RU2790334C1 - Method for gas field development at the final stage - Google Patents
Method for gas field development at the final stage Download PDFInfo
- Publication number
- RU2790334C1 RU2790334C1 RU2022106781A RU2022106781A RU2790334C1 RU 2790334 C1 RU2790334 C1 RU 2790334C1 RU 2022106781 A RU2022106781 A RU 2022106781A RU 2022106781 A RU2022106781 A RU 2022106781A RU 2790334 C1 RU2790334 C1 RU 2790334C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- wells
- production
- development
- clusters
- Prior art date
Links
Images
Abstract
Description
Изобретение относится к области разработки газовых месторождений, в частности к обеспечению стабильной работы эксплуатационных скважин, повышению конечного коэффициента извлечения газа (КИГ), обеспечении стабильной работы добычного комплекса на завершающей стадии разработки.The invention relates to the field of development of gas fields, in particular to ensure stable operation of production wells, increase the final gas recovery factor (CGR), ensure stable operation of the production complex at the final stage of development.
Известен способ разработки газовых и газоконденсатных месторождений, предусматривающий определение необходимости реализации и использования мощностей дожимной компрессорной станции (ДКС) с учетом индикаторных кривых эксплуатационных скважин (Патент РФ №2042794, МПК Е21В 43/00 (1995.01), опубл. 1995).A known method for the development of gas and gas condensate fields, which involves determining the need to implement and use the capacities of a booster compressor station (BCS), taking into account the indicator curves of production wells (RF Patent No. 2042794, IPC E21B 43/00 (1995.01), publ. 1995).
Недостатком данного способа являются технологические ограничения по давлению и расходу газа на входе в газоперекачивающие агрегаты (ГПА) ДКС с центробежным нагнетателем. При снижении до определенного значения давления газа на входе в ГПА ДКС не будет обеспечиваться необходимое давление на выходе ДКС, что потребует реконструкции оборудования ДКС, заключающееся в реализации дополнительных ступеней компримирования и/или замене текущих сменных проточных частей (СПЧ) ГПА на СПЧ с большей степенью сжатия. Кроме того, в случае достижения определенного значения давления газа на входе в ГПА ДКС с центробежным нагнетателем станет невозможным их эксплуатация ввиду снижения давления на выходе ДКС ниже граничного значения, требуемого для топливного газа, подаваемого в камеру сгорания двигателей ГПА. При снижении до определенного значения расхода газа на входе в ГПА ДКС не будет обеспечиваться минимально необходимая загрузка ГПА, обеспечивающая их работу, что потребует подачи части газа с выхода ГПА на его вход для дозагрузки. Это приводит к повышению расхода топливного газа на ГПА, повышению давления на входе в установку подготовки газа, что снижает возможный уровень добычи газа и стабильность работы скважин и трубопроводов системы сбора. В случае дальнейшего снижения расхода и давления газа на входе ГПА ДКС станет невозможным компримирование газа и его подача на выход ДКС, так как весь его объем в конечном итоге будет направляться на вход ГПА ДКС. Для исключения указанного перепуска газа потребуется реконструкция оборудования ДКС с заменой текущих СПЧ ГПА на СПЧ с более низкой производительностью по расходу. Кроме того, в случае снижения до определенных значений расхода газа на входе в ГПА ДКС станет невозможным проведение реконструкции, обеспечивающей эксплуатацию ДКС при данных значениях параметров на входе, с заменой СПЧ ввиду отсутствия соответствующих типов СПЧ с низкой производительностью по расходу среди продукции машиностроения. В данном случае потребуется реализация дополнительной ступени компримирования до указанных ГПА с иными типами нагнетателей ГПА. Использование центробежных ГПА обусловлено в случае высоких расходов перекачиваемого газа в начале компрессорного периода разработки газового месторождения. Граничные условия эксплуатации ДКС могут отличаться от анализируемых для данного способа в зависимости от типа привода и нагнетателя ГПА.The disadvantage of this method is the technological limitations on pressure and gas flow at the inlet to the gas compressor units (GPA) BCS with a centrifugal blower. If the gas pressure at the GPA BCS inlet drops to a certain value, the required pressure at the BCS outlet will not be provided, which will require the reconstruction of the BCS equipment, which consists in the implementation of additional compression stages and / or replacement of the current replaceable gas flow parts (HRC) of the GPU with a CFC with a higher degree compression. In addition, if a certain value of gas pressure at the inlet to the GPA BCS with a centrifugal supercharger is reached, their operation will become impossible due to a decrease in pressure at the BCS outlet below the limit value required for the fuel gas supplied to the combustion chamber of the GCU engines. When the gas flow rate at the inlet to the GPA BCS is reduced to a certain value, the minimum required load of the GPA, which ensures their operation, will not be provided, which will require the supply of part of the gas from the outlet of the GPA to its inlet for additional loading. This leads to an increase in fuel gas consumption at the gas compressor unit, an increase in pressure at the inlet to the gas treatment unit, which reduces the possible level of gas production and the stability of the operation of wells and pipelines of the gathering system. In the event of a further decrease in gas flow and pressure at the inlet of the GPA BCS, it will become impossible to compress the gas and supply it to the outlet of the BCS, since its entire volume will eventually be sent to the inlet of the GPA BCS. To exclude the said gas bypass, it will be necessary to reconstruct the equipment of the booster compressor station with the replacement of the current GPA SFCs with SFCs with a lower flow rate. In addition, if the gas flow rate at the inlet to the GPA BCS is reduced to certain values, it will become impossible to carry out a reconstruction that ensures the operation of the BCS at the given values of the parameters at the inlet, with the replacement of the CFS due to the lack of appropriate types of CFCs with low flow rate among engineering products. In this case, it will be necessary to implement an additional compression stage up to the indicated GPU with other types of GPU superchargers. The use of centrifugal gas compressor units is due to high flow rates of pumped gas at the beginning of the compressor period of gas field development. The boundary conditions for the operation of the BCS may differ from those analyzed for this method, depending on the type of drive and blower of the GPU.
