СПОСОБ УПРАВЛЕНИЯ ПРОЦЕССОМ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ ВО ВНУТРИПРОМЫСЛОВЫХ ШЛЕЙФАХ ГАЗОВЫХ И ГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЙ КРАЙНЕГО СЕВЕРА Российский патент 2008 года по МПК E21B43/00 F17D3/00 

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению 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, Макогон Ю.Ф. Газовые гидраты, предупреждение их образования и использование. - М.: Недра, 1985, 232 с.). Способ заключается в том, что ингибитор подают в шлейф на устье скважины с установки комплексной подготовки газа (УКПГ). В качестве ингибитора применяется метанол.

Существенным недостатком указанного способа является неоправданно высокий расход ингибитора (метанола).

Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является 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 шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки из шлейфа. При понижении температуры газа на входе УКПГ, сигнализирующем о возможном начале процесса гидратообразования в шлейфе, подают ингибитор в шлейф. В качестве ингибитора применяется метанол.

Существенным недостатком указанного способа является низкая точность определения начала процесса гидратообразования и, как следствие, значительный перерасход метанола на УКПГ.

Многолетний опыт эксплуатации газоконденсатных месторождений на Крайнем Севере показывает, что причиной понижения температуры газа во внутрипромысловых шлейфах, регистрируемой на входе УКПГ, может быть не только образование гидратов, но также и ряд других факторов (например, понижение температуры окружающей среды, изменение направления и скорости ветра, снегозанесенность шлейфа и т.д.). Именно поэтому в реальных ситуациях обслуживающий персонал часто вынужден подавать метанол в шлейф, не зная истинной причины снижения температуры газа. Как следствие, это ведет к значительному перерасходу метанола на УКПГ.

Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение, является повышение точности определения момента начала гидратообразования и снижения расхода ингибитора гидратообразования.

Поставленная задача решается за счет того, что способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера включает определение начала процесса гидратообразования в шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ) из шлейфа и подачу ингибитора на кусты скважин по отдельному трубопроводу, при этом измеряют фактическую температуру t_u газа на выходе его из шлейфа, температуру газа на устье скважины t_н и температуру воздуха окружающей среды t₀, по значениям t_н и t₀ вычисляют расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа t_p и сравнивают динамику ее изменения во времени с динамикой изменения фактической температуры газа t_u и по результату сравнения судят о начале процесса гидратообразования и необходимости подачи в шлейф ингибитора гидратообразования.

Для сравнения динамики изменения t_p и t_u контролируют разность температур t_p-t_u, а о начале процесса гидратообразования судят по динамике ее изменения во времени, а точнее по началу проявления динамики разности температур t_p-t_u.

Расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа t_p определяют из соотношения t_p=t_k-Δt, где Δt - поправка, учитывающая влияние факторов (скорость и направление ветра, занесение шлейфа снегом и качество изоляции шлейфа), которое невозможно оценить в рамках детерминированной модели, a t_k - расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа, определяемое из детерминированной модели. В качестве детерминированной модели используют, например, модель Шухова

t_k=t₀+(t_н-t₀)е^-al,

где l - длина газопровода, К_T - коэффициент теплопередачи в окружающую среду, D - диаметр газопровода, c_р - теплоемкость газа при постоянном давлении, ρ - плотность газа, Q - объемный расход газа в нормальных условиях.

На чертеже показана динамика изменения расчетной t_p и фактической t_u температур газа на выходе его из шлейфа (на входе УКПГ). Специально выделена область, характеризующая начало процесса гидратообразования, когда динамика температур t_p и t_u становится различной.

Способ осуществляют следующим образом. Используя телеметрию производят непрерывное или с заданным шагом квантования измерение базовых параметров работы скважины или куста газовых скважин. В том числе измеряют температуру газа на устье скважины t_н, температуру воздуха окружающей среды t₀ и фактическую температуру t_u газа на выходе его из шлейфа (на входе в УКПГ). Используя измеренные значения t_н и t₀ вычисляют расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа t_p. При расчетах учитывают, что на расчетную температуру будут оказывать влияние скорость и направление ветра, занесение шлейфа снегом и качество изоляции шлейфа. Для их учета расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа t_p определяют из соотношения t_p=t_k-Δt, где Δt - поправка, учитывающая влияние выше указанных факторов, при этом величина указанной поправки составляет от 1°С до 10°С (меньшая величина поправки, не больше 5°С, принимается в летний период, когда отсутствует занесение шлейфа снегом и хорошее состояние изоляции, а величина поправки более 5°С используется в зимний период и при изношенной изоляции шлейфа), a t_k - расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа, определяемое из детерминированной модели.

