СПОСОБ АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ПОДАЧЕЙ ИНГИБИТОРА ДЛЯ ПРЕДУПРЕЖДЕНИЯ ГИДРАТООБРАЗОВАНИЯ В СИСТЕМАХ СБОРА УСТАНОВОК КОМПЛЕКСНОЙ/ПРЕДВАРИТЕЛЬНОЙ ПОДГОТОВКИ ГАЗА, РАСПОЛОЖЕННЫХ В РАЙОНАХ КРАЙНЕГО СЕВЕРА
INHIBITOR SUPPLY AUTOMATIC CONTROL METHOD FOR THE HYDRATES FORMATION PREVENTION IN LOCATED IN THE FAR NORTH REGIONS INTEGRATED / PRELIMINARY GAS PREPARATION INSTALLATIONS GATHERING SYSTEMS

Изобретение относится к области добычи природного газа, в частности, к предупреждению гидратообразования и разрушения гидратов в системах сбора (ССГ) установок комплексной/предварительной подготовки газа (УКПГ/УППГ), расположенных в районах Крайнего Севера.
Известно устройство для автоматического управления процессом подачи ингибитора гидратообразования в газопроводы природного газа [см. Авт. св. SU №526864]. Оно включает регулятор соотношения расходов газа и ингибитора, связанный с исполнительным механизмом подачи ингибитора по трубопроводу, снабженному байпасной линией, и регулятор расхода газа. Устройство снабжено двухпозиционным регулятором, входом которого служит выход регулятора расхода газа, и запорным органом, соединенным с установленным на байпасной линии двухпозиционным регулятором.
Недостатком данного устройства является громоздкость из-за наличия двух клапанов-регуляторов и байпасной линии, которая является источником потерь энергии, затрачиваемой на сообщение неиспользуемого напора перепускаемому количеству ингибитора в системе.
Наиболее близким по технической сущности и достигаемому результату к заявляемому изобретению является комплексная автоматизированная система распределения и дозирования ингибитора гидратообразования [см. Патент RU №2376451], которая содержит:
- насосный агрегат с электроприводом, напорный коллектор, трубопроводы отбора ингибитора из коллектора;
- независимые контуры стабилизации давления, один из которых образуется датчиком давления в напорном коллекторе, выход которого соединен с автоматическим регулятором частотного преобразователя, а выход последнего соединен с электроприводом насосного агрегата, второй контур стабилизации давления образует блок регуляторов давления прямого действия, включенный в группу отборных устройств между напорным коллектором и исполнительными устройствами;
- регулятор давления «после себя», образующий совместно с исполнительными устройствами одну управляемую группу устройств, обеспечивающих подачу ингибитора в защищаемые точки технологического оборудования по заданному алгоритму и программе;
- группу исполнительных устройств, обеспечивающих прямую управляемую программную подачу ингибитора на кусты скважин от общего коллектора;
- находящиеся на каждом трубопроводе подачи ингибитора на куст регулируемые устройства, обеспечивающие распределение потока ингибитора между скважинами куста в соответствии с индивидуальной настройкой для каждой скважины и автоматически поддерживающие заданное соотношение перепадов давлений.
Существенными недостатками данной системы являются отсутствие возможности оперативного определения концентрации ингибитора, подаваемого в ССГ и в отработанном растворе, который поступает из ССГ на УКПГ/УППГ, что может привести к существенному перерасходу или недостаточной подаче ингибитора в систему.
Перечисленные факторы, в конечном итоге делают нецелесообразным применение данной автоматизированной системы для управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования в ССГ в условиях Крайнего Севера.
Задачей, на решение которой направлено настоящее изобретение является минимизация расхода ингибитора для предупреждения гидратообразования в ССГ.
Техническими результатами, достигаемыми путем реализации изобретения, являются:
• автоматическое определение в реальном масштабе времени количества ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования в ССГ с учетом его концентрации в регенерированным (исходном) и отработанном водном растворе;
• автоматическое предупреждение гидратообразования в ССГ путем поддержания концентрации ингибитора в отработанном водном растворе, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования в каждом конкретном шлейфе;
• автоматическое распределение ингибитора между газосборными шлейфами (ГСШ) в ССГ.
