RU2762323C1 - Ice formation prevention system in the gas gathering pipeline - Google Patents

Ice formation prevention system in the gas gathering pipeline Download PDF

Info

Publication number
RU2762323C1
RU2762323C1 RU2021113329A RU2021113329A RU2762323C1 RU 2762323 C1 RU2762323 C1 RU 2762323C1 RU 2021113329 A RU2021113329 A RU 2021113329A RU 2021113329 A RU2021113329 A RU 2021113329A RU 2762323 C1 RU2762323 C1 RU 2762323C1
Authority
RU
Russia
Prior art keywords
inhibitor
gas
gathering pipeline
pipeline
gas gathering
Prior art date
Application number
RU2021113329A
Other languages
Russian (ru)
Inventor
Александр Александрович Ротов
Владимир Александрович Истомин
Никита Александрович Бузников
Роман Александрович Митницкий
Original Assignee
Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ"
Priority date (The priority date is an assumption and is not a legal conclusion. Google has not performed a legal analysis and makes no representation as to the accuracy of the date listed.)
Filing date
Publication date
Application filed by Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" filed Critical Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ"
Priority to RU2021113329A priority Critical patent/RU2762323C1/en
Application granted granted Critical
Publication of RU2762323C1 publication Critical patent/RU2762323C1/en

Links

Images

Classifications

    • E—FIXED CONSTRUCTIONS
    • E21—EARTH DRILLING; MINING
    • E21B—EARTH DRILLING, e.g. DEEP 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, limiting or eliminating the deposition of paraffins or like substances
    • F—MECHANICAL ENGINEERING; LIGHTING; HEATING; WEAPONS; BLASTING
    • F17—STORING OR DISTRIBUTING GASES OR LIQUIDS
    • F17D—PIPE-LINE SYSTEMS; PIPE-LINES
    • F17D3/00—Arrangements for supervising or controlling working operations
    • F17D3/12—Arrangements for supervising or controlling working operations for injecting a composition into the line

Abstract

FIELD: oil and gas industry.
SUBSTANCE: invention relates to the oil and gas industry. The system for preventing ice formation in the gas gathering pipeline includes a gas gathering pipeline 1, an inhibitor supply device, a control station 9, and a gas gathering pipeline blowing device. The device for purging the gas gathering pipeline includes a shut-off ball valve 11, a purge line 12, a two-phase separator 13 and a flow meter for the liquid 14 to be separated. The inhibitor supply device consists of a supply tank for the inhibitor 3, an inhibitor line 4 laid along the gas gathering pipeline 1, a pump 5 and a check valve 6. The points of inhibitor injection into the gas collecting pipeline 1 are equipped with electrically controlled two-position valves 7 and flow control washers 8. The outlet of the supply container for the inhibitor 3 through pump 5 and check valve 6 is connected to the inlet of the inhibitor line 4. Outlets of the inhibitor line 4 are connected through the electrically controlled two-position valves 7 and the flow control washers 8 to the points of the inhibitor introduction into the gas gathering line 1. The gas gathering pipeline 1 is equipped with a flow meter 2, a first drip catcher 15 at the beginning of the gas gathering pipeline, a second drip catcher 16 at the end of the gas gathering pipeline before being diverted to the purge line 12, and gas temperature measurement sensors 10 at the inhibitor injection points. The outputs of the gas temperature measurement sensors 10 are connected to the inputs of the control station 9, the outputs of which are connected to the control inputs of the electrically controlled two-position valves 7.
EFFECT: increasing the operational reliability of field pipelines while saving ice inhibitor.
1 cl, 1 dwg

Description

Изобретение относится к нефтегазовой промышленности и может быть использовано для предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе на поздней стадии эксплуатации газовых месторождений при наличии значительных по объему жидкостных скоплений в пониженных участках трубопровода, резко уменьшающих скорость движения фронта ингибитора по длине шлейфа.The invention relates to the oil and gas industry and can be used to prevent ice formation in a gas gathering pipeline at a late stage of gas field operation in the presence of significant liquid accumulations in lowered sections of the pipeline, which sharply reduce the speed of the inhibitor front along the length of the loop.

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 м 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 фракции 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, водного раствора ингибитора 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 гидратных или 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 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 fraction 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, an aqueous solution of an inhibitor of ice and hydrate formation) can accumulate in the lower sections of the route. The presence of liquid slugs 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 hydrate or ice plugs increase sharply 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 Α.Α., 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 м3 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., Troinikova .Α., Nefedov P.A. 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 required).

