RU2341723C2

RU2341723C2 - System for reducing liquid collection in pipeline with polyphase flow

Info

Publication number: RU2341723C2
Application number: RU2006115701/06A
Authority: RU
Inventors: Арне БЁРРЕХЁУГ (NO); Арне БЁРРЕХЁУГ
Original assignee: Акер Квернер Текнолоджи А.С.
Priority date: 2003-10-07
Filing date: 2004-10-05
Publication date: 2008-12-20
Also published as: NO20034489D0; NO20034489L; RU2006115701A; WO2005040670A1; NO319654B1

Abstract

FIELD: oil and gas industry.

SUBSTANCE: invention refers to natural gas production at off-shore underwater or floating producing installations. The system for reducing liquid collection in pipeline (10) for transporting of polyphase flow between gas producing installation (4) and processing the said gas installation (6) comprises the first catch pot for condensate and input separator (14) for separation of liquid from gas, it (the system) comprises line (30; 30', 12, 22) of recirculation, the first end of which is designed to be selectively (32; 32', 33, 33') connected to the flow on the side of output of gas from the first catch pot for condensate and input separator (14), and the second end of which is designed to be selectively (24) connected to pipeline (10) at a producing installation when withdrawn volume of gas under pressure (28; 40) is selectively (33, 33') let through from processing installation (6) into pipeline (10) at producing installation (4) to increase gas flow rate in pipeline (10) and to initiate displacement between liquid and gas to decrease liquid collection in pipeline (10). The invention also refers to implementation of the said system for control over collected liquid in the pipeline system after termination of production and prior to the next commencement of operation.

EFFECT: invention facilitates reduced collection of liquid in pipeline system with high rate of bleeding.

14 cl, 9 dwg

Description

Изобретение относится к добыче природного газа из офшорной добывающей установки, подводной или на платформе. В частности, оно относится к системе для уменьшения скопления жидкости в трубопроводе с многофазным потоком, в частности, в соединении с уменьшением добычи. Более точно, изобретение относится к системе для уменьшения скопления жидкости в трубопроводе для транспортировки многофазного потока между добывающей газ установкой и обрабатывающей указанный газ установкой, при этом обрабатывающая установка содержит первую ловушку для конденсата и входной сепаратор для отделения жидкости от газа.The invention relates to the extraction of natural gas from an offshore production facility, underwater or on a platform. In particular, it relates to a system for reducing fluid accumulation in a multiphase flow pipe, in particular in conjunction with a reduction in production. More specifically, the invention relates to a system for reducing accumulation of liquid in a pipeline for transporting a multiphase flow between a gas production unit and a gas processing unit, the processing unit comprising a first condensate trap and an inlet separator for separating liquid from gas.

В последние годы найдено много газовых месторождений глубоко под водой, и они предназначены для добычи посредством обеспечения потока газа непосредственно с месторождения под действием давления в пласте. Как правило, газ содержит некоторое количество жидкости, которая может быть конденсированной водой, добываемой водой, ингибитором гидратообразования или газовым конденсатом. Поэтому понятие «двухфазный поток» или «многофазный поток» используется для обозначения условий в офшорных трубопроводах.In recent years, many gas fields have been found deep under water, and they are intended for production by providing a gas flow directly from the field under pressure in the formation. Typically, the gas contains a certain amount of liquid, which may be condensed water produced by water, a hydrate inhibitor or gas condensate. Therefore, the concept of “two-phase flow” or “multiphase flow” is used to indicate conditions in offshore pipelines.

Ближайшим аналогом заявленного изобретения является известная из US 4579565 (опубл. 01.04.1986) система для уменьшения скопления жидкости в трубопроводе для транспортировки многофазного потока между добывающей газ установкой и обрабатывающей указанный газ установкой, при этом обрабатывающая установка содержит первую ловушку для конденсата и входной сепаратор для отделения жидкости от газа.The closest analogue of the claimed invention is known from US 4579565 (publ. 01.04.1986) a system for reducing the accumulation of liquid in a pipeline for transporting a multiphase flow between a gas production unit and a gas processing unit, while the processing unit contains a first condensate trap and an inlet separator for separation of liquid from gas.

На фиг.1 показана типичная система для газового месторождения этого вида. Устья скважин с фонтанными арматурами и коллекторами расположены в установке 4 на дне моря над пластом 2, при этом трубопроводы 10, 12 проходят по дну моря к терминалу 6 на суше или на платформе в мелкой воде, где газ обрабатывают до желаемого качества для дальнейшей транспортировки и продажи. На фиг.1 показана доставка на сушу газа через, по меньшей мере, два трубопровода.Figure 1 shows a typical system for a gas field of this kind. Wellheads with fountain fittings and reservoirs are located in unit 4 at the bottom of the sea above formation 2, with pipelines 10, 12 passing along the bottom of the sea to terminal 6 on land or on a platform in shallow water, where the gas is processed to the desired quality for further transportation and sales. Figure 1 shows the delivery of land gas through at least two pipelines.

