RU2761000C9 - Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline - Google Patents
Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline Download PDFInfo
- Publication number
- RU2761000C9 RU2761000C9 RU2020132559A RU2020132559A RU2761000C9 RU 2761000 C9 RU2761000 C9 RU 2761000C9 RU 2020132559 A RU2020132559 A RU 2020132559A RU 2020132559 A RU2020132559 A RU 2020132559A RU 2761000 C9 RU2761000 C9 RU 2761000C9
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- inhibitor
- pipeline
- ice formation
- gathering pipeline
- Prior art date
Links
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 title claims abstract description 42
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 28
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 53
- 239000007788 liquid Substances 0.000 claims abstract description 42
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims description 51
- 238000010926 purge Methods 0.000 claims description 16
- 238000002347 injection Methods 0.000 claims description 13
- 239000007924 injection Substances 0.000 claims description 13
- 239000008151 electrolyte solution Substances 0.000 claims description 4
- 229940021013 electrolyte solution Drugs 0.000 claims description 4
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 claims description 4
- 238000013022 venting Methods 0.000 claims description 4
- 238000007664 blowing Methods 0.000 claims description 3
- 239000000203 mixture Substances 0.000 claims description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 abstract description 12
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 111
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 13
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 description 9
- 230000035508 accumulation Effects 0.000 description 9
- 230000005764 inhibitory process Effects 0.000 description 8
- 239000012071 phase Substances 0.000 description 6
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 3
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 3
- 101000828805 Cowpox virus (strain Brighton Red) Serine proteinase inhibitor 2 Proteins 0.000 description 2
- 239000008346 aqueous phase Substances 0.000 description 2
- 230000000712 assembly Effects 0.000 description 2
- 238000000429 assembly Methods 0.000 description 2
- 238000009529 body temperature measurement Methods 0.000 description 2
- 238000009833 condensation Methods 0.000 description 2
- 230000005494 condensation Effects 0.000 description 2
- 238000011161 development Methods 0.000 description 2
- 229930195733 hydrocarbon Natural products 0.000 description 2
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 2
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 239000003209 petroleum derivative Substances 0.000 description 2
- 238000003860 storage Methods 0.000 description 2
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 239000007864 aqueous solution Substances 0.000 description 1
- 230000006835 compression Effects 0.000 description 1
- 238000007906 compression Methods 0.000 description 1
- 238000010586 diagram Methods 0.000 description 1
- 239000012895 dilution Substances 0.000 description 1
- 238000010790 dilution Methods 0.000 description 1
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 1
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 description 1
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 1
- 238000002360 preparation method Methods 0.000 description 1
- 238000009738 saturating Methods 0.000 description 1
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 1
- 238000010561 standard procedure Methods 0.000 description 1
- 230000007704 transition Effects 0.000 description 1
- 239000012808 vapor phase Substances 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
- E21B37/00—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells
- E21B37/06—Methods or apparatus for cleaning boreholes or wells using chemical means for preventing or limiting, e.g. eliminating, the deposition of paraffins or like substances
-
- 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
Landscapes
- Geology (AREA)
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Chemical & Material Sciences (AREA)
- Chemical Kinetics & Catalysis (AREA)
- General Chemical & Material Sciences (AREA)
- Pipeline Systems (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to prevent ice formation in the gas gathering pipeline.