Наиболее близким техническим решением (прототипом) к предлагаемой системе является система автоматической подачи ингибитора гидратообразования в шлейфы газового промысла (патент РФ №2637245, опубл. 01.12.2017). Известная система содержит емкость с ингибитором, трубопроводы подачи ингибитора к защищаемым точкам и исполнительный механизм, обеспечивающий прямую управляемую программную подачу ингибитора. При этом система дополнительно содержит преобразователи температуры и давления, установленные в защищаемых точках шлейфа и соединенные со станцией управления и исполнительным механизмом беспроводным каналом связи, и устройства дозирования ингибитора, состоящие из обратного, прямого клапанов и регулирующей шайбы, которые установлены в защищаемых точках шлейфа и соединены с трубопроводом подачи ингибитора. При этом емкость с ингибитором выполнена в виде гидроаккумулятора с датчиком давления, соединенным со станцией управления беспроводным каналом связи, а исполнительный механизм выполнен в виде регулирующего редуктора.The closest technical solution (prototype) to the proposed system is a system for automatic supply of an inhibitor of hydrate formation to the plumes of a gas field (RF patent No. 2637245, publ. 01.12.2017). The known system contains a container with an inhibitor, pipelines for supplying the inhibitor to the protected points and an actuator providing direct controlled programmed supply of the inhibitor. In this case, the system additionally contains temperature and pressure converters installed at protected points of the loop and connected to the control station and the actuator by a wireless communication channel, and inhibitor dosing devices, consisting of a check, direct valves and a control washer, which are installed at the protected points of the loop and are connected with an inhibitor supply line. In this case, the container with the inhibitor is made in the form of a hydraulic accumulator with a pressure sensor connected to the control station by a wireless communication channel, and the actuator is made in the form of a control gearbox.

Недостатками, известной системы является невозможность обеспечить надежность эксплуатации промысловых трубопроводов и высокий расход ингибитора льдообразования (причины возникновения этих недостатков приведены выше).The disadvantages of the known system are the impossibility of ensuring the reliability of operation of the field pipelines and the high consumption of the inhibitor of ice formation (the reasons for these disadvantages are given above).

Задачей, на решение которой направлено предлагаемое изобретение, является создание системы предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе.The problem to be solved by the present invention is to create a system for preventing ice formation in the gas gathering pipeline.

Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение, является повышение надежности эксплуатации промысловых трубопроводов. Техническим результатом является также уменьшение расхода ингибитора льдообразования.The technical result, the achievement of which the present 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 система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе включает газосборный трубопровод, устройство подачи ингибитора, управляющую станцию, устройство продувки газосборного трубопровода, которое содержит отсекающий шаровой кран, продувочную линию, двухфазный сепаратор и расходомер сепарируемой жидкости. При этом газосборный трубопровод снабжен расходомером, а устройство подачи ингибитора состоит из расходной емкости для ингибитора, ингибиторопровода, проложенного вдоль газосборного трубопровода, насоса и обратного клапана. Точки ввода ингибитора в газосборный трубопровод снабжены электроуправляемыми двухпозиционными клапанами и регулирующими расход шайбами. При этом выход расходной емкости для ингибитора через насос и обратный клапан подключен ко входу ингибиторопровода, выходы которого через электроуправляемые двухпозиционные клапана и регулирующие расход шайбы соединены с точками ввода ингибитора в газосборный трубопровод, который содержит первый и второй каплеуловители, датчики измерения температуры газа в точках ввода ингибитора, а в конце - отвод, к которому подключен вход продувочной линии, выход которой через отсекающий шаровой кран соединен с входом двухфазного сепаратора, первый выход которого предназначен для подачи отсепарированного газа на переработку, а второй выход - для вывода из системы отсепарированной жидкости через расходомер сепарируемой жидкости. При этом выходы датчиков измерения температуры газа подключены на входы управляющей станции, выходы которой подключены к управляющим входам электроуправляемых двухпозиционных клапанов, причем первый каплеуловитель установлен в начале газосборного трубопровода, а второй каплеуловитель установлен в конце газосборного трубопровода перед отводом.The specified technical result is achieved due to the fact that the system for preventing ice formation in the gas gathering pipeline includes a gas gathering pipeline, an inhibitor supply device, a control station, a gas gathering pipeline blowing device, which contains a shut-off ball valve, a blow line, a two-phase separator and a flow meter for the liquid to be separated. In this case, the gas gathering pipeline is equipped with a flow meter, and the inhibitor supply device consists of a supply container for the inhibitor, an inhibitor pipeline laid along the gas gathering pipeline, a pump and a check valve. The injection points of the inhibitor into the gas gathering pipeline are equipped with electrically controlled two-position valves and washers regulating the flow rate. In this case, the outlet of the supply tank for the inhibitor through the pump and the check valve is connected to the inlet of the inhibitor line, the outputs of which are connected through electrically controlled on / off valves and the washers regulating the flow rate to the points of the inhibitor introduction into the gas collection pipeline, which contains the first and second droplet separators, gas temperature measurement sensors at the points of introduction inhibitor, and at the end - a branch to which the inlet of the purge line is connected, the outlet of which through a shut-off ball valve is connected to the inlet of a two-phase separator, the first outlet of which is intended for supplying the separated gas for processing, and the second outlet for removing the separated liquid from the system through a flow meter separated liquid. In this case, the outputs of the gas temperature measurement sensors are connected to the inputs of the control station, the outputs of which are connected to the control inputs of the electrically controlled two-position valves, the first droplet catcher being installed at the beginning of the gas gathering pipeline, and the second droplet catcher being installed at the end of the gas gathering pipeline before the outlet.

