СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ НИЗКОТЕМПЕРАТУРНОЙ СЕПАРАЦИЕЙ ГАЗА НА НЕФТЕГАЗОКОНДЕНСАТНЫХ МЕСТОРОЖДЕНИЯХ СЕВЕРА РФ
METHOD FOR AUTOMATIC CONTROL OF LOW-TEMPERATURE GAS SEPARATION AT OIL AND GAS CONDENSATE FIELDS IN THE NORTH OF THE RUSSIAN FEDERATION

Изобретение относится к области подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в частности, к автоматическому распределению нагрузки между теплообменниками на установках низкотемпературной сепарации (НТС) газа (далее установка), расположенных в районах Севера РФ.
На нефтегазоконденсатных месторождениях (НГКМ) Севера РФ при разработке валанжинских залежей широко применяется технологический процесс НТС газа на температурном уровне до минус 30°С [например, см. стр. 371-403, Гриценко А.И. и др. Сбор, промысловая подготовка газа на северных месторождениях России. - М.: ОАО «Издательство «Недра», 1999. - 473 с.].
На установке природный газ осушается по влаге и углеводородам до определенных кондиций в соответствии с требованиями и нормами для природного газа холодной климатической зоны по ОСТ 51.40-93 «Газы горючие природные, поставляемые и транспортируемые по магистральным газопроводам», а конденсат газовый нестабильный (товарный) по СТО Газпром 5.11-2008 «Конденсат газовый нестабильный». Для соблюдения норм и требований этих регламентирующих документов температура в низкотемпературном сепараторе должна поддерживаться на уровне минус 23-30°С. Этот режим работы низкотемпературного сепаратора обеспечивает достижение температуры осушенного газа на выходе установки близким к температуре грунта, что в условиях Севера гарантирует стационарность состояния системы трубопровод - многолетнемерзлые породы [например, см. стр. 778, Вяхирев Р.И., Гриценко А.И., Тер-Саркисов P.M. Разработка и эксплуатация газовых месторождений. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2002. - 880 с.].
Для получения низких температур на установке используют пластовую энергию природного газа или искусственное охлаждение. В первом случае температура природного газа понижается в результате адиабатического расширения (дросселирование), во втором - за счет внешних источников холода (агрегаты воздушного охлаждения, турбодетандерные агрегаты). В начальной и нарастающих стадиях эксплуатации НГКМ, как правило, используют технологические схемы с получением холода за счет дросселирования газа на штуцере.
Для рационального использования получаемого холода на установке в ее схему включают рекуперативные теплообменники (далее ТО), которые позволяют максимально использовать производимый холод за счет дросселирования газа на штуцере, обеспечивая поддержание параметров осушенного газа и нестабильного газового конденсата (НГК), подаваемых в магистральный газопровод (МГП) и магистральный конденсатопровод (МКП), соответственно, в рамках ограничений, заданных технологическим регламентом установки.
В процессе эксплуатации, по разным причинам, например, из-за залповых выбросов воды и/или пескопроявления в скважинах, возникающих при добыче природного газа, из-за коррозии оборудования и т.д., происходит изменение состояния оборудования установки, особенно сепаратора первой ступени сепарации газа, приводящее к ухудшению качества его работы. Это увеличивает унос из него капельной жидкости и механических примесей, что приводит к снижению эффективности работы ТО из-за загрязнения поверхности их теплообменных труб, происходит образование гидратных и иных отложений на стенках ТО, что, в свою очередь, приводит к изменению перепада давления в них и, в конечном итоге, сказывается на эффективности их работы.
Очевидно, что загрязнение поверхности теплообменных труб ТО, а также образование гидратных и иных отложений на их стенках будут происходить не равномерно. Поэтому фактическое состояние каждого из ТО по работоспособности со временем будет отличаться друг от друга. Следовательно, на установке, для повышения эффективности ее работы, процесс подготовки природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту необходимо осуществлять с учетом фактического состояния каждого ТО. Это позволит значительно повысить качество подготавливаемого природного газа к дальнему транспорту при соблюдении норм и ограничений технологического регламента установки.
Известен способ распределения нагрузки между ТО, работающими параллельно, который осуществляют с помощью клапана-регулятора (КР), установленного на входе первой секции одного из ТО типа «газ-газ» или «газ-конденсат», и управляемого вычислительным устройством, контролирующем разность температур между прямыми и обратными потоками на теплых и холодных концах ТО, расход прямого потока, давление прямого потока на входе и выходе ТО и расходы обратных потоков, по значениям которых вычислительное устройство определяет величину производной эксэргии по расходу для каждого ТО и используют ее в качестве командного сигнала [см., А.С. SU №802 775].