В двухфазном потоке жидкость вследствие поверхностных явлений между фазами вытесняется газом (вытеснение жидкости). Чем больше скорость газа, тем больше эффект вытеснения. Жидкая фаза в двухфазном потоке течет с меньшей скоростью, чем газовая фаза, и в результате происходит скопление жидкости в трубопроводе до наступления равновесия между действием вытеснения и инерцией жидкости. Эта точка равновесия также сильно зависит от профиля трубопровода. В случае трубопроводов, которые возвышаются между месторождением и береговым терминалом, скорость жидкости уменьшается, поскольку жидкость имеет тенденцию к стеканию назад. Однако в этом случае также присутствует действие вытеснения, хотя точка равновесия достигается при большем скоплении жидкости.In a two-phase flow, a liquid is displaced by a gas due to surface phenomena between the phases (liquid displacement). The greater the gas velocity, the greater the displacement effect. The liquid phase in a two-phase stream flows at a lower rate than the gas phase, and as a result, liquid accumulates in the pipeline until equilibrium occurs between the displacement and inertia of the liquid. This equilibrium point is also highly dependent on the profile of the pipeline. In the case of pipelines that rise between the field and the onshore terminal, the fluid velocity decreases as the fluid tends to run backwards. However, in this case, the effect of displacement is also present, although the equilibrium point is reached with a greater accumulation of liquid.

При данной скорости газа количество жидкости, скапливающейся в трубопроводе, напрямую зависит от состава жидкости, скорости жидкости и градиента трубопровода. На фиг.1 показан пример большого градиента в первой части трубопровода, за которой следует более плавный путь в направлении берегового терминала.At a given gas velocity, the amount of fluid accumulating in the pipeline depends on the composition of the fluid, the fluid velocity, and the gradient of the pipeline. Figure 1 shows an example of a large gradient in the first part of the pipeline, followed by a smoother path towards the coastal terminal.

На фиг.2 показан пример вычисления условий в системе трубопроводов, показанной на фиг.1, при этом показана зависимость скопления жидкости от скорости газа. Пример представляет трубопровод диаметром 24 дюйма (610 мм) со скоростью жидкости (вода и моноэтиленгликоль (MEG)) около 75 Sm³/миллион Sm³ газа. На первых 15 км трубопровод поднимается из глубины океана около 650 м до 100 м (линия средней глубины воды). На следующих 30 км трубопровод поднимается из глубины 100 м до +10 м над уровнем моря (линия магистрали). Трубопровод рассчитан на пропускную способность 20 миллионов Sm³ в сутки (расчетный поток).Figure 2 shows an example of calculating the conditions in the piping system shown in figure 1, while showing the dependence of the accumulation of liquid on the gas velocity. An example is a 24 inch (610 mm) pipeline with a fluid velocity (water and monoethylene glycol (MEG)) of about 75 Sm ³ / million Sm ³ gas. In the first 15 km, the pipeline rises from the depths of the ocean about 650 m to 100 m (line of the average water depth). Over the next 30 km, the pipeline rises from a depth of 100 m to +10 m above sea level (trunk line). The pipeline is designed for a throughput of 20 million Sm ³ per day (estimated flow).

Как показано на фиг.2, расчеты показывают количество скапливающейся жидкости около 100 м³ в обоих отрезках трубы, когда трубопровод осуществляет подачу с полной производительностью. Если скорость потока уменьшить на 50%, то количество скопившейся жидкости увеличивается почти вдвое в обоих отрезках трубопровода. Уменьшение до 30% приводит к количеству жидкости 800 м³ в крутой части и около 400 м³ в менее крутой части, в целом 1200 м³. Соответствующие цифры для уменьшения до 20% скорости потока составляют 800 м³ и 1550 м³, в целом 2350 м³. Следует отметить, что для практических целей используемый для вычислений инструмент моделирования является неточным для небольших скоростей потока, и поэтому величины, вычисленные в этом диапазоне, необходимо значительно увеличивать перед использованием при конструировании оборудования.As shown in FIG. 2, the calculations show an amount of accumulating liquid of about 100 m ³ in both pipe sections when the pipeline is delivering at full capacity. If the flow rate is reduced by 50%, the amount of accumulated fluid almost doubles in both sections of the pipeline. A reduction of up to 30% leads to a liquid quantity of 800 m ³ in the steep part and about 400 m ³ in the less steep part, a total of 1200 m ³ . The corresponding figures for reducing the flow velocity to 20% are 800 m ³ and 1550 m ³ , a total of 2350 m ³ . It should be noted that for practical purposes, the simulation tool used for calculations is inaccurate for low flow rates, and therefore the values calculated in this range must be significantly increased before use in the design of equipment.

Когда пропускную способность трубопровода, который работает с небольшой скоростью потока, необходимо увеличить за счет более высокой скорости, то разница объемов скопившейся жидкости между двумя рабочими режимами эвакуируется из системы трубопровода. Например, увеличение с 30% потока до полной пропускной способности приводит к сливу около 1000 м³ дополнительно к количеству добываемой жидкости. Скорость слива является максимальной в начале увеличения потока; уже при 50% потоке 800 м³ жидкости из общего количества 1000 м³ будет удалено из системы.When the throughput of a pipeline that operates at a low flow rate needs to be increased due to a higher speed, the difference in the volume of accumulated liquid between the two operating modes is evacuated from the pipeline system. For example, an increase from 30% of the flow to full throughput results in the discharge of about 1000 m ^{3 in} addition to the amount of produced fluid. Drain rate is maximum at the beginning of flow increase; already at 50% flow 800 m ³ of liquid from the total of 1000 ^m3 will be removed from the system.