Предлагаемое изобретение поясняется чертежом, где схематично изображена система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе.The invention is illustrated by the drawing, which schematically shows a system for preventing ice formation in the gas gathering pipeline.

Система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе включает газосборный трубопровод 1, соединяющий добывающие скважины или кусты скважин с установкой комплексной подготовки газа (на фигуре не показана), оборудованный расходомером 2.The system for preventing ice formation in the gas gathering pipeline includes a gas gathering pipeline 1 connecting production wells or well clusters with a complex gas treatment unit (not shown in the figure), equipped with a flow meter 2.

Кроме того, в состав системы входит устройство подачи ингибитора, состоящее из расходной емкости для ингибитора 3, ингибиторопровода вдоль газосборного трубопровода 4, насоса 5 для прокачки ингибитора по ингибиторопроводу и обратного клапана 6. Точки ввода ингибитора в газосборный трубопровод 1, оборудованы электроуправляемыми двухпозиционными клапанами 7 и оснащены регулирующими расход шайбами 8. Для регулирования расхода ингибитора в автоматическом режиме и выбора конкретной точки ввода ингибитора в составе системы имеется управляющая станция 9, на которую поступает информация от датчиков измерения температуры газа 10 в точках ввода ингибитора. Ингибитор может подаваться в одну из предусмотренных точек ввода ингибитора, выбираемую согласно термическому режиму газосборного трубопровода 1. 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 1, включающее отсекающий шаровой кран 11, установленный на отводе продувочной линии в конце газосборного трубопровода 1 (перед двухфазным сепаратором), продувочную линию (трубопровод продувки газа) 12, двухфазный сепаратор 13 и расходомер сепарируемой жидкости (счетчик жидкости) 14. Кроме того, система снабжена каплеуловителями 15 и 16. При этом первый каплеуловитель 15 установлен в начале газосборного трубопровода 1, а второй каплеуловитель 16 установлен в конце газосборного трубопровода перед отводом продувочной линии 12.In addition, the system includes an inhibitor supply device, which consists of a supply tank for the inhibitor 3, an inhibitor line along the gas collection line 4, a pump 5 for pumping the inhibitor through the inhibitor line and a check valve 6. The points of inhibitor injection into the gas collection line 1 are equipped with electrically controlled two-position valves 7 and equipped with flow control washers 8. To regulate the inhibitor flow rate in automatic mode and select a specific inhibitor injection point, the system has a control station 9, which receives information from gas temperature sensors 10 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 1. Specifically, the inhibitor injection point is set by the control station before the start of the gas gathering pipeline section with a negative Celsius gas temperature. The system includes a device (subsystem) for purging the gas gathering pipeline 1, including a shut-off ball valve 11, installed on the outlet of the blowdown line at the end of the gas gathering pipeline 1 (before the two-phase separator), a blowdown line (gas blowdown pipeline) 12, a two-phase separator 13 and a flow meter for the liquid to be separated (liquid meter) 14. In addition, the system is equipped with droplet catchers 15 and 16. In this case, the first droplet catcher 15 is installed at the beginning of the gas collecting pipeline 1, and the second droplet catcher 16 is installed at the end of the gas collecting pipeline before the venting of the purge line 12.