Недостатком указанного способа является то, что в нем распределение нагрузки между ТО ведется автономно, по производной эксэргии, т.е. оптимизируется работа самих ТО, а не в контексте комплексного управления технологическим процессом низкотемпературной сепарации, реализуемый всем комплексом оборудования установки. При этом не учитывается и фактическое состояния ТО при распределении нагрузки между ними. Как следствие, снижается эффективность процесса разделения газоконденсатной смеси, ухудшается качество подготовки газа и НГК к дальнему транспорту.
Наиболее близким по технической сущности к заявляемому изобретению является способ подготовки природного газа методом низкотемпературной сепарации, включающий распределение нагрузки между двумя ТО типа «газ-газ» и «газ-конденсат», работающими параллельно, с помощью КР, установленного на входе первой секции одного из ТО, и управляемого автоматизированной системой управления технологическими процессами (АСУ ТП) установки [см., стр. 56, Ланчаков Г.А., Кульков А.Н., Зиберт Г.К. Технологические процессы подготовки природного газа и методы расчета оборудования. - М.: ООО «Недра-Бизнесцентр», 2000. - 279 с.].
Существенным недостатком указанного способа является то, что в нем разделение потоков газа между первыми секциями ТО осуществляют так, чтобы температура охлажденного газа на выходе первой секции у обоих ТО была практически одинаковой. Такое распределение нагрузки между ТО нацелено на устранение потенциальных явлений турбулентности при смешении потоков после их выхода из первых секций обоих ТО, а не в контексте комплексного управления технологическим процессом низкотемпературной сепарации, реализуемый всем комплексом оборудования установки. При этом не учитывается фактическое состояние оборудования ТО, которое изменяется в процессе их эксплуатации. Как следствие, снижается эффективность процесса и качество подготовки газа и газового конденсата к дальнему транспорту.
Целью настоящего изобретения является повышение эффективности процесса подготовки природного газа и НГК к дальнему транспорту с оптимизацией использования пластовой энергии для процесса низкотемпературной сепарации газа и улучшение качества подготавливаемой продукции, поставляемой потребителям.
Техническим результатом, достигаемым от реализации настоящего изобретения, является обеспечение заданной степени извлечения НГК из природного газа на установке при соблюдении норм и ограничений на технологические параметры процесса, установленные технологическим регламентом установки, с одновременным учетом фактического состояния ТО для оптимизации процессов НТС газа в нем.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера РФ, включает первичную очистку в сепараторе первой ступени сепарации добытой газоконденсатной смеси от механических примесей, водного раствора ингибитора (ВРИ) и тяжелых углеводородов НГК, которые, по мере их накопления в нижней части этого сепаратора, отводят в разделитель жидкостей (РЖ) для ее разделения на компоненты и дегазацию, при этом газ выветривания утилизируют, ВРИ направляют на регенерацию, а НГК с помощью насосного агрегата подают в МКП. Очищенную газоконденсатную смесь на выходе сепаратора первой ступени разделяют на два потока, один из которых подают на вход первой секции ТО «газ-газ, а второй поток через КР направляют на вход первой секции ТО «газ-конденсат». Оба ТО работают параллельною На выходе из первых секций эти потоки объединяют и подают объединенный поток через редуцирующий штуцер на адиабатическое расширение и далее, в низкотемпературный сепаратор, в котором производят финальное отделение осушенного газа от раствора ВРИ и НГК. Этот раствор, по мере его накопления в нижней части низкотемпературного сепаратора, направляют в РЖ через вторую секцию ТО «газ-конденсат», обеспечивая охлаждение потока добытой газожидкостной смеси, проходящей по его первой секции. Осушенный газ с выхода низкотемпературного сепаратора направляют через вторую секцию ТО «газ-газ» для рекуперации холода во второй поток добытой газожидкостной смеси, проходящий по первой секции этого же ТО. Выходящий из второй секции ТО «газ-газ» направляют в МГП. При этом следят за тем, чтобы нагрев осушенного газа осуществлялся до температуры, исключающей растепление мерзлого грунта вокруг МГП. Для этого устанавливают КР на байпасную линию второй секции ТО «газ-газ». Этим КР, и, соответственно, величиной потока газа через вторую секцию ТО «газ-газ» управляет ПИД-регулятор, который построен на базе АСУ ТП установки.