В точке, где трубы входят в береговой терминал, должны быть предусмотрены накопители жидкости для приема таких дополнительных объемов слива, так называемые «ловушки для конденсата». Их размеры обычно определяют на основе ожидаемого объема слива и желаемого времени для увеличения пропускной способности, и могут быть блоками с большими размерами.At the point where the pipes enter the coastal terminal, liquid storage devices must be provided to receive such additional volumes of discharge, the so-called “condensate traps”. Their sizes are usually determined based on the expected discharge volume and the desired time to increase throughput, and can be blocks with large sizes.

На размеры ловушек для конденсата может оказывать влияние производительность обработки береговой установки по потоку за ловушкой для конденсата. Однако желательно ограничивать эту производительность до минимума сверх расчетной нагрузки установки.Condensate trap sizes may be affected by the downstream processing capacity of the onshore installation behind the condensate trap. However, it is desirable to limit this performance to a minimum in excess of the design load of the installation.

Желательно уменьшать скопление жидкости в системе трубопроводов с соответствующими высокими скоростями слива, что уменьшает необходимые размеры ловушек для конденсата системы и ограничивает требуемую чрезмерную пропускную способность системы для обработки жидкости по потоку ниже ловушки для конденсата. Уменьшенное скопление жидкости означает уменьшение размеров ловушек для конденсата и уменьшение пропускной способности сепаратора жидкости (для отделения конденсата от смеси воды и MEG), уменьшение баков для хранения смеси воды и MEG и регенерированного MEG, и уменьшение потребности в мощности для регенерации MEG.It is desirable to reduce the accumulation of fluid in the piping system with correspondingly high drain rates, which reduces the required size of the traps for the system condensate and limits the required excessive system capacity for processing the liquid downstream of the condensate trap. Reduced accumulation of liquid means reducing the size of the condensate traps and reducing the capacity of the liquid separator (to separate the condensate from the mixture of water and MEG), reducing the tanks for storing the mixture of water and MEG and regenerated MEG, and reducing the power requirement for MEG regeneration.

Поэтому желательно, чтобы система трубопровода работала с высокой пропускной способностью, так чтобы сохранялось хорошее вытеснение жидкости.Therefore, it is desirable that the piping system operates with high throughput so that good fluid displacement is maintained.

Однако не всегда возможно обеспечивать работу системы с желаемой высокой производительностью. Экспортные возможности (обрабатывающей установки) могут быть ограничены, или же другие обстоятельства могут вызывать перекрытие части или всей системы добычи.However, it is not always possible to provide the system with the desired high performance. Export opportunities (of a processing plant) may be limited, or other circumstances may cause overlapping of part or all of the production system.

В транспортировочных системах с двойным трубопроводом скорости потока ниже 50% полной пропускной способности обычно означают, что весь газ проходит через один из трубопроводов для сохранения хорошего вытеснения жидкости и минимального скопления жидкости в используемом трубопроводе. Поэтому, когда скорость добычи является низкой, то один трубопровод «простаивает».In dual-pipelined transportation systems, flow rates below 50% of full throughput usually mean that all gas passes through one of the pipelines to maintain good fluid displacement and minimal fluid accumulation in the piping used. Therefore, when the production rate is low, one pipeline is “idle”.

Как показано на фиг.2, имеется явная точка, в которой скорость скопления жидкости резко увеличивается при уменьшении скорости потока; в показанном примере - при около 50% пропускной способности трубопровода.As shown in FIG. 2, there is a clear point at which the fluid accumulation rate increases sharply with decreasing flow rate; in the example shown, at about 50% of the pipeline capacity.

Поэтому желательно сохранять поток газа через трубопровод над этой точкой, например, по меньшей мере, при 60-70% пропускной способности трубопровода.Therefore, it is desirable to maintain the gas flow through the pipeline above this point, for example, at least 60-70% of the pipeline throughput.

Данное изобретение решает указанную выше проблему и обеспечивает достижение желаемых целей посредством системы для уменьшения скопления жидкости в трубопроводе для транспортировки многофазного потока между добывающей газ установкой и обрабатывающей указанный газ установкой, при этом обрабатывающая установка содержит первую ловушку для конденсата и входной сепаратор для отделения жидкости от газа. Система согласно изобретению характеризуется тем, что имеет линию рециркуляции, которую на ее первом конце можно избирательно соединять с потоком на стороне выхода газа из первой ловушки для конденсата и входного сепаратора, и которую на ее втором конце можно избирательно соединять с трубопроводом у добывающей установки, причем выбранное количество газа под давлением можно избирательно пропускать из обрабатывающей установки в трубопровод у добывающей установки для увеличения скорости газа в трубопроводе и действия вытеснения между жидкостью и газом для уменьшения скопления жидкости в трубопроводе.This invention solves the above problem and achieves the desired goals through a system for reducing the accumulation of liquid in a pipeline for transporting a multiphase flow between a gas production unit and a gas processing unit, the processing unit comprising a first condensate trap and an inlet separator for separating liquid from gas . The system according to the invention is characterized in that it has a recirculation line, which at its first end can be selectively connected to the flow on the side of the gas outlet from the first condensate trap and inlet separator, and which at its second end can be selectively connected to the pipeline at the production unit, the selected amount of gas under pressure can be selectively passed from the processing unit into the pipeline at the production unit to increase the gas velocity in the pipeline and the effect of displacement between liquid and gas to reduce the accumulation of fluid in the pipeline.

