СПОСОБ ОЧИСТКИ ГАЗОСБОРНОГО КОЛЛЕКТОРА КУСТА СКВАЖИНЫ
METHOD FOR CLEANING THE GAS COLLECTION HEADER OF THE WELL PAD

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.
3
В качестве передвижного устройства подачи ингибитора используют известное устройство, например, кислотную установку на базе автомобиля Урал-4320 СИН-32, с емкостью объемом 6 м 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.