А распределение по потокам добытой газоконденсатной смеси между первыми секциями ТО «газ-газ» и «газ-конденсат» осуществляет КР, который установлен перед ТО «газ-конденсат». Управление им осуществляет другой ПИД-регулятор, также построенному на базе АСУ ТП установки. При этом АСУ ТП подает на вход задания обоих ПИД-регуляторов единое значение сигнала уставки температуры в низкотемпературном сепараторе газа, которую необходимо поддерживать при текущих условиях работы промысла в заданном диапазоне. Одновременно на вход обратной связи этих же ПИД-регуляторов АСУ ТП подает сигнал с датчика температуры в низкотемпературном сепараторе. Обрабатывая эти сигналы, указанные ПИД-регуляторы формируют на своих выходах управляющие сигналы для своих КР, соответственно. В результате они осуществляют управление количеством осушенного газа, проходящим по байпасной линии второй секции ТО «газ-газ», и потоками добытой газоконденсатной смеси, проходящими по первым секциям ТО «газ-газ» и «газ-конденсат», удерживая таким образом температуру в низкотемпературном сепараторе в заданном технологическим регламентом диапазоне. Одновременно АСУ ТП контролирует значения температуры осушенного газа, поступающего в МГК, и температуры НГК, подаваемого в МКП.
В случаях, когда значение температуры в МГП, либо МКП достигнет своих ограничительных уставок, верхней либо нижней, АСУ ТП формирует сообщение оператору установки о возникшем нарушении и необходимости принять решение об изменении режима работы установки.
В случаях, когда исполнительные органы обоих КР достигнут своих крайних положений - открыто либо закрыто, то АСУ ТП об этом формирует сообщение оператору установки и рекомендует принять решение об изменении режима работы установки.
На фиг. 1 приведена укрупненная принципиальная технологическая схема установок, эксплуатируемых на Заполярном НГКМ. В ней использованы следующие обозначения:
1 - входная линия установки;
2 - сепаратор первой ступени сепарации газа;
3 - КР расхода газоконденсатной смеси через первую секцию ТО «газ-конденсат» 6;
4 - АСУ ТП установки;
5 - ТО «газ-газ»;
6 - ТО «газ-конденсат»;
7 - РЖ;
8 - КР расхода газа через вторую секцию ТО «газ-газ» 5;
9 - редуцирующий штуцер;
10 - насосный агрегат подачи НГК в МКП;
11 - датчик температуры осушенного газа, подаваемого в МГП, установленный на выходе установки.
12 - датчик температуры в низкотемпературном сепараторе;
13 - низкотемпературный сепаратор сепарации газа;
14 - датчик температуры НГК, подаваемого в МКП, установленный на выходе установки.
На фиг. 2 приведена структурная схема автоматического управления распределения нагрузки между ТО установки. В ней использованы следующие обозначения:
15 - сигнал фактической температуры в низкотемпературном сепараторе 13, поступающий с датчика 12;
16 - сигнал задания (уставки) температуры в низкотемпературном сепараторе 13;
17 - ПИД-регулятор, управляющий через КР 8 режимом работы ТО «газ-газ» 5;
18 - ПИД-регулятор, управляющий через КР 3 режимом работы ТО «газ-конденсат» 6;
19 - сигнал управления для КР 8;
20 - сигнал управления для КР 3.
ПИД-регуляторы 17 и 18 реализованы на базе АСУ ТП 4.
Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера РФ работает следующим образом:
Добытая газоконденсатная смесь через входную линию 1 установки поступает в сепаратор 2 первой ступени сепарации газа. В сепараторе 2 происходит первичное очищение газоконденсатной смеси от механических примесей, водного раствора ингибитора (ВРИ), выделяется основное количество тяжелых углеводородов НГК, которые, по мере их накопления в нижней части сепаратора 2, отводятся в РЖ 7. Частично очищенная от капельной влаги и пластовой жидкости газоконденсатная смесь с выхода сепаратора 2 первой ступени сепарации газа разделяется на два потока. Первый поток направляется в трубное пространство первой секции ТО «газ-газ» 5, где происходит его предварительное охлаждение встречным потоком осушенного газа, поступающем из низкотемпературного сепаратора 13 и проходящем через вторую секцию ТО «газ-газ» 5. Второй поток через КР 3 подают в трубное пространство первой секции ТО «газ-конденсат» 6, который охлаждается встречным потоком смеси НГК и ВРИ, отводимой из низкотемпературного сепаратора газа 13 и проходящей через вторую секцию ТО «газ-конденсат» 6.
Потоки газоконденсатной смеси, поступающие с выходов первых секций ТО «газ-газ» 5 и ТО «газ-конденсат» 6, объединяют и подают на вход штуцера 9. Проходя его, за счет дроссель-эффекта, температура газоконденсатной смеси резко снижается, а давление в ней падает до давления, при котором происходит максимально возможная конденсация углеводородов. И эта смесь далее поступает на вход низкотемпературного сепаратора газа 13. Вследствие изменения термодинамических условий и снижения скорости потока газоконденсатной смеси в сепараторе 13, происходит финальное выделение из нее осушенного газа, а смесь НГК и ВРИ собирается в нижней части низкотемпературного сепаратора 13.