Предпочтительные варианты выполнения системы согласно изобретению следуют из зависимых пунктов прилагаемой формулы изобретения.Preferred embodiments of the system according to the invention follow from the dependent claims.

Изобретение обеспечивает уменьшенное скопление жидкости в системе трубопроводов с соответствующими высокими скоростями слива, что приводит к уменьшению требуемых размеров для различных указанных выше систем. Цель изобретения достигается посредством эксплуатации системы трубопроводов с высокой пропускной способностью, так что сохраняется действие хорошего вытеснения.The invention provides reduced fluid accumulation in a piping system with correspondingly high drain rates, which leads to a reduction in the required dimensions for the various systems described above. The purpose of the invention is achieved by operating a piping system with high throughput, so that the effect of good displacement is maintained.

За счет рециркуляции газа из берегового терминала обратно к исходной точке трубопровода в месторождении через «простаивающий» трубопровод можно сохранять поток газа через трубопровод выше 50% пропускной способности линии, например на уровне 60-70% пропускной способности линии. Рециркуляцию начинают, когда количество добываемого газа уменьшается до желаемого потока. Добычу уменьшают далее до желаемого экспортного объема, в то время как скорость рециркуляции увеличивают для сохранения объемного потока в первом трубопроводе.Due to gas recirculation from the onshore terminal back to the starting point of the pipeline in the field through the “idle” pipeline, it is possible to maintain the gas flow through the pipeline above 50% of the line capacity, for example, at the level of 60-70% of the line capacity. Recirculation begins when the amount of gas produced decreases to the desired flow. Production is further reduced to the desired export volume, while the recirculation rate is increased to maintain the volume flow in the first pipeline.

Такая рециркуляция газа обратно к исходной точке офшорных трубопроводов требует в системах, где поток из пласта приводится в движение к берегу лишь давлением пласта, чтобы газ рециркуляции входил в линию рециркуляции с давлением, незначительно превышающим давление прихода, посредством сжатия газа рециркуляции в отдельном компрессоре рециркуляции, или же, не обязательно, за счет использования экспортного компрессора. Однако потребность в мощности ограничена, поскольку необходимо компенсировать лишь потери на трение в двух трубопроводах, а не потерю давления вследствие изменения угла возвышения. Кроме того, потери на трение меньше, чем при полной скорости потока, особенно в линии рециркуляции.Such gas recirculation back to the starting point of offshore pipelines requires in systems where the flow from the formation is brought to shore only by the formation pressure, so that the recirculation gas enters the recirculation line with a pressure slightly higher than the arrival pressure, by compressing the recirculation gas in a separate recirculation compressor, or, optionally, through the use of an export compressor. However, the need for power is limited, since it is only necessary to compensate for the friction loss in the two pipelines, and not the pressure loss due to a change in elevation angle. In addition, friction loss is less than at full flow rate, especially in the recirculation line.

Один вариант выполнения системы можно использовать, когда компрессорная станция установлена в качестве части офшорной системы трубопроводов. Достаточное для рециркуляции давление создается в компрессорной станции, а в береговом терминале поток разделяют на газ добывающего трубопровода и газ рециркуляции.One embodiment of the system can be used when the compressor station is installed as part of an offshore piping system. Sufficient pressure for recirculation is created in the compressor station, and in the onshore terminal the flow is separated into gas from the production pipeline and recirculation gas.

Ниже приводится подробное описание варианта выполнения изобретения со ссылками на прилагаемые чертежи, на которых аналогичные части обозначены одинаковыми позициями, и на которых изображено:The following is a detailed description of an embodiment of the invention with reference to the accompanying drawings, in which similar parts are denoted by the same positions, and which depict:

фиг.1 - контур подводного месторождения газа, трубопроводы от месторождения к берегу и береговые установки;figure 1 - contour of an underwater gas field, pipelines from the field to the shore and onshore installations;

фиг.2 - пример вычисления скопления жидкости в зависимости от скорости газа;figure 2 is an example of calculating the accumulation of liquid depending on the gas velocity;

фиг.3 - блок-схема первого варианта выполнения системы согласно изобретению;figure 3 is a block diagram of a first embodiment of a system according to the invention;

фиг.4 - система, согласно фиг.3, в состоянии, когда оба трубопровода транспортируют газ из пласта;figure 4 - the system according to figure 3, in a state where both pipelines transport gas from the reservoir;

