RU2785098C1 - Способ очистки газосборного коллектора куста скважины - Google Patents
Способ очистки газосборного коллектора куста скважины Download PDFInfo
- Publication number
- RU2785098C1 RU2785098C1 RU2021136145A RU2021136145A RU2785098C1 RU 2785098 C1 RU2785098 C1 RU 2785098C1 RU 2021136145 A RU2021136145 A RU 2021136145A RU 2021136145 A RU2021136145 A RU 2021136145A RU 2785098 C1 RU2785098 C1 RU 2785098C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- cleaning
- inhibitor
- gas collection
- hydrate formation
- Prior art date
Links
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 title claims abstract description 15
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 claims abstract description 30
- 238000005755 formation reaction Methods 0.000 claims abstract description 24
- 239000003112 inhibitor Substances 0.000 claims abstract description 24
- 230000002401 inhibitory effect Effects 0.000 claims abstract description 24
- 238000010438 heat treatment Methods 0.000 claims abstract description 15
- 238000009825 accumulation Methods 0.000 claims abstract description 7
- OUTUZEBQXNEVGY-UHFFFAOYSA-N 5,5-diethyl-1,3-diazinane-2,4,6-trione;4-(dimethylamino)-1,5-dimethyl-2-phenylpyrazol-3-one Chemical compound CCC1(CC)C(=O)NC(=O)NC1=O.O=C1C(N(C)C)=C(C)N(C)N1C1=CC=CC=C1 OUTUZEBQXNEVGY-UHFFFAOYSA-N 0.000 claims 1
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 34
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 230000001105 regulatory Effects 0.000 abstract 1
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 description 44
- XKMLYUALXHKNFT-UUOKFMHZSA-N Guanosine-5'-triphosphate Chemical compound C1=2NC(N)=NC(=O)C=2N=CN1[C@@H]1O[C@H](COP(O)(=O)OP(O)(=O)OP(O)(O)=O)[C@@H](O)[C@H]1O XKMLYUALXHKNFT-UUOKFMHZSA-N 0.000 description 8
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 description 7
- MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N Diethylene glycol Chemical compound OCCOCCO MTHSVFCYNBDYFN-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 4
- 241000196324 Embryophyta Species 0.000 description 3
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 description 3
- 210000003995 blood forming stem cell Anatomy 0.000 description 2
- 238000007664 blowing Methods 0.000 description 2
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 description 2
- 239000007788 liquid Substances 0.000 description 2
- 230000002265 prevention Effects 0.000 description 2
- 238000005086 pumping Methods 0.000 description 2
- 239000000243 solution Substances 0.000 description 2
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 2
- 241000191291 Abies alba Species 0.000 description 1
- 241000183024 Populus tremula Species 0.000 description 1
- 230000002745 absorbent Effects 0.000 description 1
- 239000002250 absorbent Substances 0.000 description 1
- 239000002253 acid Substances 0.000 description 1
- 238000001816 cooling Methods 0.000 description 1
- 230000018109 developmental process Effects 0.000 description 1
- 238000001035 drying Methods 0.000 description 1
- 238000000605 extraction Methods 0.000 description 1
- -1 for example Substances 0.000 description 1
- 239000008398 formation water Substances 0.000 description 1
- 150000002334 glycols Chemical class 0.000 description 1
- 150000002430 hydrocarbons Chemical class 0.000 description 1
- 238000002347 injection Methods 0.000 description 1
- 239000007924 injection Substances 0.000 description 1
- 238000009434 installation Methods 0.000 description 1
- 238000009413 insulation Methods 0.000 description 1
- 239000002184 metal Substances 0.000 description 1
- GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N methanol;hydrate Chemical compound O.OC GBMDVOWEEQVZKZ-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
- 239000000203 mixture Substances 0.000 description 1
- 230000008929 regeneration Effects 0.000 description 1
- 238000011069 regeneration method Methods 0.000 description 1
- 239000011435 rock Substances 0.000 description 1
- 238000005507 spraying Methods 0.000 description 1
- 238000010792 warming Methods 0.000 description 1
Images
Abstract
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при очистке газосборных коллекторов от гидратных отложений и льда. Технический результат - повышение эффективности очистки газосборного коллектора от льдообразований и гидратных отложений. В способе очистки газосборного коллектора куста скважины, включающем прогрев осушенным газом, который пускают со стороны установки комплексной подготовки газа после дожимной компрессорной станции, дополнительно, непосредственно во время подачи осушенного газа в шлейф, вводят ингибитор гидратообразования матанол, нагрев ингибитора гидратообразования осуществляют в теплообменнике до температуры плюс 60°С, при этом нагрев происходит за счет пара, получаемого от передвижной парогенераторной установки, а подачу ингибитора гидратообразования в газосборный коллектор куста скважины осуществляют при помощи передвижного устройства подачи ингибитора в места наиболее вероятного скопления ледяных образований через регулирующее устройство. 1 ил., 1 табл.
