УСТАНОВКА ДЛЯ ПОДГОТОВКИ ГАЗА С УДАЛЕННЫМ ТЕРМИНАЛОМ УПРАВЛЕНИЯ И ИСПОЛЬЗОВАНИЕМ ПРОГРАММНОГО КОМПЛЕКСА АВТОМАТИЧЕСКОГО УПРАВЛЕНИЯ ТЕХНОЛОГИЧЕСКИМ ПРОЦЕССОМ
DEVICE FOR GAS TREATMENT WITH REMOTE CONTROL TERMINAL AND USE OF SOFTWARE SYSTEM FOR AUTOMATIC FLOW CONTROL

Изобретение относится к газовой и нефтяной отраслям промышленности и может использоваться при подготовке газа нефтяных и газоконденсатных месторождений для снижения капитальных и эксплуатационных затрат.
Известны способы подготовки газоконденсатных смесей и установки для их осуществления.
Известна установка комплексной подготовки газа к транспорту (RU 77405 U1), в которой газ от кустов газовых скважин подается во входной сепаратор для продукции газоконденсатных скважин, далее в рекуперативный теплообменник «газ-газ» и эжектор, затем в низкотемпературный сепаратор, разделители первой и второй ступени и выветриватель. При этом установка дополнительно снабжена байпасной линией на рекуперативном теплообменнике «газ-газ» с установленным на ней регулятором температуры, а разделитель первой ступени размещен непосредственно под входным сепаратором и жестко соединен с ним патрубками, образуя единую конструкцию.
Недостатком данной установки является то, что она работает только при наличии обслуживающего персонала, опорной базы промысла и вахтового жилого комплекса (при большой удаленности месторождения углеводородов от городских поселений), что приводит к увеличению капитальных и эксплуатационных затрат.
Известен способ эксплуатации газового месторождения (RU 2367782 C1), который заключается в том, что при разработке газового месторождения используется дистанционное, автоматическое и ручное управление исполнительными механизмами запорных органов скважин. При этом часть эксплуатационных скважин куста, промысла, месторождения подключают к станции или блоку станций управления фонтанной арматурой и подземным клапаном-отсекателем.
Каждую из указанных станций оснащают насосно-аккумуляторной установкой и соединенным с ней по рабочему телу блоком управления запорными органами скважины. Управление скважиной производят с автоматическим обеспечением логической последовательности закрытия: боковая задвижка-надкоренная задвижка-подземный клапан-отсекатель, производимой через замедляющие системы.
Недостатком данной системы является то, что она уменьшает, но не исключает присутствие обслуживающего персонала и, как следствие, не исключает человеческий фактор, вследствие которого может возникнуть авария, а также остается необходимость в строительстве опорной базы промысла и вахтового жилого комплекса (при большой удаленности установки от городских поселений в условиях Крайнего Севера). Кроме того, она не обеспечивает автоматическое управление процессом первичной подготовки газа после его добычи.
Наиболее близкой к предложенной является установка подготовки нефтяного и природного газа для дальнейшей переработки или для подачи в транспортный трубопровод (RU 2432536 C1, 27.10.2012), которая содержит линию подачи газа, соединенную с первой ступенью компрессора, выход которой соединен через холодильник с первичным сепаратором, выход которого для газа соединен со второй ступенью компрессора, выход которой через холодильник соединен с низкотемпературным сепаратором, выход которого для жидкости соединен с емкостью - трехфазным разделителем, причем с трубопроводом на выходе второй ступени компрессора соединен трубопровод подачи ингибитора гидратообразования - метанола.
В этой установке для подготовки газа, как и в других, требуется наличие обслуживающего персонала.
Задачей изобретения является создание установки для первичной подготовки газа от кустов газовых скважин, работающей без обслуживающего персонала за счет использования программного комплекса автоматического регулирования подготовкой газа.
Технический результат предложенного изобретения заключается в обеспечении автоматического управления процессом подготовки газа.