фиг.5 - система, согласно фиг.3, при осуществлении способа согласно изобретению;figure 5 - system according to figure 3, when implementing the method according to the invention;

фиг.6 - блок-схема второго предпочтительного варианта выполнения системы, согласно изобретению;6 is a block diagram of a second preferred embodiment of a system according to the invention;

фиг.7 - система, согласно фиг.6, в состоянии, когда оба трубопровода транспортируют газ из пласта;Fig.7 - the system according to Fig.6, in a state where both pipelines transport gas from the reservoir;

фиг.8 - система, согласно фиг.6, при осуществлении способа согласно изобретению;Fig.8 is a system according to Fig.6, when implementing the method according to the invention;

фиг.9 - блок-схема третьего предпочтительного варианта выполнения системы согласно изобретению;Fig.9 is a block diagram of a third preferred embodiment of a system according to the invention;

фиг.10 - пример добывающей системы, в которой используются система и способ, согласно изобретению.10 is an example of a production system in which the system and method according to the invention are used.

Как указывалось выше, на фиг.1 показаны типичная система для газового месторождения и обрабатывающая установка, где можно использовать изобретение. Как указывалось выше, для изобретения требуются, по меньшей мере, два трубопровода 10, 12 между обрабатывающей установкой 6 и добывающей установкой 4. В частном варианте выполнения изобретения предполагается, что газ из отдельных скважин проходит в коллекторы на дне моря, которые в свою очередь соединены с двумя трубопроводами, идущими от месторождения к берегу. Это показано на фиг.10, описание которой будет приведено ниже.As indicated above, FIG. 1 shows a typical gas field system and processing plant where the invention can be used. As indicated above, the invention requires at least two pipelines 10, 12 between the processing unit 6 and the production unit 4. In a particular embodiment of the invention, it is assumed that the gas from individual wells passes into the collectors at the bottom of the sea, which in turn are connected with two pipelines running from the field to the shore. This is shown in FIG. 10, which will be described below.

На фиг.3 показана блок-схема первого варианта выполнения системы согласно изобретению. На фиг.3 показан подземный пласт 2 и добывающая установка 4, которая на фиг.1 и 10 показана в виде подводной установки, но которая может также базироваться на платформе. Два трубопровода 10, 12 от месторождения к берегу соединены соответственно с первой ловушкой для конденсата и входным сепаратором 14, со второй ловушкой для конденсата и входным сепаратором 16 в обрабатывающей установке 6. Обрабатывающая установка 6 расположена на берегу или на платформе над поверхностью моря.Figure 3 shows a block diagram of a first embodiment of a system according to the invention. Figure 3 shows an underground formation 2 and a production unit 4, which is shown in figures 1 and 10 as an underwater installation, but which can also be based on a platform. Two pipelines 10, 12 from the field to the shore are connected respectively to the first condensate trap and inlet separator 14, to the second condensate trap and inlet separator 16 in processing unit 6. Processing unit 6 is located on the shore or on a platform above the sea surface.

Как указывалось выше, газ добывается из пласта 2 и пропускается через добывающую установку 4 в один или оба трубопровода 10, 12 для транспортировки в обрабатывающую установку 6. В обрабатывающей установке жидкость отделяется от газа в первой ловушке для конденсата и входном сепараторе 14, во второй ловушке для конденсата и входном сепараторе 16, которые сами по себе известны, и отделенная жидкость выпускается известным образом через соответствующие выходы 15, 17. Затем газ обрабатывается далее в обрабатывающем оборудовании 26 перед прохождением в экспортный компрессор 28 для дальнейшей транспортировки через экспортный трубопровод 34. Обработка в первой ловушке для конденсата и входном сепараторе 14, во второй ловушке для конденсата и входном сепараторе 16 и обрабатывающем блоке 28 соответствует уровню техники и не включается в изобретение. На фиг.3 показаны также несколько клапанов, описание функций которых будет приведено ниже. Следует также отметить, что показаны лишь компоненты, которые необходимы или целесообразны для описания изобретения.As indicated above, gas is extracted from the formation 2 and passed through the production unit 4 into one or both pipelines 10, 12 for transportation to the processing unit 6. In the processing installation, the liquid is separated from the gas in the first condensate trap and inlet separator 14, in the second trap for the condensate and the inlet separator 16, which are known per se, and the separated liquid is discharged in a known manner through the respective outlets 15, 17. Then the gas is further processed in the processing equipment 26 before passing export compressor 28 for further transport through an export pipeline 34. The processing in the first slug catcher and the inlet separator 14, the second slug catcher and inlet separator 16 and the processing unit 28 corresponds to the prior art and is not included in the invention. Figure 3 also shows several valves, a description of the functions of which will be given below. It should also be noted that only the components that are necessary or appropriate for the description of the invention are shown.

Два добывающих трубопровода 10, 12 соединены друг с другом в добывающей установке 4 через соединительную линию 22. Это соединение (между трубопроводами 10 и 12) можно избирательно открывать или закрывать с помощью клапана 24.Two production pipelines 10, 12 are connected to each other in the production plant 4 via a connecting line 22. This connection (between pipelines 10 and 12) can be selectively opened or closed using valve 24.

