СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В ГАЗОСБОРНЫХ ШЛЕЙФАХ, ПОДКЛЮЧЕННЫХ К ОБЩЕМУ КОЛЛЕКТОРУ НА ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
METHOD TO CONTROL HYDRATE FORMATION PROCESS IN GAS-GATHERING FLOW LINES CONNECTED TO COMMON MANIFOLD AT FAR NORTH GAS AND GAS CONDENSATE DEPOSITS

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению процесса гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа в условиях Крайнего Севера.
Известен способ предупреждения гидратообразования и разрушения гидратов путем подачи ингибитора на кусты скважин по отдельному ингибиторопроводу (см., например, В.А. Истомин, В.Г. Квон. Предупреждение и ликвидация газовых гидратов в системах добычи газа. - Москва, ООО «ИРЦ Газпром», 2004). Способ заключается в том, что определяют начало процесса гидратообразования в газосборном шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ) из газосборного шлейфа. При понижении температуры газа на входе установки, сигнализирующем о возможном начале процесса гидратообразования в газосборном шлейфе, подают ингибитор в шлейф. В качестве ингибитора применяется метанол.
Существенным недостатком указанного способа является невозможность определения участка гидратообразования в газосборном шлейфе, работающего на единый коллектор, и, как следствие, значительный перерасход метанола на установке.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является «Способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера» (Патент РФ №2329371, С1, 26.10.2006).
Способ заключается в том, что определяют момент начала процесса гидратообразования в газосборном шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ) из газосборного шлейфа, и сравнения динамики ее поведения с динамикой расчетного значения этой же температуры.
Существенным недостатком указанного способа является то, что он только фиксирует начало процесса гидратообразования, но не позволяет определить в системе «шлейфы - газосборный коллектор» конкретный участок гидратообразования и оптимальную точку подачи ингибитора гидратообразования, что приводит к существенному перерасходу ингибитора на УКПГ.
На Крайнем Севере, как правило, используется схема сбора газа в виде системы «шлейфы - газосборный коллектор», когда газосборные шлейфы работают на общей коллектор, приведена на фиг. 1.
На фиг. 1 использованы следующие обозначения:
1; 2; 3; 4 - кусты скважин №№1, 2, 3, 4 соответственно;
5 - газовые скважины;
6; 7; 8; 9; 10 - возможные места образования гидратов;
11 - вход УКПГ;
12 - газосборный коллектор;
13 - ингибиторопровод;
14 - газосборный шлейф;
15 - направление движения газа;
16 - направление подачи ингибитора.
При этом существующая схема обвязки скважин и кустов скважин на месторождениях Крайнего Севера предусматривает подачу ингибитора гидратообразования непосредственно в каждую скважину и в общий коллектор с каждого куста скважин.
Допустим, АСУ ТП зафиксировала начало образования гидратов в системе «шлейфы - газосборный коллектор». Расход метанола для ликвидации гидратообразования во многом будет зависеть от того, где начинается образование гидратов и куда будет подан ингибитор. Допустим, начинается образование гидратов в точке 10 газосборного коллектора системы «шлейфы - газосборный коллектор». Естественно, если для предупреждения гидратообразования подать ингибитор на куст скважин 2, то это приведет к значительному перерасходу игибитора. Чтобы свести к минимуму расход ингибитора в УКПГ, при обнаружении гидратообразования следует подавать ингибитор в ближайшую к месту образования гидратов точку ввода ингибитора на скважине (кусте скважин).
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является минимизация расхода ингибитора в УКПГ для предупреждения гидратообразования в системе «шлейфы - газосборный коллектор» и снижение затрат времени на ликвидацию гидратообразования.
Техническим результатом, достигаемым от реализации изобретения, является снижение расхода ингибитора для предупреждения и ликвидации гидратообразования в системе «шлейфы - газосборный коллектор», снижение затрат времени на ликвидацию гидратообразования. Все это в конечном итоге приводит к снижению себестоимости добываемого и подготавливаемого к транспорту газа.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ выявления участка гидратообразования в системе «шлейфы - газосборный коллектор» на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера включает:
уст.м
выявление средствами АСУ ТП УКПГ начала процесса гидратообразования в системе «шлейфы - газосборный коллектор». Выявив начало процесса гидратообразования, АСУ ТП УКПГ переходит в режим анализа изменения давления на устье каждой из скважин и выявляет, на какой из скважин давление повышается и приближается к своему максимально возможному значению на устье - р. Максимально возможное значение давления на устье каждой скважины регулярно вводится в базу данных АСУ ТП УКПГ по результатам газодинамических испытаний скважин. Выявив скважину, у которой давление приближается к своему максимально возможному значению на устье, АСУ ТП УКПГ определяет, на каком участке системы «шлейфы - газосборный коллектор» происходит образование гидратов. После выявления этого участка АСУ ТП УКПГ подает ингибитор на ту скважину, которая расположена непосредственно перед участком, в котором начался процесс гидратообразования.
уст.к
Способ осуществляют следующим образом. Используя телеметрию, производят с заданным шагом квантования измерение базовых параметров работы скважин, кустов скважин, их шлейфов и газосборного коллектора. Для каждой i-ой скважины контролируемые значения давления газа на ее устье р строят в виде графика временной функции (см. фиг. 2).
На фиг. 2 использованы следующие обозначения:
уст.м
1 - максимальное возможное значение давления на устье (р);
уст.к
2 - динамика изменения давления на устье скважины (р).
При этом для каждой скважины в базе данных АСУ ТП хранится значение максимально возможного для нее давления, которое выдается геологами и определяется при газогидродинамических исследованиях скважин.
В случае обнаружения начала процесса гидратообразования АСУ ТП переходит в режим анализа изменения давления на устье каждой из скважин. В результате этого анализа выявляется, на какой скважине давление повышается и приближается к своему максимально возможному значению на устье. В результате этого выбора АСУ ТП делает вывод - на каком участке системы «шлейфы - газосборный коллектор» происходит образование гидратов, и подает ингибитор на ту скважину, которая расположена непосредственно перед этим участком.
Предположим, система обнаружила начало образования гидратов в газосборном коллекторе 12 (фиг. 1). Если на всех скважинах начинается одновременное повышение давления, тогда однозначно можно утвердить, что гидрат образуется в газосборном коллекторе 12 в районе, где расположена точка 10 (фиг. 1). Поэтому следует подать ингибитор либо на куст скважин 3, либо 4 (фиг. 1) в зависимости от того, где будет меньше расстояние до УКПГ.
Допустим, при обнаружении начала гидратообразования в газосборном коллекторе, давление газа начинает повышаться на кусте скважин 2 (фиг. 1). Тогда однозначно можно утверждать, что гидрат образуется в районе точки 6. Поэтому необходимо подавать метанол на куст скважин 2.
Автоматизация этого процесса значительно облегчает работу оператора на УКПГ.
Применение данного метода позволяет существенно снизить расход метанола для предупреждения гидратообразования в газопромысловых шлейфах и снизить нагрузку на оператора УКПГ, тем самым повысить эффективность принимаемых управленческих решений и улучшить условия работы обслуживающего персонала на УКПГ.