СПОСОБ ТРАНСПОРТИРОВКИ ПРОДУКЦИИ ГАЗОВЫХ СКВАЖИН ПО ГАЗОСБОРНЫМ КОЛЛЕКТОРАМ НА ЗАВЕРШАЮЩЕЙ СТАДИИ РАЗРАБОТКИ МЕСТОРОЖДЕНИЯ
METHOD FOR TRANSPORTATION OF GAS WELL PRODUCTS VIA GAS COLLECTORS AT FINAL STAGE OF FIELD DEVELOPMENT

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности, к обеспечению стабильности и эффективности технологических процессов сбора и подготовки газа к магистральному транспорту.
Известен способ транспортировки продукции газовых скважин, включающий подачу газа от эксплуатационных скважин по газопроводам системы сбора до входного сепаратора, компримирование и охлаждение на дожимной компрессорной станции, отличающийся тем, что охлаждение газа после компримирования производится в теплообменнике, к которому подключена технологическая линия циркуляции водометанольного раствора, проложенная частично внутри и частично снаружи газопровода системы сбора газа вдоль всей протяженности его трассы (см. Патент РФ №2588912, МПК F17D 1/00, опубл. 2016).
Недостатком данного способа является то, что реализация технического предложения требует монтажа трубопровода подачи водометанольного раствора (BMP) внутри полости каждого газопровода системы сбора, по которому предусматривается подогрев продукции скважин, что исключает возможность применения запуска очистных поршней для физической очистки полости газопровода от выпавшей жидкости. Технологическая схема, согласно способу, не позволяет регулировать температуру подогреваемого газа через регулирование расхода или температуры подаваемого BMP в трубопровод, смонтированный внутри полости газопровода системы сбора. Данная необходимость возникает по причине колебаний температуры окружающего воздуха, в случае ее влияния на температуру транспортируемого по газопроводу потока от эксплуатационных скважин.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ повышения стабильности работы газопроводов внутрипромысловой системы сбора, заключающийся в отделении выносимой со скважин жидкости в отбойнике и дальнейшей утилизации через закачку в пласт и обогреве участков газопровода системы сбора, подключенного к скважине, и трубопровода, отводящего отсепарированную в отбойнике жидкость на утилизацию, с помощью установленного на данные участки теплоспутника, в котором циркулирует теплоноситель, энергия к которому подводится в подогревателе (см. Изюмченко Д.В., Деревягин A.M., Косолапов А.Н. Автономный комплекс управления кустом газовых скважин с утилизацией выносимой жидкости. Сборник докладов V международной конференции «Современные технические инновационные решения, направленные на повышение эффективности реконструкции и технического перевооружения объектов добычи углеводородного сырья», 10-13 октября 2016 г., с. 141-151).
Недостатком данного способа является подогрев только части потока, примыкающего к внутренней стенке газопровода, ввиду установки теплообменника на наружной стенке газопровода. По причине локальности теплообмена между подогреваемым газом и циркулирующим теплоносителем обеспечивается отсутствие образования отложений льда локально в месте установки теплообменника. При этом не обеспечивается подогрев продукции эксплуатационной скважины с обеспечением повышения температуры на всем протяжении газопровода в условиях воздействия низких температур окружающего воздуха.
Задачами, на решение которых направлен заявляемый способ, являются повышение и регулирование температуры потока, транспортируемого по газопроводу системы сбора газа от эксплуатационных газовых скважин, на всем протяжении газопровода в течение всего календарного года, снижение количества жидкости, находящейся одномоментно в газопроводе системы сбора, снижение нагрузки на систему подготовки газа к магистральному транспорту с одновременным исключением указанных недостатков.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является снижение гидравлических потерь потока от эксплуатационных скважин при его транспортировке по газопроводам системы сбора газа, обеспечение стабильной транспортировки газа по системе сбора с исключением снижения объемов добываемого газа, снижение безвозвратных потерь метанола, подаваемого в газопроводы системы сбора, снижение эксплуатационных затрат на осуществление процессов подготовки газа и регенерации метанола.