В обрабатывающей установке 6 линия 30 рециркуляции включена между выходной стороной экспортного компрессора 28 и одним из трубопроводов 10, 12 перед соответствующей первой ловушкой для конденсата и входным сепаратором 14 и второй ловушкой для конденсата и входным сепаратором 16 соответственно. На фиг.3 показана линия 30 рециркуляции, соединенная со вторым трубопроводом 12, однако изобретение включает также случай, в котором линия 30 рециркуляции соединена с первым трубопроводом 10. Таким образом, фиг.3 иллюстрирует идею изобретения.In processing unit 6, a recirculation line 30 is connected between the output side of the export compressor 28 and one of the pipelines 10, 12 in front of the corresponding first condensate trap and inlet separator 14 and the second condensate trap and inlet separator 16, respectively. Figure 3 shows the recirculation line 30 connected to the second pipe 12, however, the invention also includes a case in which the recirculation line 30 is connected to the first pipe 10. Thus, figure 3 illustrates the idea of the invention.

Фиг.4 в отличие от фиг.3, дополнительно показывает состояние, в котором оба трубопровода 10, 12 добывают газ из пласта 2. Клапаны 18, 20 в добывающей установке 4 оба открыты, и многофазный поток протекает, таким образом, через трубопроводы 10, 12 к обрабатывающей установке 6. Клапаны 36, 37 также открыты, так что многофазный поток проходит соответственно в первую ловушку для конденсата и входной сепаратор 14, во вторую ловушку для конденсата и входной сепаратор 16 перед дальнейшей обработкой газа в обрабатывающем оборудовании 26 и сжатием в экспортном компрессоре 28 для экспорта через трубопровод 34. Линия 30 рециркуляции отключена с помощью клапанов 32, 33. Аналогичным образом, клапан 24 в соединительной линии 22 закрыт для предотвращения потока между трубопроводами 10, 12.4, in contrast to FIG. 3, further shows a state in which both pipelines 10, 12 produce gas from the formation 2. The valves 18, 20 in the production unit 4 are both open, and the multiphase flow thus flows through the pipelines 10, 12 to the processing unit 6. Valves 36, 37 are also open, so that the multiphase flow passes respectively into the first condensate trap and inlet separator 14, into the second condensate trap and inlet separator 16 before further gas treatment in the processing equipment 26 and compression in the export comp essore 28 for export via the line 34. The recirculation line 30 is disabled by the valves 32, 33. Similarly, the valve 24 in connecting line 22 is closed to prevent flow between the conduits 10, 12.

На фиг.5 показано устройство согласно фиг.3 для иллюстрации способа согласно изобретению, в котором часть трубопровода 12 используется в качестве линии рециркуляции. На фиг.5 показано, что клапан 20 закрыт, так что газ не добывается из пласта в трубопровод 12. Добыча из пласта 2 осуществляется только через трубопровод 10, и поток проходит через открытые клапаны 18, 37 и в первую ловушку для конденсата и входной сепаратор 14 и обрабатывающее оборудование 26, прежде чем газ дополнительно сжимают в экспортном компрессоре 28. Как указывалось выше, клапаны 20 и 36 в трубопроводе 12 закрыты. Клапан 33 в линии 30 рециркуляции открыт для обеспечения прохождения выбранного количества газа с выходной стороны экспортного компрессора через линию 30 рециркуляции, через открытый клапан 32 и затем через часть трубопровода 12 к офшорной добывающей установке 4. Поскольку клапан 20 закрыт, а клапан 24 открыт, то газ рециркуляции проходит под давлением через соединительную линию 22 и в трубопровод 10. Таким образом, скорость газа в трубопроводе 10 увеличивается, и вместе с ней увеличивается действие вытеснения между жидкостью и газом, так что уменьшается скопление газа в трубопроводе 10.Figure 5 shows the device according to figure 3 to illustrate the method according to the invention, in which part of the pipe 12 is used as a recirculation line. Figure 5 shows that the valve 20 is closed, so that gas is not produced from the formation into the pipeline 12. Production from the formation 2 is carried out only through the pipeline 10, and the flow passes through the open valves 18, 37 and into the first condensate trap and inlet separator 14 and processing equipment 26, before the gas is further compressed in the export compressor 28. As mentioned above, the valves 20 and 36 in the pipe 12 are closed. The valve 33 in the recirculation line 30 is open to allow the selected amount of gas to pass from the output side of the export compressor through the recirculation line 30, through the open valve 32 and then through part of the pipeline 12 to the offshore production unit 4. Since the valve 20 is closed and the valve 24 is open, recirculation gas passes under pressure through the connecting line 22 and into the pipeline 10. Thus, the gas velocity in the pipeline 10 increases, and with it increases the effect of displacement between the liquid and the gas, so that in conduit 10 aetsya accumulation of gas.