Description
Изобретение относится к газодобывающей промышленности и может быть использовано при очистке газосборных коллекторов (далее - ГСК) от гидратных отложений и льда.
В настоящее время основные газовые месторождения Западной Сибири - Вынгапуровское, Медвежье, Уренгойское, Ямбургское, Комсомольское и др. находятся на стадии падающей добычи. Для этой стадии характерно снижение дебитов скважин, а также возрастание удельного количества выносимой скважинами пластовой воды. Снижение производительности скважин приводит к уменьшению температуры газа в конце шлейфа (за счет большего времени теплообмена с окружающей средой) вплоть до отрицательных по Цельсию значений в зимнее время года. Это означает появление нового технологического осложнения в системах внутрипромыслового сбора газа - льдообразования и ледяных пробок, а также приводит к увеличению удельного расхода ингибитора гидратообразования.
Показатели гидравлической эффективности трубопроводов характеризуют отклонение фактической пропускной способности трубопровода от расчетных значений. При уменьшении уровня добычи происходит снижение расхода газа в трубопроводе, что приводит к нарушению условий выноса жидкости, ее накоплению в пониженных участках и возникновению дополнительных гидравлических сопротивлений. Кроме того, накопление жидкости в условиях низких температур окружающей среды, может приводить к возникновению ледяных отложений на внутренней поверхности трубопроводов, создающих дополнительное гидравлическое сопротивление. В результате происходит увеличение фактических потерь давления в трубопроводе по отношению к расчетным значениям, что выражается в снижении его гидравлической эффективности. Наиболее вероятное скопление ледяных образований наблюдается в пониженных участках газосборного коллектора, в переходах через водные преграды.
Изменение в темпах отбора добычи газа сказывается не только на гидравлические, но и на тепловые режимы эксплуатации промысловых газосборных сетей. Существует ряд факторов изменения тепловых режимов трубопроводов: надземная их прокладка, несовершенство теплоизоляции, снижение расходов газа и устьевых температур эксплуатационных скважин. Льдообразование является важной отличительной особенностью завершающего периода разработки месторождения. Температуры газа большинства (~85%) сеноманских шлейфов на входе в УКПГ в зимнее время оказываются ниже 0°С. Для предупреждения гидратообразования в качестве ингибитора применяется метанол, в том числе и для предупреждения льдообразования и устранения ледяных отложений.
Известен способ предупреждения и ликвидации газовых гидратов в системах добычи газа с использованием ингибиторов гидратообразования на основе метанола или гликолей, в частности, диэтиленгликоля, который используется для осушки природного газа [Истомин В.А., Квон В.Г. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа, М.: ООО «ИРЦ Газпром, 2004 г., с. 128-137].
Существенным недостатком указанного способа является необходимость в подаче значительного количества метанола со стороны куста скважин, для того чтобы обеспечить концентрацию водометанольного раствора, достаточную для разложения льда на всем протяжении газосборного шлейфа, и, как следствие, это приводит к увеличению расхода метанола по УКПГ.
Также известен способ пуска шлейфов в эксплуатацию после длительной остановки, в котором производят поэтапно следующие операции: подготовительные работы; пуск и прогрев скважины на факел; заполнение шлейфа газом; подача ингибитора гидратообразования в шлейф; прогрев шлейфа и вывод его на рабочий режим [РД 9510-52-84, Инструкция по пуску шлейфов в эксплуатацию после длительной остановки, Тюмень, РЭМ ТюменНИИГипрогаза, 1984 г., с. 5-39].