Известен способ разработки газовых месторождений, предусматривающий остановку эксплуатационных скважин одного или нескольких газовых промыслов месторождения, при этом указанные газовые промыслы выбираются относительно друг друга по наибольшему значению безразмерного критерия, определяемого аналитически, зависящего от количества нестабильно работающих скважин, потенциального объема газа, который может переместиться от неразбуренной периферийной зоны газовой залежи в примыкающую к ней зону дренирования каждого из газовых промыслов за одно и то же время остановки эксплуатационных скважин (Патент РФ №2605216, МПК Е21В 43/00 (2006.01), опубл. 2016).A known method for the development of gas fields, which provides for the shutdown of production wells of one or more gas fields of the field, while these gas fields are selected relative to each other according to the largest value of the dimensionless criterion, determined analytically, depending on the number of unstable wells, the potential volume of gas that can move from of the undrilled peripheral zone of the gas deposit into the adjacent drainage zone of each of the gas fields during the same shutdown time of production wells (RF Patent No. 2605216, IPC E21V 43/00 (2006.01), publ. 2016).
Недостатком данного способа является отсутствие учета перемещения объемов газа между зонами дренирования соседних газовых промыслов и зонами дренирования соседних газовых скважин. В зависимости от строения, параметров продуктивного пласта, принятой системы и фактического состояния разработки залежи перемещение объемов газа между зонами дренирования соседних газовых промыслов и эксплуатационных скважин могут значительно превышать количество объемов газа, поступивших от примыкающих к ним не разбуренным периферийным зонам залежи (см., например, Красовский А.В., Меркулов А.В., Сопнев Т.В., Кожухарь Р.Л., Лысов А.О., Бялик А.О. «Анализ эффективности летних остановок промыслов на сеноманской залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения для оптимизации разработки на заключительной стадии» // Газовая промышленность, 2017, №12, с. 58-61). Кроме того, при расчете безразмерного критерия используются аналитические формулы, которые будут приводить к значительным погрешностям в расчетах по определению фактического объема и направления перемещающегося газа по сравнению с анализом разработки залежи с помощью адаптированных, постоянно действующих гидродинамических моделей, разработанных в специализированных программных комплексах. Согласно данного способа не приведены методы количественного определения эффекта от временной остановки эксплуатационных скважин, что не позволяет определить ожидаемый прирост добычи газа в зависимости от продолжительности остановки каждого из газовых промыслов. В то же время принятие решение об остановке одного или нескольких промыслов на определенный срок должно приниматься с учетом оценки данного мероприятия на разработку залежи в целом на весь период эксплуатации с учетом требований проекта разработки месторождения.The disadvantage of this method is the lack of accounting for the movement of gas volumes between the drainage zones of neighboring gas fields and the drainage zones of neighboring gas wells. Depending on the structure, parameters of the reservoir, the adopted system and the actual state of the development of the reservoir, the movement of gas volumes between the drainage zones of adjacent gas fields and production wells can significantly exceed the amount of gas volumes received from the adjacent undrilled peripheral zones of the reservoir (see, for example, , Krasovsky A.V., Merkulov A.V., Sopnev T.V., Kozhukhar R.L., Lysov A.O., Byalik A.O. “Analysis of the effectiveness of summer shutdowns of fields in the Cenomanian deposit of the Yamburg oil and gas condensate field for optimization development at the final stage" // Gas industry, 2017, No. 12, pp. 58-61). In addition, when calculating the dimensionless criterion, analytical formulas are used that will lead to significant errors in calculations to determine the actual volume and direction of moving gas compared to the analysis of reservoir development using adapted, constantly operating hydrodynamic models developed in specialized software systems. According to this method, methods for quantifying the effect of a temporary shutdown of production wells are not provided, which does not allow determining the expected increase in gas production depending on the duration of the shutdown of each of the gas fields. At the same time, the decision to stop one or several fields for a certain period should be made taking into account the assessment of this activity for the development of the deposit as a whole for the entire period of operation, taking into account the requirements of the field development project.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ разработки газового месторождения, включающий выборочную временную остановку эксплуатационных скважин с пониженным относительно других эксплуатационных скважин месторождения пластовым давлением в их зоне дренирования на срок, определяемый по зависимости изменения от продолжительности остановки максимального уровня потенциальной добычи газа при фиксированном давлении на входе в установку подготовки газа, обеспечивающий максимальное соответствие объема отбираемого после пуска скважины газа объему газа, который переместился в зону дренирования данной скважины в результате ее временной остановки. При этом объем газа, поступающего в зону дренирования скважины в результате ее остановки на определенный срок, и объем газа, который можно максимально отобрать в результате проведения мероприятий по остановке скважины, определяются по фактическим результатам прошлой остановки скважины и расчетным результатам моделирования добычи и сбора газа в специализированных программных комплексах системы «пласт - скважина - система сбора - установка подготовки газа» (Патент РФ №2607005, МПК Е21В 43/00 (2006.01), опубл. 2017).The closest in technical essence to the proposed solution is a method for developing a gas field, including a selective temporary shutdown of production wells with a reservoir pressure lower than other production wells of the field in their drainage zone for a period determined by the dependence of the change on the duration of the shutdown of the maximum level of potential gas production at a fixed pressure at the inlet to the gas treatment unit, which ensures the maximum compliance of the volume of gas withdrawn after the well is started up with the volume of gas that has moved into the drainage zone of this well as a result of its temporary shutdown. At the same time, the volume of gas entering the well drainage zone as a result of its shutdown for a certain period, and the volume of gas that can be taken as a maximum as a result of well shutdown measures are determined by the actual results of the last well shutdown and the calculated results of gas production and gathering modeling in specialized software systems of the system "reservoir - well - collection system - gas treatment unit" (RF Patent No. 2607005, IPC E21V 43/00 (2006.01), publ. 2017).