Указанная задача решается, а технический результат достигается за счет того, что способ автоматического управления подачи ингибитора для предупреждения гидратообразования в системах сбора установок комплексной/предварительной подготовки газа УКПГ/УППГ, расположенных в районах Крайнего Севера, включает:
- подключение отдельного газосборного шлейфа ГСШ к каждому кусту газодобывающих скважин;
- подачу контролируемого объема регенерированного ингибитора по отдельному трубопроводу в начало каждого газосборного шлейфа ГСШ;
- оснащение каждого ГСШ датчиками контроля расхода добываемого газа, его температуры и давления, которые установлены в начале и в конце шлейфа;
- установку на каждый шлейф клапана-регулятора добычи газа с куста газодобывающих скважин;
- подсоединение концов всех газосборных шлейфов к газосборному коллектору, из которого добываемый газ поступает в сепаратор для очистки от механических примесей и водного раствора ингибитора;
- отвод водного раствора ингибитора, по мере накопления в нижней части сепаратора, на регенерацию в цех регенерации ингибитора УКПГ/УППГ.
Реализация способа предусматривает использование системы телеметрии, сопряженной с автоматизированной системы управления технологическими процессами АСУ ТП УКПГ/УППГ. С ее помощью производят с заданной дискретностью последовательный опрос установленных в начале и в конце всех ГСШ датчиков давления, температуры и расхода газа. Так же, АСУ ТП УКПГ/УППГ одновременно с системой телеметрии, опрашивает датчик фактической концентрации регенерированного ингибитора, установленного на выходе буферной емкости регенерированного ингибитора, и датчик концентрации водного раствора ингибитора, установленного на трубопроводе его подачи в цех регенерации ингибитора УКПГ/УППГ. Опросив датчики и получив информацию из системы телеметрии АСУ ТП записывает эту информацию в свою базу данных. После этого АСУ ТП УКПГ/УППГ производит ее обработку для выработки управляющих решений по подаче ингибитора индивидуально для каждого шлейфа.
В случае выявления в одном из ГСШ момента начала процесса гидратообразования, АСУ ТП перестраивается на режим парирования возникшей ситуации. При этом она выдает соответствующее сообщение оператору. Далее, в режиме реального времени, используя занесенные в базу данных результаты измерений и стандартизованные математические модели реализуемых технологических процессов, АСУ ТП расчетным путем определяет фактическое значение необходимого расхода регенерированного ингибитора, которое нужно подавать в ГСШ, где выявлено начало процесса гидратообразования. Это значение АСУ ТП выдает как задание (уставку) соответствующему, реализованному на базе АСУ ТП ПИД-регулятору, управляющему клапаном-регулятором расхода ингибитора в шлейфе, где выявлен процесс гидратообразования. Одновременно, АСУ ТП на основе нормативно-справочной информации, имеющейся в ее базе данных, определяет режим работы ПИД-регулятора путем изменения коэффициента пропорциональности, подаваемого на его соответствующий вход, для управления динамикой подачи ингибитора в указанный ГСШ. При этом содержание нормативно-справочной информации в базе данных АСУ ТП УКПГ/УППГ регулярно обновляется обслуживающим персоналом в интерактивном режиме по результатам гидродинамических и периодических промыслово-лабораторных исследований скважин.
На фиг. 1 приведена принципиальная технологическая схема подачи ингибитора в ССГ УКПГ/УППГ, а на фиг. 2 - структурная схема автоматического управления подачи ингибитора в ССГ УКПГ/УППГ.
