RU2687721C1 - Способ и устройство устранения жидкостных пробок в газосборных коллекторах - Google Patents
Способ и устройство устранения жидкостных пробок в газосборных коллекторах Download PDFInfo
- Publication number
- RU2687721C1 RU2687721C1 RU2018114199A RU2018114199A RU2687721C1 RU 2687721 C1 RU2687721 C1 RU 2687721C1 RU 2018114199 A RU2018114199 A RU 2018114199A RU 2018114199 A RU2018114199 A RU 2018114199A RU 2687721 C1 RU2687721 C1 RU 2687721C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- gas
- liquid
- plume
- ejector
- separator
- Prior art date
Links
- 239000007788 liquid Substances 0.000 title claims abstract description 27
- 238000000034 method Methods 0.000 title claims abstract description 16
- 230000008030 elimination Effects 0.000 title abstract description 3
- 238000003379 elimination reaction Methods 0.000 title abstract description 3
- 239000012530 fluid Substances 0.000 claims abstract description 14
- 230000006835 compression Effects 0.000 claims abstract description 10
- 238000007906 compression Methods 0.000 claims abstract description 10
- GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N geranyl diphosphate Chemical compound CC(C)=CCC\C(C)=C\CO[P@](O)(=O)OP(O)(O)=O GVVPGTZRZFNKDS-JXMROGBWSA-N 0.000 claims description 6
- 238000001816 cooling Methods 0.000 claims description 5
- 238000000926 separation method Methods 0.000 claims description 4
- 238000009434 installation Methods 0.000 claims description 2
- 230000037452 priming Effects 0.000 claims 1
- 239000000523 sample Substances 0.000 claims 1
- 239000007789 gas Substances 0.000 abstract description 57
- 238000004519 manufacturing process Methods 0.000 abstract description 7
- OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N Methanol Chemical compound OC OKKJLVBELUTLKV-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 6
- 239000007791 liquid phase Substances 0.000 abstract description 4
- VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N methane Chemical compound C VNWKTOKETHGBQD-UHFFFAOYSA-N 0.000 abstract description 4
- 230000015572 biosynthetic process Effects 0.000 abstract description 2
- 230000007423 decrease Effects 0.000 abstract description 2
- 150000004677 hydrates Chemical class 0.000 abstract description 2
- 239000003345 natural gas Substances 0.000 abstract description 2
- 239000000126 substance Substances 0.000 abstract description 2
- 230000007613 environmental effect Effects 0.000 abstract 2
- 230000000694 effects Effects 0.000 abstract 1
- 238000005086 pumping Methods 0.000 abstract 1
- 239000003344 environmental pollutant Substances 0.000 description 2
- 231100000719 pollutant Toxicity 0.000 description 2
- 238000004886 process control Methods 0.000 description 2
- 101150113964 MPK5 gene Proteins 0.000 description 1
- 241000566515 Nedra Species 0.000 description 1
- 238000004140 cleaning Methods 0.000 description 1
- 230000003247 decreasing effect Effects 0.000 description 1
- XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N water Substances O XLYOFNOQVPJJNP-UHFFFAOYSA-N 0.000 description 1
Images
Classifications
-
- E—FIXED CONSTRUCTIONS
- E21—EARTH OR ROCK DRILLING; MINING
- E21B—EARTH OR ROCK DRILLING; OBTAINING OIL, GAS, WATER, SOLUBLE OR MELTABLE MATERIALS OR A SLURRY OF MINERALS FROM WELLS
- E21B43/00—Methods or apparatus for obtaining oil, gas, water, soluble or meltable materials or a slurry of minerals from wells
Landscapes
- Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Engineering & Computer Science (AREA)
- Geology (AREA)
- Mining & Mineral Resources (AREA)
- Physics & Mathematics (AREA)
- Environmental & Geological Engineering (AREA)
- Fluid Mechanics (AREA)
- General Life Sciences & Earth Sciences (AREA)
- Geochemistry & Mineralogy (AREA)
- Organic Low-Molecular-Weight Compounds And Preparation Thereof (AREA)
Abstract
