description 1
- 239000012530 fluid Substances 0.000 description 1
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002955 isolation Methods 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000012950 reanalysis Methods 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
-
- F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
- F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
- F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
- F17D1/00—Pipe-line systems
- F17D1/02—Pipe-line systems for gases or vapours
- F17D1/04—Pipe-line systems for gases or vapours for distribution of gas
- F17D1/05—Preventing freezing
Landscapes
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Mechanical Engineering (AREA)
- General Engineering & Computer Science (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Feedback Control In General (AREA)
Abstract
Description
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.The invention relates to the field of natural gas production, and in particular to the field of preventing hydrate formation in field gas collection systems by supplying a hydrate inhibitor to them mainly in the Far North.
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.].A known method of preventing hydrate formation by supplying an inhibitor, which is used as methanol, to well clusters through a separate methanol pipe. Methanol is supplied from the integrated gas preparation unit (UKPG) to the beginning of the loop at the wellhead [Makogon Yu.F. Gas hydrates, prevention of their formation and use. - M .: Nedra, 1985. - 232 p.].
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».The main disadvantage of this method is the unreasonably high consumption of methanol. For the typical thermobaric operating conditions of the plumes in the northern deposits, the theoretical methanol consumption can vary over a fairly wide range (from 0 to 300 g per 1000 m 3 of gas). In practice, an additional margin of 20-25% is required for methanol consumption during loop inhibition in order to eliminate the risk of hydrates in the collector [Instructions for calculating methanol consumption standards for use in calculating maximum permissible or temporarily agreed methanol discharges for Gazprom facilities. Departmental guidance document WFD 39-1.13-010-2000. - Moscow, 2000]. In addition, in the presence of dilute aqueous solutions of methanol to prevent hydrates of insufficient concentration, the opposite effect of accelerated growth of crystalline hydrates occurs. Therefore, in most fields, when dosing methanol, it is assumed that economical consumption can cause a serious accident, the elimination of which will cost much more than the cost of methanol consumption with a “margin”.
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].There is also a method of preventing and destroying hydrates by supplying methanol to well boreholes through a methanol pipe, according to which the start of the hydrate formation process in the loop is determined by the gas temperature at the inlet of the gas treatment plant: when this temperature is reduced to a value at which hydrate formation can begin in the loop, it is fed methanol [Istomin V.A., Kwon V.T. Prevention and elimination of gas hydrates in gas production systems. - M .: IRC Gazprom LLC, 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.A significant disadvantage of this method is also a significant overspending of methanol on the gas treatment facility. This is due to the fact that the greatest difficulties in rationing the consumption of methanol are associated with the inhibition conditions of the "well - loop (collector) - inlet separator UKPG" system. This is primarily due to the fact that the modes of operation of wells, loops and reservoirs can vary significantly from one another. As a result, methanol consumption rates for them can also differ markedly. Among the factors contributing to this difference are the productivity of the wells, the length of the loops and their loading, which determines the temperature regime of their work; the amount of water carried out from the well and its mineralization; the amount of hydrocarbon fluid, etc. However, due to the lack of individual dosage systems and methanol pipelines to each well, as well as monitoring the distribution of methanol on individual outlets from the total methanol pipelines, methanol is supplied in the maximum required amount.
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.In addition, a decrease in the ambient temperature along the plume, the length of which can reach 10 km, a change in the direction and speed of the wind, the thickness of the snow cover, etc. reasons that do not require an increase in methanol consumption.