Недостатки данного способа проявляются при низком пластовом давлении (ниже 1,5 МПа) и отсутствии проведения значительной реконструкции дожимного комплекса системы подготовки газа газового месторождения:The disadvantages of this method are manifested at low reservoir pressure (below 1.5 MPa) and the absence of a significant reconstruction of the booster complex of the gas treatment system of the gas field:
- отсутствие возможности снижать отбор газа по каждой из скважин газового промысла (кустам газовых скважин) по причине нецелесообразности применения регулирующих расход устройств по цепочке «эксплуатационная скважина - система сбора - вход в установку подготовки газа». Низкие дебит и пластовое давление в зоне дренирования скважин в случае редуцирования газа по его ходу от пласта до установки подготовки газа приводят в подавляющем большинстве случаев к остановке скважин в результате перекрытия продуктивного интервала скважины песчано-жидкостными пробками. Учитывая неоднородность продуктивного пласта, наличие подошвенной воды, отсутствие возможности снижения отборов газа по скважине (кусту скважин) может приводить к неравномерной выработке залежи, локальному поднятию газо-водяного контакта залежи, изоляции газа в продуктивном пласте с потерей гидродинамической связи с остальным продуктивным коллектором в результате защемления пластовой водой, что приводит к преждевременному выбытию эксплуатационных скважин и снижению конечного КИГ;- the inability to reduce gas extraction for each of the wells of the gas field (clusters of gas wells) due to the inexpediency of using flow control devices along the chain "production well - collection system - entrance to the gas treatment unit". Low flow rate and reservoir pressure in the well drainage area in the case of gas reduction along its course from the reservoir to the gas treatment unit lead in the overwhelming majority of cases to shutdown of wells as a result of blocking the productive interval of the well with sand-liquid plugs. Taking into account the heterogeneity of the reservoir, the presence of bottom water, the inability to reduce gas production from the well (well cluster) can lead to uneven development of the deposit, local rise in the gas-water contact of the deposit, gas isolation in the reservoir with loss of hydrodynamic connection with the rest of the productive reservoir as a result entrapment by formation water, which leads to premature abandonment of production wells and a decrease in the final KIG;
- ограниченность регулирования объемов добываемого газа в целом по газовому промыслу месторождения по причине невозможности максимально возможного снижения давления до уровня близкому к атмосферному давлению на входе в установку подготовки газа, так как ГПА ДКС не смогут эксплуатироваться в отсутствие топливного газа необходимого давления при отсутствии замены СПЧ ГПА и реализации необходимого количества ступеней компримирования не будет обеспечиваться необходимое давление на выходе ДКС. В итоге фиксированное давление на входе в установку подготовки газа приводит к снижению возможных объемов добычи газа по газовому промыслу, снижению стабильности работы скважин и трубопроводов систем сбора газа по причине образования песчано-жидкостных пробок. Работа всего фонда скважин газового промысла необходима, как правило, для обеспечения минимально необходимого объема газа на входе ГПА ДКС при рабочих условиях потока. В противном случае придется проводить подачу части газа с выхода ГПА ДКС, на их вход, что приводит к перерасходу топливного газа, повышению давления на входе в установку подготовки газа, в результате которого снижаются уровни возможного объема добычи газа с данного газового промысла и стабильность работы скважин и газопроводов системы сбора газа.- limited regulation of the volumes of produced gas in general for the gas field of the field due to the impossibility of the maximum possible decrease in pressure to a level close to atmospheric pressure at the inlet to the gas treatment unit, since the GPA BCS will not be able to operate in the absence of fuel gas of the required pressure in the absence of replacement of the GPA HSC and the implementation of the required number of compression stages, the required pressure at the outlet of the BCS will not be provided. As a result, a fixed pressure at the inlet to the gas treatment unit leads to a decrease in the possible volumes of gas production in the gas field, a decrease in the stability of wells and pipelines of gas collection systems due to the formation of sand-liquid plugs. The operation of the entire stock of wells in a gas field is necessary, as a rule, to ensure the minimum required volume of gas at the inlet of the GPA BCS under operating flow conditions. Otherwise, it will be necessary to supply part of the gas from the outlet of the GPA BCS to their inlet, which leads to excessive consumption of fuel gas, an increase in pressure at the inlet to the gas treatment unit, as a result of which the levels of possible gas production from this gas field and the stability of well operation are reduced and gas pipelines of the gas collection system.
Учитывая данные обстоятельства применение рассматриваемого способа для газовых промыслов с низким пластовым давлением (ниже 1,5 МПа) и отсутствием проведения значительной реконструкции дожимного комплекса возможно только с временной остановкой всего газового промысла в целом, а не отдельных скважин или кустов скважин данных газовых промыслов. В результате этого снижается гибкость управления разработкой месторождения, так как в данном случае перемещения объемов газа при остановке газового промысла между всеми задействованными участками залежи не регулируются. Это приводит к снижению степени равномерности дренирования залежи, которое приводит к снижению КИГ, стабильности работы скважин, повышению рисков их преждевременного выбытия в результате поднятия газо-водяного контакта и обводнения продуктивного интервала, отсутствия выноса песчано-жидкостных скважин с забоя.Given these circumstances, the application of the considered method for gas fields with low reservoir pressure (below 1.5 MPa) and the absence of a significant reconstruction of the booster complex is possible only with a temporary stop of the entire gas field as a whole, and not individual wells or clusters of wells of these gas fields. As a result, the flexibility of managing the development of the field is reduced, since in this case, the movement of gas volumes during the shutdown of the gas field between all involved sections of the deposit is not regulated. This leads to a decrease in the degree of uniformity of reservoir drainage, which leads to a decrease in CIG, stability of well operation, an increase in the risks of their premature retirement as a result of raising the gas-water contact and watering of the productive interval, and the absence of sand-liquid wells from the bottomhole.
Кроме того, согласно данного способа эффект от временных остановок газовых промыслов с каждой остановкой снижается по причине естественного снижения градиента давления в продуктивном пласте между периферийной зоной залежи и зонами дренирования скважин. При этом возможность повышения данного градиента отсутствует по причине фиксированного давления газа на входе в установку подготовки.In addition, according to this method, the effect of temporary stops of gas fields with each stop is reduced due to the natural decrease in the pressure gradient in the reservoir between the peripheral zone of the deposit and the well drainage zones. At the same time, there is no possibility of increasing this gradient due to the fixed gas pressure at the inlet to the preparation unit.
Принятый по данному способу подход по обеспечению максимального соответствия объемов газа, который переместился в зону дренирования газового промысла объему добываемого газа на данном газовом промысле не корректен с точки зрения разработки месторождения в целом, так как он не учитывает неоднородности залежи, взаимное влияние зон дренирования соседних газовых промыслов, которые обуславливают уровни отбора газа персонально для каждой скважины с условием обеспечения максимально равномерного дренирования залежи и повышения КИГ. Само по себе соответствие объема отбираемого газа объему газа, который поступает в зону дренирования, может не обеспечивать решение данных задач и даже привести к снижению КИГ, преждевременному выбытию скважин и защемлению газа в продуктивном коллекторе пластовой водой.The approach adopted by this method to ensure maximum compliance of the volumes of gas that has moved to the drainage zone of the gas field with the volume of produced gas in this gas field is not correct from the point of view of the development of the field as a whole, since it does not take into account the heterogeneity of the deposit, the mutual influence of the drainage zones of neighboring gas fields that determine the levels of gas extraction personally for each well with the condition of ensuring the most uniform drainage of the deposit and increasing the GIG. By itself, the correspondence of the volume of extracted gas to the volume of gas that enters the drainage zone may not provide a solution to these problems and even lead to a decrease in the CIG, premature retirement of wells and gas entrapment in the productive reservoir by formation water.