В настоящее время многие газовые месторождения Западной Сибири находятся на поздней стадии эксплуатации. Скважины работают с выносом пластовой воды. Кроме того, вследствие снижения пластового давления увеличивается удельное количество воды в природном газе и в паровой фазе (отнесенное к 1000 м3 газа, приведенного к стандартным условиям). Из-за уменьшения дебитов скважин и, тем самым снижения скорости движения газа, система сбора газа работает в режиме накопления жидкости в промысловых трубопроводах. Под системой сбора газа понимаются газосборные трубопроводы или промысловые трубопроводы (шлейфы и коллекторы), соединяющие кусты скважин или отдельные скважины с установками подготовки газа к магистральному транспорту. На поздней стадии разработки месторождений при снижении производительности скважин меняется гидравлический режим течения в газосборном трубопроводе: скорости движения жидкой и газовой фазы начинают существенно различаться (средняя скорость движения жидкой фазы в 10-100 и более раз ниже скорости газа). Это приводит к тому, что в зависимости от гидравлического режима и длины промыслового трубопровода на пониженных участках трассы могут накапливаться десятки тонн жидкости (пластовой и конденсационной воды вместе с ингибитором льдо- и гидратообразования). Наличие жидкостных пробок приводит к увеличению перепада давления по длине газосборного трубопровода на 2-5% от величины общего давления. При этом резко увеличиваются риски образования ледяных пробок из-за снижения температуры по длине газосборного трубопровода в зимнее время года, особенно для промысловых трубопроводов наземной прокладки.Currently, many gas fields in Western Siberia are at a late stage of exploitation. Wells work with formation water removal. In addition, due to a decrease in reservoir pressure, the specific amount of water in natural gas and in the vapor phase increases (referred to 1000 m 3 of gas, reduced to standard conditions). Due to a decrease in well production rates and, thereby, a decrease in the gas flow rate, the gas gathering system operates in the mode of accumulating liquid in the field pipelines. A gas gathering system is understood as gas gathering pipelines or field pipelines (loops and collectors) connecting well clusters or individual wells with gas treatment plants for main transport. At a late stage of field development, with a decrease in well productivity, the hydraulic flow regime in the gas gathering pipeline changes: the velocities of the liquid and gas phases begin to differ significantly (the average velocity of the liquid phase is 10-100 or more times lower than the gas velocity). This leads to the fact that, depending on the hydraulic regime and the length of the field pipeline, tens of tons of liquid (formation and condensation water together with an inhibitor of ice and hydrate formation) can accumulate in the lower sections of the route. The presence of liquid plugs leads to an increase in the pressure drop along the length of the gas gathering pipeline by 2-5% of the total pressure. At the same time, the risks of the formation of ice plugs sharply increase due to a decrease in temperature along the length of the gas gathering pipeline in the winter season, especially for field pipelines on land.
Таким образом, в зимнее время года температура газожидкостного потока в трубопроводах может опускаться ниже нуля градусов Цельсия, следовательно, часть промыслового газосборного трубопровода может оказаться в режиме льдообразования в полости трубопровода. Часть газосборных трубопроводов (на ряде северных месторождений России до 15-20% от общего числа) в зимнее время года работает в режиме льдообразования.Thus, in the winter season, the temperature of the gas-liquid flow in the pipelines can drop below zero degrees Celsius, therefore, a part of the field gas gathering pipeline can be in the ice formation mode in the pipeline cavity. Some of the gas gathering pipelines (at a number of northern fields in Russia up to 15-20% of the total) in the winter season operate in the ice formation mode.
Для защиты газосборных трубопроводов от льдообразования в зимнее время года применяется способ их эксплуатации, включающий подачу по трубопроводам малого диаметра (метанолопроводам) на начальный участок газосборного трубопровода (в устьевую обвязку скважины) расчетного количества концентрированного метанола под давлением, превышающим давление транспортируемого газа. Это обеспечивает режим работы промыслового трубопровода без льдообразования (см. Истомин В.А., Квон В.Г., Тройникова А.А., Нефедов П.А. Особенности предупреждения льдо- и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождений Западной Сибири. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, № 2, 2016). Однако необходимый для этого удельный расход метанола оказывается достаточно высоким (до 3-4 кг/1000 м газа) из-за большого количества выносимой пластовой воды со скважин, а также воды, конденсирующейся из газовой фазы. Для сравнения, на начальном этапе эксплуатации сеноманских залежей Западной Сибири средний удельный расход метанола для предупреждения гидратообразования в газосборном трубопроводе составлял всего 50 г/1000 м3 газа (см. Гриценко А.И., Истомин В.А., Кульков А.Н., Сулейманов Р.С.Сбор и промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. – М.: ОАО Издательство «Недра», 1999. - стр. 295), т.е. удельный расход метанола возрос в 30-40 раз.To protect gas gathering pipelines from ice formation in the winter season, a method of their operation is used, including the supply through small-diameter pipelines (methanol pipelines) to the initial section of the gas gathering pipeline (to the wellhead connection) of the calculated amount of concentrated methanol under a pressure exceeding the pressure of the transported gas. This ensures the operation of the field pipeline without ice formation (see Istomin V.A., Kvon V.G., Troynikova A.A., Nefedov P.A.Peculiarities of preventing ice and hydrate formation in gas gathering systems at the late stage of operation of Cenomanian deposits deposits of Western Siberia. Transport and storage of petroleum products and hydrocarbons, No. 2, 2016). However, the specific consumption of methanol required for this turns out to be quite high (up to 3-4 kg / 1000 m3 of gas) due to the large amount of produced formation water from wells, as well as water condensing from the gas phase. For comparison, at the initial stage of exploitation of Cenomanian deposits in Western Siberia, the average specific consumption of methanol to prevent hydrate formation in the gas gathering pipeline was only 50 g / 1000 m3 of gas (see A.I. Gritsenko, V.A. Istomin, A.N. Kulkov. , Suleimanov R.S. Gathering and field treatment of gas in the northern fields of Russia. - Moscow: Nedra Publishing House, 1999. - p. 295), i.e. the specific consumption of methanol increased 30-40 times.