Недостатками известного способа является то, что пуск и прогрев ствола скважины, а также прогрев шлейфа рекомендуется производить, продувая систему на факел в течение как минимум 30 мин, при этом обязательна подача ингибитора гидратообразования в шлейф со стороны продувки, кроме того, решение проблемы, когда большая часть льдообразований находится на дальней от точки продувки стороне, затрудняется по причине значительного охлаждения газа до околонулевых температур, снижая общую эффективность борьбы с отложениями льда.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ пуска шлейфов газовых и газоконденсатных месторождений после длительной остановки [RU 2377400 C1, Е21В 43/24 (2006.01), опубл. 27.12.2009, Бюл. №36], при котором прогрев ГСК осуществляют осушенным газом, который пускают со стороны установки комплексной подготовки газа после дожимной компрессорной станции с температурой не ниже плюс 10°С и с расходом, обеспечивающим прогрев шлейфа от нескольких часов до суток до прогрева пород вокруг шлейфа и освобождения полости шлейфа от конденсированной фазы воды. Газ через шлейф и скважину закачивают в газоносный пласт. Также с целью уменьшения количества осушенного газа высокого давления, закачиваемого в пласт через прогреваемый шлейф, предлагается подача в шлейф (методом распыла в поток газа) со стороны УКПГ отработанного и уже не подлежащего регенерации раствора абсорбента, например, диэтиленгликоля.
Недостатками способа является значительные затраты времени на проведение прогрева ГСК, от нескольких часов до суток, что соответственно приводит к потерям добычи газа.
Технической проблемой, на решение которой направлен предлагаемый способ является сокращение времени на очистку газосборного коллектора от льдообразований и гидратных отложений, а также предотвращение потерь природного газа за счет закрытой схемы продувки обратным ходом с УКПГ через скважину в газоносный пласт.
Техническим результатом, на достижение которого направлено предлагаемое изобретение является повышение эффективности очистки газосборного коллектора от льдообразований и гидратных отложений.
Указанный технический результат достигается способом очистки газосборного коллектора куста скважины, который включает прогрев осушенным газом, который пускают со стороны установки комплексной подготовки газа после дожимной компрессорной станции, дополнительно, непосредственно во время подачи осушенного газа в шлейф, вводят ингибитор гидратообразования, новым является то, что нагрев ингибитора гидратообразования осуществляют в теплообменнике до температуры плюс 60°С, при этом нагрев происходит за счет пара, получаемого от передвижной парогенераторной установки, а подачу ингибитора гидратообразования в газосборный коллектор куста скважины осуществляют при помощи передвижного устройства подачи ингибитора в места наиболее вероятного скопления ледяных образований через регулирующее устройство.
Таким образом, за счет нагрева ингибитора гидратообразования (метанола) в теплообменнике до температуры плюс 60°С, при этом нагрев происходит за счет пара, получаемого от передвижной парогенераторной установки, а подача в ГСК осуществляется при помощи специальной техники для закачки ингибитора, через регулирующее устройство. Температура осушенного газа дополнительно повышается за счет подачи подогретого метанола, тем самым увеличивается эффективность устранения ледяных и гидратных отложений на стенках трубопровода. Благодаря подачи ингибитора в места наиболее вероятного скопления ледяных образований удалось снизить как период обработки, так и расход метанола на каждую операцию.
Сущность заявляемого способа поясняется нижеследующими фигурой и описанием.
На фиг. представлена технологическая схема, состоящая из следующих конструктивных элементов:
1 - фонтанная арматура;
2 - правая рабочая задвижка;
3 - правая контрольная задвижка;
4 - надкоренная задвижка;
5 - коренная задвижка;
6 - левая рабочая задвижка;
7 - левая контрольная задвижка;
8 - буферная задвижка;
9 - факельная задвижка;
10 - секущая задвижка скважины;
11 - очищаемый газосборный коллектор;
12 - передвижная парогенераторная установка;
13 - трубопровод подачи пара в теплообменник;
14 - трубопровод выхода пара в атмосферу;
15 - передвижное устройство подачи ингибитора;
16 - трубопровод подачи метанола в теплообменник;
17 - теплообменник;
18 - трубопровод подачи подогретого метанола;
19 - секущая задвижка подачи сухого газа в ГСК;
20 - задвижка на входе в УКПГ;
21 - трубопровод подачи газа на УКПГ;
22 - регулирующий клапан;
23 - трубопровод подачи сухого газа от ДКС.