Задачей, на решение которой направлен заявляемый способ, является разработка газовой залежи с регулированием объемов добываемого газа по каждому из кустов газовых скважин, направленным на максимально возможное равномерное дренирование газовой залежи на завершающей стадии разработки в условиях низких пластовых давлений.The task to be solved by the claimed method is the development of a gas deposit with the regulation of the volumes of produced gas for each of the clusters of gas wells, aimed at the maximum possible uniform drainage of the gas deposit at the final stage of development under conditions of low reservoir pressures.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является увеличение срока и повышение стабильности эксплуатации газовых скважин, системы сбора газа, оборудования компримирования и подготовки газа с повышением КИГ газового месторождения и одновременным исключением указанных недостатков.The technical result achieved from the implementation of the invention is to increase the life and increase the stability of the operation of gas wells, gas collection systems, gas compression and treatment equipment with an increase in the CIG of a gas field and the simultaneous elimination of these disadvantages.
Указанная задача решается, а технический результат достигается способом разработки газового месторождения, включающим добычу газа с помощью эксплуатационных скважин, одиночных или объединенных в кусты, транспортирование газа от скважин до установок подготовки по трубопроводам обвязки скважин и системы сбора газа, подготовку до товарного состояния и компримирование газа на установках подготовки газа с дожимными компрессорными станциями, работу перечисленного оборудования в соответствии с технологическим режимом, определяемым по результатам моделирования процесса добычи, сбора, компримирования и подготовки газа в специализированных программных комплексах с учетом технологических и технических ограничений, требований проекта разработки месторождения, текущих планов по добыче газа и фактически наблюдаемых и исследуемых параметров работы оборудования и эксплуатации залежи, при этом газ от эксплуатационных скважин подвергается сепарации от жидкости, компримированию и охлаждению на модульных компрессорных установках (МКУ), подключенных на их входе к обвязке скважин или к общему между несколькими скважинами газосборному коллектору и подключенных на их выходе к трубопроводу системы сбора газа, подачу газа от одних газовых промыслов на установки подготовки газа других газовых промыслов, определение объемов добычи газа, срока и периода остановки по каждому из кустов газовых скважин или группе отдельно расположенных скважин, газ от которых направляется в общий коллектор, согласно результатов моделирования процесса добычи, сбора, компримирования и подготовки газа с обеспечением максимального КИГ залежи, управление разработкой залежи за счет остановки кустов газовых скважин или группы скважин, подключенных к общему коллектору, на определенный срок, и регулирование объемов добываемого газа по кустам газовых скважин, оснащенных МКУ.The specified problem is solved, and the technical result is achieved by a gas field development method, including gas production using production wells, single or combined into clusters, gas transportation from wells to treatment plants through well piping and gas collection systems, preparation to a marketable condition and gas compression at gas treatment units with booster compressor stations, the operation of the listed equipment in accordance with the technological regime determined by the results of modeling the process of production, collection, compression and treatment of gas in specialized software systems, taking into account technological and technical limitations, requirements of the field development project, current plans for gas production and actually observed and studied parameters of equipment operation and reservoir operation, while gas from production wells is subjected to separation from liquid, compression and cooling on modular compressor units (MCU) connected at their inlet to well piping or to a common gas collection manifold between several wells and connected at their outlet to the gas collection system pipeline, gas supply from one gas fields to gas treatment plants of other gas fields, determination of gas production volumes , term and period of shutdown for each of the gas well clusters or a group of separately located wells, the gas from which is sent to a common reservoir, according to the results of modeling the process of production, collection, compression and treatment of gas to ensure the maximum CIG of the deposit, management of the reservoir development by shutting down the clusters gas wells or a group of wells connected to a common collector for a certain period, and regulation of the volumes of produced gas by clusters of gas wells equipped with MCU.
Сущность способа состоит в том, что МКУ применяется для повышения давления газа, поступающего со скважин, для его дальнейшей транспортировки по системе сбора и компримирования на ДКС установки подготовки газа. Это позволяет дополнительно снизить давление на устье эксплуатационных скважин от значения, если бы МКУ не применялось, что увеличивает потенциальный объем добываемого газа в результате увеличения перепада давления от границы зоны дренирования до устья скважин, повышает стабильность эксплуатации скважин в результате увеличения расхода газа и улучшения выноса возможных песчано-жидкостных пробок.The essence of the method lies in the fact that the MCU is used to increase the pressure of the gas coming from the wells for its further transportation through the collection and compression system to the BCS of the gas treatment plant. This makes it possible to further reduce the pressure at the wellhead from the value if MCU had not been applied, which increases the potential volume of produced gas as a result of an increase in pressure drop from the boundary of the drainage zone to the wellhead, increases the stability of well operation as a result of an increase in gas consumption and an improvement in the recovery of possible sand-liquid plugs.
В случае если у скважин, находящихся в составе одного куста, или скважин, подключенных трубопроводами к общему коллектору, разные продуктивные характеристики, то отсутствие возможности дополнительного снижения давления на устье данных скважин может привести к работе скважин с лучшей продуктивной характеристикой. При этом скважины с меньшей продуктивной характеристикой не могут эксплуатироваться ввиду отсутствия необходимого перепада давления от их края зоны дренирования до устья. В данном случае при помощи МКУ возможно снизить давление до величины, обеспечивающей работу скважин с разными продуктивными характеристиками.In the event that wells that are part of the same cluster, or wells connected by pipelines to a common reservoir, have different productive characteristics, then the inability to additionally reduce the pressure at the wellhead of these wells can lead to wells with a better productive characteristic. At the same time, wells with a lower productive characteristic cannot be operated due to the lack of the necessary pressure drop from their edge of the drainage zone to the wellhead. In this case, with the help of MCU, it is possible to reduce the pressure to a value that ensures the operation of wells with different productive characteristics.