Для рассматриваемого случая поздней стадии эксплуатации газовых месторождений выявился существенный недостаток указанного выше способа эксплуатации газосборных трубопроводов. Имеет место значительная инерционность процесса ингибирования льда вследствие длительного времени движения водного раствора метанола от начала газосборного трубопровода к защищаемому ото льда участку, что обусловлено наличием значительных по объему жидкостных скоплений в пониженных участках трубопровода, резко уменьшающих скорость движения фронта ингибитора по длине газосборного трубопровода. Низкая скорость продвижения метанола в жидкой водной фазе приводит к тому, что, например, при уменьшении по технологическим причинам расхода газа температура вдоль газосборного трубопровода уменьшается и, соответственно, требуется подача большего удельного количества метанола. В силу инерционности процесса ингибирования и наличия значительных объемов жидкости в пониженных участках газосборных трубопроводов возникают риски образования ледяной пробки (вплоть до полного перекрытия сечения трубопровода). Поэтому для обеспечения надежности ингибирования приходится задавать существенный перерасход ингибитора (по сравнению с теоретически минимально-необходимым).For the considered case of a late stage of gas field exploitation, a significant drawback of the above method of gas gathering pipelines operation was revealed. There is a significant inertia of the ice inhibition process due to a long time of movement of an aqueous solution of methanol from the beginning of the gas gathering pipeline to the area protected from ice, which is due to the presence of significant liquid accumulations in the lowered sections of the pipeline, which sharply reduce the speed of the inhibitor front along the length of the gas gathering pipeline. The low rate of movement of methanol in the liquid aqueous phase leads to the fact that, for example, when the gas flow rate decreases for technological reasons, the temperature along the gas gathering pipeline decreases and, accordingly, a larger specific amount of methanol is required. Due to the inertia of the inhibition process and the presence of significant volumes of liquid in the lowered sections of the gas gathering pipelines, there are risks of the formation of an ice plug (up to the complete overlap of the pipeline section). Therefore, to ensure the reliability of inhibition, it is necessary to set a significant overrun of the inhibitor (in comparison with the theoretically minimum necessary).
Наиболее близким техническим решением (прототипом) к предлагаемому способу является способ автоматической подачи ингибитора гидратообразования в шлейфы газового промысла (патент РФ № 2637245, опубл. 01.12.2017). Названный способ реализуется с помощью системы автоматической подачи ингибитора гидратообразования в шлейфы газового промысла и заключается в том, что в режиме реального времени проводят диагностирование образования льдогидратной пробки и подают ингибитор непосредственно на тот участок, в котором начинается образование льдогидратной пробки.The closest technical solution (prototype) to the proposed method is a method for automatic supply of an inhibitor of hydrate formation in the plumes of a gas field (RF patent No. 2637245, publ. 01.12.2017). The named method is realized with the help of a system for automatic supply of a hydrate inhibitor to gas field stubs and consists in the fact that the formation of an ice-hydrate plug is diagnosed in real time and the inhibitor is supplied directly to the section in which the formation of an ice-hydrate plug begins.
Однако этот способ сохраняет принципиальный недостаток, характерный для традиционного способа ингибирования. В случае поступления воды с предыдущего участка шлейфа в защищаемом ото льда участке создаются условия образования гидратов или образования пробки вследствие снижения концентрации подаваемого метанола из-за разбавления его выносимыми водными скоплениями. Как следствие, остается необходимость увеличения подачи метанола в защищаемой точке шлейфа для компенсации значительной его части, расходуемой на насыщение водных скоплений. Повышение расхода газа, сопровождающееся увеличением поступления значительных объемов жидкости в защищаемую точку, потребует соответствующего увеличения подачи метанола. При постоянной (расчетной) подаче метанола возникают риски образования ледяных пробок (вплоть до полного перекрытия сечения трубопровода).However, this method retains a fundamental disadvantage typical of the traditional method of inhibition. In the case of water inflow from the previous section of the plume in the area protected from ice, the conditions for the formation of hydrates or the formation of a plug are created due to a decrease in the concentration of the supplied methanol due to its dilution by carried out water accumulations. As a result, it remains necessary to increase the supply of methanol at the protected point of the plume to compensate for a significant part of it spent on saturating water accumulations. An increase in gas consumption, accompanied by an increase in the supply of significant volumes of liquid to the protected point, will require a corresponding increase in the supply of methanol. With a constant (calculated) supply of methanol, there are risks of the formation of ice plugs (up to a complete overlap of the pipeline cross-section).