На фиг.6 показан второй предпочтительный вариант выполнения системы согласно изобретению. В отличие от фиг.3, линия 30' рециркуляции в этом варианте выполнения включена перед обрабатывающим оборудованием 26 и экспортным компрессором 28. Как показано на фиг.6, линия 30' рециркуляции включена после первой ловушки для конденсата и входного сепаратора 14, однако, как указывалось выше, перед обрабатывающим оборудованием и экспортным компрессором, а затем соединена со вторым трубопроводом по существу в той же точке, что и на фиг.3. Однако этот вариант выполнения требует отдельного компрессора 40 рециркуляции, как показано на фиг.6. В других отношениях установка соответствует фиг.3.6 shows a second preferred embodiment of a system according to the invention. In contrast to FIG. 3, the recirculation line 30 ′ in this embodiment is connected upstream of the processing equipment 26 and the export compressor 28. As shown in FIG. 6, the recirculation line 30 ′ is connected after the first condensate trap and inlet separator 14, however, as indicated above, in front of the processing equipment and the export compressor, and then connected to the second pipeline at substantially the same point as in FIG. 3. However, this embodiment requires a separate recirculation compressor 40, as shown in FIG. 6. In other respects, the installation corresponds to figure 3.

На фиг.7 показано (так же, как на фиг.4) рабочее состояние, в котором оба трубопровода добывают газ из пласта. На фиг.7 клапаны 24, 32', 33' закрыты, в то время как другие клапаны на фигурах открыты. Таким образом, многофазный поток добывается из пласта через оба трубопровода 10, 12.Fig. 7 shows (in the same way as in Fig. 4) an operational state in which both pipelines produce gas from the formation. 7, the valves 24, 32 ', 33' are closed, while the other valves in the figures are open. Thus, a multiphase flow is produced from the formation through both pipelines 10, 12.

На фиг.8, так же, как на фиг.5, показан способ согласно изобретению для этого второго предпочтительного варианта выполнения. Клапаны 20 и 36 закрыты, в то время как клапаны 22, 32' и 33' открыты, за счет чего предотвращается добыча многофазного потока через трубопровод 12, но обеспечивается прохождение выбранного количества газа (рециркуляции) через линию 30' рециркуляции, сжатого компрессором 40 рециркуляции, и прохождение обратно в добывающую установку 4 через линии 30', 12 и 22.In Fig. 8, just as in Fig. 5, the method according to the invention for this second preferred embodiment is shown. Valves 20 and 36 are closed, while valves 22, 32 'and 33' are open, thereby preventing multiphase flow through line 12, but allowing the passage of a selected amount of gas (recirculation) through recirculation line 30 ', compressed by recirculation compressor 40 , and passing back to the production unit 4 through lines 30 ', 12 and 22.

На фиг.9 показана блок-схема третьего предпочтительного варианта выполнения системы согласно изобретению с компрессором 40' в добывающем трубопроводе 10. Конфигурация этого вида может быть необходима, если давление пласта является недостаточным. Предпочтительный вариант выполнения, показанный на фиг.9, можно комбинировать с вариантом выполнения, показанным на фиг.6, 7 и 8.Figure 9 shows a block diagram of a third preferred embodiment of the system according to the invention with a compressor 40 'in the production line 10. This configuration may be necessary if the formation pressure is insufficient. The preferred embodiment shown in FIG. 9 can be combined with the embodiment shown in FIGS. 6, 7 and 8.

Как указывалось выше, изобретение требует, по меньшей мере, два трубопровода 10, 12 между обрабатывающей установкой 6 и добывающей установкой 4.As indicated above, the invention requires at least two pipelines 10, 12 between the processing unit 6 and the production unit 4.

Что касается офшорных установок, то предполагается, что газ из отдельных скважин проходит в коллекторы, которые в свою очередь соединены с двумя трубопроводами, ведущими от месторождения к берегу, и что можно соединять два трубопровода друг с другом. При низких скоростях добычи предполагается добыча из небольшого числа скважин, как показано на фиг.10.As for offshore installations, it is assumed that gas from individual wells passes into reservoirs, which in turn are connected to two pipelines leading from the field to the shore, and that two pipelines can be connected to each other. At low production rates, production from a small number of wells is expected, as shown in FIG. 10.

На фиг.10 показана береговая установка с двумя трубопроводами, которые заканчиваются в соответствующем отключающем клапане и ловушке для конденсата. Системы ниже по потоку, такие как сепаратор, дегидратор, не обязательно система управления точкой росы углеводородов и экспортный компрессор, показаны лишь для одного трубопровода, но на практике оба трубопровода соединены с этими системами.Figure 10 shows an onshore installation with two pipelines that end in a corresponding shut-off valve and condensate trap. Downstream systems, such as a separator, dehydrator, optional hydrocarbon dew point control system and export compressor, are shown for only one pipeline, but in practice both pipelines are connected to these systems.

Компрессор рециркуляции показан отсасывающим из расположенного ниже по потоку входного сепаратора и подающим в линии рециркуляции на «внешней стороне» отключающего клапана. Показан также поток рециркуляции на основе использования экспортного компрессора. В этом случае газ рециркуляции проходит через всю береговую установку, что не является действительно необходимым, хотя тогда не требуется ингибирование гидратообразования газа рециркуляции.The recirculation compressor is shown suctioning from the downstream inlet separator and feeding it to the recirculation line on the “outside” of the shut-off valve. A recirculation flow based on the use of an export compressor is also shown. In this case, the recirculation gas passes through the entire onshore installation, which is not really necessary, although then inhibition of hydrate formation of the recirculation gas is not required.