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к обеспечению оптимального ведения комплекса технологических процессов сбора и подготовки газа к магистральному транспорту. Сущностью изобретения является удаление жидкостных пробок из газового шлейфа путем подключения его с помощью переключающей арматуры к дополнительной линии с внутритрубным сепаратором и эжектором, другой конец которой подключают к входному сепаратору. Целью изобретения является устранение жидкостных пробок из газовых шлейфов с минимизацией потерь добываемого флюида и минимизацией воздействия на окружающую среду на газовых и газоконденсатных месторождениях Крайнего Севера. Для этого устанавливают дополнительную линию с внутритрубным сепаратором и эжектором, вход которой посредством кранов в здании переключающей арматуры (ЗПА) может быть подключен к любому из шлейфов, соединяющих добывающие скважины с установкой комплексной подготовки газа (УКПГ). Одновременно выход дополнительной линии подключают к коллектору подачи газа во входной сепаратор УКПГ. При этом весь поток добываемого флюида из подключенного к дополнительной линии шлейфа, из которого необходимо удалить жидкостную пробку, идет только по ней. Одновременно часть потока газа после компримирования на дожимной компрессорной станции (ДКС) подают как высоконапорный газ в эжектор. Расход газа, подаваемого в эжектор, задают таким образом, чтобы давление на входе шлейфа в УКПГ снизилось до величины, необходимой для выноса жидкостной пробки из шлейфа. Эта жидкость, выносимая потом из шлейфа, выделяется из потока добываемого флюида с помощью внутритрубного сепаратора, из которого ее направляют по специальной линии в емкость-пробкоуловитель. Для минимизации затрат на изготовление дополнительной линии в качестве ее начальной части используют общий коллектор сброса газа на свечу, имеющийся в ЗПА. Применение заявляемого способа и устройства позволяет обеспечить изолированное снижение давления на входе каждого из шлейфов в УКПГ по выбору. Благодаря этому соблюдается режим минимально необходимого давления на входе в ДКС. При использовании внутритрубного сепаратора обеспечивается стабильность работы эжектора за счет отделения жидкой фазы непосредственно в потоке низконапорного газа. Своевременное устранение жидкостных пробок в газовых шлейфах приводит к снижению расхода метанола для предупреждения образования льда и гидратов, а также снижает падение давления газового потока при его движении к УКПГ. Отделенная жидкая фаза утилизируется путем закачки в поглощающие горизонты через скважины, минимизируя наносимый окружающей среде вред. 1 з.п. ф-лы. 1 ил.
Description
Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности к обеспечению оптимального ведения комплекса технологических процессов сбора и подготовки газа к магистральному транспорту.
Известен способ удаления жидкости из газовых шлейфов, включающий транспортировку добываемого флюида по шлейфам от кустов газовых скважин до установок комплексной подготовки газа (УКПГ), сепарацию газа во входных сепараторах и емкостях-пробкоуловителях; компримирование на дожимной компрессорной станции (ДКС) в несколько ступеней и охлаждение в аппаратах воздушного охлаждения (АВО) после каждой ступени компримирования. (См. Муравьев В.М. Эксплуатация нефтяных и газовых скважин. М.: Недра, 1973, с. 275-279).
Существенным недостатком данного способа является то, что газожидкостной поток из шлейфа, при прохождении пробки, перенаправляется из входных сепараторов на горизонтальное факельное устройство (ГФУ). В результате этого снижается давление в конце шлейфа до атмосферного, что приводит к увеличению скорости движения газового потока и способствует выносу жидкостных пробок, но с большими потерями газа. В результате на ГФУ сжигается высокое количество различных веществ, и в атмосферу выбрасываются значительные объемы загрязняющих веществ.
Наиболее близким по технической сущности к предлагаемому решению является способ удаления жидкости из шлейфов и скважин с помощью эжектирования газового потока, включающий транспортировку добываемого флюида по шлейфам от кустов газовых скважин до УКПГ, сепарацию газа во входных сепараторах и емкостях-пробкоуловителях; компримирование на ДКС в несколько ступеней и охлаждение в АВО после каждой ступени компримирования (Патент РФ №2017941, МПК5 У21И 43/00, опубл. 1994).
Существенным недостатком данного способа является невозможность работы эжектора при залповом поступлении жидкости со шлейфа, что характерно для месторождений на стадии падающей добычи. В результате наблюдаются значительные потери объемов добываемого газа и нарушается ход технологического процесса. Существенно возрастает объем загрязняющих веществ, выбрасываемых в окружающую среду.