В качестве детерминированной модели используют, например, модель Шухова

t_k=t₀+(t_н-t₀)е^-al,

где l - длина газопровода, К_T - коэффициент теплопередачи в окружающую среду, D - диаметр газопровода, c_р - теплоемкость газа при постоянном давлении, ρ - плотность газа, Q - объемный расход газа в нормальных условиях.

Получаемые значения t_p строят в виде графика временной функции (см. чертеж). На этот же график наносят синхронизированную временную функцию фактически измеренной температуры газа t_u. Если оба графика идут параллельно, т.е. их динамика одинакова и разность температур t_p-t_u постоянна, то гидратообразования в шлейфе нет и подавать метанол на вход шлейфа не нужно. Как только динамика изменения t_p и t_u становится разной, т.е. разность температур t_p-t_u начинает меняться во времени (на чертеже эта область обозначена как «Область гидратообразования»), на вход шлейфа начинают подавать метанол для предупреждения гидратообразования. Таким образом, заявленное техническое решение позволяет существенно повысить точность определения начала процесса гидратообразования и, благодаря этому, существенно снизить расход ингибитора гидратообразования.

Изобретение относится к области добычи природного газа и, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушению гидратов в системах сбора газа в условиях Крайнего Севера. Техническим результатом является повышение точности определения момента начала гидратообразования и снижения расхода ингибитора гидратообразования. Для этого способ включает определение начала процесса гидратообразования в шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа из шлейфа, и подачу ингибитора на кусты скважин по отдельному трубопроводу. При этом измеряют фактическую температуру t_u газа на выходе его из шлейфа, температуру газа на устье скважины t_н и температуру воздуха окружающей среды t₀. По значениям t_н и t₀ вычисляют расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа t_p и сравнивают динамику ее изменения во времени с динамикой изменения фактической температуры газа t_u и по результату сравнения судят о начале процесса гидратообразования и необходимости подачи в шлейф ингибитора гидратообразования. 1 з.п. ф-лы, 1 ил.

1. Способ управления процессом предупреждения гидратообразования во внутрипромысловых шлейфах газовых и газоконденсатных месторождений Крайнего Севера, включающий определение начала процесса гидратообразования в шлейфе путем контроля температуры газа, поступающего на вход установки комплексной подготовки газа (УКПГ) из шлейфа и подачу ингибитора на кусты скважин по отдельному трубопроводу, отличающийся тем, что измеряют фактическую температуру t_u газа на выходе его из шлейфа, температуру газа на устье скважины t_н и температуру воздуха окружающей среды t₀, по значениям t_н и t₀ вычисляют расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа t_p и сравнивают динамику ее изменения во времени с динамикой изменения фактической температуры газа t_u и по результату сравнения судят о начале процесса гидратообразования и необходимости подачи в шлейф ингибитора гидратообразования.2. Способ по п.1, отличающийся тем, что контролируют разность температур t_p-t_u, а о начале процесса гидратообразования судят по динамике ее изменения во времени, причем расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа t_p определяют из соотношения

t_p=t_k-Δt,

где Δt - поправка, учитывающая влияние факторов (скорость и направление ветра, занесение шлейфа снегом и качество изоляции шлейфа), которое невозможно оценить в рамках детерминированной модели, a t_k - расчетное значение температуры газа на выходе из шлейфа, определяемое из детерминированной модели

t_k=t₀+(t_н-t₀)·e^-al,

где

l - длина газопровода,

К_T - коэффициент теплопередачи в окружающую среду, D - диаметр газопровода,

c_р - теплоемкость газа при постоянном давлении,

ρ - плотность газа,

Q - объемный расход газа в нормальных условиях.