Система работает следующим образом.The system works as follows.

В зимнее время года перед началом подачи ингибитора выполняют продувку газосборного трубопровода 1 путем открытия отсекающего шарового крана 11 и переключения потока газа с накопленной жидкостью на продувочную линию 12 с целью удаления практически всей накопившейся жидкости из газосборного трубопровода 1. Продувают газосборный трубопровод 1 со стороны скважин за счет снижения давления в продувочной линии 12 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 1.In the winter season, before the start of the inhibitor supply, the gas gathering pipeline 1 is purged by opening the shut-off ball valve 11 and switching the gas flow with the accumulated liquid to the purge line 12 in order to remove practically all the accumulated liquid from the gas gathering pipeline 1. The gas gathering pipeline 1 is purged from the side of the wells behind by reducing the pressure in the purge line 12 to atmospheric. At the same time, a gas speed is created that is 1.5-2.5 times (but not more than 20 m / s) the critical speed, which ensures the removal of liquid in the gas gathering pipeline 1.

Продувку осуществляют без выпуска газа в атмосферу с поступлением водной фазы в двухфазный сепаратор 13. При этом продувочный газ возвращают в технологический цикл подготовки газа, например, с помощью компрессора с высокой степенью сжатия, (на чертеже не показан). В процессе выполнения продувки замеряют общий объем вынесенной в сепаратор 13 жидкости Vпр (м3) по показаниям расходомера сепарируемой жидкости 14. Плотность ρж (кг/м3) отсепарированной жидкости определяют по известным методикам в лаборатории. Газ сепарируют и подают на дальнейшую переработку в течение временного периода до снижения удельного содержания жидкости αt (кг/м3) в газе, измеренного в конце газосборного трубопровода 1 с помощью второго каплеуловителя 16, установленного на штуцере, 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 из расходной емкости для ингибитора 3 насосом 5 по ингибиторопроводу 4 непосредственно перед участком газосборного трубопровода 1, где возможно образование льда.The purge is carried out without venting the gas into the atmosphere with the water phase entering the two-phase separator 13. In this case, the purge gas is returned to the gas preparation process cycle, for example, using a compressor with a high compression ratio (not shown in the drawing). During the purging process, the total volume of the liquid V pr (m 3 ) taken out into the separator 13 is measured according to the readings of the flow meter of the separated liquid 14. 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 for further processing during the time period until the specific liquid content α t (kg / m 3 ) in the gas, measured at the end of the gas gathering pipeline 1, using the second drop eliminator 16 installed on the choke, to a value equal to a predetermined value α min (kg / m 3 ) corresponding to the maximum possible pipeline cleared of liquid accumulations, and the duration of the blowdown is recorded in terms of time t (hour). Next, the gas gathering pipeline 1 is transferred to the current operating mode of its operation and the supply of methanol from the supply tank for the inhibitor 3 is resumed with the pump 5 through the inhibitor pipeline 4 immediately before the section of the gas gathering pipeline 1, where ice formation is possible.

Для регулирования расхода ингибитора в автоматическом режиме и выбора конкретной точки ввода ингибитора в составе системы имеется управляющая станция 9, на которую подают информацию от датчиков измерения температуры газа 10 в точках ввода ингибитора. Ингибитор подают в одну из предусмотренных точек ввода ингибитора, выбираемую согласно термическому режиму газосборного трубопровода 1. Конкретно точка ввода ингибитора задается управляющей станцией перед началом участка газосборного трубопровода 1 с отрицательной по Цельсию температурой газа. По команде с управляющей станции 9 срабатывает соответствующий электроуправляемый двухпозиционный клапан 7 и через регулирующую расход шайбу 8 ингибитор подается непосредственно перед участком газосборного трубопровода, где возможно образование льда.To control the flow rate of the inhibitor in the automatic mode and select a specific point of injection of the inhibitor, the system has a control station 9 to which information is supplied from the sensors measuring the temperature of the gas 10 at the points of injection of the inhibitor. The inhibitor is fed to one of the provided inhibitor injection points, selected according to the thermal regime of the gas gathering pipeline 1. Specifically, the inhibitor injection point is set by the control station before the start of the gas gathering pipeline section 1 with a negative Celsius gas temperature. On command from the control station 9, the corresponding electrically controlled two-position valve 7 is activated and through the flow control washer 8 the inhibitor is supplied directly in front of the section of the gas collection 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 1, измеряемого в газе в начале газосборного трубопровода первым каплеуловителем 15. Это количество воды значительно меньше, чем количество всей воды, поступающей в газосборный трубопровод 1 с куста скважин. По измеренным датчиками измерения температуры газа 10 термическим параметрам газосборного трубопровода 1 определяют ту часть газосборного трубопровода, которая работает в режиме льдообразования. По термическому режиму выбирают необходимую точку впрыска ингибитора.The specific consumption of the inhibitor is set taking into account the specific amount of condensation water β 0 (kg / m 3 of gas) falling between the supply point of the inhibitor and the end of the gas collection pipeline 1, measured in the gas at the beginning of the gas collection pipeline by the first drop catcher 15. This amount of water is significantly less than the amount of all water entering the gas gathering pipeline 1 from the well cluster. The thermal parameters of the gas gathering pipeline 1 measured by the gas temperature measurement sensors 10 determine that part of the gas gathering pipeline that operates in the ice formation mode. The required injection point of the inhibitor is selected according to the thermal regime.