Задачи, на решение которых направлено заявляемый способ и устройство - устранение жидкостных пробок из газовых шлейфов с одновременным исключением указанных недостатков при стабильном ведении технологического процесса УКПГ, снижение расхода метанола для предупреждения образования льда и гидратов, а так же снижению падения давления газового потока при его движении к УКПГ.
Поставленная цель достигается тем, что удаление жидкостных пробок из газового шлейфа осуществляют путем подключения его с помощью переключающей арматуры к дополнительной линии с внутритрубным сепаратором и эжектором, другой конец которой подключают к входному сепаратору. Указанные операции производят одновременно, по команде на очистку шлейфа от жидкостной пробки, реализуемой автоматизированной системой управления технологическим процессом (АСУ ТП) с помощью исполнительных механизмов.
Для этого, устанавливают дополнительную линию с внутритрубным сепаратором и эжектором, вход которой посредством кранов в здании переключающей арматуры (ЗПА) может быть подключен к любому из шлейфов, соединяющих добывающие скважины месторождения газа с УКПГ. Одновременно выход дополнительной линии подключают к коллектору подачи газа во входной сепаратор УКПГ. При этом весь поток добываемого флюида из подключенного к дополнительной линии шлейфа, из которого необходимо удалить жидкостную пробку, идет только по ней.
Одновременно часть потока газа, добываемого на месторождении газа, после компримирования на ДКС подают как высоконапорный газ в эжектор. Расход газа, подаваемого в эжектор, задают таким образом, чтобы давление на входе шлейфа в УКПГ снизилось до величины, необходимой для выноса жидкостной пробки из шлейфа. Эта жидкость, выносимая потом из шлейфа, удаляется из потока добываемого флюида с помощью внутритрубного сепаратора, из которого ее направляют по специальной линии в емкость-пробкоуловитель.
Для минимизации затрат на изготовление дополнительной линии, в качестве ее начальной части используют общий коллектор сброса газа на свечу, имеющийся в здании переключающей арматуры.
Заявляемый способ и устройство реализованы на сеноманских газовых промыслах Ямбургского нефтегазоконденсатного месторождения, схема реализации которого показана на фиг. Для устранения жидкостных пробок из шлейфа, чтобы не нарушить ход технологического процесса, кран (1) входа шлейфа в коллектор перед входными сепараторами (7), расположенный в блоке входа шлейфов в УКПГ I, перекрывают. В результате этого его поток, являющийся низконапорным газом, перенаправляется в общий коллектор сброса газа на свечу (2). Свечу отключают, а коллектор сброса газа на свечу подключают с помощью кранов к внутритрубному сепаратору (3), в котором от потока отделяется жидкость. Устранение из потока жидкости обеспечивает стабильную и эффективную работу эжектора (6), а отсепарированная жидкость направляется в емкость-пробкоуловитель (4).
После прохождения сепаратора (3) поток добываемого флюида поступает во всасывающую камеру (5) эжектора (6). На сопло эжектора (6), в качестве высоконапорного газа, подается часть потока добываемого газа после двух ступеней компримирования (8) на ДКС II. При этом поток газа отбирается с ДКС II до последней ступени установок охлаждения газа (9), что обеспечивает более высокие показатели работы эжектора (6). После смешения потоков в эжекторе (6) они направляются во входной сепаратор (7) УКПГ.
После того, как закончится вынос жидкостной пробки, шлейф переводится на стандартный режим работы.
К примеру, при эжектировании газожидкостного потока шлейфа газосборной системы на промысле, эксплуатирующем сеноманскую залежь Ямбургского месторождения, (расход по газовому потоку - до 30 тыс. нм3/ч, по жидкой фазе (вода) - до 10 т/ч) требуется до 40 тыс.нм3/ч высоконапорного газа после второй ступени ДКС (12% от общего расхода). При этом давление на входе шлейфа в УКПГ будет снижено с 0,55 МПа до 0,25 МПа, что увеличивает скорость газожидкостного потока по шлейфу в 2-3,5 раза.
Существенными преимуществами данного способа являются возможность изолированного снижения давления на входе каждого из шлейфов в УКПГ, что необходимо для соблюдения минимально необходимого давления на входе в ДКС, и стабильность работы эжектора за счет отделения жидкой фазы в потоке низконапорного газа до входа в него. Расход газа после второй ступени компримирования, подаваемого в качестве высоконапорного газа в эжектор, назначается таким образом, чтобы давление на входе шлейфа в УКПГ снижалось до необходимой для выноса жидкости величины. Продолжительность процедуры эжектирования для каждого шлейфа выбирается исходя из возможностей сепарационного оборудования газового промысла принять объемы выносимой из шлейфа жидкости и необходимости достижения температурного режима, наблюдаемого при нормальной работе шлейфа. Использование сепаратора внутритрубного исполнения обеспечивает компактность устанавливаемого оборудования и сокращение необходимых узлов обвязки.