Предлагаемый способ осуществляют следующим образом.
Перед очисткой газосборного коллектора 11, его отсекают с помощью закрытия входной задвижки на УКПГ 20, закрытием факельной задвижки 9, после чего открывают секущую задвижку скважины 10, на фонтанной арматуре 1 открывают рабочие задвижки 2 и 6, контрольные задвижки 3 и 7, надкоренную задвижку 4, коренную задвижку 5, буферная задвижка 8 всегда закрыта. После этого подключают передвижную парогенераторную установку 12 и подают пар по трубопроводу 13 через теплообменник 17 и далее по трубопроводу 14 пар выпускают в атмосферу, при этом происходит теплообмен с метанолом, который подается от передвижного устройства подачи ингибитора 15 по трубопроводу 16, после чего подогретый метанол до 60°С по трубопроводу 18 черед регулирующее устройство 22 поступает в трубопровод сухого газа от дожимной компрессорной станции 23. Далее осушенный газ высокого давления, вместе с подогретым метанолом по трубопроводу 23, через открытую задвижку 19 подается в очищаемый газосборный коллектор 11 и закачивается обратным ходом в скважину.
В качестве теплообменника используют известное устройство теплообменник труба в трубе, жестко смонтированном при помощи металлических труб высокого давления.
В качестве передвижного устройства подачи ингибитора используют известное устройство, например, кислотную установку на базе автомобиля Урал-4320 СИН-32, с емкостью объемом 6 м3 и насосной установкой в составе. Необходимое количество метанола для подачи в ГСК определяют с учетом протяженности газосборного коллектора и контролем остатка в емкости указанного устройства.
Достижение технического результата в предполагаемом изобретении оценивают за счет времени, затраченного для проведения операций по очистки газосборного коллектора, а также сокращения потерь углеводородного сырья.
Пример осуществления предлагаемого изобретения.
На предприятии ООО «Газпром добыча Уренгой», на газоконденсатном промысле №5 для повышения устьевых давлений на кусте газоконденсатных скважин (далее - КГС) и уменьшения гидравлических сопротивлений в местах отложений льда и гидратов были проведены испытания предлагаемого изобретения. Для этого перед опорожнением газосборного коллектора 11 куста скважин №5-160, его отсекли с помощью закрытия входной задвижки на УКПГ 20, закрытием факельной задвижки 9 скважины №5318, после чего открыли секущую задвижку 10 скважины №5318, а на соседней скважине №5359 закрыли. На фонтанной арматуре 1 скважины №5318 открыли рабочие задвижки 2 и 6, контрольные задвижки 3 и 7, надкоренную задвижку 4, коренную задвижку 5, буферная задвижка 8 всегда закрыта. После этого подключили передвижную парогенераторную установку 12 и подали пар по трубопроводу 13 через теплообменник 17 и далее по трубопроводу 14 в атмосферу. Метанол с помощью передвижного устройства подачи ингибитора на базе автомобиля Урал-4320 СИН-32 подают через теплообменник 17 по трубопроводу 16 и подогрели до температуры плюс 60°С. Далее в осушенный газ после ДКС высокого давления 5,0 МПа с температурой плюс 5°С, подали подогретый метанол через регулирующее устройство 22, и по трубопроводу 23 через открытую задвижку 19 подали в очищаемый газосборный коллектор 11 с последующей закачкой обратным ходом в скважину.
Для оценки эффективности предложенного способа в программном комплексе Aspen HYSYS были проведены технологические расчеты вариантов очистки газосборного коллектора скважин 5-160, результаты приведены в таблице.
Таким образом, использование предлагаемого изобретения позволило сократить потери природного газа без дополнительных монтажных работ в обвязке скважины и газосборном коллекторе, а также снизить удельный расход метанола.