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 соотношенияThe closest in technical essence to the claimed invention is a method of controlling the process of preventing hydrate formation in infield loops of gas and gas condensate fields of the Far North [patent RU No. 2 329 371]. This method includes determining the beginning of the hydrate formation process in the plume by controlling the temperature of the gas entering the inlet gas treatment unit from the plume, and supplying the inhibitor to the well clusters through a separate pipeline, in this case, the actual temperature t and gas at its outlet from the plume are measured, the gas temperature at the wellhead t n and ambient temperature t 0 , from the values of t n and t 0 calculate the calculated value of the gas temperature at the outlet of the loop t p and compare the dynamics of its change in time with the dynamics of changes in actual temperatures s gas t and and by the result of the comparison judge the beginning of the hydrate formation process and the need to supply a hydrate inhibitor to the loop. In this case, the calculated value of the gas temperature at the outlet of the loop t p is determined from the relation
, ,
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 моделиwhere Δt is the correction that takes into account the influence of factors (wind speed and direction, snow plume entering and loop insulation quality), which cannot be estimated within the deterministic model, at k is the calculated value of the gas temperature at the loop exit, determined from the deterministic model
, ,
где ,Where ,
- 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. is the length of the gas pipeline, K T is the coefficient of heat transfer to the environment, D is the diameter of the gas pipeline, C p is the heat capacity of the gas at constant pressure, ρ is the gas density, Q is the volumetric gas flow under normal conditions.
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.The disadvantage of this method is the lack of control of changes in pressure at the wellhead and at the inlet of the gas treatment facility, which reduces the reliability of determining the start of hydrate formation, since a decrease in temperature is not necessarily uniquely associated with the hydrate formation process. An error in determining the start of hydrate formation leads either to an unreasonable start of the supply of methanol, or to its excessive flow.
Задачей предлагаемого технического решения является создание способа предупреждения гидратообразования в промысловых системах сбора газа, позволяющего оптимизировать расход ингибитора гидратообразования.The objective of the proposed technical solution is to create a method for preventing hydrate formation in field gas collection systems, which allows optimizing the flow rate of a hydrate inhibitor.
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.The technical result is achieved by diagnosing the beginning of the hydrate formation process according to the dynamics of the change in time of two parameters of the gas flow at the wellhead and exit from the loop - temperature and pressure, while the theoretical calculated value of the hydration temperature calculated using the deterministic model and refined at the need for a cognitive model, and permissible pressure fluctuations, also determined by the cognitive model for a given loop.
Цель заявляемого изобретения - оптимизация расхода ингибитора гидратообразования за счет повышения достоверности определения начала этого процесса.The purpose of the invention is the optimization of the flow rate of the hydrate inhibitor by increasing the reliability of determining the beginning of this process.
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.This goal is achieved due to the fact that in the method of preventing hydrate formation in field gas collection systems, mainly in the Far North, in which a hydrate inhibitor is fed into the plume, and to determine the beginning of the hydrate formation process, measure the gas temperature at the wellhead t 1 , the actual gas temperature at the outlet of the loop t 2 and the ambient temperature t 0 , some calculated value of the gas temperature is calculated according to the deterministic model, it is taken as the base value and in p in real time mode, the actual temperature value at the outlet of the plume is compared with the base value, in addition, in real time, the pressure at the wellhead p 1 and at the output of the plume p 2 are measured, the theoretical calculated value of hydration temperature t gt is taken as the base temperature value, with a decrease the actual temperature at the outlet of the loop t 2 to values below the base value t gm compare the current value of the pressure at the outlet of the loop with the value of p 2 obtained in the previous measuring cycle, and the current value of the pressure at the wellhead with the value of p 1 obtained in the previous measuring cycle, and if this pressure at the mouth increased by a certain value Δ 1 , and the pressure at the outlet of the loop at the same time decreased by a certain value Δ 2 , the specific values of which are determined by the cognitive model for this loop, and this dynamics is maintained for a time τ, also determined by the cognitive model, then the onset of hydrate formation is diagnosed and the inhibitor is fed (increased) to the plume, and if the pressure at the wellhead and the plume exit and do not go beyond the limits set by the cognitive model changes, adjust the theoretical calculated value of hydrate formation temperature t rm on the cognitive model.
При этом теоретическое расчетное значение температуры гидратообразования определяют по детерминированной модели видаIn this case, the theoretical calculated value of the temperature of hydrate formation is determined by a deterministic model of the form
, ,
где KT - теоретический расчетный коэффициент теплопередачи шлейфов, Di - коэффициент Джоуля-Томпсона, - длина шлейфа, G - массовый расход газа, Ср - теплоемкость газа.where K T is the theoretical calculated heat transfer coefficient of the loops, D i is the Joule-Thompson coefficient, is the length of the loop, G is the mass flow rate of gas, C p is the heat capacity of the gas.