Claims (2)
1. Способ устранения жидкостных пробок в газосборных шлейфах (коллекторах) газовых месторождений, включающий транспортировку добываемого флюида по шлейфам от кустов газовых скважин до установок комплексной подготовки газа (УКПГ), сепарацию газа во входных сепараторах и емкостях-пробкоуловителях; компримирование на дожимной компрессной станции (ДКС) в несколько ступеней и охлаждение на установках охлаждения газа после каждой ступени компримирования, отличающийся тем, что устанавливают дополнительную линию с внутритрубным сепаратором и эжектором, вход которой посредством кранов в здании переключающей арматуры (ЗПА) входа шлейфов в УКПГ подключают по команде к шлейфу, из которого необходимо удалить жидкостную пробку, а другой конец подключают к коллектору подачи газа во входной сепаратор, одновременно часть потока газа после компримирования на ДКС подают как высоконапорный газ в эжектор, при этом его расход задают таким образом, чтобы давление на входе шлейфа в УКПГ снизилось до величины, необходимой для выноса жидкостной пробки из шлейфа, при этом жидкость выделяют из потока добываемого флюида с помощью внутритрубного сепаратора и направляют по специальной линии в емкость-пробкоуловитель.
2. Способ по п. 1, отличающийся тем, что в качестве начальной части дополнительной линии используют общий коллектор сброса газа на свечу.
Priority Applications (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018114199A RU2687721C1 (ru) | 2018-04-17 | 2018-04-17 | Способ и устройство устранения жидкостных пробок в газосборных коллекторах |
Applications Claiming Priority (1)
| Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
|---|---|---|---|
| RU2018114199A RU2687721C1 (ru) | 2018-04-17 | 2018-04-17 | Способ и устройство устранения жидкостных пробок в газосборных коллекторах |
Publications (1)
| Publication Number | Publication Date |
|---|---|
| RU2687721C1 true RU2687721C1 (ru) | 2019-05-15 |
Family
ID=66578962
Family Applications (1)
| Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
|---|---|---|---|
| RU2018114199A RU2687721C1 (ru) | 2018-04-17 | 2018-04-17 | Способ и устройство устранения жидкостных пробок в газосборных коллекторах |
Country Status (1)
| Country | Link |
|---|---|
| RU (1) | RU2687721C1 (ru) |
Cited By (2)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2745533C1 (ru) * | 2020-08-18 | 2021-03-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Способ защиты подводного технологического оборудования от жидкостных и гидратных пробок и система для его реализации |
| RU2794267C1 (ru) * | 2021-12-27 | 2023-04-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (сокр. ООО "Газпром добыча Иркутск") | Способ подготовки природного газа к транспорту |
Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU354119A1 (ru) * | Ю. П. Коротаев , В. И. Шул тиков | Периодического удаления жидкости из скважин | ||
| RU2017941C1 (ru) * | 1990-11-19 | 1994-08-15 | Минигулов Рафаил Минигулович | Способ удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов |
| US5544672A (en) * | 1993-10-20 | 1996-08-13 | Atlantic Richfield Company | Slug flow mitigation control system and method |
| RU2334082C2 (ru) * | 2002-12-23 | 2008-09-20 | Норск Хюдро Аса | Система и способ прогнозирования и обработки пробок, образующихся в выкидной линии или скважинной системе труб |
| RU2346147C1 (ru) * | 2007-06-15 | 2009-02-10 | Владимир Александрович Истомин | Способ эксплуатации скважин и системы сбора газа в компрессорный период разработки газовых и газоконденсатных месторождений |
| RU2597390C1 (ru) * | 2015-06-15 | 2016-09-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ эксплуатации газового промысла при коллекторно-лучевой организации схемы сбора на завершающей стадии разработки месторождения |
-
2018
- 2018-04-17 RU RU2018114199A patent/RU2687721C1/ru active