На фиг. 1 использованы следующие обозначения:
i
1 - газовые скважины i-го куста, подключенные к i-му шлейфу (для простоты на фиг. 1 показана всего одна скважина), где 1≤i≤n - номер шлейфа ССГ, а n общее количество шлейфов;
i
2 - датчик давления, установленный в начале i-го шлейфа ССГ;
i
3 - датчик температуры, установленный в начале i-го шлейфа ССГ;
i
4 - датчик расхода газа, установленный в начале i-го шлейфа ССГ;
i
5 - i-ый газосборный шлейф (ГСШ);
i
6 - трубопровод подачи ингибитора в начало i-го шлейфа ССГ;
i
7 - клапан-регулятор расхода ингибитора в i-м шлейфе ССГ;
i
8 - датчик расхода регенерированного ингибитора, подаваемого в i-й шлейф ССГ;
9 - напорный коллектор регенерированного ингибитора;
i
10 - клапан-регулятор расхода газа в i-м шлейфе ССГ;
i
11 - датчики давления, установленные в конце i-го шлейфа ССГ;
i
12 - датчики температуры, установленные в конце i-го шлейфа ССГ;
13 - газосборный коллектор;
14 - насосный агрегат подачи регенерированного ингибитора в ССГ;
15 - датчик концентрации регенерированного (исходного) ингибитора;
16 - буферная емкость регенерированного (исходного) ингибитора;
17 - сепаратор газа;
18 - датчик концентрации водного раствора ингибитора;
19 - автоматизированная система управления технологическими процессами (АСУ ТП) УКПГ/УППГ.
На фиг. 2 использованы следующие обозначения:
i
20 - сигнал, поступающий с датчика расхода регенерированного ингибитора 8,- на вход PV ПИД-регулятора i-го ГСШ;
i
п_ном. i
1
i
21 - сигнал значения коэффициента пропорциональности К, поступающий из базы данных на вход I коммутатора 24;
i
п_макс. i
2
i
22 - сигнал значения коэффициента пропорциональности К, поступающий из базы данных на вход I коммутатора 24;
i
ингиб.расч.Δi
23 - сигнал рассчитанного массового расхода ингибитора F для i-го ГСШ, поступающий на вход SP ПИД-регулятора i-го ГСШ;
i
24 - блок коммутации коэффициентов пропорциональности для i-го ГСШ;
i
25 - ПИД-регулятор поддержания расхода ингибитора в i-ом ГСШ;
i
i
26 - управляющий сигнал, подающийся с выхода CV ПИД-регулятора на клапан-регулятор 7 расхода ингибитора в i-ом ГСШ;
i
27 - сигнал команды на выбор коэффициента пропорциональности для ПИД-регулятора i-го ГСШ.
Способ автоматического управления подачи ингибитора для предупреждения гидратообразования в ССГ УКПГ/УППГ, расположенных в районах Крайнего Севера, реализуют следующим образом.
i
i
i
i
i
i
i
Газ, поступая из скважин i-го куста 1, проходит по i-му ГСШ 5, оснащенному датчиками давления 2, температуры 3 и расхода 4, установленными в начале i-го ГСШ, и датчиками давления 11 и температуры 12, установленными в конце i-го ГСШ.
i
Далее газ через клапан-регулятор расхода 10, который используется для регулирования добычи газа из скважин i-го куста, подается в газосборный коллектор 13 и далее на вход сепаратора 17. В сепараторе 17 происходит очищение газа от механических примесей, капельной влаги и отделение водного раствора ингибитора. Этот раствор по мере накопления в нижней части сепаратора 17 отводится на регенерацию в цех регенерации ингибитора через трубопровод, оснащенный датчиком концентрации водного раствора ингибитора 18. С выхода сепаратора 17 очищенный газ от механических примесей и капельной жидкости поступает в цех подготовки газа для дальнейшей осушки.
i
i
i
i
Для подачи ингибитора в начало i-го ГСШ 5, проложен отдельный трубопровод подачи ингибитора 6, который оснащены датчиками расхода ингибитора 8 и клапаном-регулятором 7. Необходимое давление в напорном коллекторе 9 регенерированного ингибитора создается насосным агрегатом 14 подачи ингибитора.
Вход насосного агрегата 14 соединен входным патрубком с буферной емкостью 16, на котором установлен датчик концентрации 15 регенерированного ингибитора.