Задачей, на решение которой направлено изобретение, является создание способа предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе.The problem to be solved by the invention is to create a method for preventing ice formation in a gas gathering pipeline.
Техническим результатом, на достижение которого направлено изобретение, является повышение надежности эксплуатации промысловых трубопроводов. Техническим результатом является также уменьшение расхода ингибитора льдообразования.The technical result to which the invention is directed is to increase the reliability of the operation of field pipelines. The technical result is also a decrease in the consumption of the inhibitor of ice formation.
Указанный технический результат достигается за счет того, что в способе предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе, в газосборный трубопровод подают ингибитор льдообразования. При этом первоначально продувают газосборный трубопровод газом со стороны скважин без выпуска в атмосферу, а в конце газосборного трубопровода с помощью каплеуловителя измеряют удельное содержание жидкости (αt) в газе. Газ сепарируют и подают на вход установки комплексной подготовки газа в течение временного периода продувки до снижения удельного содержания жидкости (αt) до значения αt=αmin, которое определяют заранее, и фиксируют время периода продувки. Одновременно измеряют плотность (ρж) и общий объем (Vпр) отсепарированной жидкости. По окончании времени периода продувки переводят газосборный трубопровод на текущий эксплуатационный режим, при котором измеряют расход газа в трубопроводе (qг), удельное содержание жидкости (β0) в газе в начале газосборного трубопровода и температуру газа по Цельсию в точках ввода ингибитора. В первой точке по ходу движения газа от скважин, в которой температура газа по Цельсию имеет отрицательное значение, подают ингибитор льдообразования. Затем через время τ=(Vпр×ρж)/(β0×qг) прекращают подачу ингибитора и снова продувают газосборный трубопровод газом со стороны скважин без выпуска в атмосферу в течение зафиксированного при первоначальной продувке периода времени продувки. По окончании времени периода продувки переводят газосборный трубопровод на текущий эксплуатационный режим.The specified technical result is achieved due to the fact that in the method of preventing ice formation in the gas gathering pipeline, an ice formation inhibitor is supplied to the gas gathering pipeline. At the same time, the gas gathering pipeline is initially purged with gas from the side of the wells without venting into the atmosphere, and at the end of the gas gathering pipeline, the specific liquid content (α t ) in the gas is measured using a droplet separator. The gas is separated and supplied to the inlet of the complex gas treatment unit during the time period of the purge until the specific liquid content (α t ) decreases to the value α t = α min , which is determined in advance, and the time of the purge period is recorded. Simultaneously measure the density (ρ w ) and the total volume (V pr ) of the separated liquid. At the end of the purge period, the gas gathering pipeline is switched to the current operating mode, at which the gas flow rate in the pipeline (q g ), the specific liquid content (β 0 ) in the gas at the beginning of the gas gathering pipeline and the gas temperature in Celsius at the inhibitor injection points are measured. At the first point in the direction of gas flow from the wells, in which the gas temperature in Celsius is negative, an ice inhibitor is supplied. Then, after a time τ = (V CR × ρ W ) / (β 0 × q g ), the inhibitor supply is stopped and the gas gathering pipeline is purged with gas from the wells side again without venting into the atmosphere during the purge time period fixed during the initial purging. At the end of the purge period, the gas gathering pipeline is transferred to the current operating mode.
В изложенном выше способе в качестве ингибитора льдообразования используют метанол.In the above method, methanol is used as an ice formation inhibitor.
В изложенном выше способе в качестве ингибитора льдообразования используют гликоли.In the above method, glycols are used as ice formation inhibitors.
В изложенном выше способе в качестве ингибитора льдообразования используют концентрированные растворы электролитов.In the above method, concentrated electrolyte solutions are used as an ice formation inhibitor.
В изложенном выше способе в качестве ингибитора льдообразования используют смеси метанола, гликолей и концентрированных растворов электролитов.In the above method, mixtures of methanol, glycols and concentrated electrolyte solutions are used as an ice formation inhibitor.