Технический результат достигается тем, что установка для подготовки газа, содержащая линию подачи газа, первичный сепаратор, выход которого по газу соединен с низкотемпературным сепаратором, выход которого для газожидкостной смеси соединен с дегазатором, а также систему подачи ингибитора гидратообразования, соединенную с линией подачи газа и с линией, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы, и запорно-регулирующую арматуру, согласно изобретению снабжена системой автоматического управления (САУ), связанной с запорно-регулирующей арматурой, которая представляет собой первый клапан-регулятор на линии подачи газа, второй клапан-регулятор, установленный на линии, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы, третий и четвертый клапаны-регуляторы, установленные на линиях, соединяющих выходы соответственно первичного и низкотемпературного сепараторов для газожидкостной смеси с дегазатором, пятый клапан-регулятор, установленный на линии сброса жидкости из дегазатора, и шестой клапан-регулятор, установленный на линии сброса газа из дегазатора, установка снабжена первым расходомером на линии подачи газа и вторым расходомером на линии отвода газа из низкотемпературного сепаратора, соединенными с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия первого клапана-регулятора, датчиком температуры на входе низкотемпературного сепаратора, соединенным с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия второго клапана-регулятора, датчиками уровня жидкости в первичном и низкотемпературном сепараторах и в дегазаторе, связанными с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия соответственно третьего, четвертого и пятого клапанов-регуляторов, и датчиком давления в дегазаторе, связанным с САУ с возможностью регулирования давления в дегазаторе, а система подачи ингибитора гидратообразования связана с САУ с возможностью регулирования расхода ингибитора в зависимости от давления газа на линии подачи или его расхода.
На чертеже показана схема предлагаемой установки.
Установка для первичной подготовки газа (УППГ) нефтяных или газоконденсатных месторождений содержит соединенный с линией 1 подачи газа (газопровод-шельф) первичный сепаратор 2, выход которого по газу соединен с низкотемпературным сепаратором 3. Выход сепаратора 3 для газожидкостной смеси соединен с дегазатором 4. Система 5 подачи ингибитора гидратообразования установлена на линии 1 подачи газа и на линии, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы 2 и 3.
В предложенной установке применен программный комплекс автоматического регулирования подготовкой газа, который включает в себя регулирование параметров технологического процесса в автоматическом режиме.
Запорно-регулирующая арматура установки управляется системой автоматического управления (САУ) в виде удаленного терминала управления. Запорно-регулирующая арматура включает:
- первые клапаны-регуляторы 6 расхода газа на скважинах;
- второй клапан-регулятор 7, установленный на линии, соединяющей первичный и низкотемпературный сепараторы 2 и 3 для поддержания температуры в низкотемпературном сепараторе 3;
- третий клапан-регулятор 8, установленный на линии выхода газожидкостной смеси из первичного сепаратора 2 для ее сброса в дегазатор 4;
- четвертый клапан-регулятор 9, установленный на линии выхода газожидкостной смеси из низкотемпературного сепаратора 3 для ее сброса в дегазатор 4;
- пятый клапан-регулятор 10, установленный на линии сброса жидкости из дегазатора 4 на горизонтальное факельное устройство;
- шестой клапан-регулятор 11, установленный на линии сброса газа из дегазатора 4 для поддержания давления в необходимом диапазоне.
Установка снабжена расходомерами по газу и жидкости, датчиками давления и температуры газа, соединенными с САУ с возможностью регулирования степени открытия-закрытия:
- первого клапана-регулятора 6 в зависимости от требуемого расхода газа, первый расходомер 12 установлен на каждой скважине или на кусту газовых скважин в целом;
- второго клапана-регулятора 7 в зависимости от требуемой температуры сепарации в низкотемпературном сепараторе 3, датчик 14 температуры установлен на трубопроводе между вторым клапаном-регулятором 7 и низкотемпературным сепаратором 3;
- третьего клапана-регулятора 8 для сброса жидкости из первичного сепаратора 2, уровнемер (не показан) установлен в кубовой части сепаратора 2;
- четвертого клапана-регулятора 9 для сброса жидкости из низкотемпературного сепаратора 3, уровнемер (не показан) установлен в кубовой части сепаратора 3;
- пятого клапана-регулятора 10 для сброса жидкости из дегазатора 4, уровнемер (не показан) установлен в дегазаторе 4;
- шестого клапана-регулятора 11 для поддержания давления в дегазаторе 4, датчик давления (не показан) установлен в верхней части Д1;
- расходомер 13 измеряет расход газа после его осушки в низкотемпературном сепараторе 3.
Все датчики связаны с САУ. Сигналы от датчиков поступают в САУ, в которой в соответствии с программами регулирования расхода газа, регулирования температуры низкотемпературной сепарации, регулирования уровня жидкости в аппаратах и регулирования подачи ингибитора гидратообразования вырабатываются управляющие сигналы, поступающие на соответствующие клапаны-регуляторы, и происходит их закрытие или открытие до соответствующей степени.