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.The cognitive model includes the diameter, length and spatial location of the loop, the electrical resistance of its insulation, the direction and speed of the wind, the thickness of the snow cover on the loop, volumetric flow rate, moisture content and gas composition.
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.The technical and economic feasibility of the proposed method is to increase the reliability of preventing hydrate formation in loops while saving a hydrate inhibitor, in particular methanol, by optimizing its consumption. Reducing the consumption of methanol, in addition to direct savings, can also reduce the cost of cleaning and disposal of spent water-methanol solution.
Технический результат предлагаемого изобретения:The technical result of the invention:
- оптимизация расхода ингибитора гидратообразования, в частности метанола;- optimization of the flow rate of the hydrate inhibitor, in particular methanol;
- повышение надежности эксплуатации газосборной системы. Заявленный технический результат обеспечивается следующим образом.- improving the reliability of the operation of the gas collection system. The claimed technical result is provided as follows.
Оптимизация расхода метанола обеспечивается за счет того, что:Optimization of methanol consumption is ensured by the fact that:
- 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;- to diagnose the onset of hydrate formation, they use, in addition to reducing the temperature at the outlet of the plume, an additional feature, namely, they analyze the dynamics of pressure changes at the wellhead and at the exit of the plume, and begin to apply a hydrate inhibitor (or increase its flow) only if both criteria for hydrate formation are met;
- теоретическую температуру гидратообразования, рассчитанную по детерминированной модели, при необходимости уточняют по когнитивной модели конкретного шлейфа.- the theoretical temperature of hydrate formation, calculated according to the deterministic model, if necessary, clarified by the cognitive model of a particular loop.
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.Improving the reliability of the operation of the gas collection system is achieved by the fact that the beginning of the hydrate formation process in the proposed method is diagnosed at an earlier stage, because the change in gas flow pressure occurs more dynamically compared to a change in its temperature.
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.In FIG. 1 shows an algorithm for implementing the method, FIG. 2 and FIG. Figure 3 shows the trends in pressure at the wellhead and at the shelf outlet in real time, respectively, for cases of the absence of hydrate formation and its presence.
Способ реализуют следующим образом (фиг. 1).The method is implemented as follows (Fig. 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.Information such as the theoretical value of the heat transfer coefficient of the plumes from gas to the environment is recorded in the database of the control system for supplying a hydrate formation inhibitor, for example methanol, in the normative and reference information section; loop length; mass gas flow; gas heat capacity; the concentration of the inhibitor supplied to the wellhead and coming from the loop; the amount of produced water from the wells; gas density, etc. The results of temperature and pressure measurements at the wellhead by means of telemetry installed there (for example, RTP-4 recorders with a radio communication channel) and temperature and pressure at the loop output measured by measuring instruments included in the composition are recorded in the operational information section of the database ACS TP UKPG.
Эти данные используют для расчета теоретической температуры гидратообразования по детерминированной модели видаThese data are used to calculate the theoretical temperature of hydrate formation according to a deterministic model of the form
, ,
где KT - теоретический расчетный коэффициент теплопередачи шлейфов, Di - коэффициент Джоуля-Томпсона, - длина шлейфа, G - массовый расход газа, Ср - теплоемкость газа.where K T is the theoretical calculated heat transfer coefficient of the loops, D i is the Joule-Thompson coefficient, is the length of the loop, G is the mass flow rate of gas, C p is the heat capacity of the gas.
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.A cognitive knowledge base is formed by extracting information from expert surveys in the form of a cognitive model that establishes patterns between the loop heat transfer coefficient and its characteristics such as diameter, length and location in space, insulation state, snow cover thickness, as well as wind direction and speed, etc. .P. The cognitive model in the process of work is periodically refined and supplemented.
