СИСТЕМА РАСПРЕДЕЛЕНИЯ И ДОЗИРОВАНИЯ ИНГИБИТОРА ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ

Полезная модель относится к области газодобывающей отрасли и предназначена для управления расходом подаваемого ингибитора гидратообразования в двухзабойные скважины с системой двойного заканчивания.
Известно устройство управления подачей ингибитора
гидратообразования в газопроводы (А.С. СССР №1393907), содержащее насосную подачу ингибитора, например, метанола, напорный коллектор, линии подачи ингибитора из коллектора к точкам подключения в газопроводы. На каждой линии подачи ингибитора установлен двухпозиционный клапан, соединенный с системой управления.
Известна комплексная автоматизированная система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования (патент РФ №2376457), содержащая насосную подачи ингибитора с электро-насосными агрегатами, оснащенными автоматическим регулятором частотного преобразователя, напорный коллектор, трубопроводы с исполнительными двухпозиционными клапанами для отбора ингибитора из напорного коллектора к точкам подключения в газопроводы, контур стабилизации давления в напорном коллекторе и контур стабилизации давления между напорным коллектором и исполнительными клапанами.
Известна также система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования (полезная модель №127809), содержащая насосную ингибитора, напорный коллектор, блоки распределения и дозирования ингибитора, блок управления.
Прямых аналогов заявляемой полезной модели не выявлено. Известные системы распределения и дозирования ингибитора гидратообразования могут быть применимы только к скважинам с одним стволом, имеющим трубное и затрубное пространство.
В связи с тем, что проницаемость туронских коллекторов гораздо ниже большинства разрабатываемых газовых залежей, для повышения эффективности разработки предполагается использование двухзабойных скважин с системой двойного заканчивания. В такие скважины производят одновременный спуск лифтовых колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) в основной и боковой стволы до нижнего интервала установленных фильтров.
Задачей, на решение которой направлена полезная модель, является возможность автоматизированной подачи ингибитора гидратообразования метанола в вдвухзабойную скважину с системой двойного заканчивания, как в затрубное пространство бокового ствола, так и подачу метанола в трубное пространство основного ствола в колонну насосно-компрессорных труб.
Техническим результатом является повышение эффективности разработки низкопроницательных коллекторов газовых залежей за счет возможности подачи ингибитора гидратообразования отдельно в каждый ствол скважины в зависимости от условий гидратообразования.
Технический результат достигается тем, что система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования содержит блок управления, общую линию подачи ингибитора, блок подачи ингибитора гидратообразования, например, метанола, в трубное пространство основного ствола скважины, блок расхода ингибитора гидратообразования в затрубное пространство бокового ствола скважины, установленный на общей линии подачи ингибитора, при этом блок подачи ингибитора гидратообразования в трубное пространство основного ствола скважины включает метанольную емкость, дозированный насос и расходомерный узел.
Полезная модель иллюстрируется чертежом, на котором представлена схема предлагаемой системы.
Предлагаемая система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования используется на скважине, которая является газовой скважиной с двумя стволами на пласты T1 и T2.
С целью эффективной контролируемой добычи газа и исключения перетоков между пластами T1 и T2 на данной скважине использована система двойного заканчивания. В скважину произведен одновременный спуск лифтовых колонн насосно-компрессорных труб (НКТ) в основной 1 и боковой ствол 2 до нижнего интервала установленных фильтров. При этом колонна НКТ основного ствола 1 дополнительно оборудована пакером с дефлектором (не показан), который установлен в интервале кровли пласта T2, надежно разделяет пласты T1 и T2 и исключает гидродинамическую связь между пластом и верхней частью трубного пространства основного ствола скважины 1, что исключает возможность подачи ингибитора гидратообразования в призабойную зону основного ствола через затрубное пространство.
Добыча газа из туронской залежи осуществляется в условиях выпадания гидратов, как в стволе скважин, так и непосредственно в призабойной зоне пласта, что значительно усложняет процесс добычи газа. Для предупреждения процесса гидратообразования при добыче газа предлагаемой системой осуществляется подача метанола в трубное пространство основного ствола 1 (в колонну НКТ) и затрубное пространство бокового ствола 2 скважины.
Система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования содержит блок управления (не показан), блок подачи ингибитора гидратооброзавания (метанола) в трубное пространство основного ствола 1 скважины, который включает метанольную емкость 3, дозировочный насос 4, метанолопровод 5, расходомерный узел 6. Блоки расхода метанола 7 в затрубное пространство бокового ствола 2 скважины установлены на общей лини подачи ингибитора 8.
Предлагаемая система работает следующим образом.
Ингибирование основного ствола 1 скважины осуществляется подачей в необходимом объеме ингибитора гидратооброзавания - метанола непосредственно в НКТ с остановкой ствола скважины на 1 час. Ингибитор подается из емкости - метанольницы 3 под собственным гидростатическим давлением к дозировочному насосу 4 по метанолопроводу 5. Дозировочным насосом 4 через расходомерный узел 6 ингибитор гидратооброзавания подается в НКТ основного ствола. При этом подача газа из основного ствола 1 в газовый коллектор останавливается. Учет расхода метанола осуществляется на расходомерном узле 6 блока дозирования. Операции по открытию и закрытию задвижек, контролю закачки требуемого объема производятся в автоматическом режиме в соответствии с заданными на главном щите управления параметрами. Ингибирование происходит один раз в сутки. Продолжительность остановки основного ствола 1 установлена, исходя из условий достаточности времени на гравитационное снижение закаченного метанола по стволу до призабойной зоны, и определена на основе опытных данных при выполнении аналогичных работ по сеноманским скважинам.
Ингибирование бокового ствола 2 осуществляется через затрубное пространство скважины также в автоматическом режиме. Закачка метанола происходит через блоки расхода метанола 7 бокового ствола 2 скважины, установленного на общей линии подачи ингибитора 8, в непрерывном циклическом режиме в соответствии с заданной установкой поддержания требуемого расхода подачи метанола без остановки добычи газа боковым стволом. Метанол к блокам расхода метанола подается от метанольной сети. Предлагаемая система позволяет подавать ингибитор гидратообразования отдельно в каждый ствол скважины в зависимости от условий гидратообразования, что повышает эффективность разработки низкопроницаемых коллекторов газовых залежей.