Система автоматического управления подачи ингибитора работает следующим образом.
i
i
i
i
i
Используя систему телеметрии, производят с заданной дискретностью последовательный опрос установленных на всех ГСШ датчиков. А именно, датчиков давления (датчики 2), температур (датчики 3) и расхода газа (датчики 4) вначале каждого ГСШ, а так же датчика давления (датчики 11) и температур (датчик 12) в конце каждого ГСШ. Результаты произведенных измерений записывают в базу данных АСУ ТП УКПГ/УППГ. В каждом цикле опроса АСУ ТП одновременно с системой телеметрии измеряет фактическую концентрацию регенерированного ингибитора (датчик - 15) и водного раствора ингибитора (датчик - 18).
i
Если АСУ ТП УКПГ/УППГ обнаружит то, что начался процесс гидратообразования в ССГ (например, по способу - патент на изобретение РФ №2329371), она приступает к расчету количества ингибитора, которое необходимо подавать в тот ГСШ 5, в котором начался процесс гидратообразования. Далее АСУ ТП выдает задание своим регуляторам и исполнительным органам (клапанам-регуляторам) на предупреждение процесса гидратообразования.
i
В качестве ингибитора, для предупреждения гидратообразования в ГСШ газовых промыслов, расположенных в районах Крайнего Севера, используют метанол. Поэтому каждый раз, как только выявляется начало процесса гидратообразования в i-ом ГСШ, необходимо определить требуемое количество ингибитора - метанола и подать его в начало ГСШ для предупреждения гидратообразования в ССГ. С этой целью АСУ ТП 19 УКПГ/УППГ для каждого i-го ГСШ 5 в режиме реального времени производит расчеты следующих величин:
а) значение концентрации ингибитора в водном растворе i-го шлейфа, обеспечивающей заданное снижение температуры гидратообразования (определяется по преобразованной формуле Гаммершмидта) [см., например, ст. 6, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
где i - номер ГСШ (i=1, 2, …, n);
32 - молекулярная масса метанола;
1295 - константа Гаммершмидта;
i
Δt - требуемое снижение температуры гидратообразования в конце i-го ГСШ.
i
В свою очередь, Δt определяется из выражения:
i
гидр.i
к.гсш.i
Δt=t-t,
к.гсш.i
i
где t - температура газа в конце i-го ГСШ, значение которой поступает с датчика температуры 12;
гидр.i
гидр.i
i
t - температура гидратообразования в конце i-го ГСШ, которая зависит от давления в нем, т.е. t=ƒ(P).
гидр.i
Для сеноманского газа, который добывается на месторождениях Крайнего Севера, t определяется из выражения [см., например, стр. 22, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
i
i
где P - значение давления газа в конце i-го ГСШ, которое поступает с датчика давления 11.
б) Удельный расход ингибитора, вводимого в поток газа i-го шлейфа для предупреждения гидратообразования, определяется по формуле [см., например, стр. 23, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
1
где C - концентрация регенерированного ингибитора, закачиваемого в i-й ГСШ (обычно 90…95% мас.), фактическое значение которой поступает с датчика концентрации 15;
ri
q - равновесное содержание ингибитора, содержащееся в поступающем газе;
i
W - количество содержащейся в газе жидкой воды.
i
Количество содержащейся в газе жидкой воды - W определяется по формуле:
i
i пласт.вода
i
W=W+ΔW,
i пласт.вода
где W - количество выносимой газом пластовой воды из скважин;
i
ΔW - количество конденсирующейся влаги из газа в ГСШ, определяемое из выражения [см., например, стр. 9, Инструкция по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000]:
1i
2i
где W и W - влагосодержание газа в начале и в конце i-го ГСШ, которое можно определить из формулы Бюкачека [см., например, ст. 88, Э.Б. Бухгалтер. Метанол и его использование в газовой промышленности. М., Недра, 1986, 238 с.]:
i
i
1i
i
2i
где P - значение давления газа, поступающее с датчика давления 2 для определения W, и с датчика давления 11 для определения W;
i
i
1i
i
2i
t - значение температуры газа, поступающее с датчика температуры 3 для определения W и с датчика температуры 12 для определения w.