Газ от кустов газовых скважин поступает на УППГ, где проходит первичную подготовку, и далее по газопроводу до ближайшей УКПГ для подготовки до товарного качества, при этом на протяжении всего срока эксплуатации нефтяных и газовых месторождений установка первичной подготовки газа работает без обслуживающего персонала за счет использования программного комплекса автоматического регулирования подготовкой газа.
Автоматическое регулирование выполняется на основе уставок по следующим законам регулирования:
- дискретное регулирование;
- ПИД-регулирование.
Дискретное регулирование заключается в управлении клапанами-регуляторами при достижении регулируемых параметров критических значений из диапазона допустимых, но еще не аварийных.
При ПИД-регулировании программным комплексом формируется команда на управление технологическим оборудованием (регулирующие клапаны, насосы метанола) на основе сравнения текущего значения регулируемого параметра, получаемого от аналогового датчика, и значения уставки (задается оператором либо рассчитывается), определяемой регламентом работы технологического участка, на котором осуществляется регулирование.
Задачей программного комплекса автоматического регулирования и управления технологическими процессами добычи и промысловой подготовки газа является обеспечение подачи газа в газопровод с заданным количеством и качеством. Задача решается подпрограммами, которые являются ее составными частями.
При этом подпрограммы между собой неразрывно связаны функциями, зависимостями и уставками min/max.
К подпрограммам управления САУ относятся:
1. Подпрограмма автоматического регулирования давления и расхода газа на УППГ и в газосборной сети. Первый клапан регулятор 6 работает по логической функции:
Qплан=Σn ниток Qтовар=Σn скважин Qвал
при условиях:
1. Qmin<Qфакт<Qmax
2. Pmin<Рфакт<Pmax
3. Kv стремится к Qоптимальное,
где Qплан - плановое задание расхода газа;
Σn ниток - количество технологических ниток сепарации;
Qтовар - товарный расход газа после сепарации;
Σn скважин - количество скважин;
Qвал - валовый расход газа (расход сырого газа);
Qmin - минимальная уставка по расходу (минимальный расход газа, определяется геологической службой);
Qфакт - фактический, текущий расход газа;
Qmax - максимальная уставка по расходу (минимальный расход газа, определяется геологической службой);
Pmin - уставка по минимальному давлению;
Рфакт - фактическое давление в газопроводе-шлейфе;
Pmax - уставка по максимальному давлению;
Kv - степень открытия клапана;
Qоптимальное - среднее значение расхода газа между Qmin и Qmax.
Режим отслеживания давления (соблюдение условия №2 - Pmin<Рфакт<Pmax):
Клапан-регулятор 6 поддерживает давление газа в диапазоне заданного давления min/max в зависимости от значения давления и требуемого расхода в газосборной сети.
р
Р - наибольшее избыточное давление, при котором обеспечивается заданный режим эксплуатации арматуры, деталей трубопровода и аппаратов;
i%, n% - принимаемые проценты для расчетов давлений, где i>n;
- значение минимального давления в системе противоаварийной защиты, при которой происходит отключение аварийного участка;
_
значение максимального давления в системе противоаварийной защиты, при которой происходит отключение аварийного участка;
Расчет рабочих уставок подпрограммы:
р-
p
Pmin=(РР*i%);
p
p
Pmax=(P-P*n%).
При условии:
и
для поддержания Рфакт в диапазоне от Pmin до Pmax необходимо использование клапана-регулятора 6 с регулировкой «после себя» по ПИД-регулированию.
Функции программного комплекса САУ:
р
р
- если Рфакт>(Р-Р*n%), то подается команда на закрытие клапана-регулятора 6 на Y%;
- время ожидания t сек;
- повторный опрос первичных датчиков давления;
р
р
- если Рфакт<(Р-Р*i%), то подается команда на открытие клапана-регулятора 6 на Y%;
- время ожидания t сек;
- повторный опрос первичных датчиков давления;
p
p
р
р
- если (P-P*i%)<Рфакт<(Р-Р*n%), то регулировка выполнена и клапан-регулятор 6 остается в существующем положении.
2. Подпрограмма автоматического регулирования температуры низкотемпературной сепарации газа. Работает по логической функции:
Kv заданное обеспечивает условие 1, то есть Tmin<Kv заданное<Tmax.
при условиях:
1. Tman<Тфакт<Tmax
2. Pmin<Рфакт<Pmax
3.