Отсепарированный холодный осушенный газ на выходе из низкотемпературного сепаратора 13 разделяют на два потока, один из которых проходит через вторую секцию ТО «газ-газ» 5, где отдает холод встречному потоку добытой газоконденсатной смеси и далее подается в МГП, оснащенный датчиком температуры 11. Второй поток направляют по байпасной линии второй секции ТО «газ-газ» 5, на которую устанавливают КР 8, управляемый ПИД-регулятором 17. Такая схема управления степенью рекуперации холода в ТО «газ-газ» 5 совместно с параллельной рекуперацией холода в ТО «газ-конденсат» 6 обеспечивает оптимизацию работы низкотемпературного сепаратора 13 с учетом всех технологических норм и ограничений.
Смесь НГК и ВРИ, выходящая из нижней части низкотемпературного сепаратора 13, проходит через вторую секцию ТО «газ-конденсат» 6, где нагревается, отдавая свой холод встречному потоку добытой газожидкостной смеси, и поступает в РЖ 7, где происходит ее разделение и дегазация. Газ выветривания отправляется либо на факел, либо используется на собственные нужды промысла. ВРИ, выводимый из нижней части РЖ 7, направляют на регенерацию в цех регенерации ингибитора. Отделенный НГК, для дальнейшей транспортировки потребителям, подается насосом 10 в МКП, оснащенный датчиком температуры 14.
Задачу поддержания заданной температуры в низкотемпературном сепараторе 13 с распределением нагрузки между ТО «газ-газ» 5 и ТО «газ-конденсат» 6, решает совместная работа ПИД-регуляторов 17 и 18.
Для этого, на вход заданий SP ПИД-регуляторов 17 и 18, управляющих режимом работы ТО «газ-газ» 5 и ТО «газ-конденсат» 6, АСУ ТП 4 подает единое значение сигнала уставки 16 температуры в низкотемпературном сепараторе газа 13, которую необходимо поддерживать при текущих условиях работы промысла в заданном диапазоне. Одновременно на вход обратной связи PV этих же ПИД-регуляторов подают сигнал 15 с датчика температуры 12 в низкотемпературном сепараторе 13. В результате на выходах CV ПИД-регуляторы 17 и 18 формируют управляющие сигналы 19 и 20 для КР 8 и КР 3, соответственно и одновременно работают оба КР, при этом КР 8 управляет количеством холодного газа, проходящего по байпасной линии второй секции ТО «газ-газ» 5, регулируя тем самым рекуперацию холода в нем, а КР 3 распределяет поток добытой газоконденсатной смеси между первыми секциями ТО «газ-конденсат» 6 и ТО «газ-газ» 5, удерживая таким образом температуру в низкотемпературном сепараторе 13 в заданном технологическим регламентом диапазоне.
Одновременная реализация указанных операций позволяет поддерживать оптимальную температуру предварительного охлаждения газоконденсатной смеси, подаваемой с выходов первых секций ТО «газ-газ» 5 и ТО «газ-конденсат» 6 на вход редуцирующего штуцера 9. Как следствие, обеспечивается экономия энергии пласта газоносной залежи и продлевается срок эксплуатации промысла за счет этой энергии.
АСУ ТП 4, для обеспечения требований технологического регламента установки по соблюдению норм и ограничений при подготовке природного газа и газового конденсата к дальнему транспорту, в реальном режиме работы осуществляет контроль температуры осушенного газа и НГК, подаваемого в МГП и МКП, соответственно, с помощью датчиков 11 и 14. В случаях, когда значение температуры в МГП, либо МКП достигнет своих ограничительных уставок (верхней, либо нижней), то АСУ ТП 4 формирует сообщение оператору установки о возникшем нарушении и необходимости принять решение об изменении режима работы установки.
В случаях, когда положения исполнительных органов обоих КР достигнут своих крайних положений - открыт (закрыт), то АСУ ТП 4 об этом формирует сообщение оператору установки и рекомендует принять решение об изменении режима работы установки.
Настройку используемых ПИД-регуляторов проводит обслуживающий персонал в момент запуска системы в работу под конкретный режим работы установки согласно методу, изложенному, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД- регулятор, ресурс:
http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.
Способ автоматического управления низкотемпературной сепарацией газа на нефтегазоконденсатных месторождениях севера РФ реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном НГКМ на установках комплексной подготовки газа 1 В и 2 В. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых НГКМ РФ.
Применение данного способа позволяет повысить эффективность процесса подготовки природного газа и НГК к дальнему транспорту и улучшить качество подготавливаемой продукции для поставки потребителям.