Изобретение поясняется фигурами, где схематично изображены: The invention is illustrated by the figures, which schematically depict:
на фиг. 1 - вариант ингибирования газосборного трубопровода в начало трубы без продувок (традиционный способ);in fig. 1 - a variant of inhibition of the gas gathering pipeline at the beginning of the pipe without blowing (traditional method);
на фиг. 2 - вариант ингибирования газосборного трубопровода без продувок с возможностью подачи ингибитора выборочно в несколько точек ввода;in fig. 2 - a variant of inhibition of the gas gathering pipeline without blowdowns with the possibility of supplying the inhibitor selectively to several points of injection;
на фиг. 3 - вариант ингибирования газосборного трубопровода с продувкой (с возможностью подачи ингибитора выборочно в одну точку ввода).in fig. 3 - a variant of inhibition of the gas gathering pipeline with blowdown (with the possibility of supplying the inhibitor selectively to one injection point).
На фиг. 1, 2 и 3 показан газосборный трубопровод 1, соединяющий добывающие скважины или кусты скважин с установкой комплексной подготовки газа (УКПГ, которая на схемах не показана). Кроме того, для реализации на практике заявленного способа необходимо устройство подачи ингибитора, оконечным элементом которого является ингибиторопровод 2, проложенный вдоль газосборного трубопровода 1. Позицией 3 показано накопление жидкости в газосборном трубопроводе 1, а позицией 4 - опасное сечение газосборного трубопровода 1, находящееся перед началом участка газосборного трубопровода с отрицательной по Цельсию температурой газа.FIG. 1, 2 and 3 show a
Следует отметить, что реализация на практике заявленного способа возможна при помощи технической системы, которая состоит из типовых элементов, узлов и агрегатов, которыми могут быть оснащены предприятия нефтегазовой промышленности. В частности, система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе включает наряду с устройством подачи ингибитора расходомер и управляющую станцию, на которую поступает информация от датчиков измерения температуры газа в точках ввода ингибитора. Ингибитор может подаваться в одну из предусмотренных точек ввода ингибитора, выбираемую согласно термическому режиму газосборного трубопровода. Конкретно точка ввода ингибитора задается управляющей станцией перед началом участка газосборного трубопровода с отрицательной по Цельсию температурой газа. В систему входит устройство (подсистема) продувки газосборного трубопровода, двухфазный сепаратор и расходомер сепарируемой жидкости (счетчик жидкости). Кроме того, система снабжена каплеуловителями.It should be noted that the implementation in practice of the claimed method is possible with the help of a technical system, which consists of standard elements, assemblies and assemblies that can be equipped with oil and gas industry enterprises. In particular, the system for preventing ice formation in the gas gathering pipeline includes, along with the inhibitor supply device, a flow meter and a control station, which receives information from sensors measuring the gas temperature at the inhibitor injection points. The inhibitor can be supplied to one of the provided inhibitor injection points, selected according to the thermal regime of the gas gathering pipeline. Specifically, the point of injection of the inhibitor is set by the control station before the beginning of the section of the gas gathering pipeline with a negative Celsius gas temperature. The system includes a device (subsystem) for blowing the gas gathering pipeline, a two-phase separator and a flow meter for the separated liquid (liquid meter). In addition, the system is equipped with drip eliminators.
Способ осуществляют следующим образом.The method is carried out as follows.
В зимнее время года перед началом подачи ингибитора выполняют продувку газосборного трубопровода путем переключения потока газа с накопленной жидкостью на продувочную линию с целью удаления практически всей накопившейся жидкости из газосборного трубопровода. Продувают газосборный трубопровод со стороны скважин за счет снижения давления в продувочной линии вплоть до атмосферного. При этом создают скорость газа, превышающую в 1,5-2,5 раза (но не более 20 м/с) критическую скорость, обеспечивающую вынос жидкости в газосборном трубопроводе.In the winter season, before the start of the inhibitor supply, the gas gathering pipeline is purged by switching the gas flow with the accumulated liquid to the blowdown line in order to remove practically all the accumulated liquid from the gas gathering pipeline. The gas gathering pipeline is purged from the side of the wells by reducing the pressure in the purge line down to atmospheric. At the same time, a gas velocity is created that is 1.5-2.5 times (but not more than 20 m / s), the critical velocity, which ensures the removal of liquid in the gas gathering pipeline.