Равновесное содержание метанола в газе, контактирующем с водометанольным раствором, определяется из выражения:
0i
где M - растворимость метанола в газе в системе «метанол-природный газ», значение которой определяется путем обработки графика, приведенного на рис. 2 (стр. 8) Инструкции по расчету нормативов потребления метанола для использования в расчетах предельно допустимых или временно согласованных сбросов метанола для объектов ОАО «Газпром», ВРД 39-1.13-010-2000.
ингиб_расч_i
в) Массовый расход ингибитора в i-ом ГСШ - F, определяется из выражения:
газ_i
i
где F - значение расхода газа в i-ом ГСШ, которое поступает с датчика расхода 4.
2_итог_расч
г) Итоговую расчетную концентрацию ингибитора С на выходе сепаратора 17 вычисляют из выражения:
2i
где C - значение концентрации ингибитора в водном растворе i-ого ГСШ, обеспечивающее заданное снижение температуры гидратообразования в i-ом ГСШ;
инг_i
F - фактический массовый расход ингибитора по i-ому ГСШ.
2_итог_факт
Как правило, какая та часть ингибитора, подаваемого в ГСШ, растворяется в газе, поэтому итоговая фактическая концентрация ингибитора С, измеряемого с помощью датчик концентрации насыщенного ингибитора 18, всегда будет меньше своего расчетного значения, т.е.:
2_итог_факт
2_итог_расч
C<C.
2_итог_факт
2_итог_факт
2_итог_факт_i
Для управления подачей ингибитора для предупреждения гидратообразования в шлейфах необходимо знать значения С для каждого ГСШ. Так как сепаратор газа 17 является общим для всех ГСШ и учитывая то, что значение С для каждого шлейфа непосредственно не измеряется, значение концентрации ингибитора в водном растворе i-ого ГСШ - С определяется косвенным путем следующим образом:
а) Используя формулу (4) определяют долевую концентрацию ингибитора в водном растворе каждого ГСШ, обеспечивающую заданное снижение температуры гидратообразования в i-ом шлейфе:
где
2_итог_расч
б) Если полученное из формулы (4) значение С принять за 100%, то процентную долю каждого шлейфа в нем можно найти из следующей формулы:
2_итог_расч
2_итог_факт
в) Далее АСУ ТП находит разницу между С и С, т.е. значения поправки Δ:
2_итог_расч
2_итог_факт
Δ=C-C.
г) Значение поправки Δ принимают за 100%. Распределение значения поправки между шлейфами назначают, используя результаты вычислений по пункту б). В результате для i-го шлейфа поправку определяют, используя следующую формулу:
С учетом поправки  удельный расход ингибитора, вводимого в поток газа i-го шлейфа, определяют по следующей формуле:
Поправку к массовому расходу ингибитора в i-ом ГСШ, с учетом значения  для i-го шлейфа, определяют из выражения:
i
i
i
ингиб_расч_Δi
i
i
i
п_ном.i
п_макс.i
i
i
1
2
п_ном.i
п_макс.i
i
i
Для поддержания необходимого значения массового расхода ингибитора в i-ом ГСШ, определяемого по формуле (5), используется ПИД-регулятор 25 поддержания расхода ингибитора для в i-ый ГСШ, который реализован на базе АСУ ТП УКПГ/УППГ. На вход задания SP ПИД-регулятора 25 подается сигнал 23 вычисленного значения F расхода ингибитора по формуле (5). На вход обратной связи PV этого же ПИД-регулятора подают с датчика 8 сигнал 20 значения расхода регенерированного ингибитора, подаваемого в ГСШ. Для изменения динамики подачи ингибитора в ГСШ используют коммутатор сигналов 24, производящий переключение между коэффициентами пропорциональности К и К, сигналы которых 21 и 22 поступают из базы данных АСУ ТП УКПГ/УППГ. Эти сигналы подаются на соответствующие входы I и I коммутатора сигналов. Переключение между коэффициентами пропорциональности К и К, производится по команде 27, выдаваемой АСУ ТП и поступающей на вход CS коммутатора сигналов 24.
i
i
i
i
Благодаря этому на выходе CV ПИД-регулятора 25 формируется управляющий сигнал 26, который подается на клапан-регулятор 7 расхода ингибитора. В результате в ГСШ 5 будет всегда подаваться необходимое количество ингибитора, достаточное для предотвращения образования гидратов.