,
где
Tmin - минимальное значение температуры НТС (определяется регламентом установки в зависимости от условий транспорта газа);
Tmax - максимальное значение температуры НТС (определяется регламентом установки в зависимости от условий транспорта газа);
Тфакт - фактическая температура НТС (определяется датчиками, зависит от дросселяции давления газа клапаном регулятором);
Pmin - минимальное рабочее давление определяется из расчета транспорта газа;
Pmax - максимальное рабочее давление (определяется из расчета прочностных характеристик трубопроводов и аппаратов);
Рфакт - фактическое давление после дросселяции давления газа клапаном-регулятором (определяется датчиком давления);
Qmin - минимально допустимый расход газа (определяется геологической службой);
Qmax - максимальный расход газа (определяется в зависимости от производительности аппаратов);
- фактический расход товарного газа.
Задаваемая степень открытия клапана (Kv заданное) должна обеспечивать (за счет дросселирования, охлаждения) условие 1, то есть поддерживать температуру в заданном диапазоне между максимальным и минимальным значениями.
Клапан-регулятор 7 поддерживает температуру газа в низкотемпературном сепараторе 3 путем постепенного открытия или закрытия в диапазоне заданной температуры min/max в зависимости от минимального значения давления в газопроводе внешнего транспорта и требуемого расхода.
3. Подпрограмма подачи ингибитора гидратообразования - метанола.
3
Давление в метанолопроводе и в системе 5 подачи ингибитора гидратообразования поддерживается автоматически насосами от действующего УКПГ (находится удаленно). Подпрограммой осуществляется подача метанола через клапан-регулятор системы 5 подачи ингибитора в зависимости от удельного расхода метанола (килограмм на 1000 м газа). Удельный расход метанола вводится в программный комплекс диспетчером периодически, при этом возможно включение подпрограммы для расчета удельного расхода метанола на основе постоянного анализа термобарических параметров газа и/или расхода газа.
4. Подпрограмма поддержания уровня жидкости в емкости- дегазаторе 4 (дискретное регулирование). Работает по логической функции:
Kv заданное обеспечивает условие 1, то есть Х%<Kv заданное <Y%, где условие 1: X%<Lфакт<Y%.
Задаваемая степень открытия клапана Kv заданное должна обеспечивать поддержание уровня жидкости диапазоне от Х% до Y%.
Уставки, где Lфакт - фактический уровень в дегазаторе 4;
- рабочий уровень принимаем в диапазоне от Х% - до Y% всего объема емкости-дегазатора 4;
- аварийные уровни (уставки СПАЗ) принимаем - min (X+z)%, max (Y+i)%.
Функции программного комплекса:
- подпрограмма в режиме реального времени отслеживает показания уровнемера емкости-дегазатора 4;
- если Lфакт>Y%, то подается команда «открытие» клапана-регулятора 10 на опорожнение дегазатора 4;
- поступает сигнал от уровнемера - значение Lфакт;
- если Lфакт<X%, то подается команда «закрытие» клапана-регулятора 10;
- поступает сигнал от уровнемера - значение Lфакт;
- если X%<Lфакт<Y% МПа, то подается команда «норма» и клапан-регулятор 10 сброса жидкости закрывается.
При этом аналогично работают клапаны-регуляторы 8 и 9 по сбросу жидкости из сепараторов 2 и 3 и имеют функцию аварийного закрытия при достижении максимального уровня в дегазаторе 4.
Клапан-регулятор 11 давления на линии газов выветривания дегазатора 4 имеет функцию поднятия давления в определенном диапазоне регулирования, если уровень жидкости в емкости дегазаторе 4 не снижается.
Таким образом обеспечивается автоматическое управление процессом первичной подготовки газа без участия обслуживающего персонала.
Кроме того, электроснабжение установки подготовки газа для работы исполнительных механизмов (клапанов-регуляторов, горелок), организации передачи параметров работы и аварийной остановки может осуществляться через аккумуляторные батареи большой мощности от источников автономного электроснабжения: ветрогенератор, солнечные панели, энергогенераторы на газовом топливе.
Все оборудование применяется повышенной надежности.
Технологическая связь установки подготовки газа с удаленным терминалом САУ выполнена на базе оптоволоконного кабеля.
Наружное освещение территории применено из энергосберегающих прожекторов с повышенной светоотдачей для экономии электроэнергии.
Кроме того, средства измерений выбираются с малым энергопотреблением.
Предложенная установка обеспечивает снижение эксплуатационных затрат за счет отсутствия обслуживающего персонала и, как следствие, отсутствия затрат на заработную плату и социальный пакет. Капитальные затраты снижаются из-за отсутствия необходимости строительства опорной базы промысла и вахтового жилого комплекса (при большой удаленности установки от городских поселений в условиях Крайнего Севера).