Указанные задачи решаются, а технический результат достигается способом транспортировки продукции газовых скважин (фиг. 1), в соответствии с которым продукцию эксплуатационных газовых скважин 1 подают в сепаратор модульной компрессорной установки (МКУ) 2, отсепарированный от жидкости газовый поток направляют в винтовой маслозаполненный компрессор МКУ 3, отсепарированную в сепараторе МКУ жидкость 4 направляют на утилизацию или на вход в газопровод внутрипромысловой системы сбора газа 5, компримированный газовый поток, содержащий масло, направляется в маслоотделитель МКУ 6, где отделяется масло, очищенный газ подается на вход аппарата воздушного охлаждения (АВО) или теплообменника МКУ 7, в котором осуществляется охлаждение газа, после чего он направляется в фильтр-коалесцер МКУ 8 для доулавливания масла из газового потока, компримированный, очищенный и охлажденный газовый поток транспортируют по газопроводу внутрипромысловой системы сбора газа 5 во входной сепаратор установки подготовки газа 9, после чего отсепарированный газовый поток подвергается компримированию и подготовке к магистральному транспорту на оборудовании установки подготовки газа, в газовые скважины и/или на вход газопровода системы сбора газа осуществляют подачу метанола 10, отсепарированная во входном сепараторе жидкость подвергается регенерации или утилизации в зависимости от содержания в ней метанола на установке регенерации метанола, отличающийся тем, что на входе в газопровод внутрипромысловой системы сбора устанавливается трехходовой кран 11, обеспечивающий запуск очистного поршня, а на его выходе трехходовой кран, обеспечивающий прием очистного поршня 12, производится установление через изменение режима работы АВО или теплообменника 7 такой температуры газа во входном сепараторе 9, которая одновременно исключает замерзание BMP, находящегося в газопроводе системы сбора 5 и входном сепараторе 9, и снижает нагрузку на систему подготовки газа к магистральному транспорту и безвозвратные потери метанола с компримированным и подготовленным к магистральному транспорту газом с учетом ограничений, вызванных охлаждением транспортируемого по газопроводу 5 потока в результате влияния окружающего воздуха, производится подача метанола в газовые скважины и/или на вход газопровода системы сбора газа 10 в количестве, исключающем замерзание BMP, при этом достигаемая через подачу метанола необходимая концентрация BMP определяется в соответствии с фактически достигаемой температурой потока на входе во входные сепараторы.
Сущность способа заключается в комплексном подходе к обеспечению стабильного транспорта продукции газовых скважин в случае подключения МКУ к эксплуатационным скважинам и подаче компримированного газа в газопровод внутрипромысловой системы сбора, заключающемся в следующем.
Дополнительным эффектом от компримирования газа на винтовом компрессоре МКУ является нагрев компримированного газа, что используется для обеспечения положительной температуры газожидкостного потока в газопроводе системы сбора в целях исключения образования льда из выносимой скважинами пластовой воды и выпадающей из газа при его охлаждении конденсационной воды. Исключение образования отложений льда в газопроводе системы сбора приводит к снижению гидравлических потерь газового потока, исключению образования сплошных ледяных пробок, которые могут приводить к остановке работы газопровода со снижением объемов добываемого газа и требуют для своего устранения тепловые обработки наружной стенки газопровода, залповую подачу метанола. Повышение температуры транспортируемого потока снижает расход подаваемого метанола или полностью исключает необходимость в нем, в случае стабильных положительных температур потока на выходе газопровода системы сбора. В случае снижения или исключения подачи метанола снижается нагрузка на установку регенерации метанола и потери метанола с подготовленным к магистральному транспорту газом.