В результате сепарации на МКУ находящейся в продукции скважин жидкости возможно исключение ее подачи в трубопроводы обвязки скважин и системы сбора, что приводит к снижению потерь давления газового потока при его движении по указанным трубопроводам и степени образования жидкостных, ледяных и гидратных отложений.As a result of the separation at the MCU of the liquid in the well production, it is possible to exclude its supply to the well piping and collection systems, which leads to a decrease in the pressure loss of the gas flow during its movement through these pipelines and the degree of formation of liquid, ice and hydrate deposits.
Эксплуатация МКУ предусматривает возможность регулирования давления на ее входе, что позволяет устанавливать необходимые объемы добычи газа по каждому оснащенному МКУ кусту газовых скважин или группе скважин, подключенных к общему газосборному коллектору. Наряду с остановками скважин, регулирование уровней отбора позволяет осуществлять непосредственное управление разработкой газового месторождения.The operation of the MCU provides for the possibility of regulating the pressure at its inlet, which makes it possible to set the required volumes of gas production for each cluster of gas wells equipped with the MCU or a group of wells connected to a common gas collection manifold. Along with well shutdowns, the regulation of withdrawal levels allows direct control of the development of the gas field.
Повышение давления газа на входе в трубопроводы системы сбора газа благодаря компримированию на МКУ позволяет поддерживать давление на входе в ГПА ДКС на необходимом уровне для достижения требуемого давления на выходе ДКС в условиях постоянно снижающегося в течение разработки газовой залежи пластового давления без проведения значительной реконструкции ДКС. При этом обеспечивается работа ГПА ДКС за счет обеспечения необходимого уровня давления топливного газа, направляемого на ГПА, с выхода ДКС.Increasing the gas pressure at the inlet to the pipelines of the gas gathering system due to compression at the MCU allows maintaining the pressure at the inlet to the GPA BCS at the required level to achieve the required pressure at the outlet of the BCS under conditions of formation pressure constantly decreasing during the development of a gas deposit without a significant reconstruction of the BCS. At the same time, the operation of the GPA BCS is ensured by providing the required pressure level of the fuel gas sent to the GPA from the BCS outlet.
С целью обеспечения минимально необходимого объема газа на входе в ГПА ДКС для исключения необходимости подачи газа с выхода ГПА на их вход и повторного компримирования, обеспечения работоспособности ДКС при значительном снижении объема газа на входе, когда не имеется возможность установки в ГПА СПЧ соответствующего типа с низкой производительностью по расходу ввиду отсутствия таковых среди продукции машиностроения, предусматривается подача газа от одних существующих газовых промыслов на другие существующие газовые промысла, выбранные в качестве центральных. При этом на первых газовых промыслах частично или полностью ликвидируется, или консервируется существующее оборудование подготовки и компримирования газа. Данное решение увеличивает срок возможного и эффективного применения существующего оборудования компримирования и подготовки газа, снижает общее количество эксплуатируемого оборудования, что приводит к снижению эксплуатационных и капитальных затрат. Увеличение загрузки ГПА ДКС за счет подачи газа с других газовых промыслов позволяет останавливать скважины или снижать отборы газа по кустам газовых скважин объединенных газовых промыслов для равномерного дренирования залежи, повышения КИГ с обеспечением работы ГПА ДКС по критерию минимального необходимого объема газа на входе.In order to ensure the minimum required volume of gas at the inlet to the GPA BCS to eliminate the need to supply gas from the outlet of the GPA to their inlet and re-compress it, to ensure the operability of the BCS with a significant decrease in the volume of gas at the inlet, when it is not possible to install an SFC of the corresponding type with low productivity in terms of consumption due to the lack of such among engineering products, it is envisaged to supply gas from some existing gas fields to other existing gas fields selected as central ones. At the same time, at the first gas fields, the existing gas treatment and compression equipment is partially or completely eliminated or mothballed. This solution increases the period of possible and efficient use of existing gas compression and treatment equipment, reduces the total number of equipment in operation, which leads to a reduction in operating and capital costs. Increasing the load of the GPA BCS by supplying gas from other gas fields makes it possible to shut down wells or reduce gas extraction from gas well clusters of the combined gas fields for uniform drainage of the deposit, increase in the GCU with ensuring the operation of the GPA BCS according to the criterion of the minimum required volume of gas at the inlet.
Способ реализуется следующим образом. Разработка газового месторождения ведется эксплуатационными скважинами, расположенными одиночно или сгруппированными в кусты, подключенными трубопроводами обвязки к трубопроводам системы сбора газа, которая осуществляет функцию внутрипромысловой транспортировки газа до установок подготовки газа. Установки подготовки газа включают в себя оборудование, обеспечивающее достижение товарного состояния газа. Установки подготовки также включают в себя оборудование компримирования газа, включающее ДКС с ГПА. Проводится моделирование разработки залежи и эксплуатации оборудования сбора, компримирования и подготовки газа с учетом требований проекта разработки, текущих планов по добыче газа, фактически наблюдаемых параметров разработки месторождения и работы оборудования. По результатам моделирования устанавливается технологический режим, учитывающий технологические и технические ограничения, который предусматривает оптимальные и приемлемые параметры работы залежи и оборудования. При этом выход с куста газовых скважин подключается к МКУ, а МКУ подключается ко входу в трубопровод системы сбора. МКУ обеспечивает сепарацию продукции скважин от жидкости, компримирование газа и его охлаждение, т.е. поднятие давления газового потока от скважин до его транспортировки по системе сбора.The method is implemented as follows. The development of a gas field is carried out by production wells, located singly or grouped into clusters, connected by piping to the pipelines of the gas gathering system, which performs the function of in-field gas transportation to gas treatment units. Gas treatment plants include equipment that ensures the achievement of a commercial gas condition. The treatment plants also include gas compression equipment, including a BCS with a gas compressor unit. Modeling of reservoir development and operation of gas collection, compression and treatment equipment is carried out, taking into account the requirements of the development project, current plans for gas production, actually observed field development parameters and equipment operation. Based on the simulation results, a technological regime is established, taking into account technological and technical limitations, which provides for optimal and acceptable parameters for the operation of the reservoir and equipment. In this case, the outlet from the gas well cluster is connected to the MCU, and the MCU is connected to the inlet to the collection system pipeline. MCU provides separation of well production from liquid, gas compression and cooling, i.e. raising the pressure of the gas flow from the wells to its transportation through the collection system.