Требуемый удельный расход игибитора рассчитывается 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. Features 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.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.

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.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 (т.е. на участке от входа сырого газа с куста скважин в газосборный трубопровод до защищаемой от льдообразования точки) появляется риск попадания воды уже на ингибируемый от льда участок трубопровода. С появлением этого риска необходимо провести следующий цикл продувки газосборного трубопровода с переходом на стандартный режим его эксплуатации.When liquid accumulates in the initial section of the gas gathering pipeline (i.e., in the section from the raw gas entry from the well cluster to the gas gathering pipeline to the point protected from ice formation), there is a risk of water ingress 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:

t=(Vпр×ρж)/(β0×qг), (час),t = (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 - "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 (1)

Система предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе, включающая газосборный трубопровод и устройство подачи ингибитора, отличающаяся тем, что содержит управляющую станцию, устройство продувки газосборного трубопровода, включающее отсекающий шаровой кран, продувочную линию, двухфазный сепаратор и расходомер сепарируемой жидкости, при этом газосборный трубопровод снабжен расходомером, а устройство подачи ингибитора состоит из расходной емкости для ингибитора, ингибиторопровода, проложенного вдоль газосборного трубопровода, насоса и обратного клапана, причем точки ввода ингибитора в газосборный трубопровод снабжены электроуправляемыми двухпозиционными клапанами и регулирующими расход шайбами, при этом выход расходной емкости для ингибитора через насос и обратный клапан подключен к входу ингибиторопровода, выходы которого через электроуправляемые двухпозиционные клапана и регулирующие расход шайбы соединены с точками ввода ингибитора в газосборный трубопровод, который содержит первый и второй каплеуловители, датчики измерения температуры газа в точках ввода ингибитора, а в конце отвод, к которому подключен вход продувочной линии, выход которой через отсекающий шаровой кран соединен с входом двухфазного сепаратора, первый выход которого предназначен для подачи отсепарированного газа на переработку, а второй выход - для вывода из системы отсепарированной жидкости через расходомер сепарируемой жидкости, при этом выходы датчиков измерения температуры газа подключены на входы управляющей станции, выходы которой подключены к управляющим входам электроуправляемых двухпозиционных клапанов, причем первый каплеуловитель установлен в начале газосборного трубопровода, а второй каплеуловитель установлен в конце газосборного трубопровода перед отводом.A system for preventing ice formation in a gas-gathering pipeline, including a gas-gathering pipeline and an inhibitor supply device, characterized in that it contains a control station, a gas-gathering pipeline purge device, including a shut-off ball valve, a blowdown line, a two-phase separator and a flow meter for the liquid to be separated, while the gas gathering pipeline is equipped with a flow meter, and the inhibitor supply device consists of a supply container for the inhibitor, an inhibitor line laid along the gas gathering pipeline, a pump and a check valve, and the points of inhibitor injection into the gas gathering pipeline are equipped with electrically controlled two-position valves and flow control washers, while the outlet of the supply container for the inhibitor through the pump and the return the valve is connected to the inlet of the inhibitor pipeline, the outputs of which are connected through the electrically controlled two-position valves and the washers regulating the flow rate to the points of the inhibitor introduction into the gas gathering pipeline, which contains t the first and second droplet separators, gas temperature measurement sensors at the inhibitor injection points, and at the end a branch to which the inlet of the purge line is connected, the outlet of which is connected through a shut-off ball valve to the inlet of a two-phase separator, the first outlet of which is designed to supply the separated gas for processing, and the second output is for withdrawing the separated liquid from the system through the flow meter of the liquid to be separated, while the outputs of the gas temperature measurement sensors are connected to the inputs of the control station, the outputs of which are connected to the control inputs of the electrically controlled two-position valves, and the first drop catcher is installed at the beginning of the gas collection pipeline, and the second drop catcher installed at the end of the gas gathering pipeline before the branch.
RU2021113329A 2021-05-05 2021-05-05 Ice formation prevention system in the gas gathering pipeline RU2762323C1 (en)