В случае утилизации жидкости, отсепарированной в сепараторе МКУ, исключается подача пластовой и частично конденсационной жидкости в газопровод системы сбора, что позволяет снизить гидравлическое сопротивление транспортируемому потоку за счет снижения количества жидкости, выпадающей в пониженных участках трассы газопровода и в районе нижней образующей при снижении расхода газа по газопроводу. Снижение количества жидкости, которая находится в газопроводе системы сбора, приводит к снижению рисков образования отложений льда и необходимого количества подаваемого метанола в газовые скважины и на вход газопроводов системы сбора в целях исключения ее замерзания. Снижение количества BMP, выносимого на выходе газопровода системы сбора и сепарируемого во входном сепараторе, приводит к снижению нагрузки на установку регенерации метанола или меньшим эксплуатационным затратам на его утилизацию.
Периодическая подача очистных поршней во внутреннюю полость газопровода с использованием трехходовых кранов для их запуска и приема в начале и конце газопровода позволяет полностью удалить скопившуюся в газопроводе и находящуюся в потоке жидкость, что приводит к снижению гидравлических потерь потока в результате удаления выпавшей жидкости, рисков образования отложений льда, снижению необходимого количества подаваемого метанола. Поддержание положительной температуры газа в результате компримирования на винтовом компрессоре МКУ позволяет применять очистные поршни без рисков их застревания в полости газопровода, деформации или разрушения с потерей эксплуатационных свойств, влияющих на процесс очистки.
Температура во входном сепараторе устанавливается через изменение режима работы АВО МКУ с учетом ограничения по фактическому охлаждению транспортируемого по газопроводу потока в результате воздействия окружающей среды (в т.ч. температуры воздуха, скорости ветра). Ее значение определяется совместно с необходимой концентрацией BMP, находящегося в газопроводе системы сбора. Концентрация BMP должна обеспечивать исключение его замерзания с учетом температуры в газопроводе системы сбора. Выполняется это следующим образом.
До достижения температуры окружающего воздуха отрицательных по Цельсию значений температура во входных сепараторах поддерживается минимально положительной, с учетом возможностей АВО МКУ и температуры окружающего воздуха, к примеру, в районе 1-КЗ°С, в целях обеспечения минимальной нагрузки на систему подготовки газа за счет снижения содержания паров воды в газе, направляемом на подготовку к магистральному транспорту. При обеспечении положительных температур в газопроводе метанол не подается.
До наступления отрицательных температур окружающего воздуха, заблаговременно (за несколько дней или несколько недель в зависимости от скорости движения газожидкостного потока в газопроводе) и/или до достижения температуры на выходе газопровода отрицательных значений в результате воздействия окружающей среды осуществляется подача метанола в количестве, обеспечивающем концентрацию BMP в газопроводе, исключающую его замерзание. Значение определяется по зависимостям концентрации BMP от температуры его замерзания, которая принимается равной ожидаемой температуре в газопроводе (см. например, 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 месторождения Западной Сибири. Транспорт и хранение нефтепродуктов и углеводородного сырья. 2016. №2. с. 25-30, в частности, стр. 28, формула 4).
В дальнейшем, при соответствии температуры в газопроводе значению концентрации BMP, исключающей его замерзание, но без дополнительного запаса, количество подаваемого метанола корректируется исходя из текущей температуры в газопроводе и ожидаемой в течение нескольких дней или нескольких недель температуры окружающей среды и ее влияния на температуру транспортируемого по газопроводу потока, которая определяется опытным путем, в том числе по историческим данным работы газопровода. Заблаговременная подача метанола осуществляется за несколько дней в случае высокой скорости (большого расхода газа) транспортируемого по газопроводу потока или за несколько недель в случае низкой скорости потока (низкого расхода газа) в целях обеспечения концентрации BMP в газопроводе, исключающей его замерзание, к моменту соответствующего снижения температуры в газопроводе. Срок заблаговременной подачи метанола определяется опытным путем через определение временного промежутка между началом подачи метанола на входе газопровода системы сбора и достижением необходимой концентрации на его выходе.