Подача газа от одних эксплуатационных скважин одних газовых промыслов на установки подготовки газа других газовых промыслов, осуществляется через подключение кустов газовых скважин, газопроводов-коллекторов от кустов газовых скважин или группы отдельно стоящих скважин к существующим или новым трубопроводам и подключение данных трубопроводов к входу на другие установки подготовки газа.Gas is supplied from some production wells of some gas fields to gas treatment facilities of other gas fields through the connection of gas well clusters, gas pipelines-collectors from gas well clusters or a group of separate wells to existing or new pipelines and connection of these pipelines to the entrance to other installations gas preparation.
К примеру, на сеноманской залежи Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения (НГКМ) давление газа на входе в установки подготовки газа на участках залежи с низким пластовым давлением до 1,5 МПа составляет от 0,3 до 0,6 МПа. Расходы газа, поступающего на установки подготовки снизились до 150÷200 тыс.м3/ч, что предполагает открытие байпасного крана на ГПА ДКС и повторное компримирование до 15% от общего количества транспортируемого газа. Критическим давлением на выходе ГПА ДКС, так есть топливного газа ГПА, при достижении которого не будет обеспечен запуск ГПА является 2,55 МПа. Текущие давления на выходе ГПА составляют 3,2÷3,5 МПа. При текущей суммарной степени сжатия ДКС 9,0 и с учетом перехода на три ступени сжатия (в настоящий момент эксплуатируется 2 ступени) граничным давлением на входе ГПА, при котором не будет обеспечиваться работа ГПА ДКС является ~0,1 МПа с учетом потерь давления на гидравлические сопротивления трубопроводов и оборудования. При реализации МКУ и подаче газа одних газовых промыслов на другие газовые промысла ожидается увеличение конечного КИГ на 3,16%, чистого дисконтированного дохода (ЧДД) от разработки месторождения на 4,53%, что говорит о рентабельности реализации данных технических решений. Фактические величины изменения КИГ и ЧДД в результате реализации мероприятий могут отличаться от планируемых по причине изменения решений проекта по разработке месторождений, экономической ситуации, спроса на газ, уточнения характеристики геологического строения.For example, in the Cenomanian deposit of the Yamburgskoye oil and gas condensate field (OGCF), the gas pressure at the inlet to gas treatment units in areas of the deposit with low reservoir pressure up to 1.5 MPa is from 0.3 to 0.6 MPa. The flow rates of gas supplied to the treatment plants decreased to 150÷200 thousand m 3 /h, which implies the opening of a bypass valve at the GPA BCS and re-compression to 15% of the total amount of transported gas. The critical pressure at the outlet of the GPU BCS, i.e. the fuel gas of the GPU, upon reaching which the launch of the GPU will not be ensured, is 2.55 MPa. The current pressures at the outlet of the GPU are 3.2÷3.5 MPa. With the current total compression ratio of the BCS equal to 9.0 and taking into account the transition to three stages of compression (currently 2 stages are in operation), the boundary pressure at the inlet of the GPA, at which the operation of the GPA BCS will not be ensured, is ~0.1 MPa, taking into account pressure losses on hydraulic resistance of pipelines and equipment. With the implementation of MCU and the supply of gas from some gas fields to other gas fields, an increase in the final CIG by 3.16%, net present value (NPV) from field development by 4.53% is expected, which indicates the profitability of the implementation of these technical solutions. The actual values of the change in GIG and NPV as a result of the implementation of measures may differ from those planned due to changes in the decisions of the project for the development of fields, the economic situation, demand for gas, and refinement of the characteristics of the geological structure.
В соответствии с действующей технологической схемой объектов добычи, сбора и подготовки к магистральному транспорту сеноманской залежи Ямбургского НГКМ (фиг. 1) газожидкостная смесь (21), включающая в себя природный газ, пластовую и конденсационную воду, ингибитор льдообразования метанол, от эксплуатационных скважин, объединенных в кусты (17) по трубопроводам систем сбора газа (16), поступает (1) на установку комплексной подготовки газа (УКПГ) (15). На УКПГ данный поток (1) поступает во входные сепараторы (2), где разделяется на газ и отсепарированную жидкость (3), представляющую собой водометанольный раствор (BMP). Газ поступает на ГПА (4) ДКС, где повышается его давление. После он поступает на аппараты воздушного охлаждения (АВО) (5) ДКС для снижения температуры, которая выросла в результате компримирования. ГПА (4) и АВО (5) составляют одну ступень компримирования ДКС. На рассматриваемых УКПГ (15) их две, при это они расположены друг за другом. После ДКС газ поступает в абсорбер (6), где проходит сепарацию от имеющейся в нем жидкости (7) в сепарационной секции, абсорбционную осушку от паров влаги с применением в качестве абсорбента диэтиленгликоля, подаваемого (9) в массообменную часть абсорбера (6). При этом насыщенный влагой диэтиленгликоль отводится (10) из массообменной части абсорбера (6) и направляется на извлечение поглощенной влаги на установке регенерации диэтиленгликоля. После массообменной секции абсорбера (6) газ поступает в фильтрующую секцию абсорбера (6), где он очищается от уносимого с массообменной части диэтиленгликоля. Потоки отсепарированной жидкости (3) от входных сепараторов (2) и жидкости (7) от сепарационной секции абсорбера (6) объединяются (8) и направляются на утилизацию или извлечение метанола на установке регенерации метанола.In accordance with the current technological scheme of production facilities, collection and preparation for the main transport of the Cenomanian deposit of the Yamburgskoye oil and gas condensate field (Fig. 1), a gas-liquid mixture (21), including natural gas, formation and condensate water, ice formation inhibitor methanol, from production wells combined into clusters (17) through pipelines of gas collection systems (16), it enters (1) to the complex gas treatment unit (GTP) (15). At the GTP, this stream (1) enters the inlet separators (2), where it is separated into gas and separated liquid (3), which is a water-methanol solution (BMP). The gas enters the GPA (4) BCS, where its pressure increases. After that, it enters the air coolers (AVO) (5) of the DCS to reduce the temperature, which has increased as a result of compression. GPA (4) and AVO (5) constitute one stage of compression of the BCS. There are two of them at the GTP (15) under consideration, while they are located one after the other. After the BCS, the gas enters the absorber (6), where it undergoes separation from the liquid present in it (7) in the separation section, absorption drying from moisture vapor using diethylene glycol as an absorbent, supplied (9) to the mass transfer part of the absorber (6). At the same time, the moisture-saturated diethylene glycol is removed (10) from the mass-exchange part of the absorber (6) and sent to extract the absorbed moisture at the diethylene glycol regeneration unit. After the mass transfer section of the absorber (6), the gas enters the filter section of the absorber (6), where it is purified from the diethylene glycol carried away from the mass transfer part. The flows of the separated liquid (3) from the inlet separators (2) and the liquid (7) from the separation section of the absorber (6) are combined (8) and sent for recycling or extraction of methanol at the methanol recovery unit.