Patent Citations (6)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| SU354119A1 (ru) * | Ю. П. Коротаев , В. И. Шул тиков | Периодического удаления жидкости из скважин | ||
| RU2017941C1 (ru) * | 1990-11-19 | 1994-08-15 | Минигулов Рафаил Минигулович | Способ удаления жидкости из газовых скважин и шлейфов |
| US5544672A (en) * | 1993-10-20 | 1996-08-13 | Atlantic Richfield Company | Slug flow mitigation control system and method |
| RU2334082C2 (ru) * | 2002-12-23 | 2008-09-20 | Норск Хюдро Аса | Система и способ прогнозирования и обработки пробок, образующихся в выкидной линии или скважинной системе труб |
| RU2346147C1 (ru) * | 2007-06-15 | 2009-02-10 | Владимир Александрович Истомин | Способ эксплуатации скважин и системы сбора газа в компрессорный период разработки газовых и газоконденсатных месторождений |
| RU2597390C1 (ru) * | 2015-06-15 | 2016-09-10 | Федеральное государственное бюджетное образовательное учреждение высшего образования "Уфимский государственный нефтяной технический университет" | Способ эксплуатации газового промысла при коллекторно-лучевой организации схемы сбора на завершающей стадии разработки месторождения |
Cited By (3)
| Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
|---|---|---|---|---|
| RU2745533C1 (ru) * | 2020-08-18 | 2021-03-26 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром 335" | Способ защиты подводного технологического оборудования от жидкостных и гидратных пробок и система для его реализации |
| RU2794267C1 (ru) * | 2021-12-27 | 2023-04-13 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (сокр. ООО "Газпром добыча Иркутск") | Способ подготовки природного газа к транспорту |
| RU2831005C1 (ru) * | 2023-12-26 | 2024-11-28 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Иркутск" (ООО "Газпром добыча Иркутск") | Способ подготовки природного газа к транспорту |
Similar Documents
| Publication | Publication Date | Title |
|---|---|---|
| US2765045A (en) | Methods and means for separating oil and gas | |
| CN106368990B (zh) | 一种冲压发动机真空舱的抽真空系统及方法 | |
| CN109138965B (zh) | 一种基于低压储液的段塞流捕集系统及方法 | |
| RU2687721C1 (ru) | Способ и устройство устранения жидкостных пробок в газосборных коллекторах | |
| CN101249309A (zh) | 制药业中的溶媒回收方法以及实现此方法的溶媒回收系统 | |
| RU2532822C1 (ru) | Установка и способ введения реагента в трубопровод с использованием эжектора | |
| CN108955087B (zh) | 天然气的除蜡方法及装置 | |
| RU2694266C1 (ru) | Способ утилизации газа из газопровода-шлейфа при подготовке к ремонту или проведению внутритрубной диагностики | |
| RU2297520C2 (ru) | Способ утилизации низконапорного газа | |
| RU2471979C2 (ru) | Способ подготовки попутного нефтяного газа | |
| CN112524487B (zh) | 一种油田大口径闪蒸气管道积液控制系统及方法 | |
| US9903355B2 (en) | Method and system for multi-stage compression of a gas using a liquid | |
| US20150152722A1 (en) | System and method for realizing added value from production gas streams in a carbon dioxide flooded eor oilfield | |
| RU2346147C1 (ru) | Способ эксплуатации скважин и системы сбора газа в компрессорный период разработки газовых и газоконденсатных месторождений | |
| CN201196530Y (zh) | 凝汽器凝结水取样装置的气水分离器 | |
| CN105019871A (zh) | 烟气回收回注工艺及其设备 | |
| RU2294429C2 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2794267C1 (ru) | Способ подготовки природного газа к транспорту | |
| RU123684U1 (ru) | Установка подготовки газоконденсатного флюида и стабилизации конденсата | |
| RU2646899C1 (ru) | Способ подготовки углеводородного газа к транспорту | |
| RU2381428C1 (ru) | Способ извлечения конденсата из природного газа | |
| CN205045847U (zh) | 油水分离器及多级油水分离系统 | |
| CN112178457A (zh) | 一种油田低压闪蒸气管道停输积液控制系统与方法 | |
| RU2259511C2 (ru) | Способ подготовки и утилизации попутного низконапорного газа | |
| RU2788253C1 (ru) | Способ эксплуатации подводного газового и газоконденсатного месторождения и подводный эжектирующий модуль для его осуществления |