Продувку осуществляют без выпуска газа в атмосферу с поступлением водной фазы в двухфазный сепаратор. При этом продувочный газ возвращают в технологический цикл подготовки газа, например, с помощью компрессора с высокой степенью сжатия. В процессе выполнения продувки замеряют общий объем вынесенной в сепаратор жидкости Vпр (м3) по показаниям расходомера сепарируемой жидкости. Плотность ρж (кг/м3) отсепарированной жидкости определяют по известным методикам в лаборатории. Газ сепарируют и подают на вход установки комплексной подготовки газа в течение временного периода до снижения удельного содержания жидкости αt (кг/м3) в газе (Истомин В.А., Типугин А.В., Митницкий Р.А., Исмагилов Р.Н., Контроль содержания жидкости в продукции газовых скважин // Газовая промышленность / спецвыпуск 633, 2009, стр. 34-39) до значения, равного заранее определенному значению αmin (кг/м3), соответствующего максимально возможно очищенному от скоплений жидкости трубопроводу, и фиксируют продолжительность продувки по времени t (час). Далее газосборный трубопровод 1 переводят на текущий эксплуатационный режим его работы и возобновляют подачу метанола по ингибиторопроводу 2 непосредственно перед участком газосборного трубопровода, где возможно образование льда.The purging is carried out without venting the gas into the atmosphere with the flow of the aqueous phase into the two-phase separator. In this case, the purge gas is returned to the gas preparation process cycle, for example, using a compressor with a high compression ratio. In the process of performing the purge, the total volume of the liquid V pr (m 3 ) taken out into the separator is measured according to the readings of the flow meter of the separated liquid. The density ρ w (kg / m 3 ) of the separated liquid is determined according to known methods in the laboratory. The gas is separated and fed to the inlet of the complex gas treatment unit during the time period until the specific liquid content α t (kg / m 3 ) in the gas decreases (Istomin V.A., Tipugin A.V., Mitnitskiy R.A., Ismagilov R .N., Control of liquid content in gas wells production // Gas industry / special issue 633, 2009, pp. 34-39) to a value equal to a predetermined value of α min (kg / m 3 ), corresponding to the maximum possible purified from liquid accumulations the pipeline, and the duration of the purge is recorded in terms of time t (hour). Next, the
Для регулирования расхода ингибитора в автоматическом режиме и выбора конкретной точки ввода ингибитора в составе системы имеется управляющая станция, на которую подают информацию от датчиков измерения температуры газа в точках ввода ингибитора. Ингибитор подают в одну из предусмотренных точек ввода ингибитора, выбираемую согласно термическому режиму газосборного трубопровода. Конкретно точка ввода ингибитора задается управляющей станцией перед началом участка газосборного трубопровода с отрицательной по Цельсию температурой газа. По команде с управляющей станции ингибитор подается непосредственно перед участком газосборного трубопровода, где возможно образование льда.To control the inhibitor flow rate in automatic mode and select a specific inhibitor injection point, the system has a control station to which information is supplied from gas temperature measurement sensors at the inhibitor injection points. The inhibitor is fed to one of the provided inhibitor injection points, selected according to the thermal regime of the gas gathering pipeline. Specifically, the point of injection of the inhibitor is set by the control station before the beginning of the section of the gas gathering pipeline with a negative Celsius gas temperature. At the command from the control station, the inhibitor is supplied directly in front of the section of the gas gathering pipeline, where ice formation is possible.
Удельный расход ингибитора задают из учета удельного количества конденсационной воды β0 (кг/м3 газа), выпадающей между точкой подачи ингибитора и концом газосборного трубопровода, измеряемого в газе в начале газосборного трубопровода 1. Это количество воды значительно меньше, чем количество всей воды, поступающей в газосборный трубопровод с куста скважин. По измеренным датчиками измерения температуры газа термическим параметрам газосборного трубопровода определяют ту часть газосборного трубопровода, которая работает в режиме льдообразования. По термическому режиму выбирают необходимую точку ввода ингибитора.The specific consumption of the inhibitor is set taking into account the specific amount of condensation water β 0 (kg / m3 of gas) falling between the point of supply of the inhibitor and the end of the gas collection pipeline, measured in the gas at the beginning of the
Требуемый удельный расход ингибитора рассчитывают по стандартным методикам (см. Истомин В.А., Квон В.Г., Тройникова А.А., Нефедов П.А. Особенности предупреждения льдо- и гидратообразования в системах сбора газа на поздней стадии эксплуатации сеноманских залежей месторождений Западной Сибири. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья, № 2, 2016).The required specific consumption of the inhibitor is calculated according to standard methods (see Istomin V.A., Kvon V.G., Troynikova A.A., Nefedov P.A.Peculiarities of preventing ice and hydrate formation in gas gathering systems at the late stage of operation of Cenomanian deposits deposits of Western Siberia. Transport and storage of petroleum products and hydrocarbons, No. 2, 2016).