Claims (1)
- Способ очистки газосборного коллектора куста скважины, включающий прогрев осушенным газом, который пускают со стороны установки комплексной подготовки газа после дожимной компрессорной станции, дополнительно, непосредственно во время подачи осушенного газа в шлейф, вводят ингибитор гидратообразования матанол, отличающийся тем, что нагрев ингибитора гидратообразования осуществляют в теплообменнике до температуры плюс 60°С, при этом нагрев происходит за счет пара, получаемого от передвижной парогенераторной установки, а подачу ингибитора гидратообразования в газосборный коллектор куста скважины осуществляют при помощи передвижного устройства подачи ингибитора в места наиболее вероятного скопления ледяных образований через регулирующее устройство.
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2785098C1 true RU2785098C1 (ru) | 2022-12-02 |
Family
ID=
Citations (5)
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 |
RU2377400C1 (ru) * | 2008-07-01 | 2009-12-27 | Евгений Николаевич Астафьев | Способ пуска шлейфов газовых и газоконденсатных месторождений после длительной остановки |
RU2747601C1 (ru) * | 2019-12-23 | 2021-05-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром Уренгой" | Способ ингибиторной обработки трубопровода |
RU204858U1 (ru) * | 2020-12-28 | 2021-06-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Завод паровых установок ЮНИСТИМ" | Передвижная парообразующая установка |
RU2761000C1 (ru) * | 2020-10-02 | 2021-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе |
Patent Citations (5)
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 |
RU2377400C1 (ru) * | 2008-07-01 | 2009-12-27 | Евгений Николаевич Астафьев | Способ пуска шлейфов газовых и газоконденсатных месторождений после длительной остановки |
RU2747601C1 (ru) * | 2019-12-23 | 2021-05-11 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром Уренгой" | Способ ингибиторной обработки трубопровода |
RU2761000C1 (ru) * | 2020-10-02 | 2021-12-02 | Общество с ограниченной ответственностью "Научно-исследовательский институт природных газов и газовых технологий - Газпром ВНИИГАЗ" | Способ предупреждения льдообразования в газосборном трубопроводе |
RU204858U1 (ru) * | 2020-12-28 | 2021-06-16 | Общество с ограниченной ответственностью "Завод паровых установок ЮНИСТИМ" | Передвижная парообразующая установка |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN110566173B (zh) | 一种具有防冻性能的压裂系统 | |
CN103510926B (zh) | 一种海底可燃冰的开采方法及系统 | |
RU2785098C1 (ru) | Способ очистки газосборного коллектора куста скважины | |
CN100567858C (zh) | 一种直接膨胀式地源热泵的回油控制方法 | |
CN210768659U (zh) | 高寒地区凿岩钻孔施工的除尘水箱防结冰系统 | |
CN203978386U (zh) | 一种油井注热氮气洗井系统 | |
CN102606885B (zh) | 石油天然气脱水净化装置余热回收伴热方法 | |
WO2021239151A1 (zh) | 一种天然气水合物新型开发装置及方法 | |
CN108691520A (zh) | 一种天然气低成本清洁生产方法 | |
CN212614648U (zh) | 一种天然气水合物新型开发装置 | |
CN103089346B (zh) | 汽轮机组强迫冷却系统 | |
CN109162672A (zh) | 一种天然气井口压力能发电的节流系统 | |
CN201024999Y (zh) | 中低压集气装置 | |
RU2377400C1 (ru) | Способ пуска шлейфов газовых и газоконденсатных месторождений после длительной остановки | |
CN204729059U (zh) | 一种基于大丛式井组的采气管线清管系统 | |
CN208332777U (zh) | 用于冷热一体设备的预防冰堵系统 | |
CN102410670B (zh) | 一种煤矿废弃冻结管利用装置及其使用方法 | |
RU2724676C1 (ru) | Установка для генерации ультра-сверхкритического рабочего агента | |
CN202254495U (zh) | 一种煤矿废弃冻结管利用装置 | |
CN215063820U (zh) | 一种适用于空冷系统的防冻装置 | |
CN106869876A (zh) | 一种提高油田采收率的循环采注装置 | |
CN203940402U (zh) | 一种基于钻井柴油机余热回收及利用的供热装置 | |
CN214747393U (zh) | 一种寒区隧道的保温系统 | |
CN208310751U (zh) | 用于改善稠油蒸汽驱后期驱油效果的蒸汽复合驱实验系统 | |
CN209555145U (zh) | 一种焦炉机侧除尘水封槽防冻加热系统 |