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.According to the results of temperature and pressure measurements and the data stored in the database, the theoretical hydrate formation temperature t gm is calculated using the deterministic model given above and the corresponding nominal inhibitor flow rate q nom is determined.
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.The process of preventing hydrate formation in the loops is controlled by monitoring pressure at the wellhead p 1 , temperature t 2 and pressure p 2 at the end of the loop. These parameters are measured in real time with a given frequency and entered into the database.
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.Diagnosis of a possible start of the hydrate formation process in the input gas treatment stubs of the gas treatment plant is carried out by constantly comparing the theoretical calculated temperature of hydrate formation t gt with the measured temperature t 2 at the outlet of the cable (at the input of the gas treatment plant). While the condition t rm 2 ≥t inhibitor, such as methanol, in the plume is not fed (or supplied with a nominal flow rate q nom). If the measured temperature falls below the value of t gt , then theoretically this may mean the beginning of the hydrate formation process. However, this may be due to the fact that the deterministic model for calculating t gt does not take into account factors not directly measured, such as, for example, the terrain on which the train is laid, its isolation state, snow cover thickness, affecting the heat transfer coefficient, etc. P.
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.Therefore, a further comparison is made of the pressure at the wellhead with the value of p 1 obtained in the previous measuring cycle. At the same time, the pressure values at the loop output are compared with the value of p 2 obtained in the previous measuring cycle.
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).If at the wellhead a positive dynamics of pressure changes is observed (it has increased by a certain amount, the specific value of which is established by the cognitive model, for example, by 10%), and negative dynamics is observed at the outlet of the loop (pressure over the same period of time decreased by some of the cognitive model, the value, for example, also by 10%), and this position persists for a certain time (for example, at least 30 minutes, the time period is also set by the cognitive model), make an unambiguous conclusion about the beginning of the hydrate formation process and supply methanol to the loop (or increase the amount of methanol supplied to the value corresponding to the elimination of the hydrate plug and determined by the technological regulations of the gas treatment plant).
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.If the pressure has not changed or the change is within the acceptable limits for this loop (they are determined from the cognitive model), the value of the theoretical hydrate formation temperature t rm is corrected using the cognitive model.
Пример конкретной реализации способа.An example of a specific implementation of the method.
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.The proposed method was tested on the loop of the integrated gas treatment unit UKPG-5 of the Yamburg gas condensate field. The length of the loop is 5 km. The pressure at the wellhead at the beginning of the plume is 2.8 MPa, and at the inlet of the gas treatment facility - 0.9 MPa. The field is in the final stage of operation, therefore methanol is fed into the loop constantly with a certain nominal flow rate q nom .
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%.The theoretical hydrate formation temperature t gt was calculated according to the deterministic model given above for the initial data given in table 1. The value of t gt was minus 16.6 ° C, and the concentration of water-methanol solution corresponding to this temperature was 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.At the wells connected to the loop, RTP-4 technological parameters recorders were installed, measuring pressure and temperature values and transmitting them over the air to ACS TP UKPG.
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.In FIG. Figure 2 shows a piece of data on recording pressure values at the wellhead (upper graph) and at the loop exit (lower graph) obtained on 02.10.2016. As can be seen from the graphs, at about 12 o’clock the pressure begins to change, the temperature at the loop exit at this point in time was minus 17.8 ° C. An analysis of the results of pressure measurements at the wellhead and at the loop exit after about 30 minutes (Table 2) shows that the pressure at the wellhead increased by 1.8% (ΔP 1 ), and the pressure at the loop outlet decreased by 16.7% (ΔP 2 ). Thus, since the pressure at the outlet of the loop decreased by more than 10%, then in accordance with the algorithm (see Fig. 1) after 30 minutes, a repeated analysis of the dynamics of pressure changes should be carried out. An analysis of the pressure values corresponding to a time stamp of 12.58 shows that the pressure at the wellhead increased by 4.3% (ΔP 1 ), then stabilized, and the pressure at the outlet of the loop decreased by 27.8% (ΔP 2 ) and also stabilized. Therefore, according to the algorithm (see Fig. 1), the condition for the occurrence of hydrate formation is not fulfilled and a correction of the theoretical temperature of hydrate formation according to the cognitive model to minus 18.3 ° C is required.