При этом удельный расход ингибитора оказывается существенно сниженным, поскольку ингибитор не разбавляется пластовой водой, поступающей со скважины (т.к. вода накапливается на пониженных участках газосборного трубопровода до точки ввода ингибитора). Фактически расход ингибитора задают только из учета воды, конденсирующейся из газовой фазы. Тем самым удельный расход ингибитора уменьшается кратно.In this case, the specific consumption of the inhibitor turns out to be significantly reduced, since the inhibitor is not diluted with formation water coming from the well (since water accumulates in the lowered sections of the gas gathering pipeline to the point of injection of the inhibitor). In fact, the flow rate of the inhibitor is set only by taking into account the water condensing from the gas phase. Thus, the specific consumption of the inhibitor is reduced by several times.
При дальнейшей работе опорожненного от жидкой водной фазы газосборного трубопровода происходит постепенное накопление в нем жидкости на пониженных начальных участках газосборного трубопровода. Таким образом, начальные участки газосборного трубопровода (где по термическим режимам его работы реализуется режим работы без образования льда) функционируют определенное время в режиме накопления жидкости с температурой, выше нуля градусов по Цельсию.During further operation of the gas-gathering pipeline emptied from the liquid water phase, there is a gradual accumulation of liquid in it in the lower initial sections of the gas-gathering pipeline. Thus, the initial sections of the gas gathering pipeline (where, according to the thermal modes of its operation, the mode of operation without ice formation is realized) function for a certain time in the mode of accumulating liquid with a temperature above zero degrees Celsius.
При накоплении жидкости на начальном участке газосборного трубопровода появляется риск попадания воды уже на ингибируемый ото льда участок трубопровода. С появлением этого риска необходимо провести следующий цикл продувки газосборного трубопровода с переходом на стандартный режим его эксплуатации.With the accumulation of liquid in the initial section of the gas gathering pipeline, there is a risk of water getting into the section of the pipeline already inhibited from ice. With the emergence of this risk, it is necessary to carry out the next purge cycle of the gas gathering pipeline with the transition to the standard mode of its operation.
Следующий цикл выполнения продувки и последующего ингибирования газосборного трубопровода производят через время:The next cycle of purging and subsequent inhibition of the gas gathering pipeline is performed over time:
τ=(Vпр×ρж)/(β0×qг), (час),τ = (V pr × ρ w ) / (β 0 × q g ), (hour),
где Vпр - замеренный общий объем отсепарированной жидкости (м3);where V pr is the measured total volume of the separated liquid (m 3 );
ρж - плотность отсепарированной жидкости (кг/м3);ρ w - the density of the separated liquid (kg / m 3 );
β0 - удельное содержание жидкости в газе в конце газосборного трубопровода, полностью очищенного от скоплений жидкости (кг/м3);β 0 is the specific liquid content in the gas at the end of the gas gathering pipeline, completely cleaned of liquid accumulations (kg / m 3 );
qг - расход газа на текущем режиме (м3/час).q g - gas consumption in the current mode (m 3 / hour).
Реализация предлагаемого изобретения обеспечивает надежную эксплуатацию промысловых трубопроводов на поздней стадии разработки месторождений в сложных условиях (накопление жидкости в пониженных участках трассы рельефного трубопровода и понижение температуры газа ниже нуля градусов Цельсия с возможностью образования льда в полости трубопровода). Кроме того, обеспечивается сбережение (экономия) ингибитора льдообразования.Implementation of the proposed invention ensures reliable operation of field pipelines at a late stage of field development in difficult conditions (accumulation of liquid in lowered sections of the embossed pipeline route and lowering the gas temperature below zero degrees Celsius with the possibility of ice formation in the pipeline cavity). In addition, the savings (economy) of the ice inhibitor is provided.