Priority Applications (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021113329A RU2762323C1 (en) 2021-05-05 2021-05-05 Ice formation prevention system in the gas gathering pipeline

Applications Claiming Priority (1)

Application Number Priority Date Filing Date Title
RU2021113329A RU2762323C1 (en) 2021-05-05 2021-05-05 Ice formation prevention system in the gas gathering pipeline

Publications (1)

Publication Number Publication Date
RU2762323C1 true RU2762323C1 (en) 2021-12-17

Family

ID=79175364

Family Applications (1)

Application Number Title Priority Date Filing Date
RU2021113329A RU2762323C1 (en) 2021-05-05 2021-05-05 Ice formation prevention system in the gas gathering pipeline

Country Status (1)

Country Link
RU (1) RU2762323C1 (en)

Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
SU1393901A1 (en) * 1986-07-14 1988-05-07 Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" Apparatus for controlling the feed of inhibitor of hydrate formation into fuel gas pipelines
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
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
RU2683336C1 (en) * 2018-03-29 2019-03-28 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Hydrates formation processes in the production flowlines monitoring method

Patent Citations (5)

* Cited by examiner, † Cited by third party
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
SU1393901A1 (en) * 1986-07-14 1988-05-07 Специальное проектно-конструкторское бюро "Промавтоматика" Apparatus for controlling the feed of inhibitor of hydrate formation into fuel gas pipelines
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
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
RU2683336C1 (en) * 2018-03-29 2019-03-28 Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" Hydrates formation processes in the production flowlines monitoring method

Similar Documents

Publication Publication Date Title
US5656172A (en) pH modification of geothermal brine with sulfur-containing acid
CN101432053B (en) Process and apparatus for separating out and removing water present in liquid fuels, especially water from diesel oil
CN104390142B (en) Gas-liquid separator automatic drainage system with emergency drainage capacity
US9939114B2 (en) Method of pipeline interior drying
CN109138965B (en) Slug flow trapping system and method based on low-pressure liquid storage
CN104763404A (en) Integral measuring integrated device for tipping bucket of oil well
DK147740B (en) PROCEDURE AND APPARATUS FOR TREATING A TWO-PHASE MIXTURE OF LIQUID AND GAS IN A PIPELINE PIPE
WO2008140319A1 (en) Method for liquid control in multiphase fluid pipelines
US20220268143A1 (en) Apparatus and method for three-phase separation at a well
RU2762323C1 (en) Ice formation prevention system in the gas gathering pipeline
CN105567363A (en) Natural gas dewaxing, dehydration and dehydrocarbon device and method
US6129150A (en) Method and equipment for offshore oil production by intermittent gas injection
RU2761000C1 (en) Method for preventing ice formation in a gas collecting pipeline
CN109707347A (en) Pretreatment system and method before a kind of unstripped gas wellhead supercharging
NO159682B (en) PROCEDURE AND DEVICE FOR SEPARATION OF GAS AND LIQUID IN A PIPE PIPE.
CN208670598U (en) Skid-mounted type natural gas collecting device
RU2341723C2 (en) System for reducing liquid collection in pipeline with polyphase flow
CN208918522U (en) A kind of slug flow trapping system based on low pressure receiver
CN213207284U (en) High-point exhaust system of natural gas gathering and transportation pipeline
WO1991012893A1 (en) Improvements relating to hydrocyclone systems
CN112524487A (en) System and method for controlling accumulated liquid in large-diameter flash evaporation gas pipeline of oil field
CN104689931A (en) High-pressure gas and liquid separation method
US8439999B2 (en) Device for capturing gas from a produced water stream
CN204571960U (en) A kind of oil well tipping bucket measurement integrated device
US7452390B1 (en) Controlled superheating of natural gas for transmission