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.In FIG. Figure 3 shows the graphs of pressure changes taken on 02/14/2016. The pressure begins to change at about 21.51, the temperature at the outlet of the loop at this point in time was minus 18.6 ° C. An analysis of the results of pressure measurements at the wellhead and at the loop exit at 22.21 shows that the pressure at the wellhead increased by 10.5% (ΔP1), and the pressure at the inlet to the gas treatment facility decreased by 49.2% (ΔP2). Thus, since both pressure values at the wellhead and at the inlet of the gas treatment facility have changed by more than 10%, in accordance with the algorithm (see Fig. 1), a reanalysis of the dynamics of pressure changes should be carried out after 30 minutes. Measurement taken at 22.51 shows that the pressure at the mouth increased by 13.3% (ΔP1), and the pressure at the outlet of the loop decreased by 52% (ΔP2). Therefore, according to the algorithm (see Fig. 1), the condition for hydrate formation occurs and it is necessary to increase the supply of methanol.
Таким образом, предложенный способ обеспечивает следующие положительные результаты:Thus, the proposed method provides the following positive results:
- повышение достоверности определения момента начала гидратообразования за счет ввода дополнительных критериев и их проверки и корректировки в режиме реального времени;- increasing the reliability of determining the moment of hydrate formation by introducing additional criteria and checking and adjusting them in real time;
- уменьшение расхода ингибитора гидратообразования за счет того, что подача начинается только в случае реального возникновения условий гидратообразования;- reducing the flow rate of the hydrate inhibitor due to the fact that the supply starts only in the event of a real occurrence of hydration conditions;
- повышение оперативности подачи ингибитора гидратообразования за счет раннего обнаружения условий возникновения гидратной пробки;- increasing the flow rate of the hydrate inhibitor due to the early detection of conditions for the occurrence of hydrate plugs;
- повышение точности определения температуры начала гидратообразования за счет использования когнитивной модели.- improving the accuracy of determining the temperature of hydrate formation through the use of a cognitive model.
Claims (5)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016139838A RU2637541C1 (en) | 2016-10-10 | 2016-10-10 | Method for preventing hydrate formation in field systems of gas collection |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2016139838A RU2637541C1 (en) | 2016-10-10 | 2016-10-10 | Method for preventing hydrate formation in field systems of gas collection |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2637541C1 true RU2637541C1 (en) | 2017-12-05 |
Family
ID=60581538
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2016139838A RU2637541C1 (en) | 2016-10-10 | 2016-10-10 | Method for preventing hydrate formation in field systems of gas collection |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2637541C1 (en) |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111322066A (en) * | 2020-03-26 | 2020-06-23 | 东北石油大学 | Wellhead throttling high-pressure gas well hydrate monitoring method and control device |
RU2778763C1 (en) * | 2021-06-03 | 2022-08-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") | Method for preventing hydrate formation in a gas collection system of gas condensate fields |
Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1301434A1 (en) * | 1985-11-27 | 1987-04-07 | Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" | Method of automatic control for preventing hydration |
SU1690800A1 (en) * | 1989-03-30 | 1991-11-15 | Краснодарское Научно-Производственное Объединение "Промавтоматика" | Method of testing for hydrates in gas lines |
RU2049957C1 (en) * | 1992-01-31 | 1995-12-10 | Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Method of avoidance of hydrate formation in preparing hydrocarbon gas for transportation |
US5674312A (en) * | 1994-07-13 | 1997-10-07 | Gdt Corporation | Injection of soluble gas in a liquid stream and removal of residual undissolved gas |
RU2329371C1 (en) * | 2006-10-26 | 2008-07-20 | ООО "Ямбурггаздобыча" | Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north |
-
2016
- 2016-10-10 RU RU2016139838A patent/RU2637541C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (5)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