Claims (5)
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020132559A RU2761000C9 (en) | 2020-10-02 | 2020-10-02 | Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2020132559A RU2761000C9 (en) | 2020-10-02 | 2020-10-02 | Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline |
Publications (2)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2761000C1 RU2761000C1 (en) | 2021-12-02 |
| RU2761000C9 true RU2761000C9 (en) | 2021-12-27 |
Family
ID=79174225
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2020132559A RU2761000C9 (en) | 2020-10-02 | 2020-10-02 | Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2761000C9 (en) |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4589434A (en) * | 1985-06-10 | 1986-05-20 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus to prevent hydrate formation in full wellstream pipelines |
| RU2306410C1 (en) * | 2005-12-22 | 2007-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for thermal gaseous hydrate field development |
| RU2376451C1 (en) * | 2008-04-07 | 2009-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage |
| RU2460879C2 (en) * | 2010-09-09 | 2012-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header |
| RU2601649C1 (en) * | 2015-10-19 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method of inhibiting formation of hydrates in hydrocarbon-containing raw material |
| 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 |
-
2020
- 2020-10-02 RU RU2020132559A patent/RU2761000C9/en active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| US4589434A (en) * | 1985-06-10 | 1986-05-20 | Exxon Production Research Co. | Method and apparatus to prevent hydrate formation in full wellstream pipelines |
| RU2306410C1 (en) * | 2005-12-22 | 2007-09-20 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования Российский государственный университет нефти и газа им. И.М. Губкина | Method for thermal gaseous hydrate field development |
| RU2376451C1 (en) * | 2008-04-07 | 2009-12-20 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Complex automation system of hydrat formation ihybitor distribution and dosage |
| RU2460879C2 (en) * | 2010-09-09 | 2012-09-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Уренгой" | Method for determining specific and total quantity of liquid water phase supplied from well to field gas-collecting header |
| RU2601649C1 (en) * | 2015-10-19 | 2016-11-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Российский государственный университет нефти и газа (национальный исследовательский университет) имени И.М. Губкина" | Method of inhibiting formation of hydrates in hydrocarbon-containing raw material |
| 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 |
Also Published As
| Publication number | Publication date |
|---|---|
| RU2761000C1 (en) | 2021-12-02 |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US5656172A (en) | pH modification of geothermal brine with sulfur-containing acid | |
| AU2014398681B2 (en) | Method of pipeline interior drying | |
| US20180200669A1 (en) | Method and system for lowering the water dew point of a hydrocarbon fluid stream subsea | |
| CN102927442A (en) | Gas hydrate pipeline conveying method and gas hydrate pipeline conveying device | |
| RU2761000C9 (en) | Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline | |
| RU2603506C2 (en) | Method for cleaning underwater compressor, where cleaning liquid is obtained from multiphase processed fluid | |
| CN109138965A (en) | A kind of slug flow trapping system and method based on low pressure receiver | |
| RU2762323C1 (en) | Ice formation prevention system in the gas gathering pipeline | |
| Filipchuk et al. | Development of cleaning methods complex of industrial gas pipelines based on the analysis of their hydraulic efficiency | |
| CN104019360B (en) | Self-control energy-saving heat tracing system | |
| RU2679174C1 (en) | Method for operation of group of watering wells | |
| RU2597390C1 (en) | Method of operating gas field in collector-beam arrangement scheme collection at final stage of deposit development | |
| CN213207284U (en) | High-point exhaust system of natural gas gathering and transportation pipeline | |
| CN105840168A (en) | Treatment system for oil well produced liquid | |
| US7452390B1 (en) | Controlled superheating of natural gas for transmission | |
| CN112524487B (en) | System and method for controlling accumulated liquid of large-caliber flash vapor pipeline of oil field | |
| CN210511065U (en) | Gaseous ethane pipeline terminal flow guarantee system | |
| Boschee | Gas hydrate control using monoethylene glycol in the Gulf of Mexico | |
| CN214405626U (en) | Oil field heavy-calibre flash distillation gas pipeline hydrops control system | |
| CN208918522U (en) | A kind of slug flow trapping system based on low pressure receiver | |
| EA018019B1 (en) | Method of producing gaseous and liquid components from one or more multi-phase streams and an apparatus therefor | |
| Hagesaether et al. | Flow-assurance modeling: reality check and aspects of transient operations of gas/condensate pipelines | |
| Soliman Sahweity | Hydrate Management Controls In Saudi Aramco’s Largest Offshore Nonassociated Gas Fields | |
| CN111832232A (en) | Technical method for diagnosing and identifying accumulated liquid in pipeline | |
| Мырадов et al. | OBJECT OF THE SYSTEM FOR PREPARING OF THE GAS INDUSTRY |
Legal Events
| Date | Code | Title | Description |
|---|---|---|---|
| TH4A | Reissue of patent specification | ||
| TK4A | Correction to the publication in the bulletin (patent) |
Free format text: CORRECTION TO CHAPTER -FG4A- IN JOURNAL 34-2021 FOR INID CODE(S) (72) |