После абсорбера (6) газ поступает при работе в холодный период года на АВО (12) с целью снижения температуры газа, подаваемого в подземный межпромысловый коллектор (МПК) (14), и исключения растепления окружающего МПК грунта. При работе в теплый период года осуществляется подача газа по следующей схеме: газ после абсорбера (6) поступает в компрессор (11) турбодетандерного агрегата (ТДА), где повышается его давление. После газ охлаждается на АВО (12) и поступает на турбину (13) ТДА, где в результате снижения давления в результате изоэнтропийного расширения газа происходит его охлаждение. В совокупности охлаждение газа на АВО (12) и турбине (13) ТДА в летний период обеспечивает температуру газа на входе в МПК, при котором исключается растепление окружающего его грунта.After the absorber (6), the gas flows during operation in the cold season to the air cooler (12) in order to reduce the temperature of the gas supplied to the underground inter-field collector (IPC) (14) and to prevent thawing of the soil surrounding the MPC. When operating in the warm season, gas is supplied according to the following scheme: gas after the absorber (6) enters the compressor (11) of the turbo-expander unit (TDA), where its pressure increases. After that, the gas is cooled in the air cooler (12) and enters the turbine (13) of the TDA, where, as a result of a decrease in pressure as a result of the isentropic expansion of the gas, it is cooled. Together, the gas cooling at the air cooler (12) and the turbine (13) of the TDA in the summer period ensures the gas temperature at the inlet to the MPC, which excludes the thawing of the surrounding soil.
Система, состоящая из кустов газовых скважин (17), трубопроводов системы сбора (16), которыми кусты газовых скважин подключаются к одной УКПГ (15), называется газовым промыслом (ГП). Газ от каждого из ГП (УКПГ) №1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 поступает (14) в систему МПК, которые подключены на вход головной компрессорной станции магистрального газопровода (18), в целях дальнейшей транспортировки потребителям товарного, осушенного от паров влаги газа.The system consisting of clusters of gas wells (17), pipelines of the collection system (16), by which clusters of gas wells are connected to one GTP (15), is called a gas field (GP). Gas from each of the GP (GTP) No. 1, 2, 3, 4, 5, 6, 7 enters (14) into the MPC system, which are connected to the inlet of the head compressor station of the main gas pipeline (18), for the purpose of further transportation to consumers of commercial, dried from moisture vapor gas.
После реализации рассматриваемого способа (фиг. 2) часть УКПГ, а именно УКПГ-2,3,5,7, переводятся на работу в качестве установок предварительной подготовки газа (УППГ) (20). Газожидкостная смесь (1) от трубопроводов системы сбора газа (16) данных ГП-2,3,5,7 поступает во входные сепараторы (2) с отводом отсепарированной жидкости (3) на утилизацию или установку регенерации метанола. Далее отсепарированный газ поступает на АВО (5) с целью достижения температуры транспортировки по подземному МПК с исключением растепления окружающего грунта. После охлаждения газ подается (19) в МПК для его транспортировки на вход в УКПГ (15), выбранных в качестве центральных, для осуществления подготовки газа к транспортировке по магистральному газопроводу, а именно УКПГ-1,6. При этом технологическая схема по ГП-4 не меняется.After the implementation of the method under consideration (Fig. 2), part of the GTP, namely GTP-2,3,5,7, are transferred to work as gas pre-treatment units (GPTU) (20). The gas-liquid mixture (1) from the pipelines of the gas collection system (16) of these GP-2,3,5,7 enters the inlet separators (2) with the removal of the separated liquid (3) to the disposal or methanol regeneration plant. Further, the separated gas enters the air cooler (5) in order to achieve the temperature of transportation through the underground MPC with the exception of the thawing of the surrounding soil. After cooling, the gas is supplied (19) to the MPC for its transportation to the entrance to the GTP (15), selected as central, to prepare gas for transportation through the main gas pipeline, namely GTP-1.6. At the same time, the technological scheme for GP-4 does not change.
Одновременно с этим все кусты газовых скважин (17) ГП-2,3,5 и часть кустов газовых скважин (17) ГП-4,6 оснащаются МКУ (29), что обеспечивает транспортировку газа от зон дренирования газовой залежи по данным кустам газовых скважин (17) по принятой технологической схеме (фиг. 2).At the same time, all gas well clusters (17) GP-2,3,5 and part of gas well clusters (17) GP-4.6 are equipped with MCU (29), which ensures gas transportation from the drainage zones of the gas deposit along these gas well clusters (17) according to the accepted technological scheme (Fig. 2).
На вход МКУ (29) поступает газожидкостная смесь (21) от скважин куста или группы кустов (17), к которым она подключена. Далее она попадает в сепаратор (22), где от газа отделяется жидкость, которая направляется на утилизацию или на вход в трубопровод системы сбора газа (16). После газ направляется в винтовой компрессор (23). При этом обеспечивается подача масла (24) для обеспечения охлаждения и смазки гидравлической части компрессора (23). Скомпримированный газ, содержащий масло, направляется в маслоотделитель (25). Отделившееся масло (26) повторно направляется в винтовой компрессор (24). Газ после маслоотделителя направляется на АВО (27), где снижается его температура. После этого газ попадает в фильтр-коалесцер (28), где он очищается от остатков масла. Очищенный газ (30) после этого подается в трубопровод системы сбора газа (16).The gas-liquid mixture (21) from the wells of a pad or group of pads (17) to which it is connected enters the MCU inlet (29). Then it enters the separator (22), where liquid is separated from the gas, which is sent for disposal or to the inlet to the pipeline of the gas collection system (16). After the gas is sent to the screw compressor (23). This ensures the supply of oil (24) to ensure cooling and lubrication of the hydraulic part of the compressor (23). The compressed gas containing oil is sent to the oil separator (25). The separated oil (26) is redirected to the screw compressor (24). The gas after the oil separator is sent to the air cooler (27), where its temperature is reduced. After that, the gas enters the coalescer filter (28), where it is cleaned of oil residues. The purified gas (30) is then fed into the pipeline of the gas collection system (16).