В то же время температура на выходе газопровода (на входе во входной сепаратор) должна обеспечивать исключение замерзания BMP, который скапливается, как правило в пониженных участках и по нижней образующей на внутренней стенке газопровода. Воздействие окружающей среды может приводить к охлаждению стенки газопровода и примыкающей к ней части потока. При этом замеряемая температура на выходе газопровода отражает, как правило, значение для ядра потока, которое однозначно больше, чем для зоны потока, примыкающей к внутренней поверхности стенки газопровода, в случае меньшей температуры окружающей среды, чем температура в газопроводе. В целях установления необходимого запаса по температуре в газопроводе целесообразно провести натурные исследования, заключающиеся в измерении температуры стенки газопровода на его выходе и анализа влияния на нее температур транспортируемого потока, окружающей среды.
В случае если по причине ограничений возможностей МКУ или соответствующего воздействия окружающей среды не представляется возможным поднять температуру в газопроводе до значения, исключающего замерзание BMP, необходимо увеличивать концентрацию BMP в газопроводе за счет увеличения количества подаваемого метанола.
На фиг. 2 представлены зависимости содержания паров метанола и воды в газе по точкам установки комплексной подготовки газа (УКПГ) сеноманской залежи Ямбургского НГКМ в зависимости от температуры во входных сепараторах УКПГ, построенные по результатам моделирования работы системы подготовки газа УКПГ в специализированном программном комплексе. К УКПГ в данном случае относятся входной сепаратор (9, фиг. 1) и оборудование компримирования и подготовки газа к магистральному транспорту (фиг. 1). Подготовка газа осуществляется через абсорбционную осушку с применением диэтиленгликоля. При расчетах принималась концентрация BMP, извлекаемого во входных сепараторах, которая фактически поддерживается на практике при представленных температурах во входном сепараторе.
Стоит отметить, что содержание метанола в газе после абсорбционной осушки от влаги (кривая 1.3) меняется в зависимости от температуры газа на входе во входные сепараторы. Поэтому количество метанола, которое уносится с осушенным от влаги газом и является безвозвратными потерями, можно регулировать за счет температуры во входных сепараторах, что обеспечивается реализацией представленного способа.
Анализируя кривую 2.1 можно видеть, что количество паров воды в газе после входных сепараторов, которое поступает в оборудование компримирования и подготовки газа, снижается при понижении температуры во входных сепараторах. В связи с этим через изменение температуры во входных сепараторах с применением данного способа возможно снижать нагрузку на оборудование подготовки газа к магистральному транспорту по количеству извлекаемых из газа паров воды с экономией затрачиваемых материальных ресурсов, в т.ч. электроэнергии, диэтиленгликоля, газа собственных нужд, которые потребляются при осуществлении процесса подготовки газа и регенерации метанола. Снижение количества метанола в BMP, который сепарируется во входном сепараторе установки подготовки газа приводит к снижению количества BMP, которое суммарно подается на установку регенерации, по причине того, что BMP с низкой концентрацией до 4% масс, не подвергается регенерации ввиду экономической нецелесообразности.
Комплексное решение по нагреву газа через компримирование на компрессоре МКУ с регулированием температуры газа на входе газопроводов-шлейфов с помощью АВО или теплообменника МКУ с учетом воздействия окружающей среды (в т.ч. температуры воздуха, силы ветра) и возможностей АВО или теплообменника МКУ в сочетании с подачей метанола в трубопроводы системы сбора в количестве, которое обеспечивает предотвращение замерзания образующегося в трубопроводах системы сбора BMP при фактически поддерживаемой температуре в трубопроводах системы сбора, отделению в сепараторе МКУ от газа, поступающего от эксплуатационных скважин, жидкости с ее дальнейшей утилизацией или очистке полости газопроводов-шлейфов с подачей очистных поршней позволяет с одной стороны обеспечить стабильную эксплуатацию газопроводов системы сбора газа, а с другой стороны снизить безвозвратные потери метанола и снизить расход материальных ресурсов, потребляемых для осуществления процесса подготовки газа и регенерации метанола.