SU1301434A1 (en) * | 1985-11-27 | 1987-04-07 | Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" | Method of automatic control for preventing hydration |
SU1690800A1 (en) * | 1989-03-30 | 1991-11-15 | Краснодарское Научно-Производственное Объединение "Промавтоматика" | Method of testing for hydrates in gas lines |
RU2049957C1 (en) * | 1992-01-31 | 1995-12-10 | Уренгойское производственное объединение им.С.А.Оруджева "Уренгойгазпром" | Method of avoidance of hydrate formation in preparing hydrocarbon gas for transportation |
US5674312A (en) * | 1994-07-13 | 1997-10-07 | Gdt Corporation | Injection of soluble gas in a liquid stream and removal of residual undissolved gas |
RU2329371C1 (en) * | 2006-10-26 | 2008-07-20 | ООО "Ямбурггаздобыча" | Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north |
Non-Patent Citations (1)
Title |
---|
ИСТОМИН В. А. и др., Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа, Москва, ООО ИРЦ Газпром, 2004, с. 328-408. * |
Cited By (2)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
CN111322066A (en) * | 2020-03-26 | 2020-06-23 | 东北石油大学 | Wellhead throttling high-pressure gas well hydrate monitoring method and control device |
RU2778763C1 (en) * | 2021-06-03 | 2022-08-24 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") | Method for preventing hydrate formation in a gas collection system of gas condensate fields |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
RU2329371C1 (en) | Method of hydration control in intrafield flowlines of gas and gas-condensate pools in far north | |
US20210108146A1 (en) | Additive management system | |
AU2007235957B2 (en) | Method for production metering of oil wells | |
CN103534556B (en) | Flow measurement device | |
EP3749930B1 (en) | Systems and methods for finding and solving wet gas venturi meter problems in real-time | |
DK179510B1 (en) | MULTIFASE FLUID ANALYSIS | |
BRPI0815491B1 (en) | method for determining fluid flow rates in a group of fluid injection wells connected to a collective fluid supply manifold | |
Reshetnikov et al. | An evaluation of historical methane emissions from the Soviet gas industry | |
RU2637541C1 (en) | Method for preventing hydrate formation in field systems of gas collection | |
CN103217457A (en) | Method for predicting hydrates in natural gas pipeline running and cleaning processes | |
CN111364941A (en) | Shale gas well wellhead pressure control method and control system thereof | |
RU2661500C1 (en) | Method of inhibitor supply automatic control for prevention of the hydrates formation in gas gathering tails of gas condensate deposits located in the far north regions | |
CN106223995A (en) | Down-hole coal bed region gas pumping effect analysis method based on monitoring historical data | |
RU2532490C1 (en) | Method and installation for flow rate measurement of products from gas-condensate and oil wells | |
RU2573654C1 (en) | Method to control hydrate formation process in gas-gathering flow lines connected to common manifold at far north gas and gas condensate deposits | |
RU2597390C1 (en) | Method of operating gas field in collector-beam arrangement scheme collection at final stage of deposit development | |
RU2764944C2 (en) | Method for determining the beginning of formation of liquid or hydrate plugs in a gas collecting field network | |
RU2671013C1 (en) | Method and installation for measuring liquid and gas components of oil, gas and gas-condensate wells | |
RU2687519C1 (en) | Inhibitor supply automatic control method for the hydrates formation prevention in located in the far north regions integrated / preliminary gas preparation installations gathering systems | |
CN111832232A (en) | Technical method for diagnosing and identifying accumulated liquid in pipeline | |
RU2775929C1 (en) | Method for automatic control of inhibitor supply for preventing hydrate or ice formation in systems for extraction, collection and preparation of gas and gas condensate fields | |
Prakhova et al. | Cognitive model-based system of optimal control of methanol supply to the flowline | |
RU2596611C2 (en) | Adaptive method for measuring flow rate of gas condensate well products | |
US20240185268A1 (en) | System and Method for Calculating Flare Volumes | |
WO2022119479A1 (en) | Controlling the condensate/gas or gas/oil ratio of a multiphase fluid |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20181011 |