На фиг.10 показан процесс добычи 10% производительности пласта. Степень рециркуляции составляет 20% производительности пласта, т.е. скорость в добывающем трубопроводе составляет 60% пропускной способности линии. Согласно фиг.2 скопление жидкости уменьшается с 2350 м³ до 350 м³.Figure 10 shows the production process of 10% of the productivity of the reservoir. The degree of recirculation is 20% of the productivity of the reservoir, i.e. the speed in the production pipeline is 60% of the line capacity. According to figure 2, the accumulation of liquid decreases from 2350 m ³ to 350 m ³ .

Если месторождение отключается и жидкость скапливается в низких точках системы трубопроводов, то способ рециркуляции можно использовать для отвода посредством рециркуляции скопившейся перед новьм запуском добычи. Если система в этом случае имеет газ под давлением, то рециркуляцию можно начинать с запуска компрессора с рециркуляцией всего газа. Если система имеет пониженное давление, то систему трубопроводов необходимо заполнить газом из пласта до желаемого давления перед запуском.If the field is shut off and fluid accumulates at low points in the piping system, the recirculation method can be used to divert by recirculating the accumulated production before the new start. If the system in this case has gas under pressure, then recirculation can be started by starting the compressor with recirculation of all the gas. If the system has a reduced pressure, then the piping system must be filled with gas from the reservoir to the desired pressure before starting.

Хотя в данной заявке изобретение иллюстрировано со ссылками на подводную добывающую установку 4, для специалистов в данной области техники очевидно, что изобретение также применимо в случае добывающей установки, расположенной над поверхностью моря или в других местах. Хотя изобретение также иллюстрировано со ссылками на наземную обрабатывающую установку 6, для специалистов в данной области техники очевидно, что изобретение не ограничивается такими установками.Although the invention is illustrated in this application with reference to an underwater production unit 4, it will be apparent to those skilled in the art that the invention is also applicable to a production installation located above the sea surface or elsewhere. Although the invention is also illustrated with reference to a surface processing unit 6, it will be apparent to those skilled in the art that the invention is not limited to such installations.

Claims

1. A system for reducing the accumulation of liquid in a pipeline (10) for transporting a multiphase flow between a gas production unit (4) and a gas processing unit (6), the processing unit comprising a first condensate trap and an inlet separator (14) for separating liquid from gas, characterized in that it contains a recirculation line (30; 30 ', 12, 22), the first end of which is configured to selectively (32; 32', 33, 33 ') a flow connection on the gas outlet side of the first trap for condensate and inlet separator a (14), and the second end of which is configured to selectively (24) connect to the pipeline (10) at the production unit, while the selected amount of gas under pressure (28; 40) is selectively (33, 33 ') passed from the processing unit ( 6) in the pipeline (10) at the production unit (4) to increase the gas velocity in the pipeline (10) and the displacement action between the liquid and gas to reduce the accumulation of liquid in the pipeline (10).

2. The system according to claim 1, characterized in that the first end of the recirculation line (30, 12, 22) is connected to the stream after the export compressor (28) of the processing unit, after complete processing of the gas in the processing equipment (26) and preparation for export.

3. The system according to claim 1, characterized in that it comprises a compressor (40 ') connected to the pipeline (10), designed to compress the multiphase flow.

4. The system according to claim 1, characterized in that the recirculation line (30 ', 12, 22) comprises a compressor (40).

5. The system according to claim 3, characterized in that the recirculation line (30 ', 12, 22) comprises a compressor (40) in the processing unit.

6. The system according to claim 1, characterized in that the pipeline (10) is the first pipeline, and part of the recirculation line is part of the second pipeline (12), while the first and second pipelines (10, 12) are designed to transport the corresponding multiphase flows between specified mining unit (4) and processing unit (6).

7. The system according to claim 1, characterized in that the production unit (4) is made in the form of an offshore installation for the extraction of gas from one or more underground formations (2).

8. The system according to claim 7, characterized in that the production unit (4) is made in the form of an underwater installation.

9. The system according to any one of claims 1 to 8, characterized in that said selected amount of gas contains gas that is fully processed and ready for export.

10. The system according to any one of claims 1 to 8, characterized in that said selected amount of gas contains gas that is discharged after liquid separation, but before other downstream systems (26) in the processing unit.

11. The system according to any one of claims 1 to 8, characterized in that said selected amount of gas contains essentially all of the gas to be separated.

12. The system according to any one of claims 1 to 8, characterized in that it is located between the offshore production unit (4) and the processing unit (6) above the sea surface.

13. The system according to any one of claims 1 to 8, characterized in that it is located between the subsea production unit (4) and the onshore processing unit (6).

14. The use of the system according to any one of claims 1 to 13 for controlling accumulated liquid in a piping system for multiphase transportation after production shutdown and before a new start.