Представленный способ обеспечивает возможность регулирования уровня отбора газа по эксплуатационным скважинам газового месторождения с низким пластовым давлением, повышает срок разработки залежи, эксплуатации оборудования сбора, подготовки и компримирования газа со снижением эксплуатационных и капитальных затрат, увеличением КИГ залежи за счет повышения стабильности и срока эксплуатации скважин, равномерности дренирования залежи.The presented method provides the ability to control the level of gas extraction from production wells of a gas field with low reservoir pressure, increases the development time of the deposit, the operation of equipment for collecting, treating and compressing gas with a reduction in operating and capital costs, increasing the CIG of the deposit by increasing the stability and life of the wells, uniform drainage of the deposit.
Claims (1)
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2790334C1 true RU2790334C1 (en) | 2023-02-16 |
Family
ID=
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU223179U1 (en) * | 2023-09-26 | 2024-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-внедренческий центр "ИНЖЕХИМ" (ООО "ИВЦ "ИНЖЕХИМ") | OIL SEPARATION UNIT |
Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2042794C1 (en) * | 1992-08-03 | 1995-08-27 | Юрий Степанович Евтушенко | Method for development of gas and gas-condensate fields |
| CN203856465U (en) * | 2014-03-20 | 2014-10-01 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | Single-well wellhead pressurization system of gas field |
| RU2605216C1 (en) * | 2015-09-28 | 2016-12-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Method of development of gas field |
| RU2607005C1 (en) * | 2015-09-03 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "Газпром добыча Ямбург" | Method of development of gas field |
| US20170254187A1 (en) * | 2014-10-06 | 2017-09-07 | GE Oil & Gas Inc. | System and method for compressing and conditioning hydrocarbon gas |
| RU2635799C9 (en) * | 2016-12-29 | 2018-02-16 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field |
| RU2679174C1 (en) * | 2018-02-13 | 2019-02-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for operation of group of watering wells |
Patent Citations (7)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2042794C1 (en) * | 1992-08-03 | 1995-08-27 | Юрий Степанович Евтушенко | Method for development of gas and gas-condensate fields |
| CN203856465U (en) * | 2014-03-20 | 2014-10-01 | 西安长庆科技工程有限责任公司 | Single-well wellhead pressurization system of gas field |
| US20170254187A1 (en) * | 2014-10-06 | 2017-09-07 | GE Oil & Gas Inc. | System and method for compressing and conditioning hydrocarbon gas |
| RU2607005C1 (en) * | 2015-09-03 | 2017-01-10 | Общество с ограниченной ответственностью (ООО) "Газпром добыча Ямбург" | Method of development of gas field |
| RU2605216C1 (en) * | 2015-09-28 | 2016-12-20 | Общество С Ограниченной Ответственностью "Газпром Добыча Надым" | Method of development of gas field |
| RU2635799C9 (en) * | 2016-12-29 | 2018-02-16 | Игорь Анатольевич Мнушкин | Production cluster for production and processing of gas condensate of shelf field |
| RU2679174C1 (en) * | 2018-02-13 | 2019-02-06 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром проектирование" | Method for operation of group of watering wells |
Cited By (1)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU223179U1 (en) * | 2023-09-26 | 2024-02-05 | Общество с ограниченной ответственностью "Инженерно-внедренческий центр "ИНЖЕХИМ" (ООО "ИВЦ "ИНЖЕХИМ") | OIL SEPARATION UNIT |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| CN107355680B (en) | A kind of CO2Trapping, conveying, using with seal full-flow process up for safekeeping | |
| RU2689452C2 (en) | Modular installation for processing flow of composition of reverse inflow and methods for processing it | |
| EA031835B1 (en) | Method for hydraulically fracturing a formation in a reservoir | |
| US10480303B2 (en) | Systems and methods for recovering an unfractionated hydrocarbon liquid mixture | |
| RU2790334C1 (en) | Method for gas field development at the final stage | |
| US8757271B2 (en) | Artificial lift integral system for the production of hydrocarbons for oil wells by means of pneumatic pumping with natural gas autonomously supplied by oil wells | |
| CN102504859A (en) | Method and equipment for recovery of oilfield associated gas hydrocarbon mixture | |
| Viadana et al. | Integrated Production Optimization Through Model-Based Decision Support and Advanced Optimization Techniques | |
| US7219500B1 (en) | Compressor fuel gas conditioner | |
| CN214405626U (en) | Oil field heavy-calibre flash distillation gas pipeline hydrops control system | |
| CN213576815U (en) | Oil field low pressure flash distillation gas pipeline defeated hydrops control system that stops | |
| RU122748U1 (en) | SYSTEM OF COLLECTION, PREPARATION AND TRANSPORTATION OF WELL PRODUCTS | |
| RU2789865C1 (en) | Method for transportation of gas well products via gas collectors at final stage of field development | |
| CN202297494U (en) | Device for recycling mixed hydrocarbon from oil associated gas | |
| CN202001836U (en) | Medium-pressure gas collection device based on cluster well | |
| CN112524487B (en) | System and method for controlling accumulated liquid of large-caliber flash vapor pipeline of oil field | |
| RU2346147C1 (en) | Operating method of wells and gas collection system during compressor period of developing gas and gas condensate fields | |
| RU2646899C1 (en) | Method of preparing hydrocarbon gas for transportation | |
| RU2702680C1 (en) | Unit for reduction of natural gas with generation of lng | |
| Shomirzaev | Creation of an algorithm for the optimal functioning of an underground gas storage station | |
| RU2168614C1 (en) | Equipment for gas-lift method of oil production | |
| US7452390B1 (en) | Controlled superheating of natural gas for transmission | |
| RU2724676C1 (en) | Apparatus for generating an ultra-supercritical working fluid | |
| RU2760183C1 (en) | Method for operating gas wells at later stage of natural gas field development and device for its implementation | |
| US11738303B2 (en) | Fuel gas conditioning system and method |