i
Настройку коэффициентов ПИД-регулятора 25 проводят согласно общеизвестным методам, изложенным, например, в «Энциклопедии АСУ ТП», п. 5.5, ПИД-регулятор, ресурс:
http://www.bookasutp.ru/Chapter5_5.aspx#HandTuning.
i
При этом, для каждого ГСШ 5 определяют два значения коэффициента пропорциональности:
п_ном.i
- К - значение, при котором поддержание расхода происходит без перерегулирования;
п_макс.i
- К - значение, при котором поддержание расхода ингибитора происходит с допустимым перерегулированием, обеспечивая наибольшее быстродействие.
п_ном.i
п_макс.i
i пласт.вода
i пласт.вода
Значения коэффициентов пропорциональности К, К и количества выносимой пластовой воды из скважин - W заносится в раздел нормативно-справочной информации базы данных АСУ ТП УКПГ/УППГ. Обслуживающий персонал промысла регулярно уточняет значение W по результатам гидродинамических и периодических промыслово-лабораторных исследований и имеет возможность в интерактивном режиме корректировать их значения в базе данных АСУ ТП УКПГ/УППГ согласно результатам измерения.
i пласт.вода
i
п_ном.i
i
Допустим, количество выносимой пластовой воды - W, поступающей в ГСШ 5 из скважин равно нулю. В этом случае, при управлении процессом предупреждения гидратообразования в шлейфе из базы данных АСУ ТП выбирается значение коэффициента пропорциональности К для ПИД-регулятора этого шлейфа, подавая соответствующую команду коммутатору 24 на его вход CS. В результате поддержание рассчитанного значения расхода ингибитора будет происходить без перерегулирования, тем самым не допуская его необоснованного перерасхода.
i пласт.вода
i
i
п_макс.i
i
i
i
Если по результатам гидродинамических и периодических промыслово-лабораторных исследований выявлено наличие выносимой пластовой воды W из скважины, подключенной к ГСШ 5, то его значение вводят в базу данных АСУ ТП. А это означает, что вероятность образования гидратов в данном ГСШ 5 повышена. Следовательно, при управлении процессом предупреждения гидратообразования для этого шлейфа из базы данных АСУ ТП УКПГ/УППГ выбирается значение коэффициента пропорциональности К и соответствующий сигнал 27 будет подан коммутатору 24 на его вход CS. В результате поддержание значения расхода ингибитора будет происходить с допустимым перерегулированием, что повысит скорость реакции на изменение значения задания по расходу ингибитора, и он будет подаваться в ГСШ 5 быстрее, что понижает вероятность образования гидратов в данном ГСШ.
2_итог_факт
2_итог_расч
На практике возможен случай, когда С>(C+Δн), где Δн - зона нечувствительности, тогда АСУ ТП об этом сразу сообщает обслуживающему персоналу УКПГ/УППГ для уточнения значения количества выносимой пластовой воды из скважин, которое стало причиной появления данного неравенства.
Способ автоматического управления подачи ингибитора для предупреждения гидратообразования в системах сбора газа УКПГ/УППГ, расположенных в районах Крайнего Севера, реализован в ПАО «Газпром» ООО «Газпром добыча Ямбург» на Заполярном газоконденсатном месторождении на УКПГ 1С, УКПГ 2С и УКПГ 3С. Результаты эксплуатации показали его высокую эффективность. Заявляемое изобретение может широко использоваться и на других действующих и вновь осваиваемых газоконденсатных месторождениях РФ.
Применение данного способа позволяет:
- в реальном масштабе времени автоматически определять количество ингибитора, необходимого для предупреждения гидратообразования в ССГ и в автоматическом режиме распределять подачу ингибитора между ГСШ;
- автоматически предупреждать гидратообразование в ССГ путем поддержания заданной концентрации ингибитора в отработанном водном растворе, обеспечивая необходимое снижение температуры гидратообразования в ГСШ;
- оптимизировать подачу ингибитора для предупреждения гидратообразования в ССГ, обеспечивая повышение эффективности добычи и подготовки скважинной продукции.