Способ и устройство устранения жидкостных пробок в газосборных коллекторах

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.

 

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.

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.



 

Похожие патенты:
Изобретение относится к области добычи нефти и может быть применено для откачивания нефти погружными центробежными насосными установками с частотно-регулируемым электроприводом из многопластовых скважин, особенно при наличии в них малодебитных нефтеносных горизонтов.

Группа изобретений относится к области погружных насосных установок возвратно-поступательного действия для добычи пластовых жидкостей преимущественно в нефтедобыче и, в частности, к защите установок от динамических нагрузок, возникающих при внештатных режимах работы.

Изобретение относится к устройствам и способам, применяемым для нагревания формаций. Технический результат заключается в уменьшении или исключении потенциальных проблем в ходе производства, компоновки и/или монтажа изолированных проводников.

Изобретение относится к погружному оборудованию, а именно к скважинным фильтрам, у которых проницаемость и пропускная способность понижаются при появлении пластовой воды в добываемых углеводородах.

Изобретение относится к горной промышленности и может быть использовано для оборудования нефтяных, газовых и водозаборных скважин в интервале продуктивного пласта.

Изобретение относится к нефтяной промышленности. Технический результат - сокращение времени на обработку пласта скважины за счет сокращения продолжительности подготовки процесса закачки раствора соляной кислоты в пласт в импульсном режиме.

Изобретение относится к нефтегазодобывающей промышленности, а именно к способам для добычи нефти из буровых скважин путем создания вторичного давления в пласте с целью вытеснения нефти и поддержания пластового давления с помощью закаченного в пласт газа.

Изобретение относится к способу верификации модели скважины, который содержит этапы: получение сохраненных скважинных данных существующей скважины, формирование модели на основе полученных скважинных данных, погружение инструмента для выполнения рабочей задачи в существующую скважину, причем инструмент выполнен с возможностью измерять текущие характеристики скважины при погружении, получение от инструмента данных инструмента, соответствующих измеренным в текущее время характеристикам скважины, при этом указанные данные инструмента представляют свойства скважины, имеющие отношение к эксплуатации скважины и производительности инструмента, и выполнение проверки подтверждения путем сравнения скважинных данных модели с данными инструмента.

Группа изобретений относится к области нефтяной и газовой промышленности и может быть использована при добыче углеводородов из скважин при интенсивном притоке в скважину воды с песком.

Изобретение относится к техническим средствам для тепловой обработки продуктивного пласта и подъема продукции из скважин со сверхвязкой нефтью и природными битумами.

Изобретение относится к технологиям разработки нефтяных пластов с помощью многофункциональных скважин, совмещающих в себе функции и нагнетательных и добывающих скважин. Многофункциональная скважина для добычи высоковязкой нефти содержит обсадную колонну с горизонтальным стволом, колонну лифтовых труб с глубинным насосом, расположенным до горизонтального ствола скважины, и колонну для закачки вытесняющего теплового агента с теплоизоляцией. При этом колонна для закачки вытесняющего теплового агента теплоизолирована в двух интервалах по своей длине: от устья скважины до уровня жидкости в межтрубном пространстве скважины (МП) и от верхней границы расположения глубинного насоса до горизонтального ствола скважины. При этом колонна лифтовых труб теплоизолирована в интервале от устья скважины до уровня жидкости в МП. Техническим результатом является повышение эффективности сохранения температуры пластовой нефти выше, чем температура насыщения нефти парафином, снижение энергопотребления насоса. 1 ил., 1 табл., 1 пр.

Система (100, 200) содержит устройство (102, 202) для подъема жидкости, расположенное в скважине (106, 206) и содержащее электрический двигатель (108, 208), трехфазный кабель (114, 214) для соединения устройства для подъема жидкости с источником питания (112, 212), по меньшей мере один высокочувствительный дифференциальный трансформатор тока (104, 203, 204) для генерации сигналов (128, 227) дисбаланса, представляющих ток дисбаланса по меньшей мере в одном из электрического двигателя и трехфазного кабеля, при этом указанный по меньшей мере один высокочувствительный дифференциальный трансформатор тока расположен так, что окружает по меньшей мере часть трехфазного кабеля, и обрабатывающую подсистему (136, 236) для контроля состояния по меньшей мере одного из устройства для подъема жидкости и трехфазного кабеля на основе сигналов дисбаланса. Технический результат заключается в повышении эффективности контроля состояния устройства подъема жидкости. 3 н. и 17 з.п. ф-лы, 5 ил.

Изобретение относится к нефтедобывающей промышленности, в частности к области контроля параметров скважинной жидкости (СКЖ) и управления в системе оптимизации работы скважин с установками электроцентробежных насосов (УЭЦН) по данным условий эксплуатации скважины и параметров СКЖ. Техническим результатом является расширение функциональных возможностей многофункциональной автоматической цифровой интеллектуальной скважины с обогревом насосно-компрессорных труб и электромагнитным облучением забоя индуктором. Предложена многофункциональная автоматическая цифровая интеллектуальная скважина, включающая погружное оборудование, состоящее из погружного центробежного насоса с погружным электродвигателем, погружной греющей кабельной линии, электрической линии связи с системой погружной телеметрии, высокочастотного генератора с возможностью передачи энергии до индуктора и станцию наземного оборудования, включающую управляющее устройство, соединенное через входы и выходы с наземным и погружным оборудованием и возможностью управления погружным электродвигателем, модуль беспроводной и/или проводной связи с возможностью управления, приема и передачи данных по средствам беспроводной и/или проводной связи, насос-дозатор, манометр, уровнемер с возможностью передачи информации на управляющее устройство, расходомер реагента с возможностью передачи данных о расходе реагента на управляющее устройство. При этом скважина дополнительно снабжена устьевым модулем (УМ), имеющим подвижный патрубок и выкидной патрубок в магистральный трубопровод, а наземное оборудование снабжено преобразователем напряжения/частоты и проточным экспресс-анализатором протонного магнитного резонанса (ПМРА), включающим магнит, диэлектрическую трубку с намотанной на нее катушкой индуктивности датчика ПМР, выход которой высокочастотным кабелем длиной в четверть волны соединен с усилителем мощности радиочастотных импульсов (передатчиком) и усилителем полезных сигналов ПМР (приемником) релаксометра, с которого через модуль информация о многофункциональной автоматической комплексной системе «интеллектуальная скважина - протонный магнитно-резонансный анализатор» передается на диспетчерский пульт контроля и управления нефтепромыслом. 3 з.п. ф-лы, 1 ил.

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 может быть подключен к любому из шлейфов, соединяющих добывающие скважины с установкой комплексной подготовки газа. 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 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.

Наверх